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Ing. Julio A. Villamizar C Página 1

COMPLETAMIENTO DE POZOS

1. Introducción Después que un pozo ha sido completado, se debe completar adecuadamente antes de ponerlo en producción. Una Tecnología complicada se ha desarrollado para estas técnicas y se ha desarrollado equipos para tal fin. La selección de este equipo y las técnicas aplicadas solo pueden ser posibles cubriendo todos puntos y mediante la investigación de factores que son específicos del yacimiento y estudio de la producción del pozo. La compleción de un pozo es la parte esencial de su producción. El conocimiento de los tipos de completación y los aspectos relacionados con ella, contribuirán a disminuir los problemas operacionales que se presenta usualmente.

2. Requerimientos Básicos Existen tres Requerimientos Básicos en cada completación, en común con casi todos los productos y servicios de operaciones Petroleras. Una completación debe proveer los medios para la producción de Gas y/o Petróleo (o Inyección) y que son: Seguro Eficiente / Económico Confiable

3. Definición de completamiento La completación de pozos envuelve un proceso que se extiende mucho mas allá que la instalación de tubería y equipos en el pozo. Completación: Es el diseño, selección e instalación de tubulares, herramientas y equipos en un pozo con el propósito de converger, bombear y controlar la producción o inyección de fluidos.1 La completación abarca la terminación de la perforación del pozo hasta que se instala a la producción2

4. Tipos de Completaciones Existen muchas maneras de clasificar o categorizar los tipos de completaciones. Los criterios más comunes para la clasificación de completaciones incluye lo siguiente: Estructura del hoyo / interfase del yacimiento, hueco abierto o entubado,

completaciones horizontales. Zonas productoras, zona sencilla o múltiples zonas productoras. Método de Producción, flujo natural o Levantamiento artificial (Artificial Lift).

1 Manual de Completación de schlumberger

2 Completación y Reacondicionamiento de Pozos PDVSA


4.1. Completaciones Hueco Abierto o Descalzas En completaciones a hueco abierto, el revestidor de producción se asienta por encima de la zona productiva1

Este tipo de completaciones solo pueden ser posibles en yacimientos con formaciones fuertes como para prevenir derrumbamientos. En estas completaciones no hay manera de producir selectivamente o de aislar intervalos dentro del reservorio o de la sección hueco abierto. El casing o liner de producción se baja y cementa en el tope rocoso, dejando las paredes del hueco abiertas.2 La completación a hueco abierto permite empacar el pozo con grava, con ello se aumenta su productiva o controla la producción de área en formaciones no consolidadas Este completación tiene mayor aplicación en formaciones de caliza, debido a su consolidación1

4.1.1. Ventajas de la Completación a hueco abierto

El asentamiento del revestidor en el tope de la zona productora permite la utilización de técnicas especiales de perforación, que minimizan el daño a la formación

Todo el diámetro del hoyo está disponible para le flujo

Generalmente no se requiere cañoneo. Algunas veces se utiliza el cañoneo en hoyo desnudo debido al daño severo de la formación

Si la zona no se va a cañonear, la interpretación del perfil del hoyo no es critica

El hoyo se puede profundizar fácilmente o cambiar a una completación con forro y empacar con grava.

4.1.2. Desventajas de la Completación a hueco abiert

No hay forma de regular el flujo hacia el hueco

No se puede controlar efectivamente la producción de gas o agua

Es difícil tratar los intervalos productores en forma selectiva


4.2. Completaciones con Tubería Ranurada no Cementada En este completamiento el revestidor de producción es asentado y cementado por encima de la zona productora, y una tubería ranurada se instala al revestidor mediante un colgador. Este método permite efectuar empaques con arena.

4.2.1. Ventajas del Completamiento con Tubería Ranurada no

Cementada

Disminución del daño a la formación mientras se perfora la zona productora.

Eliminación del costo de cañoneo

La interpretación de los registro no es critica

Posibilidad de usar técnicas especiales de control de arena.

4.2.2. Desventajas del Completamiento con Tubería Ranurada no Cementada

Dificultad para controlar la producción de gas o agua

El revestidor de producción es asentado antes de perforar el horizonte objetivo

Imposibilidad de una estimulación selectiva

4.3. Completación a Hueco Revestido y Cañoneado En este completamiento, el revestidor se asienta a través de la formación productora y se cementa. Posteriormente, se cañonea para establecer comunicación entre el hoyo y la formación.


4.3.1. Ventajas del Completación a Hueco Revestido y Cañoneado

Existen facilidades para completación selectiva y para reparaciones en los intervalos productores

Mediante cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de gas y agua

La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad

Es posible hacer completaciones múltiples

Se pueden realizar estimulaciones selectivas

Se puede profundizar el hueco, aunque con un diámetro menor

Se pueden hacer adaptaciones para control de arena utilizando camisas ranuradas y empaques con grava

4.3.2. Desventajas del Completación a Hueco Revestido y Cañoneado

Se requiere análisis preciso de los registro y muy buen control de la profundidad del hueco

El cañoneo de zonas de gran espesor puede ser costoso

Se puede incurrir en producción del diámetro efectivo del hueco y de la productividad del pozo

Se requiere un buen trabajo de cementación a través de los intervalos productores

5. Terminación del Pozo

Se entiende por terminación de un pozo petrolero a las actividades encaminadas a explotar los yacimientos, a través de las tuberías de revestimiento de explotación, contando con la introducción, anclaje y empacamiento del aparejo de producción para dejarlo produciendo por el método más conveniente. Básicamente una terminación consiste en establecer en forma controlada y segura la comunicación entre el yacimiento y la superficie cuidando de proteger la tubería


de revestimiento que representa la vida del pozo, aprovechando así óptimamente la energía del yacimiento.

5.1. Terminación vertical sencilla La terminación sencilla contempla, generalmente, la selección de un solo horizonte productor para que descargue el petróleo hacia el pozo. Sin embargo, existen varias modalidades de terminación sencilla. La terminación sencilla clásica, con el revestidor cementado hasta la profundidad total del hoyo, 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.

Otra versión de terminación sencilla, permite que selectivamente pueda ponerse en producción determinado intervalo. Para esto se requiere adaptar a la sarta de producción las empacaduras de obturación requeridas 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.


Por las características petrofísicas de la roca, especialmente en el caso de caliza o dolomita, la terminación sencilla puede hacerse a hoyo desnudo, o sea que el revestidor se cementa más arriba del intervalo productor. Luego se puede estimular o fracturar el intervalo productor.

Algunas veces se puede optar por revestir el intervalo productor utilizando un revestidor corto, tubería calada, que cuelga del revestidor de producción.


Otra opción de terminación para contener arenas muy deleznables, que se emplea mucho en pozos que producen a bombeo mecánico, 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.

El empaque puede lograrse colgando una tubería calada especial, previamente empacada o con una tubería calada por medio de la cual, antes de colgarla, se rellena el espacio anular con la grava escogida.

5.2. Terminación vertical doble Cuando es necesario producir independientemente dos yacimientos por un mismo pozo, se recurre a la terminación doble. Generalmente, el yacimiento superior produce por el espacio anular creado por el revestidor y la tubería de educción y el inferior por la tubería de educción, cuya empacadura de obturación se hinca entre los dos intervalos productores.


Algunas veces se requiere que el intervalo productor inferior fluya por el espacio anular y el superior por la tubería de educción única que desea instalarse. En este caso se puede elegir una instalación que por debajo del obturador superior tenga una derivación a semejanza de una Y, que permite invertir la descarga del flujo.

Otras veces se puede optar por instalar dos tuberías de educción para que los fluidos de cada intervalo fluyan por una tubería sin tener que utilizar el espacio anular para uno u otro intervalo


5.3. Terminación vertical 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 educción 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.

Cuando se requiere la producción vertical independiente de tres estratos, otra opción es la de meter tres sartas de educción.


5.4. Otras modalidades de terminación Las terminaciones mencionadas anteriormente corresponden todas a las de pozo por flujo natural. Para pozos que desde el mismo comienzo de su vida productiva no puedan fluir por flujo natural, se recurre entonces a la terminación por bombeo mecánico, bombeo hidráulico, levantamiento artificial por gas o bombeo mecánico asociado con inyección de vapor, según las características del yacimiento e intervalos seleccionados para producir. 6. EQUIPOS DE COMPLETAMIENTO 6.1. Introducción La selección de los componentes y partes de una completación se derivan de los requerimientos operacionales del campo, Pozo o yacimiento para poder lograr eficiencia, seguridad y una producción económica. Existen muchos tipos de componentes disponibles, y cada uno es especifico debido a su función o Variaciones dimensiónales. Estas tuberías pueden ser de diferentes diámetros y a través de esta se mantiene el control de la producción o inyección; igualmente facilita las operaciones de servicio en el pozo, tales como trabajos de guaya fina y circulación. Los componentes Primarios de una completación se categorizan de la siguiente manera:

Empacaduras de producción

Equipo de Gas Lift

Válvulas de Seguridad

Equipos de Control de Flujo

Permanentes

Recuperables

Accesorios de completación


6.2. Tuberías de Producción (tubing) Función. Es llevar el fluido desde la formación productora hasta el cabezal del pozo. El diseño de un sistema de completación eficiente y económica depende de la adquisición de data precisa y la selección de los componentes apropiados Ya que el éxito final del sistema de completación depende de una instalación exitosa. También se le debe dar especial consideración a los procedimientos de instalación. Los diseños de completación variaran significativamente con la variación de las Siguientes características del reservorio y de las locaciones:

Rata total de producción

Presión y profundidad del pozo

Propiedades de la formación

Propiedades del fluido

Locación del pozo

Stock existente Una de las decisiones mas importantes Cuando se completa un pozo, es la selección de la tubería y sus componentes. Estos componentes vienen en un gran número de Grados y diámetros diferente y varios factores se deben considerar antes de la selección. Las altas presiones que recientemente se han conseguido en formaciones profundas requieren que los componentes tengan una resistencia mayor a los esfuerzos, sumados a su capacidad de sello, los tipos de conexiones que están disponibles también ha incrementado en numero. Aquellos que trabajan con los diseños de completaciones deben entender las aplicaciones apropiadas y los tipos de componentes de las tuberías más comunes. Igualmente, se debe tener un conocimiento operacional de las conexiones. Las juntas de tubería pueden variar en tamaño desde 18 a 35 pies, sin embargo, el tubo es aproximadamente de 30 pies. En todos los envíos la longitud va a variar, por lo tanto, una medición precisa de cada tubo es esencial. Pup joints (tubos cortas para espaciar la tubería) vienen disponibles en medidas cortas entre 2’ a 20’ in incremento de 2’ La tubería también viene disponible en una variedad de rangos de OD. Los más comunes: 2 3/8", 2 7/8", 3 1/2", 4 1/2", 5.0" 5 1/2" 6 5/8", 7" 9 5/8" 10 3/4". Fallas de tubería son muy comunes en algunos lugares (e.i, Mar del Norte). API define tubería de producción los tamaños de 1" a 41/2" de OD. Las tuberías de casing con O.D de 41/2 a 20"

6.2.1. Grados API Mayormente, las tuberías son fabricadas de acuerdo a las normas y especificaciones API y, por consiguiente, deben ser sometidas a un gran numero de pruebas y Revisiones antes de su distribución e instalación.


Los Grados de Aceros estandarizados para las tuberías API son J-55, C-75, L-80, C-95, N-80, P-105 y V-150. Grades C-75, L-80 y C-95 se utilizan para servicios de H2S donde se requieren resistencia a esfuerzos superiores a las de J-55. NOTA: L-80 puede ser material 4130/4140 LHT , 9Cr LHT, o material 13Cr .

6.2.2. Conexiones API Hay 2 dos conexiones de acople API disponibles:


6.3. Empacaduras de producción Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento a fin de evitar el movimiento vertical de fluidos desde la empacadura por el espacio anular hacia arriba.

La empacadura generalmente se considera la herramienta más importante del pozo en la tubería de producción. Los tipos de empacaduras de completación varían grandemente y están diseñadas para cubrir condiciones especificas del pozo o del reservorio (e.g.,sencillas o en configuración agrupada, con sartas sencillas, duales o triples). Las Empacaduras de producción pueden tener varias funciones, Sin embargo, su principal función es la proveer la forma de sellar el espacio tubular del espacio anula. Este sello debe proveer una barrera duradera compatible con los fluidos y gases de yacimiento al igual que los fluidos y gases de casing Las empacaduras de producción al mismo tiempo tienen que permitir un flujo eficiente (de producción o inyección) de la formación a la tubería o conducto de producción.


6.3.1. Partes de la empaquetadura

6.3.1.1. Mandril de Flujo Es un medio o conducto interior que permite mantener todas las secciones del obturador como un sistema individual (unidades de sellos, conos, cuñas, válvulas y bloques de fricción), de esta forma comunica el flujo que proviene de la formación con la tubería de producción y continúa su recorrido hasta la estación de flujo.

MandrilMandril


6.3.1.2. Cono Son dispositivos que transmiten de la tubería bien sea los movimientos de compresión o de tensión a las cuñas para su expansión y anclaje al revestidor.

6.3.1.3. Cuñas Son piezas metálicas de acero recubiertas con material de alta dureza (tungsteno) ya que son las que anclan la empacadura al revestidor impidiendo el movimiento de la misma

6.3.1.4. Elementos Sellantes Son los sistemas fundamentales para lograr el aislamiento hidráulico. Están constituido bien sea por una pieza o varias hasta tres anillos de elastómeros, construidos de nitrilo y que pueden ser fabricados de diferentes dureza de acuerdo a rangos de presión y temperaturas donde se vayan a usar. Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime para formar un sello contra la tubería de revestimiento. Durante la compresión, el elemento de goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la tubería de revestimiento.


En la siguiente tabla se muestran la cantidad de elementos sellantes en una empacadura de acuerdo a condiciones de trabajo

6.3.1.5. Dispositivos de Fricción Estos son una parte esencial de muchos tipos de empacaduras para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas. Pueden ser: flejes, en resortes o bloques de fricción y cada uno de estos proporciona las fuerzas de sostenimiento necesarias para asentar la empacadura.

Tipo Elementos Sellantes

Presión de Trabajo(psi)

Temperatura de fondo (0F)

I Un solo elemento Sellante

5000 250

II Dos o más 6800-7500 275

III Dos o más 10000 325

IV Especiales para H2S y CO2

15000 450


Ventajas

Desventajas

Bajo costo.

Se puede usar como empacadura de tensión.

El diámetro interno esta completamente abierto al flujo.

Pozos someros.

Yacimientos de baja presión.

No se pueden realizar a través de ellos trabajos de estimulación.

6.3.2. Clasificación de las Empacaduras 6.3.2.1. Empacaduras Mecánicas Estas empacaduras son bajadas con la tubería de producción y su asentamiento se logra girando la tubería en el sentido de las agujas del reloj. El número de vueltas está determinado por profundidad y el diseño de cada fabricante. De acuerdo a la característica de la operación superficial para anclarlas se clasifican en:

Compresión o peso/rotación.

Tensión.

Compresión/tensión/rotación.

a. Mecánicas: De Compresión Son sencillas debido a que poseen solo un sistema de anclaje al revestidor, no tienen válvula interna de circulación, el elemento sellante puede trabajar hasta 250°F. Se anclan cuando se llega a la profundidad de asentamiento rotando la tubería en dirección de las agujas del reloj para que salga la “J” del perfil interno del mandril, de esta manera salen las cuñas y se coloca peso sobre el obturador para anclarlo al revestidor. Para desasentarlos basta con tensionar la tubería.


b. Mecánicas: De Tensión Sencillas Son equipos recuperables y muy similares a las empacaduras de compresión sencillas, la diferencia es que presenta las cuñas y cono invertidos, por esta razón el sistema de anclaje es tensionando la tubería. Su mayor aplicación se encuentra en los pozos inyectores de agua y en pozos productores someros y con tubería de completación de diámetros pequeños donde el peso de esta es insuficiente para asentar los obturadores de compresión o peso.

c. Mecánicas: De Tensión y Comprensión

Al igual que todos los anteriores son equipos recuperables, presenta la versatilidad que se pueden asentar aplicándole esfuerzos de compresión, tensión y rotación. Usado para producción, inyección, fracturas, zonas aisladas y aplicaciones de cementación remedial. Posee capacidad de resistir altas presiones diferenciales en caso de estimulaciones después de haber completado el pozo.


6.3.2.2. Empacaduras Hidráulicas Son equipos compuestos de iguales materiales que las empacaduras mecánicas, la diferencia estriba en el mecanismo de anclaje de éstas que es mediante presión hidráulica. El procedimiento de asentamiento es el siguiente: Se baja con la tubería hasta la profundidad establecida. Se coloca presión a través de la tubería la cual energiza unos pistones en la

parte interna del obturador. Finalmente, el movimiento de estos pistones efectúan el anclaje de las

cuñas así como la expansión de los elementos sellantes contra el revestidor.

Existen dos tipos de empacaduras hidráulicas las selectivas y no selectivas.


Completación Sencilla con Empacadura Hidraulica

Permite fijar la empacadura sin manipulación de la tubería.

– Común en las aplicaciones costa afuera donde las líneas del control de la válvula de seguridad previenen la rotación de la tubería.

– Permite la instalación en un solo viaje, ahorrando tiempo de taladro. Requiere dispositivo de tapón en la tubería para fijar la empacadura.

– Tapon en niples de asiento. – Asentamiento a traves de bolas. – “POP”. (Tapón Expulsable por Bombeo)

6.3.2.3. Empacaduras Permanentes Estos equipos están diseñados para pozos de alta presión y temperatura, en completaciones donde se prevean trabajos de fractura en el futuro, en completaciones selectivas y principalmente en pozos exploratorios donde no se conocen las características del yacimiento. Se pueden asentar mediante dos mecanismos con guaya eléctrica y con tubería de trabajo. Forma parte del revestidor ya que al estar anclada hay que fresarla para su remoción.


a. Empacadura Permanente con sello hidráulico

Gama completa de accesorios disponibles de completación. Diseñada para altas presiones diferenciales sobre los 10.000 psi. Diseñada para aplicaciones de una zona y multi-zonas. Es fijada en un solo viaje no requiere rotación. No es necesariamente bajada con guaya. Temperatura de 120º a 350ºF.

6.4. Anclador de Fondo Una función secundaria, pero siempre importante de la mayoría de las empacaduras, es la de servir de anclaje y soporte de la tubería. Empacaduras de copa y/o aislamiento no anclan o sostienen la tubería de producción

6.5. Gas Lift Estos forman parte de la tubería de producción y en ellos se instalan las válvulas que servirán para realizar el levantamiento artificial por gas a las profundidades requeridas admitiendo el gas en la tubería. Mandriles de bolsillos laterales con válvulas ciegas se utilizan en completaciones de pozos de flujo natural donde los costo de workover son altos y el yacimiento requerirá de métodos de levantamiento artificial para su máximo drenaje. 6.6. Equipos de Control de Flujo Estos equipos expanden el valor de la completación ya que introducen flexibilidad. Niples, Camisas, Tapones, chokes, test tools, standing valves, Colgadores de Herramientas de registro, etc. se pueden utilizar


6.6.1. Niple de Asiento Es un dispositivo tubular conectado a la tubería de producción que se coloca a una determinada profundidad. Internamente son diseñadas para controlar la producción en la tubería.

Básicamente existen dos tipos de niples de asiento: a. Selectivos. Su principio de funcionamiento está basado en el conjunto de cerraduras que hacen juego con las llaves colocado en un mandril de cierre. Pueden ser colocados más de uno en una corrida de tubería de producción, siempre que tengan la misma dimensión interna. Se utiliza para:

Taponar el pozo hacia arriba, hacia abajo o en ambas direcciones. Probar la tubería de producción. Colocar válvula de seguridad, reguladores de fondo, herramientas de

medición. Servir como punto de referencia.

b. No selectivos. Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Su principio de funcionamiento es tener una disminución de diámetro llamado no pasa (NOGO), para localizar los dispositivos de cierres; por lo tanto, el diámetro exterior del dispositivo deberá ser ligeramente mayor que el diámetro interno más pequeño. En el mercado, existen multiples marcas disponibles, entre ellas las OTIS, con sus modelos XN y RN.


6.6.2. Mangas o camisas Son dispositivos compuestos por una manga interior, la cual debe abrirse o cerrarse por métodos de guaya, para permitir la comunicación o separación de los fluidos hacia la tubería. Estas permiten, traer pozos a producción, matar pozos, lavar arenas y la producción de pozos de múltiples zonas.

Las mangas pueden ser utilizadas como: a. Mangas de circulación


Son dispositivos que se colocan sobre la primera empacadura. Se inyecta a través del anular un fluido liviano que permita desplazar el fluido de completación y aligerar la columna de fluido existente en el pozo para crear un diferencial suficiente en el fondo del pozo y traerlo a producción. Se coloca en la tubería de menor diámetro y en caso de no tener mandriles de gas lift se pueden usar para la inyección de gas. b. Mangas de producción Se colocan unos pies por debajo o por encima del horizonte productor pero nunca frente, con el propósito de evitar que los fluidos lleguen directamente a la manga de producción ocasionando flujo turbulento en la cara de la manga y como consecuencia una posible obstrucción al paso de fluidos. 6.6.3. Juntas de Expansión Es una herramienta que esta compuesta básicamente de dos componentes principales que son el cuerpo o camisa y el mandril deslizante.

6.6.4. Juntas de Erosión Son fabricados en longitud de 10, 20 y 30 pies. Estas son corridas con la tubería de producción y ubicadas frente al intervalo perforado.


Ofrecen una protección adicional contra la erosión por el efecto de flujo de las perforaciones de producción. 6.6.5. On Off Tool Es una herramienta que permite el acople y desacople de Ia tubería de producción sin comprometer Ia característica de Ia sarta de completación esto permite desconectar a tubería sin desasentar Ia empacadura Ventajas Acople rápido de J triple. Permite el uso de tapones tipos X. Desconecta Ia tubería sin desasentar Ia empacadura.

6.6.6. P.O.P (Tapón Expulsable por Bombeo) Es utilizado en las completaciones donde se utilizan empacaduras de asentamiento hidráulico, asi como también con las empacaduras mecánicas donde sea necesario probar Ia sarta de completación. Ventajas Para taponear provisionalmente las sartas de completación o tubería. Permitiendo probar Ia misma y/o asentamiento de la(s) empacaduras hidráulicas. Medidas 2—3/8” 2—7/8”, 3—1/2”, 4—1/2”, segun requerimientos del cliente.


7. Equipos Adicionales para la Producción

Tapones recuperados de eductor. Válvulas de seguridad.

7.1. Tapones Recuperables de Eductor Son empleados para taponar la tubería de producción y tener posibilidad de realizar así trabajos de mantenimiento y reparación subsuperficial. Existen tres tipos básicos de tapones recuperables, los cuales son asentados en niples o en tubería de producción o eductor y recibir así presión por encima, por debajo o en ambas direcciones, bajo condiciones de operación. Los tapones ‘X”, “XN”, “H’ están diseñados para bloquear una presión superior e inferior, el cual es colocado con un equipo de Wire Line. Cada perfil de tapones están diseñados para ser asentados en niples que tengan el mismo perfil que tenga el tapón.

7.1.1. El tapón tipo “E’: es asentado en un Niple de asiento “E”. Su funcionamiento operativo es taponear, aislar arenas productoras de otras.

7.1.2. El Tapôn “X”: también puede ser usado en las Camisas de Circulación tipo

X’ para detectar cualquier fuga que pueda existir en Ia camisa.


7.2. Válvula de Seguridad de Control Superficial Son llamadas también válvulas de tipo hidráulicas y cumplen su función de cortar el flujo una vez recibida una señal automática o manual desde superficie. El método de control puede diferir, pero el principio consiste en aplicarle presión desde una fuente ubicada en la superficie, para mantener la válvula abierta; debe mantenerse una presión de 4000 psi a través de la línea de control para que esté completamente abierta.


Son aquellas que cumplen su función de cierre del flujo cuando existe una variación en las condiciones de fondo, sin que se requiera de ninguna fuente emisora de señal en la superficie. Existen dos tipos de estas válvulas:

Válvula de seguridad operada por presión.

Válvula de seguridad diferencial.


Ejemplo de protección de sarta de tubería completamiento para protección de sarta de casing En la mayoría de los pozos, la tubería de casing o de Liners es un componente permanente del sistema de completación. Ya que el reemplazo del casing o los procedimientos de reparación son complicados y costosos, se han diseñado sistemas (usando empacaduras) para proteger el casing de presiones diferenciales y condiciones corrosivas. Las empacaduras y la tubería de producción son en general fáciles de reemplazar que el sistema de casing.


Ejemplo de control de seguridad de la formación control de seguridad de la formación Fluidos y gas a altas presiones se encuentran frecuentemente en algunas profundidades, en la ausencia de fluido de completación pesados, una empacadura provee un aislamiento efectivo. Las altas presiones pueden ser controladas por válvulas de seguridad de subsuelo en la sarta de tubería conectada a la empacadura. Esto permite también el control de la presión en el cabezal. Insertando un tapón en la empacadura creando un tapón puente temporal, se puede hacer un workover por encima del empaque con un alto grado de seguridad.


Ejemplo de completaciones de zonas múltiples para la separación de zonas Completaciones de múltiples zonas, son generalmente necesarias para separar las zonas productoras por las siguientes razones: Legales- Debido a regulaciones Gubernamentales que monitorear las de

flujo de producción permitidas. Frecuentemente cada zona productora debe ser aislada lo cual es más fácil de conseguir por medio del uso de empacaduras

Control de los fluidos de formación - Frecuentemente, zonas de presiones altas y bajas se consiguen durante la perforación. Para prevenir el cruce de fluidos de los reservorios Se utilizan Empacaduras.


Ejemplo de Levantamiento Artificial Cuando se utiliza gas Lift para incrementar la producción, se utiliza una empacadura para separar el paso de los fluidos producidos del paso del gas que se inyecta por el anular. Las Empacaduras también son usadas con ESP para facilitar aporte de las zonas del Ancladores de tubería se utilizan comúnmente para incrementar la eficiencia de bombas de cabilla. Ancladores Anti-rotacionales se utilizan comúnmente Bombas PCP.

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