terminación de pozos en aguas profundas

8/17/2019 Terminación de Pozos en Aguas Profundas

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INSTITUTO POLITÈCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

UNIDAD TICOMAN“CIENCIAS DE LA TIERRA”

TRABAJO FINAL DEL SEMINARIO DE “PERFORACIÓN, TERMINACIÓNY REPARACIÓN DE POZOS PETROLEROS”

TERMINACIÓN DE POZOS EN AGUAS PROFUNDAS

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE:

I N G E N I E R O P E T R O L E R O

P R E S E N T A N:

BARRAGÁN GONZÁLEZ JUAN CARLOS

ORTEGA HERNÁNDEZ RICARDOORTIZ ORTIZ OMAR

RAMÍREZ ROSETE EDUARDO

TOLEDO MEJÍA JUAN

ASESOR:

ING. MANUEL TORRES HERNÀNDEZ

MÉXICO. DF. ENERO 2014.


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Contenido

Resumen. ......................................................................................................................... 6

Abstract. ........................................................................................................................... 7

INTRODUCCIÒN. .............................................................................................................. 8

1.-TIPOS DE TERMINACIÓN. ......................................................................................... 10 1.0.- Clasificación de terminaciones.............................................................................................. 10

1.0.1.-Terminaciones en agujero descubierto. ............................................................................. 11

1.0.2.-Terminaciones en agujero entubado. ................................................................................. 11

1.0.3.-La terminación sencilla. ...................................................................................................... 11

1.0.4.-La terminación sencilla selectiva. ....................................................................................... 11

1.0.5.-Terminación doble. ............................................................................................................. 11

1.0.6.-La terminación en agujero reducido (TubingLess). ............................................................. 11

1.1.-TIPOS Y CRITERIOS DE DISEÑO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN. .......................................... 13

1.1.1.-Accesorios del aparejo de producción. ............................................................................... 13

1.1.2.-Árbol de válvulas y de estrangulación. ............................................................................... 14

1.1.3.-Empacadores....................................................................................................................... 15

1.1.4.-Niples de asiento. ................................................................................................................ 16

1.1.5.-Válvulas de seguridad y circulación. ................................................................................... 17

1.1.6.-Diseño de Aparejos de Producción. .................................................................................... 18

1.1.7.-Selección del diámetro del aparejo de producción. ........................................................... 19

1.1.8.-Diseño en Ambientes Corrosivos. ....................................................................................... 20

1.1.9.-Diseño por condiciones de carga. ....................................................................................... 23

1.1.10.-Diseño uniaxial. ................................................................................................................. 24

1.1.11.-Diseño biaxial. ................................................................................................................... 26

1.2.- LAVADO DEL POZO. ............................................................................................................... 30

1.2.1.- Aparejo de limpieza. .......................................................................................................... 31

1.2.2.- Baches de limpieza. ............................................................................................................ 31

1.2.3.- Presión de desplazamiento. ............................................................................................... 32

1.2.4.- Eficiencia de acarreo de sólidos. ........................................................................................ 32

CAPÍTULO 2 ................................................................................................................... 34

2.0.-EQUIPOS Y HERRAMIENTAS DE TERMINACIÓN ................................................. 34

2.1.- Tuberías de Producción......................................................................................................... 35

2.2.- Riser y Umbilicales en Aguas Profundas. .............................................................................. 36


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2.3.- Equipo Superficial Submarino. .............................................................................................. 40

2.3.1.- Árboles submarinos en Aguas Profundas. ......................................................................... 40

2.3.1.1.- Clasificación de los árboles submarinos. ........................................................................ 44

2.3.1.2.- Árboles submarinos para aguas someras. ...................................................................... 44

2.3.1.3.- Árboles submarinos para aguas profundas y ultra profundas. ....................................... 46

2.3.2.- Bola colgadora.................................................................................................................... 50

2.4.- Válvula de Seguridad Bajo Superficie. ................................................................................... 50

2.5.- Empacadores de Producción................................................................................................. 52

2.5.1.- Empacador permanente. ................................................................................................... 55

2.5.2.- Empacador recuperable. .................................................................................................... 56

2.5.3.- Empacador por activación mecánica. ................................................................................ 57

2.5.4.- Empacador por activación hidráulica. ................................................................................ 57

2.5.5.- Empacador de doble espacio. ............................................................................................ 57

2.5.6.- Empacadores hinchables. .................................................................................................. 58

2.6.- Herramientas Activadas a Distancia. .................................................................................... 58

CAPITULO 3 ................................................................................................................... 61

3.-FLUIDOS EN LA TERMINACIÓN ............................................................................... 61

3.1.- Lavado del Pozo. ............................................................................................................... 61

3.2.- Baches. ............................................................................................................................... 62

3.3.- Diseño. ................................................................................................................................ 63

3.4.- Espaciadores y lavadores químicos. .............................................................................. 64

3.5.- Fluidos Empacadores. ...................................................................................................... 64

3.6.- Base aceite. ........................................................................................................................ 65

3.7.- Base agua. ......................................................................................................................... 66

3.8.- Aseguramiento de Flujo en Aguas Profundas. ............................................................. 68

3.9.- Fluidos Empacantes y de Terminación usados en Aguas Profundas. ..................... 69

CAPÍTULO 4 ................................................................................................................... 70

4.- TIPOS Y CRITERIOS DE DISPARO .......................................................................... 70

4.1.- Explosivos y Herramientas. ............................................................................................. 71

4.2.- Tipos de disparos y explosivos ....................................................................................... 72

4.3.- Factores geométricos del disparo ................................................................................... 76

4.4.- Condiciones de presión al disparo .................................................................................. 76

4.5.- Selección de los disparos ................................................................................................ 80


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4.6.- Selección del diámetro máximo de la pistola y el tipo de sistema. ............................ 82

4.7.- Jerarquización de los factores geométricos. ................................................................. 84

CAPÍTULO 5 ................................................................................................................... 88

5.-TERMINACIÓN EN AGUAS PROFUNDAS ................................................................ 88

5.1.- Diseño de una Terminación Submarina. ....................................................................... 885.1.1.- Planeación y ejecución. ................................................................................................ 89

5.2.- Diseño de la Terminación en Aguas Profundas. .......................................................... 90

5.2.1.- Componentes de la terminación. ................................................................................. 96

5.2.2.- Consideraciones operacionales. .................................................................................. 97

5.3.- Terminaciones Inteligentes en Aguas Profundas. ........................................................ 98

5.4.- Sistemas Artificiales de Producción en Aguas Profundas. ......................................... 99

5.5.- Proyecciones en el Futuro en Aguas Profundas. ....................................................... 100

CONCLUSIONES .......................................................................................................... 102

Apénd ic e: G lo sar io . ..................................................................................................... 103

BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................. 105


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Resumen.

La terminación de un pozo es la etapa intermedia entre la perforación y la

producción, por lo que es muy importante diseñar bien la terminación, para notener futuros problemas con la producción del pozo. A fin de cuentas, lo que másimporta en los pozos petroleros, es su productividad, y por lo tanto, su rentabilidad.

Actualmente es más conveniente invertir en sistemas artificiales, recuperaciónsecundaria y mejorada, y terminaciones inteligentes, que en aguas profundas.Esto se debe a que la ingeniería petrolera se debe ver tanto del punto de vistatécnico como financiero.

Aunque las prioridades de PEMEX en el ámbito financiero son los sistemasartificiales de producción, y la recuperación secundaria y mejorada, es necesarioinvertir en aguas profundas, que serán en un futuro mediano, el sustento del país,a causa de la declinación de los yacimientos terrestres y de aguas someras.

La historia de la terminación de pozos es larga, y a lo largo de esta historia se hanobtenido grandes conocimientos y experiencias, y también se ha desarrollado unagran tecnología para este propósito. Es de vital importancia el diseño de laterminación, ya que de este dependerán las condiciones de producción del pozo.

No todas las terminaciones van a ser iguales, cada pozo tiene sus características,y por ello existen diferentes tipos de terminaciones, cada una de ellas con unobjetivo específico, para cierto tipo de condiciones en el pozo o bien dependiendode otros parámetros, ya sea técnicos o económicos, tales como el propioyacimiento o las instalaciones superficiales.


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Abstract.

Completion of a well is the intermediate stage between drilling and production, so itis very important to design well completion, to avoid future problems with theproduction of the well. After all, what matters most in oil wells it is productivity, andtherefore profitability.

Currently it is more convenient to invest in artificial systems, secondary andenhanced recovery, and that intelligent completions in deepwater. This is becausepetroleum engineering should see both technically and financially.

Although PEMEX priorities in the financial sector are artificial production systems,and secondary and enhanced recovery, you need to invest in deep waters, whichwill be in the future medium, sustenance of the country, because of the decline interrestrial and shallow-water deposits.

The history of completions is long, and throughout this story was obtainedextensive knowledge and experience, and has also developed a technology for thispurpose. It is vital to the completion design, as this will depend on the conditions ofproduction of the well.

Not all endings will it be the same, each well has its own characteristics, and sothere are different endings, each with a specific goal, for certain types of conditionsin the well or depending on other parameters, either technical or economic, suchas the site itself or surface facilities.


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INTRODUCCIÒN.

El área de aplicación de la terminación de pozos es amplia. Este trabajo pretendecubrir todas las principales consideraciones para los diferentes tipos determinaciones, con un enfoque especial en las terminaciones inteligentes y suaplicación en aguas profundas. La intención es proporcionar una metodologíadescriptiva completa para todos aquellos que estudian el área de terminación depozos, enfocando este documento en aguas profundas.

La terminación de pozos es la interface entre el yacimiento y la producción en lasuperficie. El papel del ingeniero es terminar bien el agujero que ya ha perforado yconvertirlo en un pozo con una producción controlada, segura y eficiente. Laterminación siempre debe tener una tubería, un árbol de válvulas mojado ò seco, yun sistema de terminación adecuado a la profundidad del tirante de agua y delpozo.

En algunas zonas, puede, por ejemplo, ser posible producir en agujero abierto ydespués por la tubería. Sin embargo, mientras nos aventuramos en las zonas máshostiles, tales como las aguas profundas o el Ártico, el cual es un lugar muy frio,los problemas extremos que ahí se presentan hacen que las terminaciones, pornecesidad, se vuelven más complejas y sofisticadas, y es ahí donde nacen lasterminaciones inteligentes, parte fundamental de este trabajo.

La finalización del diseño es una mezcla e integración multidisciplinaria de muchasciencias como física, química, matemáticas, ingeniería, geología, hidráulica,ciencia de los materiales y la experiencia práctica de un ingeniero de pozo. Losmejores ingenieros de terminación serán capaces de equilibrar la teoría con lapráctica, y resolver eficientemente problemas como los que se presentan en aguasprofundas.

Todos los diseños se basan en los datos disponibles. Los datos pueden serdirectos o se pueden obtener por medio de predicciones, analogías con otrospozos o campos similares y modelos en base a correlaciones empíricas ódesarrollos matemáticos. Toda la información es dinámica e incierta, por lo cual esmuy importante tener los datos suficientes a la hora de diseñar la terminación, másaun si se trata de una terminación inteligente, la cual va a requerir la mayorcantidad de datos posible, ya que de ello dependerá el éxito del pozo con sistema

de producción inteligente, así como su producción optimizada.

Las terminaciones tienen un papel muy importante en la economía global de uncampo en desarrollo. Aunque los gastos de las instalaciones pueden ser unamodesta proporción a la de los costos del capital total de un campo, lasterminaciones tienen un efecto desproporcionado sobre los ingresos y los costosoperativos futuros. Esto no significa necesariamente que las terminaciones tienen


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que sobrevivir a la vida productiva de un campo. Esto puede ser óptimo para eldiseño de tuberías de reemplazo.

Es por ello que también es necesario hacer un análisis de evaluación económica

en las terminaciones, para ver qué es lo que más nos conviene dependiendo de laproducción a obtener, aunque esto ya queda fuera del alcance del presentetrabajo enfocado a aguas profundas.


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1.-TIPOS DE TERMINACIÓN.

La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que inicia despuésde cementarse la tubería de revestimiento de explotación y se realiza con lafinalidad de dejar el pozo en óptimas condiciones para la explotación de los

hidrocarburos y/o la inyección de fluidos.El objetivo principal de una terminación es conducir los fluidos aportados por elyacimiento hacia la superficie o los de inyección hacia el fondo del pozo de formacontrolada, óptima, y bajo las normas de seguridad correspondientes. El procesode terminación de pozos engloba los siguientes subprocesos:

Lavado del pozo.Introducción del aparejo de producción.Instalación y prueba de las conexiones superficiales (árbol de válvulas y deestrangulación).Disparos de producción.Inducción y eliminación del daño (Estimulaciones).Pruebas de presión.

La figura muestra el proceso de terminación de pozos.

Clasificación de terminaciones.

Las terminaciones se clasifican de dos maneras (figura 1):

Si en la zona productora se cementó o no la tubería de revestimiento.Dependiendo del aparejo de producción instalado.

1.0.- Clasificación de terminaciones

Figura 1. Tipos de terminación de pozos.


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1.0.1.-Terminaciones en agujero descubierto.

A diferencia de las terminaciones en agujero descubierto realizadas en los iniciosde la explotación petrolera, en la actualidad se continúa utilizando esta prácticaaunque en menor grado, con la diferencia que se utilizan aparejos de producción

para un mejor control de la presión y protección de la tubería de revestimiento.Esta técnica es aplicable para formaciones de gran espesor, compactas y noasociadas con acuíferos o casquetes de gas.

1.0.2.-Terminaciones en agujero entubado.

A diferencia de la terminación en agujero descubierto, una vez alcanzado elobjetivo con la perforación se mete la tubería de revestimiento de explotación y secementa, lo que nos permite una explotación selectiva y controlada del yacimiento.Con la perforación horizontal ha surgido una variante para este tipo determinaciones y es aquella donde se mete la tubería de revestimiento “ranurada”en toda la longitud horizontal y no se cementa. En el grupo de las terminacionescon agujero entubado tenemos:

1.0.3.-La terminación sencilla.

Es la terminación equipada con un aparejo de producción y un solo empacador oancla. Esta técnica nos permite explotar uno o varios intervalos siempre y cuandola diferencia de presión entre uno y otro no sea significativa. Es la más común enMéxico.

1.0.4.-La terminación sencilla selectiva.

La diferencia con la anterior es que se adiciona un empacador sencillo y se colocapor encima de un segundo intervalo potencial para producirlo selectivamentecuando el intervalo inferior se agote. Esta operación no requiere de la utilizaciónde equipo convencional de reparación.

1.0.5.-Terminación doble.

Está equipada con dos empacadores (doble el superior y sencillo el inferior). Estaterminación nos permite explotar dos intervalos con diferente presión deyacimiento al mismo tiempo, incrementando la rentabilidad del proyecto.

1.0.6.-La terminación en agujero reducido (TubingLess).

Esta terminación es la más económica, pero es aplicable únicamente paraprofundidades someras y medianas sin rebasar los 4,000 m; son ideales parapozos con un solo yacimiento, aunque se pueden explotar yacimientossimultáneos. La profundidad y la temperatura son la mayor limitante para estasterminaciones. No utilizan empacador y el aparejo de producción quedacementado en el yacimiento.


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En la figura 2. Se muestra en forma esquemática la evolución de lasterminaciones.

Figura 2. Evolución de terminaciones.

Las ventajas y desventajas de los diferentes tipos de terminaciones se muestranen la tabla 1.

Tabla 1. Ventajas y desventajas de los tipos de terminación.


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1.1.-TIPOS Y CRITERIOS DE DISEÑO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN.

Clasificación de los aparejos de producción.

El principal objetivo de un aparejo de producción es conducir los fluidos

producidos por el yacimiento (gas, aceite, agua o ambos) hacia la superficie, y losde inyección hacia la formación en forma controlada.

Además, debe soportar los esfuerzos a los que estará sometido durante laterminación del pozo (inducciones, pruebas de admisión, estimulaciones,fracturamientos, fluidos corrosivos, etc.) y su vida productiva.

La figura 3 muestra los aparejos de producción de acuerdo con la función querealizan.

Figura 3. Clasificación de aparejos de producción.

1.1.1.-Accesorios del aparejo de producción.

Los accesorios que componen al aparejo de producción se dividen en:

Superficiales. Árbol de válvulas. Árbol de estrangulación.

Sub-superficiales.Empacadores.Niples.Camisas de circulación.Válvulas de seguridad.Cedazos (control de arena).


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1.1.2.-Árbol de válvulas y de estrangulación.

Es el equipo que nos permite manejar en forma controlada en superficie los fluidosproducidos e inyectados. Estos equipos deben ser seleccionados

cuidadosamente, tomando en cuenta los siguientes factores:Presión máxima esperada del yacimiento o de inyección

Ambientes corrosivos (H2S y CO2)Temperatura

En las figura 4 se muestran esquemáticamente el árbol de estrangulación.

Figura 4. Árbol de estrangulación.


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En las figura 5 se muestran esquemáticamente el árbol de válvulas.

Figura 5. Árbol de válvulas.

Es el accesorio que se utiliza para colgar el aparejo de producción en el cabezalde producción y formar un sello hidráulico entre el aparejo y el espacio anular.

1.1.3.-Empacadores.

El empacador es el accesorio que proporciona el aislamiento de la TP al espacioanular y permite la producción de uno o varios intervalos selectivamente y seclasifican en:

Empacadores permanentesEmpacadores recuperables


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El empacador permanente tiene como ventajas soporta altas presiones y se puedecambiar el aparejo sin recuperarlo, pero como desventajas que debe ser molido,requiere un viaje adicional para su anclaje y dificulta el ajuste del aparejo.

El empacador recuperable tiene como ventajas que se recupera, soporta altaspresiones, facilita el ajuste del aparejo, se puede anclar varias veces y comodesventaja su mantenimiento.

Figura 6. Empacadores.

1.1.4.-Niples de asiento.

Son accesorios que se integran al aparejo de producción y varían ampliamente endiseño y construcción, su función es la de alojar, asegurar y sellar dispositivos decontrol de flujo, tales como: tapones, estranguladores de fondo, válvulas decontrapresión, etc. Entre los niples de asiento más usados se tiene:

Los niples selectivos. Forman parte del aparejo de producción y se puede instalaruno o varios para separar intervalos.


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Los niples retenedores. Se localizan en la parte inferior (al final) del aparejo, yaque tienen una restricción o un diámetro más pequeño.

Figura 7. Niples de asiento.

1.1.5.-Válvulas de seguridad y circulación.

Las válvulas de seguridad (también llamadas válvulas de tormenta) son utilizadasmayormente en pozos costa afuera, se instalan de 100 a 150 metros de lasuperficie y se clasifican de acuerdo con su operatividad en:

Auto-controladas. Son aquellas que operan por cambios de presión. A control remoto. Son operadas desde la superficie (válvulas de tormenta).


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Las válvulas de circulación son utilizadas para controlar el pozo y recuperar elaparejo de producción, lavado del pozo y se instalan a escasos metros por encimadel empacador.

Figura 8. Válvula de seguridad y de circulación.

1.1.6.-Diseño de Aparejos de Producción.

El diseño del aparejo de producción es dentro de la terminación de pozos uno delos aspectos más importantes, ya que es el conducto por el cual, los fluidosproducidos llegarán a la superficie o los inyectados a la formación y proporcionauna protección a la tubería de revestimiento durante las operaciones deestimulación, fracturamiento y durante la vida productiva del pozo. Las principalesconsideraciones son:

Diámetro del aparejo de producción Ambientes corrosivosCondiciones de carga


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1.1.7.-Selección del diámetro del aparejo de producción.

El diámetro del aparejo de producción es determinado mediante un análisis nodal,el cual estudia simultáneamente el comportamiento de flujo en el pozo y el IPR. Elanálisis NODAL relaciona las diferentes pérdidas de presión en el pozo para

optimizar la producción, para su análisis el sistema de producción se divide enNodos que pueden encontrarse en diferentes partes del pozo. Un nodo escualquier punto donde exista una caída de presión. La figura 9 muestra un sistemade producción y los nodos más representativos y utilizados para el análisisNODAL.

Las caídas de presión en el aparejo de producción es resultado de los siguientesefectos:

Elevación. Siendo el componente más importante y representa el 90% de la caídade presión total y es una función de la densidad de la mezcla (agua, aceite y gas).Fricción. Depende del tamaño y rugosidad de la tubería, y es una función de laviscosidad del fluido.

Aceleración. Es el menos importante y es función del cambio de velocidad en latubería.

El diámetro del aparejo de producción debe ser tal que permita transportar losfluidos producidos con los gastos esperados, ya que si es muy pequeño restringirála producción y si es muy grande caeríamos en flujos inestables o intermitentes.

Figura 9. Nodos más representativos para un análisis NODAL.

La gráfica de la figura 10 muestra la curva típica del IPR (Inflow PerformanceRelationship) y el comportamiento de flujo de tres aparejos diferentes de distintodiámetro.


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La figura 10 nos muestra un análisis de sensibilidad, con el cual se determina eldiámetro óptimo del aparejo de producción, observando que con un diámetro de 3½” se obtiene el máximo gasto.

Figura 10. Análisis de sensibilidad para determinar el diámetro óptimo de latubería de producción.

Las curvas de la figura 10 tienen tres características importantes:

La sección de pendiente negativa a gastos bajos es una indicación de flujoinestable en la tubería.El punto de inflexión de la curva indica el gasto crítico por abajo del cual el gas sesepara del líquido y el pozo se cargará, cualquier gasto por abajo del gasto críticomataría el pozo.La sección de la pendiente positiva de la curva muestra los gastos y presiones enlos que la velocidad es lo suficientemente alta para llevar los fluidos a superficie.

1.1.8.-Diseño en Ambientes Corrosivos.

Es común que la producción de hidrocarburos venga acompañada con fluidos(gases) corrosivos como el bióxido de carbono CO2 y/o ácido sulfhídrico H2S,siendo el primero muy común en campos productores del Terciario y Mesozoicoyel segundo únicamente en el Mesozoico. Razón por la cual los aparejos de


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producción deberán diseñarse para que resistan estos ambientes corrosivos.Existen dos tipos de corrosión y son:

Corrosión por ácido sulfhídrico (Amarga).

La corrosión por ácido sulfhídrico es conocida como corrosión Amarga, es la máscrítica y sucede cuando el ácido sulfhídrico reacciona con el agua bajocondiciones de presión y temperatura, generando la disolución de átomos dehidrógeno.

Una vez separado el hidrógeno este se introduce en el acero iniciándose ladifusión a través del espesor del tubo. En el acero se encuentran impurezas nometálicas como el sulfuro de manganeso (MnS), silicatos (SiO3) y aluminatos(Al2O3), por lo que el hidrógeno atómico se detiene y empieza a acumularseaumentando la presión en los espacios intergranulares del acero, dando lugar apequeñas fisuras que al unirse forman fisuras escalonadas originando finalmentela Falla del tubo. En la figura 11 se presenta el proceso de corrosión porsulfhídrico.

Figura 11. Proceso de corrosión por sulfhídrico.

Corrosión por bióxido de carbono (Dulce).

El ataque a las tuberías por la presencia de bióxido de carbono es conocido comoCorrosión Dulce.


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Los factores más importantes que influyen para que se presente la corrosión dulceo amarga son:

Presiones parciales del H2S y CO2Temperatura

El pH de los fluidos de la formaciónConcentraciones de H2S y CO2Dureza del acero

El ácido sulfhídrico (H2S) es un componente extremadamente problemático. Entreotros efectos, es sumamente agresivo al acero, específicamente sobre aquellos dealta resistencia, pues produce una falla catastrófica por fragilización (sulfide stresscracking). Este fenómeno se acentúa conforme se incrementa el esfuerzo de latubería (tensión) y la presencia de agua. La presión parcial del H2S y CO2 seobtienen con las siguientes ecuaciones:

Donde:P = es la presión en el punto de interés.

La gráfica de la figura 12 nos permite determinar si el ambiente es o no agresivopara la tubería. En la gráfica de la figura 13 se observa que existe una condicióncrítica para el uso de tuberías cuando la presión parcial está por arriba de 65 psi.

Figura 13 Proceso de corrosión por sulfhídrico.


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La siguiente tabla presenta una recomendación para el uso de los grados de aceroen los diseños.

Tabla 3 Recomendaciones para el uso de grados de acero.

Otro aspecto importante y que se debe tomar en cuenta es la temperatura. La

norma NACE TM0177 nos indica que la corrosión por H2S inicia a temperaturascercanas a los 65° C. El fenómeno de corrosión disminuye al aumentar latemperatura, debido a que disminuye la solubilidad del H2S en el agua y lavelocidad de reacción provocada por el ingreso del hidrógeno a la red metálica.Sucede lo mismo para el CO2.

1.1.9.-Diseño por condiciones de carga.

Los aparejos de producción están sujetos a esfuerzos durante su vida productivacomo son: la tensión, el colapso y la presión interna, por lo que deberán seranalizados bajo estas condiciones de carga.El acero es un material elástico hasta ciertos límites, pues si una carga de tensiónes aplicada, sufrirá una deformación; si esta carga es retirada, el acero recuperasu forma original. Sin embargo, si el límite elástico es excedido, la estructura delacero cambia y no regresará a sus condiciones originales una vez que el esfuerzoes removido.Este comportamiento es conocido como plástico. Si se aplica mayor carga, elacero se deformará y fallará. En la figura 14 se presenta el comportamiento delacero bajo la aplicación de cargas.

Figura 14 Deformación del material.


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El diseño de aparejos de producción por condiciones de carga se analizará bajocondiciones Uniaxiales y Biaxiales.

1.1.10.-Diseño uniaxial.

El efecto uniaxial asume que no existen cargas axiales (tensión o compresión) yúnicamente se aplican cargas de presión y colapso. Bajo esta premisaanalizaremos los efectos causados por la presión interna, presión de colapso y latensión.

Presión interna (presión de ruptura).

Cuando la tubería está expuesta a una presión interna mayor que la externa sedice que la tubería está sometida a una presión de ruptura o de estallamiento. Laresistencia de una tubería al estallamiento dada por el API está basada en laecuación de Barlow, donde utiliza el 87.5% del valor de cedencia al permitir unatolerancia en el espesor de pared de menos 12.5%, como se muestra acontinuación:

Figura 15 Carga por presión interna.Tensión.

La carga de tensión está representada en el siguiente diagrama, donde se aplicauna fuerza FT misma que es contrarrestada por la resistencia del tubo RT. Laresistencia de la tubería se obtiene con la expresión que se muestra en la figura16.


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Figura 16 Carga por tensión.

Colapso.

El colapso está definido como la fuerza externa aplicada a una tubería, estefenómeno es más complejo que la presión interna y tensión. Cuando una tuberíaestá expuesta a una presión externa mucho mayor que la presión interna, se diceque la tubería está expuesta a una presión de Colapso. El esfuerzo de colapso esprimordialmente una función del esfuerzo de cadencia del material, de su relaciónde espesor D/t y de su esfericidad. El API en su boletín 5C3 establece cuatro tiposde colapso:

Colapso de cadenciaColapso plásticoColapso de transiciónColapso elástico

En nuestro caso analizaremos únicamente el colapso de cadencia.

Figura.17 Carga por colapso.


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1.1.11.-Diseño biaxial.

Al estar sometido un tubo a tensión o a compresión implica que se tengan cambiosen sus dimensiones que a su vez modifican los valores de resistencia al colapso ypresión interna. Estos esfuerzos son conocidos como de carga máxima o

esfuerzos biaxiales. El efecto biaxial considera el cambio en la resistencia alcolapso y presión interna de la tubería debido a la tensión y compresión. Estasmodificaciones pueden obtenerse usando la siguiente expresión:

Figura.18 Análisis biaxial.

De acuerdo con lo anterior, el efecto más crítico es la reducción de la resistencia alcolapso, por lo tanto, es conveniente evaluar esta reducción y de ser necesariocorregir la línea de diseño.

El concepto fundamental para el diseño de tuberías establece “Si cualquier

esfuerzo aplicado a la pared de la tubería excede el esfuerzo de cedencia delmaterial, se presentará una condición de falla”.

Movimiento del Aparejo de Producción.

El cambio de longitud del aparejo de producción, originado por cambios de presióny temperatura, puede ser positivo o negativo y generar grandes esfuerzos en latubería y/o el empacador cuando no se permite el libre movimiento de la tubería.Estos cambio ocurren al realizar inducciones, estimulaciones, fracturamientos odurante la vida productiva del pozo.


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Figura.19 Efectos en la longitud del aparejo de producción.

Cuando la tubería tiene libre movimiento, el acortamiento pude ser tal que la

longitud de sellos sean insuficiente y se presente una comunicación hacia elespacio anular, cuando la tubería se encuentra anclada al empacador, estoscambios de longitud pueden causar daños permanentes. Por lo tanto, el diseñodebe considerar todos los cambios que pudiesen suceder y evitar con estoproblemas durante la terminación o su vida productiva. Los efectos que producenestos cambios en la longitud del aparejo de producción se muestran en la figura19. Las ecuaciones utilizadas para el cálculo de los cambios de longitud en elaparejo de producción consideran las siguientes premisas:

Se considera un aparejo sencillo o sea tubería de un solo diámetro y unempacador.Se debe tener en mente que los cambios de temperatura y presión son cambioscon respecto a las condiciones originales (cuando se ancló el empacador).Se consideran las condiciones más críticas, lo cual representa un factor deseguridad mayor.

Efecto pistón.

El efecto de pistón se debe a la diferencia de presión actuando sobre la diferencialde área entre la tubería de producción y el mandril del empacador. Este efectoprovoca un acortamiento si la presión es mayor en el interior de la tubería y unalargamiento si la presión es mayor en el espacio anular. Los cambios de longitudse calculan como se indica en la figura 20.


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Figura 20. Expresiones para determinar el efecto pistón.

Efecto de alabeo (Buckling).

También llamado pandeo helicoidal, es producido por una diferencia de presiones,siendo mayor la presión dentro de la tubería y menor la presión exterior. Este

efecto está muy relacionado con la relación de diámetros de la TP y TR. Esteefecto produce un acortamiento en la tubería y este se produce del punto neutrohacia abajo. En este fenómeno el punto neutro no es donde no existe ni tensión nicompresión, sino donde el esfuerzo axial es igual al esfuerzo tangencial y radial.La ecuación que nos permite obtener este cambio de longitud se muestra en lafigura 21.

Figura 21. Expresiones para determinar el efecto de alabeo.

Efecto de aglobamiento (Ballooning).

Cuando la presión interna en un aparejo de producción es mayor que la externa,

los esfuerzos radiales que actúan sobre la pared del tubo generan una expansióno aglobamiento sobre el tubo, este fenómeno causa una contracción longitudinalen el aparejo. Cuando la presión exterior es mayor que la presión interna, sepresenta el efecto contrario y se produce una elongación. Este efecto puede serestimado mediante con la expresión de la figura 22.


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Figura 22. Expresiones para determinar el efecto balón.

El primer término de la ecuación representa el efecto debido al cambio de fluidos,el segundo considera el cambio de presión en superficie tanto en el espacio anularcomo en la T.P.

Efecto de temperatura.

Los cambios térmicos pueden producir mayores efectos (contracción o elongación)que los producidos por los cambios de presión y esto se presenta cuando seinyectan fluidos a temperatura ambiente o fluidos calientes. El acero es unexcelente conductor térmico. El cambio de longitud por efecto térmico se puededefinir con la expresión de la figura 23.

Figura 23. Expresiones para determinar el efecto de temperatura.

Efectos combinados.

Al diseñar una terminación con aparejo de producción que permite el libremovimiento, se requiere conocer la longitud de sellos multi –v necesarios paraabsorber los cambios de longitud que se generaran en la tubería. La longitud totalse obtiene sumando algebraicamente los cuatro efectos analizados.

Δ =Δ 1+Δ 2+Δ 3+Δ 4


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Las operaciones de lavado son variadas y dependerán de las condiciones decómo fue la perforación de la última etapa y de los siguientes parámetros:

Tipo y densidad del fluido de perforación.

• Molienda de fierro• Molienda de cemento

La figura 25 se presenta una secuencia del lavado de un pozo.

Para obtener un lavado eficiente debemos tomar en cuenta los siguientes factores:

• El aparejo de limpieza• Baches de limpieza• Presión de desplazamiento• Eficiencia de acarreo de sólidos

1.2.1.- Aparejo de limpieza.

El aparejo de limpieza es la tubería y los accesorios que se utilizarán dentro delpozo y esto dependerán del estado mecánico y de operaciones anteriores. Elaparejo más común es utilizar la tubería de perforación con un niple de aguja en laparte inferior y uno o dos escariadores si existen dos diámetros de tubería derevestimiento.

1.2.2.- Baches de limpieza.

La utilización de baches intermedios entre el lodo de perforación y el fluido determinación es necesaria para lograr un buen barrido de los sólidos. Los bachesse clasifican en tres grupos:

Baches espaciadores.

Estos van en contacto con el lodo de perforación y evitan la contaminación dellodo con el fluido de terminación. La densidad de este bache es ligeramentemenor que la del lodo de perforación.

Baches lavadores.

Se bombean después del espaciador y su función es lavar el posible enjarre quese forme en la tubería. La base de estos baches puede ser agua o aceite con unsurfactante y la densidad es de 1.0 gr/c.c.


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Baches viscosos.

Este bache se bombea después del lavador y su función es llevar a superficie lamayor cantidad de sólidos limpiando con esto el pozo. La densidad de este bachees mucho menor que la del lodo pero la viscosidad generalmente mucho mayor.

El criterio más recomendado para calcular el volumen de bache requerido esconsiderar una longitud de 150 m en el espacio anular de mayor diámetro y utilizarla expresión que se muestra en la figura 26.

Figura 26. Expresión para calcular el volumen de bache.

1.2.3.- Presión de desplazamiento.Es la presión que se requiere para realizar el desplazamiento con eficiencia yseguridad. En condiciones estáticas la máxima presión requerida será igual a lapresión hidrostática en la TR menos la presión hidrostática de la TP al momentode llegar el fluido de terminación al extremo del aparejo de limpieza como seindica en la figura 27.

Figura 27. Presión requerida para desplazar el bache lavador.

1.2.4.- Eficiencia de acarreo de sólidos.

La eficiencia de acarreo de los sólidos en el sistema nos indica qué tan limpio desólidos dejamos el pozo y es función de la velocidad de resbalamiento de la


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partícula y de la velocidad del fluido. La velocidad de resbalamiento de la partículaes función de las características de la misma como tamaño, forma y densidad. Labarita es una de las partículas más pesadas, por lo tanto, si se remueve la baritacon seguridad desalojaremos cualquier otra partícula existente. Para el análisiscomúnmente se toma las características de la barita, el cual varía de 25 a 75

micrones (para cálculos se toma el mayor 75 micrones = 0.003 pulgadas).El bache lavador por sus características se comporta como un fluido Newtoniano yel bache viscoso como un fluido no-newtoniano. La figura 28 muestra lasexpresiones para calcular la eficiencia de transporte del bache lavador.

Figura 28 Eficiencia de transporte del bache lavador.

Las expresiones de la figura 29 se utilizan para obtener gasto mínimo paraalcanzar el flujo turbulento y tener una eficiencia de acarreo del bache lavadoraceptable.

Figura 29. Eficiencia de transporte del bache lavador.


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CAPÍTULO 2

2.0.-EQUIPOS Y HERRAMIENTAS DE TERMINACIÓN

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Figura 30. Principales herramientas usadas en la terminación.


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En la terminación de un pozo, es indispensable conocer e identificar todas y cadauna de las partes de los equipos y las herramientas utilizadas durante esteproceso, pues es importante identificar plenamente cada parte, su función y suestructura para lograr una buena elección y en base a esto, un buen diseño de laterminación. Conforme aumenta la complejidad de la terminación, aumenta en un

alto grado la tecnología empleada para producir cada día mejores herramientas yequipos, sobre todo en las terminaciones inteligentes, y obviamente en lasterminaciones en aguas profundas.Básicamente, las principales herramientas usadas en la terminación son:

- Tubería de Explotación, es decir, la última TR.- Tubería de Producción.- Arboles Submarinos, Riser y Umbilicales.- Válvula de Tormenta.- Empacadores.

Para lograr un buen diseño de la terminación se debe elegir tanto el equipo comola herramienta adecuada, de esta forma se pueden evitar contratiempos o malosdiseños. Conocer cada una de las partes de las herramientas, así como suscaracterísticas, y en base a la terminación seleccionada, elegir las herramientasque vamos a utilizar. Esta elección, como prácticamente se hace en toda laindustria petrolera y tal como lo marca la Administración Integral de Yacimientos,se debe tener en cuenta tanto el factor técnico, como el económico. Por ejemplo,las terminaciones inteligentes usan herramientas de un costo muy elevado, de ahíla importancia de asegurar que dicho pozo va a ser exitoso

Figura 31. Equipo de producción submarino.

2.1.- Tuberías de Producción.

Las sartas o aparejos de producción son el medio de transporte de los fluidos delyacimiento a la superficie y pueden clasificarse dependiendo de las condiciones


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del yacimiento: fluyente, o con algún sistema artificial. Una parte crítica en laterminación del pozo es la selección, diseño e instalación del aparejo deproducción, así como su programa de operación. El diámetro exterior e interior dela caja determinan los esfuerzos de la junta en torsión; el exterior afecta el área dela caja y el interior afecta el área del piñón. Al seleccionar los diámetros se

determinan las áreas del piñón y la caja, estableciendo los esfuerzos de torsión.

Tabla 2.1.- Clases de tuberías de producción.

2.2.- Riser y Umbilicales en Aguas Profundas.

Los sistemas flotantes de producción con terminaciones submarinas, sonactualmente reconocidos por su valor en tecnología para el desarrollo de lasreservas en aguas profundas. Para ello se utilizan los Riser o elevadores, loscuales son tuberías de gran diámetro, y tienen por objetivo aislar las operacionesde perforación, terminación y producción del agua. Esto es muy importante, sobretodo en aguas profundas, donde la presión puede dañar las herramientas yequipos utilizados, para ello se utiliza el Riser.

Figura 32. Tipos de Riser.


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RISER EN AGUAS PROFUNDAS:

Riser Rígido Tensionado TTR:

Los riser tensionados tienen dos tipos de arreglos generales; los sistemas de barril

sencillo y los sistemas de doble barril. Estos arreglos dependen de una serie deconsideraciones, entre las que se incluyen requerimientos de intervención yreparaciones, presión del yacimiento, tirante de agua, el factor económico y laseguridad. El riser de barril sencillo consiste en una tubería de revestimientosencilla y una tubería de producción interna. El riser de doble barril ofrece unmejor comportamiento térmico con respecto del al sistema de barril sencillo. Esteconsta de una junta que se conecta al cabezal submarino mediante una conexióntipo tie-back. Para el caso de doble barril la tubería de revestimiento interna consta

juntas internas estándar que van desde el tie-back hasta el cabezal superficial. Losmateriales que se utilizan en la fabricación de los riser de doble barril son acero degrados T95 y P110 para la tubería de revestimiento interna y acero grado X80para la tubería de revestimiento externa. La principal desventaja de este tipo deriser era porque era detenida la producción por problemas ambientales y estoseran retirados. Otra desventaja era que el número de riser que podían serposicionados en la cubierta estaban limitados debido al complejo sistema detensores, además de que el impacto que se recibe de los movimientos y esfuerzosa los que está sometida la unidad flotante que lo sustenta. Su ventaja es quefacilita los trabajos de operación en la superficie.

Riser Flexible:

Este tipo de riser es en la actualidad es la solución más común para sistemas deproducción flotantes, este tipo de riser está elaborado con una material que esprincipalmente de alambres de acero y polímeros. Los riser flexibles pueden sercolgados en el borde de la cubierta, lo cual permite colocar un gran número deriser y umbilicales, aunque algunas veces los riser son colgados en los flotadores.Las configuraciones utilizadas en estos riser son lazy wave, steep wave y lazy S,estas configuraciones dependen en gran medida a la profundidad de trabajo, elgrado de movimiento que refleje el tipo de unidad flotante que se esté utilizando,las condiciones del ambiente y restricción de espacio. Cada capa de un riserflexible es construida de manera independiente, pero diseñada para interactuarcon las demás. El número de capas que lo componen varían de cuatro adiecinueve, dependiendo de la aplicación y del tirante de agua. Una de lasprincipales ventajas de este tipo de riser flexibles es que pueden permanecerconectados en las condiciones ambientales más severas, por su capacidad pararesistir grandes movimientos; además de que tiene una gran flexibilidad en cuantoa la prefabricación, el transporte y la instalación. Sus desventajas consisten en


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tener grandes limitaciones con respecto a los diámetros, presión, temperatura ycomposición de los fluidos; los procedimientos de diseño son algo complejos;existe un gran riesgo de migración de gas; los costos por material y fabricaciónson muy elevados y es muy sensible a las corrientes marinas.

Riser en Catenaria de Acero SCR:Este riser es un sistema relativamente simple, cuando es comparado con los otros;es simplemente una tubería de acero colgada desde la plataforma hasta lacatenaria. El riser en forma de catenaria está conectado generalmente a la unidadflotante mediante una junta flexible, una junta de tensión de acero o de titanio paraabsorber el potencial movimiento angular de la plataforma. La parte final del lechomarino descansa en el mismo como una viga. Sus principales ventajas son:capacidad para vencer cualquier limitación en lo que respecta al diámetro, adiferencia del sistema rígido tensionado, este queda colgado por su propio pesosin la necesidad de un sistema extra que le proporcione una tensión; es muchomás condescendiente en el aspecto del movimiento de la unidad flotante que en elsistema tensado y lo más importante en todos los diseños, este se considera elmás económico. Los riser en forma de Catenaria son más flexibles cuando sonfabricados con más titanio que con acero, debido al bajo módulo de Yuong. Losmateriales utilizados en estos riser son acero grados X60, X65 y X70.

Riser Hibrido:

A medida de que la exploración y la producción se ha movido a aguas másprofundas hay una necesidad de desarrollar nuevas técnicas que seaneconómicamente viables; una de esas alternativas son los riser híbridos. LosJumper flexibles fungen como la interface entre la fase superior del riser y launidad flotante. Existen tres generaciones de riser híbridos, en su primerageneración fueron instalados en el Golfo de México y fueron diseñados para ungran número de patrones de flujo, debido a esto el diseño era complejo y pesadolo cual hacia a la instalación muy costosa. La segunda generación de riser híbridosson fabricados en instalaciones costa adentro y colocados mediante remolques.Esta propuesta proporciona una significativa reducción en los costos comoresultado de la reducción del peso, simplificación del diseño y reducción delcalendario de instalación. La tercera generación de riser híbridos, ofrece todos losbeneficios de las generaciones anteriores y tiene un simple diseño económico.


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Figura 33. Tipos de Riser en Aguas Profundas.

UMBILICALES EN AGUAS PROFUNDAS:

Los umbilicales son las líneas de flujo que se usan aguas profundas, desde losarboles submarinos hasta los barcos ó plataformas de producción. Los umbilicalesfueron diseñados con una configuración basada en un enfoque basado en riesgosen lugar de un enfoque prescriptivo de las normas. Los diseños innovadores quequedan fuera del ámbito normal de la clasificación son a veces difíciles o incluso

imposibles de obtener a través de un proceso normal de aprobación sobre la basede normas preceptivas, como la API 17E y el ISO 13628-5. Debido a la bajatensión del umbilical y a la compresión de los fondos marinos, en aguas profundasse convierte en un parámetro importante, por lo tanto, la importancia del tema parael diseño en aguas profundas es el de evaluar correctamente la compresión en elfondo del mar, que puede provocar una excesiva deformación plástica en losumbilicales ó la falla en el cable eléctrico que controla al umbilical. La principalconclusión después de las pruebas en los umbilicales con compresión es que no


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sigue el comportamiento de un puntal rígido, sino que siguen el comportamientode un resorte en espiral a causa de su diseño de hélice hasta alcanzar undesplazamiento axial de 450 [mm].

Figura 34. Sistema de umbilicales en Aguas Profundas.

Una instalación profunda de un umbilical es de 2,316 [m] de tirante de agua, en elproyecto de Na Kika de Shell. Algunos otros umbilicales en aguas profundas sonel ThunderHorse a 1,880 [m] de profundidad, y la Atlántida a 2,134 [m] de tirantede agua. En aguas ultra profundas, una fuerza dinámica fuerte en el umbilicalpuede presentar un problema en la instalación y funcionamiento, ya que la cargacolgada es muy elevada.

2.3.- Equipo Superficial Submarino.

En la terminación de un pozo, el equipo superficial incluye los umbilicales, losriser, el árbol de producción submarino que va a operar y a controlar el pozo,dividiendo los flujos por TR y por TP, y el cabezal del pozo, es decir, la base delárbol de submarino, incluye a la bola colgadora, la cual vamos a necesitar paraintroducir y colgar nuestro aparejo de producción.

2.3.1.- Árboles submarinos en Aguas Profundas.

El árbol submarino es el sistema de control de presión localizado en el cabezal delpozo, el árbol de válvulas consiste en una serie de válvulas que proveen unainterfase entre el yacimiento y la superficie, con el propósito de:

- Proveer una fuerte barrera a la presión entre el yacimiento y la superficie.


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- Ser un medio que permita la producción controlada.- Ser un sistema que permita intervenciones en diferentes etapas de trabajo.

El árbol de producción submarino a ser usado tiene un impacto en los costos de laterminación, su diseño y las capacidades de intervención

Figura 35. Árbol submarino.

Las herramientas desarrolladas por FMC, Schlumberger, Vetco y Cameron pararealizar las tareas de terminación en el fondo del mar se denominan árboles determinación y prueba submarinos. No se fijan en forma permanente al lecho delmar como los árboles de producción, sino que son recuperables y cuando se losnecesita se colocan dentro del tubo ascendente por medio de una columna deasentamiento, se corren dentro del conjunto BOP y se conectan al colgador de latubería del árbol de producción. Estas herramientas combinan dos características

principales: la parte de la herramienta que corresponde al sistema de control quetransmite la información y la herramienta que facilita la activación de las válvulas.


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Figura 36. Árbol de pruebas submarino.

FMC y Sclumberger han diseñado una serie de árboles para operaciones, pruebasde pozos, terminaciones e intervenciones submarinas. Las distintascombinaciones de los diámetros internos y externos de la herramienta, los valoresde presión y temperatura y los sistemas de control hacen posible su adaptación auna amplia variedad de terminaciones submarinas y aplicaciones de pruebas depozos, además de diversas profundidades y condiciones del agujero. Para realizarpruebas de pozos se utiliza el sistema SenTREE3, que es de menor diámetro. Unalínea para inyección de químicos permite introducir aditivos en el pozo con el fin de

prevenir la corrosión o la formación de hidratos.

El sistema de control de cada herramienta está instrumentado de acuerdo con losrequerimientos de cada operador. El tiempo disponible para la desconexióndepende de varios factores: la capacidad del sistema de posicionamiento dinámicopropio de cada embarcación, la profundidad del agua, las corrientes esperadas yla altura de las olas y un análisis de operaciones riesgosas. El diseño de lasherramientas SenTREE permite que las mismas se desconecten cuando sonsometidas a una tensión extrema y a un ángulo mayor del que se puede alcanzarfísicamente en el conjunto BOP. Esto permite garantizar la posibilidad de undesenganche controlado bajo todas las condiciones. En zonas con profundidades

de hasta 2000 [ft] ó 610 [m], bajo condiciones normales y desde una embarcaciónanclada o amarrada, el tiempo necesario puede ser de hasta 120 segundos. Laseñal de desconexión se envía a través de las líneas hidráulicas a las válvulassolenoides que se encuentran en el sistema de control de la herramienta, queactivan las válvulas de la herramienta en forma hidráulica.

Cuando las profundidades son mayores, o en operaciones realizadas desde unaembarcación con sistema de posicionamiento dinámico, la desconexión se debe


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hacer en 15 segundos o menos. A lo largo de la distancia en cuestión, un sistemahidráulico por sí solo funciona con mucha lentitud, pero la combinación de unsistema hidráulico y eléctrico hace posible que una señal eléctrica rápida active ladesconexión controlada en forma hidráulica y ejecute el cegado de flujo, estossistemas se conocen como electrohidráulicos.

En el caso del sistema SenTREE3, el sistema de superficie envía una señaleléctrica directa por medio de un cable eléctrico hasta las tres válvulas solenoidesdel sistema de control de fondo. Estas válvulas controlan las tres funciones de laherramienta SenTREE3, que consisten en cerrar las válvulas de cegado, liberar lapresión y efectuar la desconexión. Por otra parte, el sistema de controlmultiplexado SenTREE7 realiza 24 funciones, que incluyen abrir y cerrar cuatroválvulas, conectar y desconectar dos herramientas, trabar y destrabar el colgador,inyectar sustancias químicas y monitorear la temperatura y la presión. Estesistema es demasiado complicado para operar mediante una señal eléctricadirecta, por lo cual se envía una señal multiplexada por un cable, luego seinterpreta con un módulo electrónico submarino incluido en el sistema de control,el que a su vez activa las funciones de la herramienta. Además, los telémetros delsistema eléctrico pueden suministrar datos acerca de la presión, la temperatura, elestado de las válvulas y demás parámetros que se requieran, con lo cual seproduce una comunicación de dos vías entre la herramienta y la superficie.

Figura 37. Herramientas SenTREE.


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2.3.1.1.- Clasificación de los árboles submarinos.

Para hacer esta primera clasificación, es necesario definir primero los pozossubmarinos:

- Aguas someras, de 0 a 500 [m] ó 1640 [ft].- Aguas profundas, de 500 [m] ó 1600 [ft] a 1500 [m] ó 5,000 [ft].- Aguas ultra profundas, más de 1500 [m] ó 5,000 [ft].

Los árboles submarinos se clasifican en:

- Secos.- Mojados.

Los árboles secos se usan en aguas someras y en aguas profundas, y en tirantesde agua inferiores a 1,830 [m] ó 6,000 [ft], estos árboles pueden instalarse sobreuna plataforma marina o spar. Se llaman secos porque se instalan en dichaplataforma.

Los árboles mojados van instalados en el lecho marino, y se usan en aguasprofundas y en aguas ultra profundas, dichos árboles mojados se clasifican en:

- Verticales.- Horizontales.

En aguas someras se usa un tipo de árbol mojado llamado “Árbol de Producciónpara Nivel de Lodo”.

2.3.1.2.- Árboles submarinos para aguas someras.

Hay dos tipos de árboles que se usan en aguas someras:

- Árbol de un solo agujero.- Árbol de producción para nivel de lodo.

Árbol de un solo agujero.

Se deriva de los diseños de árboles secos, pero adaptados a los cabezalessubmarinos, utiliza un diseño más sencillo, el cual es un sistema más convenienteeconómicamente hablado que el árbol seco. El espacio anular en este árbol esconectado a través de una salida lateral en el tubingspool o mediante una interfazde tipo válvula check ubicada entre el árbol y el colgador. El espacio anular no seextiende verticalmente a través del árbol, de ahí su nombre.


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Figura 38. Árbol de un solo agujero.

Árbol de producción para nivel de lodo.

El árbol de producción para nivel de lodo es un sistema de producción simple,

estos árboles son económicos y su funcionalidad es muy sencilla, su aplicación espara aguas someras. Su instalación es asistida por buzos, esto reduce sus costosy problemas de instalación, el equipo que se emplea para su instalación puede serdesde una plataforma de perforación auto-elevable o bien desde una plataformade perforación flotante.


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Figura 39. Árbol submarino para nivel de lodo.

2.3.1.3.- Árboles submarinos para aguas profundas y ultra profundas.

Hay tres tipos de árboles para estos ambientes submarinos:

- Vertical, puede operar hasta 3,000 [m] ó 10,000 [ft].- Horizontal, puede operar hasta 3,000 [m] ó 10,000 [ft].

- Eléctrico, en algunos diseños puede operar a más de 3,000 [m] ó 10,000[ft].

También conocidos como árboles mojados, son sistemas submarinos queconsisten en un arreglo de válvulas y sirven para tener un control de la produccióny de la inyección al pozo. Su diseño fue pensado para aguas profundas, pero en laactualidad tienen también aplicación en aguas someras con equipos sencillos y debajo costo. Representan el primer sistema de control y monitoreo del pozo a nivelsubmarino, su tamaño, diseño y funcionalidad dependen de los requerimientos dela producción y las condiciones de operación. Las principales compañías quefabrican estos equipos son FMC y Cameron. Este tipo de árboles cuentan con unsistema de ensamblaje en módulos lo que hace más flexible cubrir los

requerimientos del cliente. Los subsistemas modulares que los componen son:

- Conectores.- Cuerpo o estructura del árbol.- Válvulas.- Tubería de suspensión, bola colgadora.- Tapones y sellos internos.- Estranguladores.


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- Controles.- Tapa protectora de desechos.- Herramienta de colocación.

Árbol vertical.

Es un equipo muy robusto con gran capacidad de manejo de la producción, asícomo también de inyección de fluidos y control del pozo, su instalación se realizapor medio de cables guía o bien por medio de tubería de perforación, una ventajade este equipo es su fácil instalación. El árbol vertical es menos ancho que elhorizontal por lo que se facilita su instalación. Este árbol cuenta con un sistemamodular que permite desinstalar la parte superior del árbol, para la intervención apozos se requiere desinstalar todas las válvulas de producción para tener accesoa la tubería de producción. Las características del árbol submarino vertical son:

- Aplicación en pozos de aceite y gas.- Presión y Temperatura máxima de operación: 15,000 [psi] y 350 [°F].- Se emplea en conexiones directas al manifold.- La profundidad máxima de operación es 10,000 [ft].- La conexión superior del árbol es de 18 ¾” ó 16 ¾”.- Sistema de control electrohidráulico.- Capacidad para introducir hasta 11 tuberías en el pozo para control, monitoreo einyección de químicos.

- Diseñado para un fácil acceso del ROV y una fácil inspección visual.- Cuenta con aislamiento térmico para operar a temperaturas de 0 a 350 [°C]- Protección anticorrosión para una vida útil de 20 años.- Transductores de producción de presión y temperatura antes y después delestrangulador.- Transductores del espacio anular de presión y temperatura antes y después de laválvula de control.- El peso aproximado del árbol es 105,000 [lbm].


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Figura 40. Árbol vertical.

Su mayor aplicación se ha realizado en campos ubicados en el mar del nortedonde se tienen pozos con alta presión y temperatura, en ambientes fríos y concondiciones ambientales difíciles ha resultado ser muy eficiente.

Árbol horizontal.

La gran ventaja en el diseño del árbol horizontal es su tiempo de instalación quese ha reducido hasta dos días, lo cual reduce significativamente los tiempos de

operación. Otra de sus grandes ventajas es que cuenta con las válvulas deproducción en los costados y no por encima de la bola colgadora como en el árbolvertical, lo cual nos permite un fácil acceso a la tubería de producción.Características de un árbol Submarino horizontal:

- Aplicación en pozos de gas y aceite.- Presión y Temperatura máxima de operación: 15,000 [psi] y 350 [ºF].- Se emplea en conexiones directas al manifold e instalación en templetes.- La profundidad máxima de operación es de 10,000 [ft].- La conexión superior del árbol es de 18 ¾” ó 16 ¾”.- Sistema de control electrohidráulico.

- Capacidad para introducir hasta 7 tuberías en el pozo.- Diseñado para un fácil acceso a la tubería de producción.- Cuanta con aislamiento térmico para operar a temperaturas de 0 a 350 [ºC].- Protección anticorrosión para una vida útil de 20 años.


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Figura 41. Árbol horizontal.

El empleo del árbol horizontal ha demostrado ser menos costoso en instalación yoperación que el árbol vertical y se ha vuelto muy usado.

Árbol eléctrico.

Cameron saco recientemente un nuevo sistema de árbol submarinocompletamente eléctrico, es decir, utiliza solamente energía eléctrica en corrientedirecta para operar las diversas válvulas y estranguladores. Este nuevo árbol tiene

diseños que pueden operar a más de 3,000 [m] ó 10,000 [ft], en aguas ultraprofundas. Este árbol es más confiable y ofrece al operador una manera de reducirlos costos del umbilical que se utiliza para controlar el árbol submarino y esto lohace al eliminar las funciones hidráulicas de su sección transversal.

Figura 42. Árbol eléctrico.


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Las principales partes de este árbol son:

- Módulo de control eléctrico submarino.- Modulo de regulación de energía eléctrica y comunicaciones.- Válvulas actuadas eléctricamente para la inyección de químicos.

- Válvulas anulares actuadas eléctricamente.- Válvulas de producción actuadas eléctricamente.- Estrangulador recuperable submarino actuado eléctricamente.

2.3.2.- Bola colgadora.

La función del colgador en la tubería de producción es la de transferir el peso de latubería al cabezal del pozo y contener el flujo del espacio anular entre el revestidory la tubería de producción. (7)Hay cinco tipos de colgador de uso común:

- Colgador de compresión de mandril.- Colgador de tensión de tipo ariete.- Ensamblaje de sellos y cuñas.- Suspensión directa del árbol.- Colgadores de sublínea de lodo o colgadores de tubería con empacador.

El principal problema con la selección del colgador ocurre cuando la tubería deproducción debe aterrizarse en tensión, cuando esto es aplicado neumáticamentemás que hidráulicamente. El número de agujeros requeridos para que el colgadorde la tubería fluya o alimente los conductos, líneas de control, líneas de inyecciónde químicos y línea de acero, debe especificarse. Estos podrán sellarse con unsello anular de anillo en un colgador de cuello extendido. En los pozossubmarinos, un agujero es también requerido para el acceso al anular, unaorientación apropiada del colgador es necesaria.

2.4.- Válvula de Seguridad Bajo Superficie.

Las válvulas de seguridad bajo superficie SSSV, son instaladas por debajo delcabezal del pozo para prevenir el flujo descontrolado en una situación deemergencia. En el peor de los casos, cuando el cabezal del pozo ha sufrido undaño serio, la SSSV puede ser el único medio para prevenir un brote. El diseñocorrecto, aplicación, instalación y operación de este equipo es fundamental para laseguridad del pozo. Las SSSV deben considerarse para todos los pozos que seancapaces de tener flujo natural, por lo regular se usan en las terminacionessubmarinas. Las SSSV tienen tres mecanismos principales de cierre:- Chapaleta o charnela.- De bola.- De disco.Los mecanismos de cierre de charnela o de bola son los más usados. Los discosson en ocasiones utilizados en mecanismos de ecualización y en sistemasanulares. Como el nombre sugiere, los sistemas anulares son utilizados para aislar


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el anular. El mecanismo de charnela es ahora preferido al mecanismo de bolacomo resultado de:- Su gran confiabilidad.- Su simplicidad en diseño.- Menos propensa a daño en el sello.

- En caso de falla de la válvula, se puede bombear a velocidades losuficientemente altas para matar al pozo.

Figura 43. Ejemplos de sistemas de válvulas de seguridad.

Para abrir la válvula, se aplica presión a través de la línea de control, la cualcomprime el resorte de cierre y mueve el tubo de flujo hacia abajo en la charnela.Cuando el flujo en el tubo continúa hacia abajo, la charnela rota sobre su bisagraen la cámara. Cuando se remueve el control de la línea de presión, el resortepresiona el tubo de flujo hacia arriba, permitiendo que el resorte en la charnelamantenga la posición cerrada. En la posición cerrada la charnela se mantienecerrada por la presión diferencial a través de la válvula. (9)La válvula de bola es operada en forma similar, excepto en este caso en que lapresión hidráulica actúa sobre un pistón, el cual rota la bola por medio de unaconexión mecánica. El mecanismo de disco simplemente se basa en un discocónico el cual sella contra un asiento metálico. Adicionalmente al mecanismo decierre, las SSSV pueden ser subdivididas en cuatro categorías principales:- Recuperable a través de línea de acero o tubería de producción.- De no - ecualizado o ecualizado.- Concéntricas o de pistón.- Línea de control simple o líneas balanceadas duales.


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Una válvula puede tener cualquier particular combinación de estas características.La configuración seleccionada será controlada por las condiciones del pozo, eldiseño de la terminación y la experiencia previa. El seleccionar una válvulaecualizante o que se ecualize así misma provee de la flexibilidad operativa en el

hecho de que ninguna fuente externa de presión es requerida para presurizar laválvula previa a su apertura. De cualquier forma, el sistema de ecualizaciónintroduce mecanismos de falla potenciales adicionales y debe por lo tanto tener unimpacto en su confiabilidad. (10)

La potencia hidráulica de las SSSV es provista por medio de un solo pistónconcéntrico o de uno o más pistones envarillados montados radialmente alrededorde la válvula. Los límites en la disponibilidad del control de la línea de presióndarán la profundidad máxima de asentamiento de la válvula. Si la válvula debeasentarse a profundidades mayores a los 800 pies, entonces la fuerza de unresorte largo y su resultante alta presión de apertura requerida por una válvulaconcéntrica hará esta válvula inapropiada, y una válvula de pistón se requerirá.

Figura 44. Esquema de un sistema de control para una SSSV.

2.5.- Empacadores de Producción.

El empacador de producción es un mecanismo diseñado para proveer un área desello entre la TR y la TP. El empacador está también equipado con un sistema decuñas que asegura que está firmemente anclado a la TR. Dependiendo del pozo,los empacadores son usados:


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- Para proveer una barrera sellante de seguridad al fondo de la tubería deproducción tan cerca como sea posible de la zona de producción.- Para facilitar la reparación de las TP´s de producción dañadas sin exponer lazona productora a fluidos dañinos.- Para proveer un punto de anclaje de la tubería minimizando su movimiento.

- Para asistir en las operaciones de matar al pozo otorgando una barrera deseguridad cerca del yacimiento.- Para mejorar las condiciones del flujo vertical y prevenir los flujos erráticos.- Para separar zonas de producción en el mismo agujero.- Para tapar perforaciones, y adecuarlas perfectamente a cementaciones forzadas,mediante tapones puente.- Para instalar una bomba en la tubería.- Para minimizar las pérdidas por calor por el uso de un espacio anular vacío.- Para asegurar la presión de integridad en la boca del liner.- Para aislar fugas en la TR.- Para facilitar las operaciones temporales de servicio al pozo.

Figura 45. Empacador de producción.

Hay ciertos componentes básicos que son comunes a todos los empacadores deproducción. El sello del ensamble consiste del empacador elastomérico junto conlos “back-up rings”. Estos proveen el aislamiento entre el espacio anular y el ladoinferior del empacador por su asentamiento contra las paredes de la TR. Un


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problema con los elementos de empaque es la extrusión de los sellos, la cual seelimina por los “back-up rings”. Una técnica alternativa es el uso de un elementode empaque combinado, con un elemento de mayor suavidad dentro de él,otorgando el sello, los elementos más duros en el exterior reforzarán el sello suavey previniendo la extrusión. La presión diferencial de un empacador dependerá del

esfuerzo inducido en el elemento. (12)

El movimiento del elemento de empaque bajo diferenciales de presión, confrecuencia resultará en la falla del empacador. Para evitar esto, el seguro, otrinquete, aseguran el esfuerzo en el elemento y previene que las cuñas sedesencajen. El uso de un viaje permanente en las terminaciones ha ganadoaceptación entre la industria petrolera, debido a que los costos ahorrados por lareducción del tiempo que se toma en instalar el equipo de terminación en el pozo yllevarlo así a producción. Un solo viaje para bajar el empacador es relativamentesencillo y ha llegado a probado ser una buena técnica. De hecho es bastanteprobable que la mayoría de los pozos en el Mar del Norte estén equipados conempacadores hidráulicos de asentamiento permanente.

Los empacadores recuperables tienen su lugar y se usan siempre que lascondiciones del pozo no sean demasiado severas y sin demasiadas cargas depresión a lo largo de la vida del pozo, donde el empacador recuperable haprobado su gran desempeño.

Figura 46. Empacadores, permanente y recuperable.


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2.5.1.- Empacador permanente.

Los empacadores permanentes a causa de su construcción simple y fuerte, sontambién inherentemente más fuertes y generalmente tendrán un mayor espacio através de cualquier tamaño de TR que su empacador recuperable equivalente.

Tabla 2.2.- Ventajas y desventajas del empacador permanente.

Figura 47. Elementos principales del empacador permanente.


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2.5.2.- Empacador recuperable.

El diseño elemental del empacador recuperable y su construcción no están tanbien esquematizados como en el empacador permanente. Las fuerzas hidráulicasy mecánicas que se imparten al elemento, pueden causar extrusión y ese

movimiento de los hules crea un medio de fuga potencial durante las inversionesde presión.

Tabla 2.3.- Ventajas y desventajas del empacador recuperable.

En general los beneficios de un empacador permanente sobre un empacadorrecuperable pueden ser resumidos como fuerza y durabilidad. De cualquier formauna nueva generación de empacadores recuperables ha sido desarrollada, loscuales pueden soportar mayores cargas que la mayoría de los sistemaspermanentes. El empacador es esencialmente un sistema de seguridad delespacio anular el cual es designado para soportar cargas por encima de las500,000 [lbs] en tensión y en compresión.

Tabla 2.4.- Empacadores recuperables de nueva generación.


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2.5.3.- Empacador por activación mecánica.

Los empacadores de activación mecánica son frecuentemente utilizados enterminaciones de zonas múltiples, pruebas de pozo, y también cuando es utilizado

un empacador de drenaje “sumppacker” para cortar la producción de agua. Elempacador mecánico requiere que sea instalado previamente en la TP. Parainstalar el empacador se requiere correr por separado una herramienta deasentamiento hidráulico, esto es normalmente efectuado en dos formas:1.- En una herramienta de asentamiento eléctrico.- Este sistema es generalmenterecomendado para el asentamiento de empacadores en pozos verticales o conbajo ángulo, el despliegue del empacador es relativamente rápido y eficiente.2.- En una herramienta de asentamiento con tubería de perforación.- Esosensambles de asentamiento son particularmente útiles para el asentamiento deempacadores en pozos desviados o con alto ángulo.Independientemente de que método sea adoptado, la fuerza hidráulica aplicada ala camisa de asentamiento de la herramienta inicia el mecanismo de acción dearriba hacia abajo. Esta fuerza es transmitida de las cuñas superiores a través delelemento empacante a las cuñas inferiores. Como resultado las cuñas y elelemento se expanden hacia fuera, los cuales giran, y se asientan contra la TR. Lafuerza de asentamiento es gobernada por el perno de corte, el perno de cortecomo fuerza de anclaje excede sus valores predeterminados permitiendo elasentamiento y desenganche del empacador, y así puede ser recuperado.

2.5.4.- Empacador por activación hidráulica.

El empacador por activación hidráulica es un desarrollo del empacador poractivación mecánica. La ventaja con este sistema es que puede ser corrido yasentado en un solo viaje con la sarta de la TP. El sistema de asentamiento esactivado por la instalación de un mecanismo sellante localizado por debajo delempacador y presurizando la tubería por encima, esto permite que la presión entreen los puertos de asentamiento y accione el pistón de asentamiento. El pistón deasentamiento transmite la fuerza a través de las cuñas inferiores, los elementos deempaque se expanden hacia fuera, y en lo que gira el ancla el empacador seasienta contra la TR.

2.5.5.- Empacador de doble espacio.

Los empacadores de doble espacio son comúnmente utilizados en lasterminaciones múltiples y por su diseño pueden permitir la producciónindependiente de cada zona a través de TP´s independientes, sartas de tuberíaseparadas, y pueden permitir la inyección de agua o gas en una zona mientras seproduce en otras zonas. Los empacadores de doble espacio son instalados yasentados mediante la instalación de un medio de taponamiento localizado pordebajo del empacador y presurizando por encima de la tubería, esto permite a lapresión entrar al puerto de asentamiento y accionar el pistón de asentamiento.


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2.5.6.- Empacadores hinchables.

Un empacador hinchable es una buena alternativa y solución para pozos conterminaciones múltiples, teniendo la necesidad de usar un empacador que soporte

altas presiones diferenciales entre cada una de las zonas productoras del pozo.Estos empacadores garantizan unas 10,000 [psi] de presión diferencial y con 72horas antes del primer contacto con las paredes del agujero.

Tabla 2.5.- Características y ventajas de los empacadores hinchables.

2.6.- Herramientas Activadas a Distancia.

Las herramientas activadas a distancia algunas veces son conocidas comoherramientas “inteligentes”, son equipos que no requieren de corridas de

intervención tales como línea de acero, tubería flexible, o intervención con presiónpara operarlos. Estas herramientas son relativamente nuevas y están diseñadasidealmente para pozos altamente desviados o pozos horizontales donde laintervención sería extremadamente costosa y difícil o hasta imposible. Muchasoperaciones pueden ser logradas con herramientas activadas a distancia:

- Prueba de presión de la tubería de producción previa al asentamiento delempacador hidráulico, y lograr un excelente asentamiento del empacador.- Proveer una barrera del yacimiento a la superficie, con ayuda de la TP.- Producir selectivamente muchas zonas en el mismo agujero.

Herramienta para aislamiento de boca de liner de Schlumberger LTIV.

El LTIV es un mecanismo localizado en la Boca del Liner que aísla al yacimientode la tubería de producción y que puede contener la presión en cualquierdirección. Tiene un sistema de sellado por bola que cuando se encuentra en laposición cerrada provee protección a un yacimiento predisparado o con mallas dearenas y permite la instalación superior del aparejo. El LTIV es operado por un


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ciclo de presión utilizando una cámara de nitrógeno y un mecanismo de indexadopara su operación. Una serie de ciclos de presión son aplicados en la tubería deproducción para abrir la válvula de bola y ganar acceso completo al yacimiento. Laválvula de bola puede también ser abierta usando un sistema de intervención decontingencia. El LTIV puede también ser asentado en superficie para abrir a un

número predeterminado de ciclos. (18)Herramientas de Ocre MFCT – FBIV.

Las herramientas de Ocre MFCT – FBIV están diseñadas para iniciar laterminación llenándose a sí mismas y cuando es deseado aislando la tubería delanular y asentando un empacador hidráulico. La integridad de presión de latubería es mantenida por una válvula de charnela, la cual mantiene la presión porarriba y por debajo y por lo tanto puede ser clasificada como una barrera. Lasherramientas Ocre son también manipuladas por ciclos de presión y utilizan unsistema de movimiento lento el cual también puede ser operado a unpredeterminado número de ciclos. La válvula de charnela puede también serabierta usando una herramienta de intervención de emergencia.

Herramientas hidrostáticas.

Las herramientas hidrostáticas utilizan una cámara hidrostática y un sistema dedisco de ruptura para actuar. El yacimiento tiene que estar aislado por la tuberíade revestimiento para hacer que este tipo de herramienta funcione. Unaherramienta operada hidrostáticamente no requiere de un mecanismo localizadopor debajo de la tubería y está equipado con una cámara atmosférica la que esaccionada simplemente por presurización del pozo terminado.

Válvulas de control de flujo.

Son el corazón de las terminaciones inteligentes, descritas en el capítulo 06. Estasherramientas pueden ser operadas de forma hidráulica, eléctrica ó unacombinación de ambas. Estas válvulas se usan para regular el flujo de variaszonas del pozo, ó bien de varias ramas multilaterales del mismo. Con estasválvulas se tiene un control perfecto de los fluidos, y con esto se maximiza el pozo.


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Figura 48. Operación de una válvula de control de flujo.


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CAPITULO 3

3.-FLUIDOS EN LA TERMINACIÓN

3.1.- Lavado del Pozo.

Previo al desplazamiento del fluido de control ya sea base agua o base aceite porel diseño de espaciadores y lavadores, es necesario efectuar algunasrecomendaciones referentes al fluido de control que se encuentra en el pozo:

1.- En pozos sin accesorios dentro del mismo, bajar la tubería de producción conlos escariadores adecuados a las tuberías de revestimiento que se van a limpiarde flui

terminación de pozos en aguas profundas

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