informe de producion
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P R O D U C C I O N I
CONTENIDO
1. INTRODUCCION.
2. ASCESORIOS SUBSUPERFICIALES
2.1.CAMISA DESLIZABLE
2.1.1. TIPOS DE CAMISA DESLIZABLE
2.1.1.1. CAMISA DESLIZABLE DE ABRIR Y CERRAR
2.1.1.2. CAMISA DE ESTRANGULAMIENTO O CAMISA
CHOKE
2.2.TAPON DE FONDO
2.2.1. TAPON N
2.2.2. TAPON PN
2.3.ASIENTO NIPLES
2.4.PUP JOINT
2.5.BLAST JOINT
2.6.ESTRANGULADORES DE FONDO
2.7.MANDRILES
2.8.CUÑAS
2.9.PACKER
2.10. FILTROS
2.11. CENTRALIZADORES
2.12. PESCADORES
3. BAJANDO EL ARREGLO FINAL
4. COCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5. BIBLIOGRAFIA
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1.- INTRODUCCION
Durante el curso de la perforación, la obtención y estudio de muestras de arena o de núcleos
convencionales o de pared; el análisis continuo e interpretación del posible contenido de
hidrocarburos en el fluido de perforación; la toma de diferentes registros petrofísicos e
interpretación cualitativa y cuantitativa de la información; la correlación de la información
geológica, sísmica y/o petrofísica; el comportamiento y velocidad de penetración de la
barrena; y la información e interpretación de alguna prueba de producción hecha con la
sarta de perforación en el hoyo desnudo, configuran por sí o en conjunto la base para
decidir la terminación del pozo en determinado(s) yacimiento(s) y los respectivos intervalos
escogidos.
La abundancia y tipo de información para evaluar y correlacionar las perspectivas del pozo dependen de si la perforación es de exploración, de avanzada o de desarrollo, en cuyos casos el grado de control geológico y la experiencia acumulada del personal encargado de formular la terminación determinará cuáles datos son suficientes e indispensables para realizar la tarea.
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2.- ACCESORIOS SUBSUPERFICIALES
2.1.- CAMISAS DESLIZABLE
Son herramientas de producción que forman parte de la completación de fondo de un pozo. Instaladas como parte integrante en el tubing de producción, su finalidad es abrir y cerrar la comunicación entre el espacio anular y el interior del tubing, para seleccionar zonas productoras o para regular la presión entre zonas.
Se pueden instalar múltiples camisas a diferentes profundidades para operar zonas de
producción independiente.
Hay dos categorías principales de camisas deslizables: de abrir y cerrar y de
estrangulamiento.
2.1.1.- Las camisas deslizables de abrir y cerrar
Se desplazan entre una posición completamente abierta y una posición cerrada. Se utilizan
para cerrar el flujo de una zona por razones económicas o para cerrar una zona que está
agotada o que producen demasiada agua.
En pozos de multi-zona, se usan para seleccionar las zonas a producir y para cerrar aquellas
que no se quiere producir.
Las camisas accionadas mecánicamente son simples y poco costosas. Requieren la
actuación de un "bloqueador o cierre", que debe ser corrido en el pozo con equipo de cable
o coiled tubing.
Las camisas accionadas hidráulicamente son más complicadas, pero pueden ser accionadas
con una pequeña bomba en la superficie.
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2.1.2.- La camisa de estrangulamiento
Estas camisas se pueden ajustar para proporcionar una apertura específica o un orificio de
tamaño. Las camisas de estrangulamiento pueden ser empleados para regular la presión
entre dos o más zonas.
También se utilizan para regular el flujo de líquido en un pozo durante el fractura miento
hidráulico. Las camisas son accionadas hidráulicamente y tienen un diseño mucho más
complejo que las camisas de abrir y cerrar.
2.2.- TAPON DE FONDO
Los Tapones son herramientas empleadas para aislar completamente algunos niveles dentro
de la cañería de producción o dentro del Tubing.
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2.2.1.- TAPON N
2.2.2.- TAPON PN
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2.3.- Niples de asiento.
Son dispositivos tubulares insertados en la tubería de producción y comunes en el pozo a una determinada profundidad. Internamente son diseñados para alojar un dispositivo de cierre para controlar la producción de la tubería.
Estas herramientas se utilizan en aparejo de producción tales como:
Aparejo fluyente.
Aparejo de bombeo neumático.
En aparejo fluyente.
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Se colocan en la tubería de producción ya sea abajo, arriba o entre empacadores, según el objetivo que se desee alcanzar, por ejemplo:
Aislar intervalos o zonas de intervalos.
Para colocar estranguladores de fondo.
En el aparejo de bombeo neumático.
Se instalan en la parte interior del aparejo de producción con válvula de retención, para efectuar la limpieza del pozo, que a la vez sirve para evitar que la columna hidrostática contenida en la T.P. iguale la presión de formación.
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2.4.- PUP JOINT
Pup Joint Son tuberías cortas fabricadas en distintos diámetros y longitudes, ytipos de roscas, existen desde 0.30 hasta 3.6 mts. También sirven como niples demaniobra. Permiten acomodar los diferentes elementos dentro de la columna, demodo que éstas queden ubicadas en el lugar preciso, permitiendo de esta manerael dimensionamiento exacto de la tubería de producción.
En los diámetros tenemos los siguientes: 2, 4, 6, 8 y 10 pulg.
Cuando se instala un pup joint se debe saber el tipo de rosca que se debe utilizar
como por ejemplo el tipo cónico en la rosca es el pup joint 1,992
Pup jointCónico
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puede integrarse desde la construcción del pozo y puede conectarse a tuberías de
revestimiento o a tubos perforados convencionales.
Esta anticipación permite, bajar la herramienta de deformación para expandir un EPJ a demanda.
La expansión del EPJ permitirá aislar zonas del pozo definidas previamente.
2.5.- Blast Joint
Son tuberías de pared reforzada usadas en terminación múltiple para proteger el área de
tubería de producción que debe permanecer frente a los baleos superiores, expuesta a la
acción de los fluidos abrasivos, corrosivos o cargados de arena y/o presiones elevadas.
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• Se colocan frente a los baleos
• Tiene el mismo ID de la TP y mayor OD
Beneficios:
Alarga la vida útil de la tubería de producción.
2.6.- ESTRANGULADORES
son dispositivos mecánicos que se utilizan en los pozospara provocar una restricción al flujo, con objeto de controlar el aporte de agua yarena proveniente de los yacimientos.
Este elemento permite controlar la cantidad de flujo que el pozo produce.
orificios o reductores, no son otra cosa que un estrechamiento en las tuberías de flujo para restringir el flujo y aplicar una contrapresión al pozo.
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Los estranguladores sirven para controlar la presión de los pozos, regulando la producción de aceite y gas o para controlar la invasión de agua o arena. En ocasiones sirve para regular la parafina, ya que reduce los cambios de temperatura; así mismo ayuda a conservar la energía del yacimiento, asegurando una declinación más lenta de los pozos, aumentando la recuperación total y la vida fluyente.
El estrangulador se instala en el cabezal del pozo, en un múltiple de distribución, o en el fondo de la tubería de producción.
De acuerdo con el diseño de cada fabricante, los estranguladores presentan ciertas características, cuya descripción la proporcionan en diversos manuales, sin embargo se pueden clasificar como se indica a continuación:
Estranguladores Superficiales
a) Estrangulador Positivo. Están diseñados de tal forma que los orificios van alojados en un receptáculo fijo (porta-estrangulador), del que deben ser extraídos para cambiar su diámetro. Fig. 11.3
Las marcas más conocidas son: EPN, FIP, Cameron, y los hechizos que se fabrican en los talleres de máquinas y herramientas. El uso en la industria es amplio por su bajo costo y fácil aplicación.
b) Estrangulador ajustable. En este tipo, se puede modificar el diámetro del orificio, sin retirarlo del porta-estrangulador que lo contiene, mediante un dispositivo mecánico tipo revólver. Fig. 11.2
Una variante de este tipo de estranguladores, es la llamada válvula de orificio múltiple. Tiene un principio de operación bastante sencillo, puesto que el simple desplazamiento de los orificios del elemento principal equivale a un nuevo diámetro de orificio, y este desplazamiento se logra con el giro de un mecanismo operado manual o automáticamente y de fácil ajuste.
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Dependiendo del tipo de estrangulador, se disponen con extremos roscados o con bridas y
con presiones de trabajo entre 1500 y 15000 lb/pg2.
Es un estrangulador anclado y recuperado con línea de acero que restringe flujo en fondo y aplica una contrapresión al pozo. Su principal función es controlar la presión de los pozos en el fondo, regulando la producción de aceite y gas y/o para controlar la invasión de agua.
La estrangulación ´puede variar según especificaciones del cliente y/o análisis del yacimiento.
Adicional se pueden bajar sensores de fondo acoplados para pruebas donde se requiera un registro de presión-temperatura.
Ventajas:
-se puede instalar en cualquier parte de la tubería, no se necesita niple, ni coples.-se ancla de una manera rápida y sencilla con unidad de línea de acero.-cuenta con set de estranguladores intercambiables.-fabricado de material de alta resistencia.
Estranguladores de fondo.
a) Estranguladores que se alojan en un dispositivo denominado “niple de asiento”, que va conectado en el fondo de la TP. Estos estranguladores pueden ser introducidos o recuperados junto con la tubería, o bien manejados con línea de acero operada desde la superficie.
b) Estranguladores que se aseguran en la TP por medio de un mecanismo de anclaje que actúa en un cople de la tubería, y que es accionado con línea de acero.
El propósito de estos estranguladores de fondo es:
a) reducir la presión de superficie y atenuar la caída de temperatura causada por las
grandes reducciones de presión a través del estrangulador en superficie,
reduciendo la tendencia al congelamiento.
b) Se aumenta la vida de flujo de un pozo mediante la disminución de salida de gas,
reduciendo la RGP.
c) La presión de fondo se mantiene más constante retardando la posible invasión de
agua.
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Estos estranguladores de fondo son usados en diámetros mayores como 1’’ – 1.1/2” y
pueden utilizarse combinados con un estrangulador de superficie.
2.7.- Mandril
Es una barra o eje cilíndrico alrededor del cual se disponen o conectan otras piezas, o que
encaja en el interior de un tubo o cilindro.
Es el miembro que bloquea la presión en un empaquetador; el miembro que se usa para
transferir energía a las cuñas; también es el miembro de alojamiento de una válvula de gas
lift.
Tienen una forma ovoide con orificios de circulación en el cuerpo, el cierre de estos produce con un obturador que se aloja en un receptáculo o bolsillo.
La desventaja mayor de éste accesorio es la recuperación en caso de accidente mecánico debido a la forma irregular del mismo.
Características
Tipo de mandril: el mecanizado (sin orientador) y el hidráulico (con orientador).
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Medidas: 2.3, 2.7 y 3 ½ pulg.
Por lo general se los hace sin rosca (blandos) para luego hacer la rosca a pedido del
cliente.
2.8.- CUÑAS
Son piezas de metal de forma cónica con dientes u otros elementos de agarre que se utilizan
para evitar el deslizamiento de la tubería pozo abajo o para mantenerla en su lugar.
Una de las herramientas con cuñas utilizadas en terminación de pozos es elpacker; en las siguientes imágenes muestra claramente a las cuñas.
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Las cuñas rotativas se ajustan alrededor de la tubería y se encajan contra el buje maestro para sostenerla.
Las cuñas de potencia se activan en forma neumática o hidráulica
evitando a la dotación el manipuleo de las cuñas al realizar una
conexión. Los empacadores (packers) y otros equipos de fondo
de pozo quedan asegurados en su posición mediante cuñas que
sostienen la tubería y que son comandadas desde la superficie.
También los tapones tienen cuñas.
Las cuñas existen en una gran variedad de formas. Es deseable
que posean un área superficial adecuada para mantener la
empacadura en posición, bajo los diferenciales depresión
previstos a través de esta. Las cuñas deben ser reemplazadas si
ya se han utilizado una vez en el pozo.
2.9.- PACKER
Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería eductora y el revestimiento de producción, a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio anular, hacia arriba. Estas empacaduras son utilizadas bajo las siguientes condiciones:a)Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción opresiones de inyección.b)Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.c)Para aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones múltiples
El packer aísla y ayuda en el control de la producción de fluidos a altas presiones, protegiendo el casing y otras formaciones por encima y por debajo del nivel productor.
Llamados también obturadores o empacadores, son herramientas diseñadas a fin de ayudar en la eficiente producción del petróleo y gas de un pozo con uno o más niveles productores, aislando los niveles de interés.
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Se utilizan packers con el propósito de efectuar un sello entre el exterior de la tubería y el interior de la cañería de producción a fin de evitar el movimiento vertical de fluidos desde el packer por el espacio anular hacia arriba, debido a la presión diferencial sobre y debajo el punto sellado.
OBJETIVOS DEL USO DEL PACKER
* Proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción o presiones de inyección. * Proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos. * Aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones múltiples. * En instalaciones de levantamiento artificial por gas. * Proteger la tubería de revestimiento del colapso mediante el empleo de un fluido sobre la empacadura, en el espacio anular entre la tubería eductora y el revestimiento de producción. * Aísla en el pozo, fluidos y presiones. * Ayuda a preservar el volumen anular.
CLASIFICACION DE LOS PACKERS
De acuerdo al sistema de anclaje los packers o empacaduras se pueden clasificar de la siguiente manera:
Packers Recuperables Packers Permanentes
PACKERS O EMPACADURAS RECUPERABLES
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Son aquellos que se bajan con la tubería de producción o tubería de perforación y se pueden asentar: Mecánica o hidráulicamente. Después de asentados, los packers pueden ser desasentados y recuperados con la misma tubería. Los packers recuperables son parte integral de la sarta de producción, por lo tanto, al sacar la tubería es necesario sacar el packer.
Los packers recuperables se pueden clasificar como: Packers Mecánicos y Packers Hidráulicos
- Packers (empacaduras) Mecánicos Estos packers son bajados con la tubería de producción y su asentamiento se logra girando al tubería en el sentido de las agujas del reloj. El numero de vueltas esta determinado por la profundidad y el diseño de cada fabricante.
De acuerdo a la característica de la operación superficial para anclarlas se clasifican en:
Compresión o pesoTensiónCompresión/Tensión/Rotación
- Packers Mecánicos de CompresiónSon sencillos debido a que poseen solo un sistema de anclaje al revestidor, no tienen válvula interna de circulación, el elemento sellante puede trabajar hasta 250ºF.
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Se anclan cuando se llega a la profundidad de asentamiento rotando la tubería en
dirección de la 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.
- Packers Mecánicos de Compresión Doble
Son equipos recuperables, son dobles debido a que tienen doble sistema de anclaje, el
agarre mecánico igual al de los packers de compresión y adicional un sistema de candados
hidráulicos los cuales son accionados mediante presión hidráulica y los mismo son
localizados por debajo de la válvula de circulación
- Packers Mecánicos de Tensión Sencilla
Son equipos recuperables y muy similares a los packers de compresión sencillas, la
diferencia es que presentan 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
- Packers Mecanicos de Tensión y Compresión
Al igual que todos los anteriores son equipos recuperables, presenta la versatilidad que se
pueden asentar aplicándole esfuerzos de compresión, tensión y rotación.
Son utilizados para producción, inyección, fracturas, zonas aisladas y aplicaciones de
cementación remedial. Posee capacidad de resistir altas presiones diferenciales de
estimulaciones después de haber completado el pozo.
PACKER DE PESO M-3
Es el más usado en las operaciones de workover. Es denominado de peso puesto que su
mecanismo de agarre y de hermeticidad se activa dándole peso con la sarta de tubería.
Para asegurar su fijación durante los trabajos de fractura cuenta con un sistema de
pistones que se activan hidráulicamente. Cuenta con camisa balanceadora la cual permite
absorber en peso todas las presiones desde abajo, ayudando a mantener el PKR fijo.
PACKERS O EMPACADURAS PERMANENTES
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Estas se pueden correr con la tubería de producción o se pueden colocar con equipos de
wireline. En este último caso, se toman como referencia los cuellos registrados en el perfil
de cementación para obtener un asentamiento preciso. En caso de formaciones con
temperatura de fondo alta (400ºF-450ºF), el método más seguro de asentamiento consiste
en utilizar un asentador hidráulico bajado junto con la tubería de producción. Una vez
asentada la empacadura, se desasienta el asentador hidráulico y se saca la tubería junto
con la tubería de producción.
Los packers permanentes se pueden considerar como una parte integrante de la tubería de
revestimiento, ya que la tubería de producción se puede sacar y dejar el packer
permanente asentada en el revestidor.
Usualmente para destruirla es necesario fresarla, por lo que frecuentemente se
denomina packer perforable
2.10.- FILTROS
Son herramientas para controlar la producción de arena en pozos verticales u horizontales, dependiendo del grado de consolidación de la arena a producir, basados en el ancho de las ranuras o aperturas para el flujo, denominado también calibre, creando así un filtro que permite la producción de petróleo.
Características.
Tienen dos capas de malla.
Para hacer mantenimiento o limpieza se lo hace con Jet a presión de 0 a 8000 psi.
Tienen una longitud de 3,5 metros.
No se pueden poner frente al baleo porque los perforan, se deben poner mínimo a 1
mt. por encima del primer baleo.
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2.11.-CENTRALIZADORES
Son dispositivo que se utiliza para “centrar” el casing en el pozo, o el tubing en el diámetro interior del casing.
Para que la sarta quede bien centrada en el hoyo, y a objeto de evitar que se recueste contra la pared del hoyo, ocasionando luego defectos en la continuidad del cemento en el espacio anular, se le instalan a la sarta centralizadores en aquellos puntos que se consideren necesarios.Los centralizadores, por sus anillos que rodean el tubo y fijados con puntos de soldadura, quedan a las profundidades deseadas. Los flejes que unen los anillos tienen una curvatura hacia afuera para hacer contacto con la pared del hoyo.
CONCLUSION
A parte de los casings y los tungs; los
packers y los tapones también tienen centralizadores.
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2.12.- PESCADORES
Es una herramienta de rescate o instrumento que se
agrega al tubing o a la tubería de perforación, y se y
se baja por fuera de la tubería rescatada, la tubería o
varillas de succión perdidas o atascadas en el pozo.
Dispositivo de fricción del pescador, por lo general,
una canasta o arpeo en espiral, que agarra con
firmeza la tubería rescatada, permitiendo su
extracción del pozo.
CONCLUSION
Hay diferentes tipos de pescadores, de espiral y de canasta también de diferentes diámetros
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3.- BAJANDO EL ARREGLO FINAL
Existen diferentes condiciones para realizar el bajado o colocado del arreglo final, lógicamente las iniciales deben ser las condiciones del reservorio.
Condiciones del pozo
Profundidad
Equipos de
registros
Slickline
Wire line
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Capacidad en BBL
Condiciones del fluido
Volumen en pozo y superficie
Salinidad, densidad
Propiedades reológicas
Condiciones de la sarta
Numero de tiros
Peso del tiro
Tensión
Condiciones de equipos auxiliares
Revisión del camión cementador
Prueba de presión
Recuento de aditivos
Revisión del camión de registros
Recuento de herramienta
Revisión del camión de cable
Recuento de herramientas
4.- COCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Los accesorios Sub-Superficiles son herramientas necesarias para la terminación de
un pozo, para luego pasar a la producción del mismo.
Los accesorios Sub-Superficiales; no todos se usan en la perforación del pozo, existen
algunos que no son siempre necesarios como los pescadores, los estranguladores o tapones.
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Esto quiere decir que los accesorios Sub-Superficiales se usan de acuerdo a la necesidad
que se necesita en la explotación del pozo y el problema que se esta atravesando en el pozo.
Se debe tener en cuenta que tipo de accesorio Sub-Superficial que se tiene que
utilizar de acuerdo a la tarea que vamos hacer en el pozo y realizar estudios sobre la
herramienta que mas nos conviene utilizar.
Un ejemplo: Si tenemos un problema de atasco de tubería de Producción se debe introducir
los pescadores. También nos interesa saber el tipo de perforación que realizamos como
perforación: horizontal o vertical y el tipo de diseño de arreglo que tenemos para la
producción como: arreglo convencional simple y doble.
5.- BIBLIOGRAFIA
http://es.scribd.com/doc/64494683/CONTENIDO12-1
Documento de guía proporcionado por el docente Ing. Celestino Arenas
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