completation

Seminario de Empacaduras

Baker Oil Tools f.pkr-111.man.toc&tab-ERev. 11/16/00 chj

1.0Principios de laCompletación

Seminario de Empacaduras (Curso #111)

TABLA DE CONTENIDO

Baker Oil Tools f.pkr-111.man.toc-E22-mar-99 (ceo)

PROGRAMA Y OBJETIVOS

1.0 PRINCIPIOS DE LA COMPLETACION

1.1 Part 1


Baker Oil Tools f.pkr-111.man.toc&tab-ERev. 18-mar-99 ceo

1.1Parte 1

f.pkr-111.cb. Combas1-E.ppt Slide 1 Rev. 11/16/00 chj

© 2000 Baker Hughes Incorporated.

Derechos Reservados

Principios Básicos deCompletación



Derechos Reservados

Principios Básicos de CompletaciónParte I



Derechos Reservados

CompletaciónDefinición

El diseño de la completación requiere el conocimiento devarios sistemas:

• Yacimiento

• Instalaciones de Superficie

• Tubería de Revestimiento & Tubería de Producción

• Cañoneo

• Herramientas de fondo para Completación– Sistema de Control de Flujo

– Sistema de Seguridad de Fondo

– Sistema de Empacaduras

– Control de Arena

– Inflables

– Colgadores

– Instrumentación

– Inyección Química

• Servicio de Pozo y Rehabilitación

El objetivo de la completación es el de transportar fluidosdel yacimiento a la superficie, de una forma segura yeficiente.



Derechos Reservados

YacimientoDefinición

• La Geología determina la porosidad,permeabilidad y el tipo de trampa enla cual se acumulan loshidrocarburos

• El empuje del yacimiento es lafuerza que ocasiona que los fluidosfluyan del yacimiento al pozo

• Un hoyo perforado en el yacimientosuministra un conducto para el flujofluya hacia la superficie

FONDO DELPOZO

STILL LOWERPRESSURE

MEDIUMPRESSURE

HIGHERPRESSUREFLUIDO

PARA ELPROCESO Y

TRATAMIENTO

Un cuerpo de roca porosa y permeableen el cual se han acumuladohidrocarburos



Derechos Reservados

YACIMIENTO Consideraciones

• Drenaje– Vertical

– Horizontal

– De Largo Alcance

– Multilateral

• Número de Zonas– Sencilla

– Multiple-• Selectiva

• Separadas

• Superficie de Contacto con laFormación

– Hoyo Abierto

– Liner Ranurado

– Exclusión de Arena

– Revestidor Cañoneado



Derechos Reservados

YacimientoConsideraciones

• Fluyendo:

La presión del yacimiento es mayorque la presión hidrostática creada porlos fluidos en el hoyo

Varios métodos usados para mantenerla presión en el yacimiento:

– inyección de agua

– inyección de gas

• Sin Fluir:

La presión del yacimiento es menorque la presión hidrostática creada porlos fluidos en el hoyo

Varios métodos usados para hacerfluir el flujo a la superficie:

– disminuir altura hidrostática

– bombear fluidos a la superficie



Derechos Reservados


Levantamiento Artificial

Generalmente requerido

Complementa la energía delyacimiento

Excepción

Impulsión prolífica por agua– Sistema del Balancín (80%)*

– Levantamiento con gas

(10%)

– Bombeo Hidráulico (5%)*

– Bomba Eléctrica Sumergible(5%)*

* Porcentaje de Bombeo Artificial Usado aNivel Mundial

SUBMERSIBLEELECTRIC

PUMPHYDRAULIC

PUMP

ROD PUMP

GAS LIFT

STANDING VALVE(OPTIONAL)

PACKER

GAS LIFT VALVE

ELECTRICMOTOR

PUMP

HYDRAULICPUMP

ARMOREDCABLE

ROD PUMP

TUBING ANCHOR

CONTROLEQUIPMENT

METERINGEQUPMENT

f.pkr-111.cb. Combas1-E - 8al 18/03/99

© 1997 Baker Hughes Incorporated.Derechos Reservados

Un método que utiliza una bomba de pistón macizoen el fondo del pozo la cual es accionada por la unidad de bombeo desde superficie

– Las varillas son conectadas al piston de la bomba. En la superficie, las varillas son conectadas al balancín. El balancin se mueve de atrás para adelante, semejando un caballosaludando con la cabeza, y mueve las varillas de arriba a abajo. Este movimiento es transferido a la bomba en el fondo del pozo. El movimiento del piston hace que el pozo descargue el fluido.

Operación (Ciclo de Bombeo):– El recorrido descendente de las varillas, la

válvula cheque se cierra, la válvula de viaje se abre, y el fluido es forzado del cilindro a travésdel piston y dentro de la tubería.

– El recorrido ascendente de las varillas hala el piston a través del cilindro. La válvula de viaje se cierra, la valvula cheque en el cilindro del piston se abre y el fluido del pozo entra en el cilindro.

Métodos de Bombeo ArtificialSistema del Balancín



Derechos Reservados

Es un método que utiliza una bomba en el fondodel pozo sin varillas de succión.

El sistema de bombeo hidráulico usa dos sartas detubería :

– Dos sartas instaladas una al lado de la otra

– Una sarta pequeña colocada dentro de otra• Petróleo crudo limpio de la bomba de alta presión

en la superficie va hacia el fondo través de latubería de mayor tamaño al motor de fondo delpozo el cual mueve un pistón de potenciaconectado al piston de producción en la bombalocalizada en el fondo del pozo.

• El fluido del pozo y el aceiteque ha sido quemadopor el motor se mezclan y regresan al tanque en lasuperficie a través de la tubería de diámetro máspequeño.

Operación:– La fuerza motriz de la superficie es

suministrada por una bomba de alta presiónimpulsada por un motor estandar.

– La unidad de producción de fondo consiste enun motor hidráulico en el fondo conectadodirectamente a una bomba de piston.

Métodos de Bombeo ArtificialBombeo Hidráulico Subterráneo



Derechos Reservados

Este es un método para bombear petróleousando una bomba eléctrica en el fondo delpozo.

– Motor y bomba especialmente diseñadas einstaladas en la sarta de la tubería.

– Electricidad es suministrada desde lasuperficie hasta el fondo del pozo endonde motor esta intalado.

Operación:– En el fondo del pozo hay una bomba

centrífuga y un eje directamenteconectados a un motor eléctrico.

– El motor eléctrico hace que la bomba girede modo que los impulsores en la bombaaplican presión sobre el líquido que seencuentra en ella forzando ese fluido através de la tubería hacia la superficie.

Métodos de Levantamiento Artificial

Bomba Electro-Sumergible



Derechos Reservados

Un método de producir petróleo donde elgas bajo presión es utilizado para extraerlos fluidos del pozo.

– Válvulas de levantamiento con gasespecialmente diseñadas instaladas en lasarta de la tubería suministran aberturasentre el “casing” y la tubería.

– Válvulas de levantamiento con gastambién pueden ser corridas dentro demandriles de bolsillo lateral y sacadas yreemplazadas a través de una unidad decable de acero o guaya fina.

Operación:– Gas en injectado en el espacio anular por

encima de la empacadura de produccionentrando por los mandriles instalados enla sarta de produccion.

– El fluido que se encuentra en la tuberíaencima del orificio de admisión del gas esdesplazado, aligerando de peso por el gasinyectado y es empujado a la superficiepor la expansion del gas.

Métodos de Levantamiento ArtificialLevantamiento con Gas



Derechos Reservados


Recuperación Secundaria

Recuperar más hidrocarburosaumentando la presión del yacimiento,inyección, desplazamiento o creando unareacción en el fondo del pozo.

– Inyección de Agua

– Inundación de CO2


– Inyección de Vapor

– Combustión In Situ



Derechos Reservados

• Impide el derrumbamiento del hoyo

• Previene la contaminación de las zonas de agua fresca

• Suministra control del pozo mientras se perfora

• Proporciona un hoyo parejo de dimensiones conocidas

“Casing” & TuberíaDefinición

REVESTIDOR-Tubería que reviste el hoyo

• Proteje el revestidor del fluido y presiones

• Proporciona control del pozo, control de la producción, control de laestimulación.

• Suministra un oleoducto recuperable “reemplazable”

TUBERÍA-Tubería concéntrica corrida dentro del revestidor a través de la cual fluyenlos hidrocarburos.



Derechos Reservados

• Conductor– D.E.= 16-30”; Prof. = 40-400’

• Superficie

– D.E. = 7-20”; Prof. = hasta 1.500’

• Intermedio– D.E. = 7-13-3/8”; Prof. = Varía

• Producción– D.E. = Varía; Prof.= Varía

• Liner– D.E. = Varía; Prof. = Varía

800'

1600'

4300'

6300'

10350'

9650'

30"

20"

13 3/8"

9 5/8"

7"

30"

16"

10 3/4"

7 5/8"

TVD in Ft.

REVESTIDORTipos



Derechos Reservados

Especificaciones:

• Longitud del tubo

• Diámetro Externo / Interno

• Diámetro de Calibracion (Drift)

• Conexión Roscada

• Espesor de la Tubería

• Grado Acero / Tipo Aleación (CRA)– L80: L - tipo de acero,

80- 80,000 psi MYS

Propiedades:

• Estallido

• Colapso

• Fuerza de Ruptura de la junta

• Resistencia a la Corrosión

Revestidor & TuberíaEspecificaciones & Propiedades



Derechos Reservados

CañoneoFunción & Tipos

Suministra comunicación desde laformación hasta el hoyo cementado yrevestido.

•Conducción:–Con Guaya

–Activada por Electricidad

–A Través de la Tubería

–Revestidor

–Cañones Transportados por Tubería“Tubing Conveyed Perforating (TCP)”

•Métodos Activadores:–Eléctricamente

–Mecánicamente

–Hidráulicamente

Conical Liner

Explosive

Shaped Charge

Casing Cement Producing Interval

Before Firing

Casing Cement Producing Interval

During Penetration

Explosive

Detonation

After PerforatingBefore Flow

Well Debris

Dirty Perforation

Clean Perforation

After Flow



Derechos Reservados

Herramientas del Fondo del PozoFunción & Tipos

• Tipos– Sistema de Control del Flujo

– Sistema de Seguridad Subterraneo



– Colgadores


– Inyección de Química

• Consideraciones– Consideraciones de Temperatura, Presión, & Material

– Cargas de la Tubería

– Instalación de Completación

• Activación/Asentamiento/Método de Recuperación

• Grados de libertad - Felxibilidad

– Flexibilidad de Asentamiento• ¿Tensión, Compresión o Neutro?

– Compatibilidad



Derechos Reservados

Sistemas de Control de FlujoFunción & Tipos

Funciones:

• Taponar la tubería

• Aislar zonas

• Controlar el flujo en ambas direcciones

• Regular el flujo en ambas direcciones

• Comunicarse selectivamente entre la tubería y el espacio anular

Tipos:• Instalada en Tubería de Producción

• Guaya fina, Guaya eléctrica, Transportada por tuberiaenrrollada

• Herramientas de Corrida & Extracción

Dispositivos que controlan el flujo de fluidos en el fondo delpozo



Derechos Reservados

Control del FlujoNiples de Asiento & Tapones Obturadores

Lock Recess No-Go Shoulder Polished Bore

Tubing Mounted Nipple Allows for theInstallation, Locking, and Sealing of DownholeFlow Control Devices Within the Tubing String

Equalizing Mandrel Lock Mandrel Packing Sub Equalizing Plug Bottom



Derechos Reservados

Control del FlujoCamisa Deslizante

Nipple Profile Inclded forInstalation of Flow ControlDevices

Inner Sleeve is Positioned Upor Down by Wireline to Preventor Allow Communication FromTubing to Annulus (Sleeve isShown Closed)

Inner Sleeveor Insert

Flow Slots Equalizing Slots Housing withFlow Ports



Derechos Reservados

Sistemas de Seguridad de SubsueloFunción & Consideraciones

Consideraciones:– Requerimientos Reglamentarios

– Profundidad de Asentamiento• Profundidad del cráter

• Profundidad formación de hidrato

• Profundidad inicial y ángulos

• Profundidad de asentamiento maximo

– Terminación Submarina

Tipos:– Montada en tuberia

– Recuperable con guaya

Válvula de Seguridad de Subsuelo Controlada desde laSuperficie “Sub-Surface Safety Valve (SCSSSV)”- Diseñadapara cerrar el flujo de la tubería en caso de que ocurra unacatástrofe.



Derechos Reservados

Válvula de Seguridad del SubsueloTubería de Producción Recuperable

In a Safety Valve, Pressure Applied Via a Control Line from the Surface tothe Control Port Causes a Piston to Move Down Against a Spring . ThePiston is Connected to the Flow Tube which, as it Moves Down Cams theFlapper Valve Open, Allowing Flow. When Control Line Pressure isReleased, as in the Case of a Disaster, the Spring Forces the Flow Tube Upand The Flapper Valve Shuts Off Against Flow. (This Valve is Shown Closed)

Control Port Annular Piston Flow Tube Flapper Valve



Derechos Reservados

Válvula de Seguridad de SubsueloRecuperable con guaya, sin candado

(See Detail "C")

Power Spring

Flow Tube

Spring Stop

C-Ring

O-Ring

Set Screw

Intermediate Sub

Set Screw

Resilient Seal

Flapper Pin

Torsion Spring

Flapper Housing

Set Screw

Set Screw

Chevron Packing Unit

Packing Sub

Chevron Packing Unit

Set Screw

O-Ring

Spring Washer

Spring Washer

(See Detail "B")

(See Detail "A")

Top Sub



Derechos Reservados

Válvula de Seguridad de SubsueloTubería vs. Guaya Recuperable

Montada en tuberia

• Ventajas– Mayor area de flujo

– Permite inserción de válvularecuperable con guaya

– Más confiable que el tiporecuperable con guaya

• Desventajas– Requiere taladro para remover

– Podría sufrir erosión durantela estimulación

Recuperable con guaya

• Ventajas– Recuperable sin taladro

– Menos costoso

• Desventajas– Área de flujo reducida

– Debe ser removida durante elservicio del pozo, dejando elpozo desprotegido

– Puede atascarse debido aacumulación de escamas oparafina



Derechos Reservados

Sistemas de Empacaduras Función & Tipos

Función:– Control de la Producción

– Prueba de Producción

– Protección del Equipo

– Reparación y Estimulación del Pozo

– Seguridad

Tipos:– Recuperable

– Permanente

Suministra un sello, a una profundidad determinada, entrela tubería y el espacio anular.



Derechos Reservados

EmpacaduraPermanentes & Ensamblajes de Sello

Smooth Bore forSeal Assembly

Left Hand Square Thread (ForRunning and Anchor TubingSeal Assembly)

Cast Iron Slips Give360 Deg. Supportwhen Set

Back Up Rings Extend OutAgainst Casing when Packer isSet Giving an ExcellentExtrusion Barrier for thePacking Element

y

Anchor Tubing Seal Assembly

Locator Seal Assembly with Extra Seal Units for Extended Seal Bore Packer



Derechos Reservados

EmpacaduraRecuperable

Rocker Type Slips with Built in Drag Padsare on Carrier Sub Which Rides in J-Slot.When Slips are Un-Jayed They Ride DownOver the Mandrel and Over the Cone OutAgainst the Casing

Slip Cone

Packing Element

Element Gage Ring

Drag Pad

J-Pin

J- Slot



Derechos Reservados

EmpacaduraPermanente Vs. Recuperable

Permanentes

• Ventajas– Posee graficas de Rango de

Operacion

– Generalmente rangos depresión más altos

– Sellos de la tubería a laempacadura recuperados sinempacadura

– Retiene presión desde arribao desde abajo sin peso deasentamiento o tensión

• Desventajas– Debe ser fresada para

recuperar

– No puede ser reusada

Recuperables

• Ventajas– Recuperable sin fresar

– Puede utilizarse de nuevo

– Puede ser reasentada

• Desventajas– La empacadura es recuperada

normalmente en la tubería deproducción

– Generalmente con diámetrosinternos más pequeños

– Generalmente con rangos depresión más bajos



Derechos Reservados

EmpacaduraPermanentes Vs. Recuperables

PERMANET PACKER PACKING ELEMENT

TYPICAL RETRIEVABLE PACKER PACKING ELEMENT

Los Aros de Respaldo deMetal ExpandibleSuministran un EspacioCero de Extrusión

El espacio de extrusión limita elrango del revestidor y el rango depresión



Derechos Reservados

Otros SistemasFunciones

• Control de Arena– previene la producción de arena a través de una rejilla o una

rejilla pre-empacada.

• Colgador– suministra un receptáculo de diámetro interno pulido para un

futuro “tieback” con la tubería de producción.

• Inflables– proporciona un sistema de sello versátil para un hoyo abierto,

“thru-tubing”, y para una amplia gama de operaciones dereacondicionamiento.

• Inyección Química– minimiza o previene la corrosión por la inyección de químicos

vía línea de control a través del mandril del fondo del pozo.

• Instrumentación– controla el yacimiento conociendo la presión y la temperatura

obtenida de medidores del fondo del pozo.



Derechos Reservados

Servicio de Pozo yReacondicionamiento

• Estimulación del Pozo– Fracturamiento Hidráulico

– Acidificación

• Reperforación

• Pesca

• Trabajos de Cementación Correctivos

• Aislamiento de Zona

• Aislamiento de la Zona de Agua

• Recuperación Secundaria

• Taponar & Abandonar



Derechos Reservados

Principios de la CompletaciónConclusión

• Yacimiento

• Instalaciones de la Superficie

• Tubería de Revestimiento & Tubería deProducción

• Cañoneo

• Herramientas de Completación de Fondo

– Sistema de Control del Flujo

– Sistema Subterráneo de Seguridad



– Inflables

– Colgadores



• Servicio del Pozo y Rehabilitación

Para diseñar una completación, usted debeestar familiarizado con un gran número desistemas y cómo se relacionan los unoscon los otros.


Baker Oil Tools f.pkr-111.man.toc&tab-ERev. 18/03/99 ceo

1.2Parte 2

© 2000 Baker Hughes Incorporated. All rights reserved.

j.111-pkr.cb. Combas2.pptSlide 1 Rev. 11/16/00 chj

Principios de CompletaciónParte II



Diseño de laCompletación

Ejemplos



Diseño de la Completación Yacimiento

• Drenaje– Vertical

– Horizontal

– De Extenso Alcance

– Multilateral

• Recobro– Primario

• Fluyendo

• Bombeo Artificial

– Secundario• Conservación de presión

• Inyección de agua

• Inundación de CO2

• Inyección de vapor

• Tipo de Pozo– Producción

– Inyección

– De Desechos

– De Almacenamiento



Diseño de la CompletaciónConfiguración del Pozo

• Número de Zonas– Sencilla

– Múltiple-• Selectiva

• Mezclada

• Sartas deProducción

– Sin tubería

– Sencilla

– Concéntrica

– Dual

• Superficie deContacto con laFormación

– Hoyo Abierto

– Liner Ranurado

– Exclusión de Arena

– Tubería deRevestimientoCañoneado



Diseño de la CompletaciónRequerimientosdel Pozo

• Tubulares– Rangos de Tensión &

Compresión

– Rangos de Estallido &Colapso

– RequerimientosMaterial

• RequerimientosHerramientas Fondodel Pozo

– Presión, CargaTubería,Temperatura

– RequerimientosMaterial

– Configuración Tubería aEmpacadura

– Flexibilidad deAsentamiento de laEmpacadura

– Método de Instalación

– Recuperabilidad



Diseño de la CompletaciónEficiencia

• Construcción,Estructura del Hoyo

– “Slimhole”

– Un Solo Diámetro“Monobore”

– Método de Asentamiento

– Número de Viajes &IntervencionesRequeridos para elAsentamiento

• Instalación de laCompletación

– Número de ViajesRequeridos

– Grados de Libertad

– Activación a Distancia

• Flexibilidad para“Rehabilitación”

• CompletacionesInteligentes



Zona SencillaRecuperable

Conector On-Off

Mecánica de Doble AgarreEmpacadura

Pup Joint

Wireline Entry Guide



Zona SencillaPermanente

Válvula de SeguridadRecuperable de Sub-Suelo

Camisa Deslizable

Empacadura Permanentecon Ensamblaje de Ancla deSello

Niple



Zona Sencilla Agujero Descubierto

Niple

Empacadura deAsentamiento HidraulicoRecuperable



Zona SencillaHP/HT

Valvula de Sub-SueloRecuperable de 15k Psi

con sello Metal-Metal

Ensamblaje de Sellos TipoLocalizador c/ Sellos

Premium

Receptaculo de Sellosdel Empaque

Ensamble de Selloscon Ancla

Empacadura Permanentede un Solo Viaje y

Asentamiento Hidraulicocon Area Alterna de Sello



Zona SencillaEmpaque con Grava

Receptaculo de Sellosde la Empacadura

Ensamblaje de Sellos TipoAncla

Empacadura paraEmpaque con Grava

Extension con CamisaDeslizable

Junta de Seguridad deRuptura "Shear-Out"

Rejillas paraEmpaque de Grava

Grava

Empacadura deFondo "Sump"



Zona SencillaProducción por Presión de Gas

Mandriles de Gas Liftcon Valvula Falsas"Dummy"

Camisa Deslizable

Ensamblaje de Selloscon Localizador

EmpacaduraPermanente

Niple



Zona SencillaESP

Niple

Bloque “Y”

Bomba Electro-Sumergible(ESP)

Camisa Deslizable

Empacadura Permanentecon Ensamble de SellosTipo Ancla

Niple



Zona SencillaUn Solo Diámetro (Monobore)

Camisa Deslizable CMD

Empacadura Permanente deAsentamiento Hidraulico

Cemento



Zona MúltipleProducción Múltiple

Camisa Deslizable

Conector On-Off

Niple

Wire Line Entry Guide

Empacadura HidraulicaRecuperable de DobleAgarre

Empacadura HidraulicaRecuperable de DobleAgarre



Zona MúltipleDual de Alta Presión

Tubo de Flujo Paralelo de TipoEnganche

Empacadura Permanente deAgujero Alterno de DiametroGrande

Blast Joint

Empacadura Permanente yEnsamble de Sellos conLocalizador



Zonas MúltipleInyección de Agua

Empacadura de Tension TipoTandem

Mandriles de Bolsillo conReguladores de Flujo

Conector On-Off yEmpacaduraRecuperable Lok-Set



Zona Múltiple Producción Selectiva

Empacadura RecuperableDual de AsentamientoHidraulico

Niple

Camisa Deslizable

Empacadura Permanentecon Ensamblaje de SellosTipo Localizador

Niple


Baker Oil Tools f.pkr-111.man.toc&tab-ERev. 18/03/99 ceo

1.3Espaciado de laCompletación


Baker Oil Tools j.111-pkr.man.cb.complspaPágina 1 DE 17 Rev. (chj) 11/16/00

EJERCICIOS DE ESPACIADO DE LA COMPLETACIÓN

Este tema fue concebido para enseñarle a los estudiantes el método correcto paracolocarle bridas a una completación. Cubrimos todas las áreas, desde el “tally” dela tubería hasta el espaciado de la completación. También enseñamos el usoapropiado de los gráficos de estiramiento y carga “slack-off”. Esta materia esmuy completa y muy útil para cada estudiante.

El material cubierto se encuentra en el Manual de Cálculos de la Empacadura“Packer Calculation Handbook” y los artículos han sido escritos por el Centro deEntrenamiento de Empacaduras de Baker.



PRUEBA

COMPLETACIONES DE POZOS DE PETRÓLEO & GAS

Profundidad del Pozo 10.000'S.B.H.P. 8540 psiÍndice de Productividad (I.P.) “P.I.” 4,0Gravedad del Petróleo 42º API (0,354 ppg)Barriles por Dia (BOPD) Deseado 800 BPDD.E. Máximo del Equipo G/L G/L Equipment 6.063"Cambio Longitud 75"

1. ¿Tamaño Mínimo del Revestimiento?

2. ¿Tamaño Mínimo de la Tubería?

3. Tamaño del “Seal Bore” de la Empacadura?

4. ¿Tamaño del Ensamblaje de Sellos?

5. ¿Longitud de la Extensión “Seal Bore”?



EJERCICIOS DE ESPACIADO DE LA COMPLETACIÓN

¿Cuáles dimensiones son críticas para nosotros en la colocación de bridas? Encuanto a esto, exactamente ¿cómo medimos nuestra tubería y herramientas? Estáde más decir que no existe una absoluta y simple respuesta y dependiendo a quécompañía le está prestando servicio en el momento en que no tiene elección encómo usted mide, calibra, gradúa los diferentes componentes de la completación.Pero, nosotros le vamos a mostrar cómo recomendamos medir la tubería, etc., yquizás unas pistas y atajos, que le ahorrarán tiempo y dolores de cabeza en eltrayecto.

Cuando usted va a medir la tubería; antes de salir – prepare su libro de anotacionesen columnas de 10, 1 - 10, 11 - 20, 21 - 30, y así sucesivamente. De este modo,usted tendrá subtotales y si tiene que rechazar, lanzar una junta o trazar una juntaen particular es más fácil que teniendo una columna de 50 a 100 juntas para añadirde nuevo. Internamente, nuestras cintas métricas “tally tapes”* están en pies loscuales están divididos en décimas y centésimas de un pie.

Esencialmente estamos midiendo desde la parte superior de la caja hasta la últimarosca a ser enterrada cuando se está ensamblando el extremo del pin. En lailustración, la medida es leída como “treinta–once” o “treinta punto uno uno”. Estreinta y once centésimos de un pie. Lo más importante que debe ser recordado esque de cualquier forma que mida la tubería, todo el resto de la misma debe sermedido de la misma forma para permanecer consistente todo el tiempo.



* Cintas de Medición de Ingenieros

Sepa sus diámetros externos y sus diámetros internos – ¿esos cuellos, collarinespasarán o nó? ¿Si han sido rebajados – que ha alterado la fuerza de rotura de esasarta? Mida sus “pup joints” de la misma manera que midió la tubería: sinembargo, no suponga que los “pup joints” tienen el mismo D.E. y D.I. sólo porquetienen el mismo tamaño de D.E. de su tubería! Mídalos!

Cuando comenzamos a conectar nuestro equipo de control de flujo en o dentro denuestra completación es cuando usualmente nos metemos en problemas. Existenpautas básicas o procedimientos así como los hay para las empacaduras. Todosnosotros sabemos que el D.E. y el D.I. son importantes, pero ¿por qué? 1.) Sepaqué niple está corriendo, 2.) ¿Cuál es el D.I. más pequeño de ese niple?, 3.)¿Dónde está el D.I. (Arriba/Abajo)?, 4.) Mida ese D.I. y compárelo con lasherramientas que ya sea, van a ser asentadas en ese niple, o van a ser corridas através de él. ¿Una herramienta de 1.81" pasará a través de un D.I. de 1.81"?

Si usted está corriendo un niple por debajo de una empacadura lo usual es correrun niple de 8 - 10' por encima y por debajo de ésta. Esto saca nuestros percutores,varillas, etc; fuera del diámetro interno de la empacadura además de que nos daespacio de trabajo por debajo del niple en caso de que vayamos, por error, muylejos! Si es posible, siempre corra un niple "R" en el mismo fondo de sucompletación. Además de darle un niple de asiento para matar el pozo, también leproporciona un pequeño “No-Go” para servir de retención en caso de quecualquier cosa caiga hacia el fondo del hoyo.

Cuando medimos las dimensiones de nuestras empacaduras debemos notar quealgunas dimensiones están repetidas. Esto se debe a que diferentes supervisoresde taladro pedirán distintas partes de la empacadura para ser usadas comoprofundidad de asentamiento y debemos complacerlos a todos. Por supuesto,necesitamos nuestra longitud total de la empacadura y la distancia desde la partesuperior de la empacadura hasta la mitad de los elementos de empaque(necesitaremos esta medida tanto para la posición de asentamiento como para la dedesasentamiento). Esto le dará tres diferentes profundidades de asentamientosegún la preferencia del supervisor de taladro. 1.) Profundidad al tope de la



empacadura. 2.) Profundidad al centro de los elementos del empaque. 3.)Profundidad al fondo de la empacadura.

¿Cuál es el D.I. mínimo a través de su empacadura – el D.E. máximo? ¿Cuálesson los aros de retención y la empacadura para este tamaño de tubería derevestimiento? ¿Cuál es el D.E. de las roscas en la parte superior de unaempacadura permanente o una “Retrieva-D”? ¿A qué distancia coloca y acerca elaguijón en una “RPP” o en una “Retrieva-D” antes de llegar al “seal bore”? Estéal tanto de todo esto antes de entrar en el hoyo! No de nada por sentado! Nosuponga que le despacharon la empacadura correcta o que el encargado delalmacén midió bien la herramienta!

Está de más decir que cuando usted comienza a hacer el espaciado de sucompletación – asegúrese de saber qué grado de “pup joints” utiliza – soportarámucho peso? – de manera que, pregunte si no sabe...Algunos de los códigos de colores para los “pup joints” son como siguen:

H-40 -- AmarilloJ-55 -- VerdeC-75 -- Azul claroN-80 -- RojoP-105 -- Blanco

Cuando usted está completando un pozo es importante dónde coloque los “pupjoints”, las juntas resbaladizas, niples, etc. Como ya lo hemos dicho, coloquesiempre un “pup joint” por encima y por debajo de todo niple o camisa deslizable.Si tiene un “pup” por debajo de una empacadura, asegúrese de que no interfieracon los ensamblajes de sello, etc. Sepa sus D.I!!

A medida que hacemos el espaciado de un pozo, siempre ubicamos nuestros “pupjoints” -- una junta hacia abajo en el pozo. Esto se debe a muchas razones ---tolerancia, espacio para otras sartas; facilidad para asentar el árbol; teniendo unajunta completa en la superficie para mayor resistencia -- flujo, etc. Si tienecualquier problema con la tolerancia en sartas duales normalmente será con elespaciado. Otra pequeña advertencia -- durante la corrida de la sarta corta – cadavez que se ensamblan 3 ó 4 juntas – suba una pareja completa de la tubería de



perforación fuera del pozo—esto abstiene a la tubería de retorcerse,peligrosamente, en espiral.

Cuando sabemos que se ha producido mucha arena o material abrasivo durante laproducción, deberíamos correr coples de flujo. Utilizamos esto junto con niples ycamisas para protegerlos del flujo abrasivo y para reducir la turbulencia. Éstosdeberían ser corridos por encima y por debajo de cada niple y camisa.

Se recomienda correr juntas especiales “blast joints” en frente de las perforacionesen nuestra sarta para protegerlas de la acción abrasiva del petróleo y del gas queestán fluyendo. También pueden ser corridas como junta resbaladiza donde actúancomo un protector del cabezal de pozo. (Cuando se está produciendo la zona topea través del espacio anular, el flujo en el cabezal de pozo es extremadamenteabrasivo y tiende a cortar la junta resbaladiza).

Cuando completamos un pozo tenemos tres opciones de cómo colocamos nuestratubería. La colocamos en neutro, en compresión o en tensión. ¿Qué significa estoexactamente? Algo que debemos recordar es que estamos hablando de tensión,compresión o falta de estos, en la empacadura, no en el cabezal de pozo! Aúncuando estamos haciendo ajustes en el cabezal de pozo de lo que estamospreocupados es del resultado final en la empacadura! En realidad existen dosparámetros diferentes con los cuales estamos tratando. La mayoría del tiempotrabajan juntos pero a veces debemos arreglarnos con uno o con ambos paracompletar el pozo. Estos dos parámetros son, la fuerza que toma para empacar yenergizar los elementos del empaque y, la compresión o tensión en que elsupervisor del taladro desea dejar su sarta de producción. Desafortunadamente,éstos no siempre van de acuerdo, lo cual hace aún más difícil el espaciado delpozo.

Para realizar el espaciado de nuestro pozo podemos usar el indicador de peso ynuestras fórmulas de estiramiento, ya sea juntos o separadamente. Lo primero quedebemos hacer es obtener el peso exacto de nuestra sarta de producción. Paralograr esto, deberá levantar su sarta de producción de 10-20 pies antes de asentarsu empacadura o de insertarse dentro de la empacadura. A medida que estácorriendo en el hoyo, está obteniendo una flotación, desplazamiento del eje yfricción máximas; levantando su sarta de producción obtendrá una lectura másprecisa del peso de su sarta de producción. Si usted está asentando su sarta en



compresión con una empacadura recuperable que puede ser asentada más de unavez, usted ha logrado un trabajo fácil – asiente la empacadura; cargue “slack off”el peso requerido; marque su tubería; libere su empacadura; coloque los “pupjoints” requeridos y complete el pozo. Si usted está en una situación en la cual nopuede asentar la empacadura sino una sola vez – debemos tomar una rutadiferente. Cuando llegue a la profundidad de asentamiento, marque su tubería (sujunta de acople); para hacer esto debe agregar el número de pulgadas que senecesitan para obtener cuanto peso de asentamiento requiera (para empacar laempacadura y/o el deseado por el supervisor de taladro). Obtenemos la cifraconsultando el Manual de Cálculos de las Empacaduras “Packer CalculationsHandbook” y observando los diagramas de carga de peso “slack off” para nuestrotamaño determinado de tubería y revestimiento. A medida que colocamos peso anuestra sarta, obtenemos cierta cantidad de compresión del acero y pandeo ennuestra tubería. Estos diagramas nos permiten tomar la cantidad de libras quevamos a cargar y transformarlas en pulgadas. Entonces, podemos hacer elespaciado de nuestro trabajo y acoplar nuestro cabezal de pozo sabiendo que sicargamos, digamos 20", nos darán, como 15.000 lbs de peso.

Otro tipo de completación por compresión sería uno donde insertamos unensamblaje de sellos tipo localizador en una empacadura permanente o en una tipo“Retrieva-D”. La cantidad de peso de asentamiento es muy importante como lo esel movimiento causado por la tubería sobre una empacadura por compresión y laimportancia de mantener los sellos dentro del empacador. Para colocarle bridas aeste tipo de completación, corra hasta lo más profundo (cuando el localizador llegahasta el fondo de la empacadura), y marque su junta de acople. En este momento,el supervisor de taladro le dirá unas cuantas cosas: 1.) Cargar “slack off” tantaslibras, o que 2.) Desea tantas libras – en la empacadura. Tenemos dos juegos dediagramas en nuestro Manual de Cálculos de las Empacaduras “PackerCalculation Handbook”. Como mencioné antes, los diagramas de carga de peso leproporcionarán el número de pulgadas de compresión del acero y pandeo. Si ustedmira varias páginas después de pasar esos diagramas verá unos diagramasadicionales. Para cierto tamaño de tubería y de revestimiento estos diagramas leindican cuánto peso llega en realidad a la empacadura si usted carga “slack off”tantas libras. Por lo tanto, dependiendo de lo que desee el supervisor del taladro(tantas libras abajo o tantas libras en la empacadura) usted sabe cuántas pulgadasmás cargar después de que su localizador llega al tope de la empacadura.



¿Cómo asentamos nuestra sarta de producción en neutro? Esto es lo que deseamosen peso "0" (cero) – en la empacadura. Esto en verdad es muy sencillo – sólorecuerde que si tenemos, digamos 40.000 lbs de peso en la sarta .... eso significaque hay 40.000 lbs colgando en los elevadores. Si tuviéramos una ilustración concada junta de la tubería en el pozo y el peso que estaba aguantando a su lado –veríamos que, a medida que trabajamos hacia abajo en la sarta, cada collarín sólosoporta el peso de la tubería por debajo de éste. La junta de la tubería justo porencima de la empacadura sólo está aguantando su propio peso. Esto significa que,si estamos colgando en forma libre con un peso en el gancho de 40.000 lbs – lajunta tope tiene 40.000 lbs de fuerza hacia abajo, pero la junta del fondo tiene 0.En consecuencia, para asentar cualquier cosa en neutro lo asienta sólo mostrandosu peso de la sarta. En otras palabras, usted quiere hacer el espaciado del pozo demanera que cuando coloque su colgador en la caja receptora del colgador, sólo semuestra el peso de la tubería de producción en el indicador de peso (usted tendría"0" libras en la empacadura o estaría en neutro).

Dejando fuera tubería en tensión con bridas es precisamente lo contrario denuestras completaciones en compresión excepto que usted no tiene las pérdidaspor fricción entre la tubería y el revestimiento. Una vez lograda la profundidad deasentamiento y ya sea asentando una empacadura de tensión o conectando unensamblaje de sello de anclaje; 1.) levante hasta que muestre su verdadero peso dela sarta (llegue a neutro), 2.) a este punto marque su junta de acople, 3.)dependiendo de cuánta tracción hacia arriba sea necesaria (ya sea para empacar laempacadura o la requerida por el supervisor del taladro) utilice sus diagramas deestiramiento, o calcule; usando las fórmulas de estiramiento, el número depulgadas que necesita para darle la fuerza en libras que requiere. De una maneradiferente de nuestras completaciones de compresión, usted restaría estas pulgadasde la marca que hizo en su junta de acople. En otras palabras, sus “pup joints” vana estar unas cuantas pulgadas cortas, lo cual lo obligará a dejar la sarta deproducción en tantas libras de tensión en la completación.



ANALICE LOS DIAGRAMAS DE ESTIRAMIENTO, ALCANCE Y CARGA“SLACK OFF”

Cuando está colocando bridas con una empacadura, la cual tendrá que asentar amedida que coloca el colgador, etc., mantenga presente lo siguiente:

a) ¿El último movimiento deberá estar arriba o abajo para esta empacadura?

b) ¿Esta empacadura tiene RECORRIDO?, 10" ó de 30" como la R-3?

c) Si la empacadura es una "A-3 Lok-Set", cuantos pies por encima de miprofundidad necesito para comenzar a voltear de manera que mi espaciadosalga correcto?

Otra cosa que se debe recordar para duales en tándem, colgar, o completacionestérmicas es, ¿necesito una junta de expansión en mi completación? Si es así, ¿cuáltipo necesito? (¿qué tiene que hacer la herramienta?). También, ¿qué tamaño derecorrido debe tener? Siempre, en este momento, dese suficiente libertad.



Espaciado de la Perforación

1. Pregunta - ¿Cuántos pies de “pups” se requieren para hacer el espaciado deuna “DB” en neutro?



PROBLEMAS DE ESPACIADO

1. Tenemos una “R-3” con 30" de recorrido para ser asentada a 8.000'. Unatubería de 2-7/8 en un revestimiento de 5-1/2". Deseo 15.000 lbs en laempacadura en lo que se asienta. ¿A qué distancia, por encima del asientodel cabezal del pozo debería estar el colgador para cargar peso y asentar laempacadura?

2. Hay una modelo de Empacadura de Producción "DB" asentada a 10.000pies en un revestimiento de 8-5/8". Tengo 10' de sellos en una tubería de 2-3/8". Explique brevemente el procedimiento para probar mis sellos. Luegode llegar hasta el fondo con el ensamblaje de sellos tipo localizador,¿cuántas pulgadas debo bajar para poder cargar “slack off” 15.000 lbs?

3. Hay una "Retrieva-DB" asentada a 7.500' en un revestimiento de 7". Yoestaré insertandome dentro de la empacadura con un ensamblaje de sellos deanclaje en una tubería de 2-7/8" 6,5 lbs/pie; a.) ¿Qué mostraría el indicadorde peso si lo colocara en neutro? b.) ¿Qué mostraría el indicador de peso sile colocara bridas con una tensión de 15.000 lbs?

4. Tenemos una Empacadura de Producción Modelo "DB" asentada a 8,500' enun revestimiento de 9-5/8". Yo estaré insertandome con un ensamblaje desellos tipo localizador en una tubería de 2-7/8" 6,5 lbs/pie. Tengo uncolgador de sarta sencilla para ser asentado a 800'. Mi indicador de pesoregistra 60.000 lbs cuando levanto y 40.000 lbs cuando bajo. El peso delbloque es de 17000 lbs.

a. ¿Qué registraría mi indicador de peso si yo quisiera que se cargaran10.000 lbs en la Modelo "DB" cuando asiento mi colgador?

b. Estoy usando una “Lok-Set” en la completación para el espaciado. ¿Aqué distancia por encima del asiento del colgador deberá estar elcolgador cuando la asiento?



PROBLEMA #1

ABC OIL CO. Locación LEASE A Pozo #1

El viejo Rotary Kelly Bushing 30' AGL (AGL=Por encima del nivel del suelo)Parte superior del tope del collarín a ser asentado a 30" AGL (±6")Ensamble de Sello de Tipo Ancla que debe ser colocado en el Modelo "D"asentado a 5715.00' RKB, luego, 20.000 lbs de tensión dejadas en la tuberíacuando ésta es ensamblada en el asiento del colgador tipo cuña.

La Tubería es de 2-7/8: D.E. EUE 8RD 6,5 lbs/pie, Grado J-55

El total de la tubería en locación es de 187 Juntas, Longitud Total 5.759,60' los“pup joints” de la tubería miden 4,74', 6,33', 6,42', 8,15', 8,37', 10,10'.

Del fondo de la tubería al fondo del hombro “No-go” en el Ensamble de SelloTipo Ancla mide 1,15', Sellos & Tubería de Producción 7,15'.

¿Cuántas juntas de tubería y cuántos “pup joints” y de qué longitud deberían serusados? ¿Cuánto estiramiento habría en la tubería cuando se ensamble? Hagacaso omiso de cualquier efecto de tensión & temperatura en la longitud de latubería.

Última Columna De Medición de la Tubería

Junta No. Longitud (pies)

181 30,54182 29,90183 31,15184 30,66185 30,33186 30,76187 30,82



Esto es meramente un ejercicio de trabajo con la Medición de la Tubería, “pupjoints”, corrección, etc. Admitimos que hay muchas variaciones en losprocedimientos, todos adaptados a las condiciones del pozo y a los requerimientosdel pozo.

Por lo general, nos conectaríamos a la empacadura, halamos la tensión requerida,marcamos la tubería en el punto de conexión, nos soltamos de la empacadura,substituímos los localizadores apropiados para la junta de empalme marcada,enganchamos en la empacadura de nuevo con la junta de acople, halamos latensión requerida, acoplamos la tubería, y desconectamos la junta de acople.FAVOR MOSTRAR TODOS LOS CÁLCULOS!



PROBLEMA #2

BCD Oil Company Locación Lease B Pozo #2

El viejo RKB 12,55' AGL (Por encima del nivel del suelo)Parte superior del tope del collarín a ser asentado a 30" AGL (±6")El Ensamblaje de Sellos tipo Localizador va a ser ensamblado en el Modelo "D",asentado a 6.344,45' RKB, luego la tubería es asentada en neutro en la empacaduracuando la tubería es colocada en la superficie del colgador de la tubería.

El D.E. de la tubería es de 2 3/8", EU 8RD, 4,7#/Pies, Grado J-55.Los “pup joints” de la tubería miden 4,74', 6,45', 8,36', 10,74'.El total de la tubería en locación es de 207 juntas, longitud total del Ensamblaje deSellos es de 6.375,60' desde la tubería hasta el fondo del “No-Go” 1,37' y laTubería de Producción 7,15'.¿Cuántas juntas de la tubería y cuántos “pup joints” y de qué longitud deberíanser utilizados?¿Cuánto estiramiento habría en la tubería cuando se colocara? Haga caso omiso decualquier efecto de la tensión & temperatura de la longitud de la tubería.

Últimas 5 juntas de la tubería de medición


203 30,25204 30,65205 30,33206 30,76207 30,82



Esto es simplemente un ejercicio en cuanto al trabajo con la Medición de laTubería, “pup joints”, etc. Reconocemos que hay una gran variedad en losprocedimientos los cuales están todos hechos según las condiciones del pozo y losrequerimientos del cliente.

Por lo general nos conectaríamos en la empacadura, halamos la tensión requerida,marcamos la tubería en el punto de conexión, nos soltamos de la empacadura,substituímos los localizadores apropiados para la junta de empalme marcada,enganchamos en la empacadura de nuevo con la junta de acople, halamos latensión requerida, acoplamos la tubería, y desconectamos la junta de acople.FAVOR MOSTRAR TODOS LOS CÁLCULOS!



PROBLEMA #3

XYZ Oil Company Locación W Pozo #3

La Empacadura es asentada a 7.810,00' RKB (RKB 22' AGL). El Tope delColgador Tipo “Doughnut” sólido será asentado al nivel del suelo.

Revestimiento de 7" y 23 lbs/pie.

Tubería “N-80” de 2-3/8" y 4,7 lbs/pie

Y un Ensamble de Sello de Tubería tipo Localizador.

Tope del Ensamble de Sello de la Tubería al Localizador 1,52 pies

Tope de los Sellos al fondo de la Tubería de Producción 7,25 pies

Deseamos 6.000 lbs↓ en la empacadura

Colgador de laTubería 0,5' por debajo del nivel de la superficie

Total de tubería en locación 7.919,5', un total de 259 juntas

La última columna de la Hoja de Medición Tally Sheet se vería de la siguiente

forma:

Los “Pup-joints” en locación son 4,62, 4,78, 8,12, 10,07, 2,04 (pies)


253 32,05254 30,27255 31,76256 29,64257 30,26258 31,46259 26,74



El Problema es el siguiente:

1. ¿Cuánta carga “slack-off”, en pulgadas, es necesario en la superficie paraobtener 6.000 lb↓ en la empacadura? Dé el peso necesario (en libras), en lasuperficie.

2. ¿Cuántas juntas en el hoyo?

3. ¿Cuántos “pups” y de qué longitud deberían ser utilizados

FAVOR MOSTRAR TODOS LOS CÁLCULOS!

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