manual de pozos

SISTEMAS DE COMPLETACIONES

Tulio Leal Borrador 03/2003 1 - 1

Manual de completación



Introducción A Completaciones Contenido

Introducción........................................................................... 2 Los tres Requerimientos Básicos........................................... 2 Requerimientos de Completación System.............................. 2 Definición de completación de Pozos..................................... 2 Historia de Completaciones de Pozos de Petróleo-Gas......... 3 Tipos de Completaciones....................................................... 4 Completaciones Hueco Abierto y de Pies Descalzos............. 4 Ejemplos de Completaciones Hueco Abierto......................... 5 Completaciones en Hoyos Perforados................................... 6 Ejemplos de Completaciones Con Casing............................. 6 Completaciones Pozos de Flujo Natural................................. 7 Completaciones de Pozos con Levantamiento Artificial......... 7 Métodos de Levantamiento Artificial...................................... 7 completación de Pozos de Una Sola Zona............................. 8 completación De Pozos Con Múltiples Zonas........................ 8 Fases De La completación De Un Pozo ................................ 9 La Necesidad de Data precisa ............................................... 9 Establezca Objetivos Y Criterios de La completación.......... 10 Factores Principales Que Afectan el Comportamiento del Pozo.......................................................................................10 Fase I: Objetivos Del Diseño.................................................11 Fase II: Construyendo el Hoyo............................................. 11 Fase III: Selección De Los Componentes De la Completación........................................................................ 11 Fase IV: Iniciando la Producción.......................................... 12 Fase V: Evaluación y Monitoreo De La Producción............................................................................ 12



Introducción A Completaciones

Introducción

Después que un pozo ha sido completado, se debe completar adecuadamente Antes de ponerlo en producción. Una Tecnología complicada se ha desarrollado Para estas técnicas y se ha desarrollado equipos para tal fin. La selección de este equipo y las técnicas aplicadas solo pueden ser posibles cubriendo todos puntos y mediante la Investigación de factores que son específicos del yacimiento y Estudio de la producción del pozo.

Tres Requerimientos Básicos

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

Eficiente / Económico

Confiable

Requerimientos de Un Sistema de completación

Muchas condiciones de las industrias obligan a las operadoras a hacer énfasis en los requerimientos económicos de las Completaciones. Sin embargo, un Sistema de completación No-Optimo puede comprometer en el largo plazo los objetivos. Por ejemplo, si los objetivos de la operadora son los de maximizar, la recuperación de las reservas de un pozo o un campo, un diseño de completacion mala o inapropiada, perjudicara los objetivos a medida que el reservorio drena En el corto plazo, es la eficiencia técnica de todo el sistema de completacion, mirado lado a lado de los objetivos de la compañía, Estos son los que al final determinan la complejidad de la configuración del equipo usado.

Definición de completación

La completación de Pozos Envuelve un proceso que se extiende mucho mas allá que la instalación de tubería y equipos en el pozo. Para resaltar los aspectos más importantes, presentamos la siguiente definición de la terminología COMPLETACION: Completación: Es el diseño, seleccione instalación de tubulares, herramientas y equipos en un pozo con el propósito de converger, bombear y controlarla producción o inyección de fluidos. Basados en esta definición, Instalar y cementar el casing de producción o liner, así como también registros, cañoneo y pruebas, son parte del proceso de completacion Sumado a esto, un equipo complejo de cabezal y el procesamiento y requerimientos de almacenamiento afectan la producción de un pozo y pueden derivar en variaciones en el diseño y en la configuración de la completación.



Introducción a Completaciones Historia y Evolución de Completaciones de pozos de Gas y/o Petróleo

Historia y Evolución de Completaciones

1300 Macro Polo reporta pozos en las costas del Mar Caspio 1814 Primer pozo productor de Petróleo - 475 ft. 1822 Primeros métodos Rudimentarios de perforación 1861 Registro de la primera arremetida de pozo (Blowout) 1863 Se utiliza por primera vez Juntas de casing enroscadas 1880 Se inicia la Standardización de casings 1882 Se crean las empacaduras de sellos 1890 Primer programa intensivo de Casing 1895 Henry Ford fabrica el primer Automóvil comercial 1905 Primera cementacion de casing 1910 Drillpipe y tool joints son utilizados por primera vez 1911 Primer producto para levantamiento por Gas (Gas-Lift) 1913 Primera completación doble 1922 Primera aplicación de herramientas de registro he hoyo 1925 API se preocupa por el control y calidad de roscas 1926 Se usa la primera Bomba Electrosumergible 1927 Se realiza el primer Registro Eléctrico (Schlumberger) 1930 Se exceden los 10,000 ft de profundidad en pozos. 1932 Primer trabajo de Empaque con Grava 1933 Primer trabajo de Cañoneo 1943 Primera completación Costa- Afuera (Lake Erie, USA) 1958 Se desarrollan técnicas de Reparaciones Thru-Tubing 1958 Primera SSSV de asentamiento Wireline (Camco) 1960 se crea los métodos de Registros de Cement bond 1963 Primer trabajo de Coild tubing (Bowen) 1967 Desarrollo del primer monitoreo de data computarizada

Fig. 1-1

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Introducción a Completaciones Historia y Evolución de Completaciones de pozos de Gas y/o Petróleo

A medida que se ha desarrollado un mejor conocimiento de los Reservorios, y de los Métodos y practicas de producción también se ha puesto en funcionamiento un sistema y técnicas como parte de los procesos del sistema de completaciones. Los primeros pozos fuero perforados en reservorios pocos profundos los cuales eran lo suficientemente consolidados para prevenir derrumbamientos. a medida, que pozos más profundos se fueron perforando, los problemas asociados con los contactos de agua hicieron necesarios el uso de casings o conductores para aislar las zonas de agua y evitar derrumbamientos de las paredes del pozo. Desarrollos posteriores de este proceso resultaron en pozos entubados completamente y perforados. Completaciones Modernas son frecuentemente consideradas en pozos profundos, de alta Temperaturas y de condiciones difíciles. En todos los casos, realizar la completacion y eventualmente producir lo planificado, son los resultados de una planificación cuidadosa.

Tipos de Completaciones

Existen muchas maneras de clasificar o categorizar los tipos de completaciones. Los criterios más comunes para la clasificación de completaciones incluye lo siguiente:

Estructura del hoyo / interfase del yacimiento, i.e., hueco abierto o entubado, completaciones horizontales.

Zona productoras, i.e., zona sencilla o múltiples zonas productoras.

Método de Producción, i.e., flujo natural o Levantamiento artificial (Artificial Lift).

Completaciones Hueco Abierto o Descalzas

Completaciones Descalzas (Barefoot completacions) solo pueden ser posibles en yacimientos en formaciones fuertes como para prevenir derrumbamientos. En estas completaciones no hay manera de producir selectivamente o de aislar intervalos dentro del reservorio o de la sección hueco abierto. El casing o liner de producción se baja y cementa en el tope rocoso, dejando las paredes del hueco abiertas. El uso de completaciones hueco abierto se limita principalmente a ciertos tipos de pozos horizontales y a pozos donde los daños de formación por los fluidos de perforación son severos. Para prevenir que una formación inestable colapse y se tape. En las paredes del pozo, se pueden colocar rejillas ranuradas o Liners perforados a lo largo de la sección hueco abierto.



Introducción a Completaciones Ejemplos de Completaciones Hueco Abierto

Fig. 1-2



Introducción A Completaciones Completaciones Perforadas

La evaluación y desarrollo de herramientas de perforación y Operaciones de Registros confiables y eficientes a resultado en el diseño de completaciones complejas con un alto grado de eficiencia y confianza. Las técnicas y cargas Modernas de Cañoneo son diseñadas para proveer una perforación limpia y una abertura sin daños a la zona alrededor del pozo. Esto facilita el acceso a la formación, permitiendo que el yacimiento se produzca a full capacidad. Pozos con casings y cementados generalmente requieren de métodos de control de presiones menos complicados durante la etapa inicial de la completacion. Una interpretación eficiente del yacimiento en combinación con técnicas apropiadas con un alto grado de control de profundidades, nos permiten perforar selectivamente lo cual ayuda a garantizar el éxito de la completacion y la producción moderna de gas y/o petróleo definiendo con precisión la zona a abrir para el flujo. Completaciones de Zonas Múltiples son frecuentemente usadas en yacimientos de estructuras y características de producción complejas . La habilidad de seleccionar y controlar la producción (o inyección) de zonas individuales siempre la llave para asegurar el método más eficiente de producción para el campo o el yacimiento. Consecuentemente completaciones de múltiples zonas pueden ser complejas pero mantienen un alto control de la producción.

Ejemplos de Completaciones Hoyo Entubado

Fig. 1-3



Introducción A Completaciones Completaciones de Flujo Natural

Los pozos que completados en yacimientos que son capaces de producir sin asistencia son Generalmente Más económicos de producir. Sin embargo, en aplicaciones con Altas Temperatura - altas presiones, Un gran esfuerzo de ingeniería y trabajo de diseño especializado es necesario para asegurar que se cumplan los requerimientos de calidad. En general, los pozos de flujo natural requieren de componentes y equipos de fondo menos complicados. Aun más, la confiabilidad durabilidad de los componentes de fondo, es generalmente mejor que en completaciones de Bombeo. En muchos casos, el pozo puede fluir naturalmente durante la fase inicial de sus vidas, y posteriormente requieren de la ayuda de métodos artificiales de levantamiento a medida que el yacimiento es drenado. Tal consideración se debe revisar al momento del diseño de completacion para evitar gastos innecesarios e interrupción de producción.

Completaciones con Métodos artificiales

Todas las completaciones que utilicen Bombas o cualquier otro método artificial de levantamientos requieren de la instalación de componentes de fondo especiales. Estos elementos son operados eléctrica o mecánicamente, o son de aparatos de ingeniería de preescisión y generalmente significa que la durabilidad y confiabilidad las completaciones de Artificial Lift es limitadas. Aun más, el mantenimiento o reparación generalmente es mayor que en aquellos pozos de flujo natural

Métodos de levantamiento Artificial

Los métodos de Producción por Bombeo y levantamiento asistido más comunes y actualmente en uso incluyen los siguientes:

Gas Lift (levantamiento por Gas)

Bombas Electro sumergibles (Electrice Submersible Pump)

Plunger Lift

Bomba jet Hidráulica (Hydraulic or Jet Pump)

Bomba d e Cavidad Variable ( Variable Cavity Pump,

VCP)

Bomba Jet Hidráulica (Hydraulic or Jet Pump)

Bomba de Cavidad Progresiva (Progressive Cavity Pump,

PCP)



Introducción A Completaciones Completación Con Una Sola Zona

En completaciones con una sola zona, es relativamente directo para producir y controlar el intervalo de interés con un mínimo de equipo de subsuelo y/o de superficie. Ya que típicamente un conducto o sarta de tubería es utilizado, los objetivos de seguridad, instalación y producción son fáciles de alcanzar. Generalmente en las completaciones de una zona, empacadura (o método de aislamiento) y sarta de tubería es lo utilizado. Esto provee protección al casing o liner y permite el uso de herramientas de control de flujo para controlar producción. La complejidad de la completación es determinada por los requerimientos funcionales y las variables económicas. Algunos artículos de contingencia pueden ser instalados a costo menor al momento de la instalación inicial. Por lo tanto, se debe considerar tales opciones durante la fase inicial del diseño.

Completaciones Con Zonas Múltiples

Completaciones con múltiples zonas se diseñan para producir mas de una zona de interés. Sin embargo, existen muchas configuraciones posibles de completaciones con zonas múltiples, algunas de las cuales permiten la selectividad envés de producción simultanea.

Existen tres opciones de completación básicas para un yacimiento con Múltiples Zonas productoras. Seleccione la opción más

apropiada siguiendo un análisis cuidadoso de las condiciones especificas del pozo

1 Producir las zonas secuencialmente a través de una sola tubería.

2 Producir varias zonas simultáneamente a través de múltiples tuberías.

3 Producir varias zonas mezclando producción en una sola tubería

Fig. 1-4



Introducción A Completaciones Fases De Una Completación De Pozos

Un enfoque secuencial y lógico al diseño y ejecución del proceso es requerido. Ya que la eficiencia final de una completación esta determinada por los procedimientos y las operaciones ejecutadas durante cada fase de la vida del pozo, se requiere un proceso de revisión y monitoreo continuo. típicamente esto se puede resumir de la siguiente manera:

Fases de la Completación de Pozos 1 Defina objetivos y criterios de Diseño 2 Construya el esquema del pozo 3 instalación de componentes de completación 4 Inicio de producción 5 Evaluación y monitoreo de la producción

Fig. 1-5

Datos Exactos Son Esenciales

Como en todo diseño y ejecución de un proceso, la adquisición de datos precisos y representativos, es esencial. El nivel de precisión requerido variara con el tipo de data si las propiedades esenciales de las formaciones y de los yacimientos y fluidos son asumidas en forma más generales, las cuales se pueden medir más fácil.



Introducción A Completaciones Establezca Objetivos y Criterios de Diseño

Esta fase inicial se puede resumir como la recolección de data relacionada con el Reservorio, el hoyo y los parámetros de producción. Esta Data se considera plan de contingencia y limitaciones las cuales pueden ser técnicas o no técnicas en su naturaleza (e.g., Políticas de la empresa). Algo de flexibilidad se puede requerir, especialmente en pozos de exploración y desarrollo, donde existen una variedad de parámetros desconocidos o inciertos. Los factores principales que afectan el comportamiento de cualquier pozo están relacionadas con las tres áreas ilustradas en el grafico abajo ilustrado. De estos, muchas de las propiedades de los fluidos y los yacimientos se pueden medir o relacionados con otras mediciones. Casi todos los elementos relacionados con una completación se pueden designar, y una selección apropiada afectará el comportamiento del pozo.

Factores Principales Que Afectan El Comportamiento De Un Pozo

Fig. 1-6


Elementos de

Propiedad de

Propiedad de



Introducción A Completaciones Pre-Completación: Construyendo El Pozo

Los principales Objetivos de esta Fase de la completación incluye:

Taladrar eficientemente la formación tratando de causar el mínimo posible (de ser posible 0) a las formaciones.

Adquirir registros del pozo e informaciones del yacimiento las cuales deben ser utilizadas para definir el diseño de completación optimo

Prepare el Esquema del pozo a todo lo largo de la zona de interés para la Fase de la instalación de la Completación (baje y cemente el casing de producción o el Liner y haga preparativos en casos de control de arena trabajos de consolidación)

Fase I : Objetivos Del Diseño

Un diseño optimo es esencial para la vida proyectada del pozo. Los objetivos para los cuales un diseño de completación es creado, varia. Sin embargo, los siguientes puntos se deben considerar como esenciales y tendrán impacto en cualquiera de las aplicaciones:

Asegura el potencial para una producción (o inyección) optima

Provee capacidad para un monitoreo adecuado o servicio

Provee flexibilidad para cambio de condiciones o aplicaciones

Contribuye al desarrollo eficiente de producción de un pozo / reservorio

Asegura una instalación eficiencia en costos y operatividad segura

Fase II: Componentes De completación Selección e instalación

La selección e instalación adecuada de los componentes de completación es imperativa. Los componentes se pueden clasificar de la siguiente manera:

Componentes de Una Completación

Componentes Primarios de la Completación

Son los componentes esenciales necesarios para que una Completación funcione de forma segura (e.g., Empacaduras)

Componentes Auxiliares de la Completación

Proveen el sistema de completación de flexibilidad y control. (e.g., Mangas Deslizantes)

Fig. 1-7




Introducción A Completaciones

En general, la configuración optima de una completación (y del sistema) proveerá un balance entre la flexibilidad y la simplicidad.

Fase III: Iniciando la producción

En la mayoría de los casos, esta fase de la completación se subdivide en las etapas siguientes:

Fig. 1-8

Fase IV: Evaluación Y monitoreo De la Producción

Una evaluación de la producción inicial es necesaria para confirmar que las condiciones del sistema satisfacen las capacidades de producción requeridas para el objetivo del diseño. Ejercicios subsecuentes evaluaciones y chequeos posteriormente nos darán la información del yacimiento, del pozo y del sistema:

Estadísticas relacionadas con la confiabilidad y durabilidad de los Componentes de la completación.

Verificación de que lo asumido durante el proceso del diseño estén acordes con la realidad y que sean representativas.

Tendencias o estadísticas las cuales nos puedan proveer indicaciones a tiempo de problemas o de la necesidad de una intervención o Work-Over.

Monitoreo periódico de los parámetros del reservorio nos facilita una data muy útil para la completación y producción de futuros pozos vecinos o re-completación requerida por desgaste del reservorio

Iniciando la Producción 1 Iniciando flujo para establecer comunicación entre el reservorio

y el Pozo. 2

Definiendo un programa de limpieza adecuado para permitir así una rata de producción optima de manera segura y sin daños a la formación, los componentes de la completación o los equipo de superficie

3

Diseño de cualquier estimulación o tratamiento que pueda ser necesario para permitir la restauración de permeabilidad en la los yacimientos.



Planificación de la Completación de un Pozo Tabla de Contenidos

Introducción............................................................................ 2 procesos de planificación de la completación........................ 2 La fase principal de la completación del pozo........................ 2 Impactos de Completaciones no optimizadas........................ 3 Sistemas de completación Optimizados................................. 3 Parámetros del Reservorio..................................................... 3 Componentes de un modelo de reservorio............................. 4 Caracteri9sticas del fluido de producción............................... 4 Características de los Fluido de Producción.......................... 5 Construcción del Pozo........................................................... 5 Componentes de un Pozo...................................................... 5 perforación............................................................................. 6 Evaluación.............................................................................. 6 Pre-completación.................................................................... 6 Ensambles de la completación y su instalación.................... 6 Componentes principales de una completación.................... 6 Componentes Auxiliares de una completación...................... 7 Ensamblaje de la completación y su instalación................... 7 Factores de instalación de los Ensamblajes de Completación.......................................................................... 7 Fluidos de completación......................................................... 7 Inicio de Flujo.......................................................................... 8 perforación Bajo balance....................................................... 8 Limpieza del Pozo.................................................................. 8 perforación Sobre-Balance..................................................... 8 perforación con Sobre-Balance extremo............................... 9 Tratamiento de Estimulación................................................. 9 Lavado de las Perforaciones con Ácido................................. 9 Fractura Hidráulica................................................................. 9 Requerimientos de Mantenimiento y Servicios al Pozo........ 10 Logística y contingencias el Locación.................................. 10 Logística y criterios de Locación.......................................... 10 Requerimientos del cliente................................................... 11 Regulaciones de Ley............................................................ 11 Costos y Ganancias.............................................................. 12 Factores económicos............................................................ 12 Objetivos de la empresa....................................................... 12



Planificación de la Completación de un Pozo Introducción Proceso de planificación De la Completación Fases Principales De un Diseño de Completación

Planificar una Completación desde su concepción hasta el final, es un proceso complejo en muchas formas. Se deben considerar muchos factores, sin embargo , en la mayoría de los casos, una gran proporción pueden resolverse rápidamente o eliminarse dependiendo de la complejidad del diseño de completación, Lo básico de cualquier diseño debe mantener siempre presente durante el proceso. Un sistema de Completación debe siempre proveer los métodos de producción o Inyección seguros, eficientes, confiables y económicos . Al final, es la eficiencia de la técnica de un diseño de completación el que determina la eficiencia del diseño visto desde el punto de vista de los objetivos de la compañía que a su vez determinan la configuración y los componentes a ser utilizados. Esta sección presenta los factores principales considerar cuando se planifica una Completación de Gas o petróleo. Aunado a las influencias técnicas en el diseño de la completación, aspectos económicos y no-técnicos también se detallan. La relevancia de estos aspectos, en conjunto con los detalles técnicos, dependen de las circunstancias especificas de cada pozo, yacimiento o campo que se este estudiando. A pesar de que muchos yacimientos y/o campos pueden ser similares, el suceso de cada sistema de completación esta basado en los requerimientos individuales de cada pozo. Por consiguiente, es necesario revisar y actualizar diseños genéricos o procedimientos de instalaciones de acuerdo a lo requerido.

Fig. 2-1

Establecer los objetivos y las bases del diseño

Desarrollar Diseño De Completación Detallado

Establecer diseños de Completación preliminar

revisar las estrategias de la Vida útil del pozo / campo

Determinar el comportamiento Optimo del pozo



Planificación de la Completación de un Pozo Impacto de Completaciones No-optimizadas Sistema de Completación Optimizado Parámetros del Yacimiento

El impacto económico de diseñar e instalar completaciones no-optimizadas puede ser significativo, como consecuencia, la importancia de completar un diseño completo y los procesos de ingeniería deben ser estrictos. Retardos en los tiempos de inicio de las operaciones es un ejemplo de como una completación no optimizada pueden afectar el logro de los objetivos. Sin embargo, si la reducción de costos en las instalaciones y el pronto inicio del proyecto son objetivos importantes, el alcanzar los objetivos de tales como economía a largo plazo no debe ser ignorada, Por lo general, una completación más costosa y compleja puede generar un mayor retorno durante un periodo mayor. Además, las consecuencias de un diseño inadecuado puede tener un efecto significativo, (e.g., requerir instalación prematura de métodos de levantamiento artificial). Fig. 2-2

La data en esta categoría se obtiene mediante programas de evaluación del Yacimiento como coring, testing y logging. Típicamente, esta data es integrada para los ingenieros de Yacimiento para que elaboren un modelo del yacimiento.

Los mecanismos de conducción de estructura, continuidad producción del son fundamentales para los procesos de producción de cualquier pozo. Frecuentemente se asume varios parámetros, los cuales después se comprueba que son limitantes para la el desarrollo del Sistema de Completación Seleccionado.

Las características físicas del yacimiento son generalmente de medición más fácil o accesibles. Presiones y Temperaturas son dos de estos parámetros frecuentemente utilizados para describir las condiciones del yacimiento y del fondo del pozo los efectos presión y temperatura sobre otros aspectos pueden ser significativos, por ejemplo, rata de corrosión, selección de elastómero o sellos y las propiedades de los fluidos de producción. todos ellos son afectados por los cambios de Temperatura y presión. Continua en la próxima pagina



Planificación de la Completación de un Pozo

Componentes de un Modelo de Yacimiento Características de Los Fluidos de producción

Trampas Estructurales Continuidad

Trampas Estratigráficas Barreras de Permeabilidad Inconformidades Isotropía Contrastes de Permeabilidad

Empuje de Agua Tamaño Gas disuelto Forma Capa de Gas Altura

Combinación Presión Inyección Artificial Temperatura

Porosidad Composición

Permeabilidad Consolidación Distribución del tamaño de los poros Contaminación

Saturación de los fluidos Contenido de arcilla Tamaño y forma de los granos Líneas Móviles Capacidad de Absorción Materiales Cementados

Fig. 2-3

La habilidad de los fluidos del yacimiento de fluir a través de la tubería de completación y del resto de equipos, incluyendo el cabezal y las facilidades de producción, de superficie, deben ser accesibles, por ejemplo a medida que la Temperatura y presiones de los fluidos cambian, la viscosidad puede incrementar y formarse parafina. Ambas condiciones pueden causar un bloque de presiones inaceptable y, por consiguiente, una reducción dramática en eficiencia del Sistema de Completación. Aunque las condiciones de fondo que contribuyen en esta fase, pueden ocurrir In cualquier momento de la vida del pozo, se deben considerar al momento de la completación en la selección de a ser seleccionados. Diseños de completaciones efectivas, generalmente utilizan el mínimo aceptable de componentes del material adecuado. En muchos casos las condiciones del yacimiento y del fondo del pozo cambian durante el periodo de producción. la posibilidad de adecuar el diseño de la completación o de los materiales aceptables, se deben considerar durante la etapa de selección Continua en la próxima pagina

Limites del Yacimiento Limites del Yacimiento

Parámetros Físicos Mecanismos de Producción

Composición de las Rocas Porosidad de las Rocas



Planificación de la Completación de un Pozo Características De Los Fluid Producidos Construcción del Pozo Componentes de La Construcción del Pozo

Densidad del Petróleo Composición Gravedad del Gas contenido de parafina Viscosidad Asfáltenos Pour Point Agentes Corrosivos

Relación Gas-petróleo Componentes Tóxicos Relación Agua-Petróleo Escama Fig. 2-4 El programa de perforación se debe diseñar y ejecutar con metas y limites determinados por los criterios del diseño de la completación. Más obvio son los requerimientos de dimensiones determinados por las tuberías de completación y sus accesorios determinados. Por ejemplo, Si se va a seleccionar una completación de tuberías múltiples, se debe instalar un casing de tamaño adecuado, y por consiguiente el diámetro del hoyo adecuado). Igualmente, el perfil de desviación pueden tener un impacto significativo.

Tamaño del hoyo Programas de Casing Profundidad Cementacion Primaria Desviación Estimulación

Estructura Pre-Completación Daños de formación

Logging

Coring Testing Muestreo Fig. 2-5 Continua en la próxima pagina

Parámetros de Yacimiento

Propiedades Físicas Propiedades Químicas

Construcción del pozo

Perforación Pre-Completación

Evaluación



Planificación de la Completación de un Pozo Perforación Evaluación Pre-Completación Ensamblaje E instalación De la Completación Componentes Primarios De una Completación

Las operaciones de perforación y tareas asociadas (e.g., cementacion), realizadas en la zona productora se deben hacer con vigilancia extrema. Se ha aceptado que la prevención en los daños de las formaciones fácil y más económico que la cura. Los fluidos utilizados para Perforar, cementar o trabajar la zona productora, se deben escudriñar y seleccionar adecuadamente para minimizar cualquier posible daño a la formación.

Similarmente, La toma de datos precisos relacionados con la zona productora, Son importantes, La base de algunas discusiones mayores sobre la flexibilidad de las técnicas y las variables económicas de los completaciones propuestas dependen de la data que se toma en ese momento.

Frecuentemente se realiza una simulación de un tratamiento de Pre-completación. Esta parte del proceso de evaluación es un programa Prueba- Tratamiento-Prueba los resultados del yacimiento tratado se pueden acceder.

Una vez que se tenga la data y se haya verificado, se comienza con el proceso de selección, ensamblaje e inhalación. Esta fase es de suma importancia ya que la eficiencia futura del sistema de completación dependerá de una selección apropiada de la instalación de estos componentes. Un enfoque “visionario” es necesario, ya que la influencia de todos los factores se debe considerar en esta etapa, i.e., los factores resultantes de eventos y/o operaciones previas, mas un agregado, o contingencia, para factores que propensos a afectar La actuación del sistema de Completación en el futuro. El ensamblaje correcto y la instalación adecuada de los componentes en el pozo son críticos, así como el proceso de selección. Esta es una etapa en la que típicamente muchas personas y información se conjugan. Las demandas se cubren por prioridades y se monitorean, Cambios diarios imponen un grado de urgencia que requiere que la operación se ejecute sin retardo. Para asegurar que las operaciones se ejecute como fue planificado, Es esencial que procedimientos de demora sea planificados con detalles en cada etapa de la completación. Así como los procesos de ensamblaje e instalación. La complejidad de las operaciones depende en gran parte de la complejidad de la completación. Componentes primarios de una completación son aquellos que se consideran esenciales para funcionar de una segura como se planifico. Estos componentes incluyen las válvulas de seguridad, equipo de gas Lift, equipos de control de flujo y empacaduras en aplicaciones especiales (e.g., levantamiento artificial), los componentes necesarios para permitir que el sistema de completación funcione normalmente son los primarios.




Planificación de la Completación de un Pozo Sistema de Completación Ensambles de Completación y Factores de instalación Fluidos de Completación

Varios tipos de accesorios con diferentes rangos de importancia, se pueden instalar para permitir una mayor flexibilidad de la completación. Mientras que esto generalmente se ve como beneficioso, una completación compleja frecuentemente Más vulnerable a problemas y fallas, (e.g., por problemas de comunicación). El deseo por flexibilidad en una completación varía en base a los cambios de condiciones a lo largo de la vida del pozo, el campo o el yacimiento. por ejemplo, a medida que la presión del yacimiento disminuye, la inyección de gas por medio de Mandriles de Gaslift pueden ser necesarios para mantener una producción optimiza La selección de componentes y fluidos deben reflejar un balance entre flexible y simple. _______________________________________________________ Cabezal Accesorios de circulación

Árbol de Navidad Niples, Niples de Flujo Tubería Mandriles de inyección Empacaduras Ensamblajes de sello Válvula de Seguridad Accesorios expansión Separadores de tubería

Fluido de Completación Fluidos de Empacadura Fluidos de Cañoneo Fluidos de arranque

Fig. 2-6 Una gran variedad de industrias de ventas y servicios de fluidos se han incorporado en el suministro de fluidos de completación. Estos fluidos frecuentemente requieren procedimientos especiales de uso y manejo, en vista de (a) el nivel de control requerido para las densidades y la alta pureza y (b) Los fluidos de Completación son frecuentemente elaborados con mezclas peligrosas e inhibidores.


Ensambles de Completación e Instalación

Componentes Auxiliares

Componentes Primarios

Evaluación



Planificación de la Completación de un Pozo Inicio del Flujo (Arranque) Perforación Bajo Balance Limpieza Del Pozo Perforación Sobre-Balance

El proceso de iniciar el flujo estableciendo comunicación entre el reservorio y el pozo (arranque), esta directamente asociada con las operaciones de cañoneo. Si el pozo se va a cañonear sobre-Balance, (mayor presión en el pozo que en la formación) entonces, el programa de inducción de flujo y la limpieza se pueden hacer por separado, Sin embargo, si el pozo se cañonea en condiciones bajo-balance, es decir, menor presión dentro del pozo que en la formación, los procedimientos de inducción a flujo y la limpieza se deben comenzar inmediatamente después del cañoneo

Gas Lift Programa de evaluación de Taza Arranque con Nitrógeno Inicial de flujo y taza de incremento Circulación con fluidos livianos Prueba-Tratamiento-Prueba Suabo Fig. 2-7

Cañonear Con las presiones del yacimiento sustancialmente mayor que la del entorno del pozo, es lo que se conoce como perforación bajo balance. Mientras que la presión diferencial Yacimiento / pozo puede ser suficiente para proveer un bajo balance al momento de cañoneo, la presión del yacimiento puede no ser suficiente para que el pozo fluya después que las presiones se hayan igualizado. Una presión de yacimiento adecuada debe existir para poder desplazar los fluidos de completación de la tubería (si el pozo se espera fluya inasistido) en caso de que la presión del yacimiento así lo permita, se deben tomar medidas para aliviar la columna del fluido generalmente por medio de GasLft o desplazando los fluidos. La taza de flujo y las presiones utilizadas para mantener control durante el periodo de limpieza, son con la intención de recuperar del pozo lo máximo posible de fluidos de perforación y/o completación y sus residuos. Este retorno controlado de residuos también le permite a las facilidades de superficie estabilizarse gradualmente.

La limpieza del pozo generalmente no es necesaria con las nuevas completaciones, Sin embargo, en pozos que van a ser recañoneados o una nueva arena productora se va a abrir, una limpieza del pozo se debe realizar. Hay un amplio rango de tratamientos de perforaciones asociado con pozos nuevos o operaciones de re-completación. Cañonear con la presión del Pozo mayor que la del reservorio, es lo que se conoce como perforación Sobre-Balance, Esto se aplica generalmente como un método de control del pozo durante el cañoneo. El problema con este método, es que se introducen fluidos del pozo a la formación causando algunas veces danos de formación. Es recomendable colocar ácido en los intervalos que se van a perforar cuando un cañoneo es sobre balanceado. Los resultados del influjo del ácido crean un tipo de acidificación matricial.

inducción a Flujo

Programa de limpieza Comienzo de Producción (Arranque)



Planificación de la Completación de un Pozo Perforación de Extremo Sobre-Balance Tratamiento de Estimulación Lavado de las Perforaciones Con Ácido Fractura Hidráulica

Este tipo de operaciones de perforación, se presuriza el pozo a altas presiones con gas (usualmente Nitrógeno). Cuando los Cañones se detonan el influjo del gas presurizado dentro de la formación resulta en una mini fractura abriendo la formación para incrementar el flujo.

Limpieza de Pozo Acidificación Matricial Acidificación de Perforaciones Fractura Hidráulica Lavado de perforaciones con ácido Tratamientos Sin Ácidos Fig. 2-8 El lavado de las perforaciones con ácido, es un intento de asegurar que el mayor numero de perforaciones como sea posible, estén aportando flujo desde el yacimiento. Compactación de sólidos, lodos y filtrados así como sucios de las perforaciones han sido identificados como tipos de danos los cuales limitan la capacidad de Flujo de una perforación y, por consiguiente, la eficiencia de la completación. Si el objetivo del tratamiento es el de remover danos en o alrededor de las perforaciones, simplemente esparciendo el ácido a través de los intervalos es poco probable que sea lo mas adecuado, El fluido tratante debe penetrar y fluir a través de las perforaciones ara ser efectivo. Varias precauciones asociadas con un tratamiento matricial se deben aliviar ara evitar danos mayores por la selección de fluidos inadecuados.

Los tratamientos de Fractura Hidráulica proveen un alto canal de conductividad en áreas dañadas extendiéndose dentro del reservorio. Las fracturas naturales dentro de la formación son abiertas utilizando fluidos hidráulicos presurizados. Comúnmente otro agente como la arena se introduce a la mezcla ‘prop’ la fractura se abre después que se descarga la presión, y así permite el flujo de fluidos y gases del yacimiento. Los tratamientos de fractura Hidráulica requieren de un detallado diseño que es usualmente realizado por una compañía de servicios. Continua en la próxima pagina

Estimulación

Cerca de entorno y la Matriz del yacimiento

Entorno del Pozo y Perforaciones



Planificación de la Completación de un Pozo Servicio a Pozos Y Requerimientos de Mantenimientos Logística y Restricciones de la Locacion Logística y Criterios de Locacion

El termino "servicio a Pozos" es usado y (mal usado) para describir un gran rango de actividades incluyendo:

Monitoreo Rutinario Servicios de cabezales y de tendidos de líneas Reparaciones Menores de Work-Over (through-tubing) Reparaciones mayores de workover (recuperación de

tubería) Repuestas de emergencia o contingencia

Las preferencias y requerimientos de servicios a pozos y mantenimiento se deben considerar durante la etapa de proceso de diseño. Con los Sistemas de completación mas, La disponibilidad y respuesta al servicio y el sistema de soporte técnico también se debe considerar. La geometría del pozo y las dimensiones de la completación determinan las limitaciones de los trabajos de servicios convencionales de Slick line, wireline, coiled tubing o Snubbing y sus aplicaciones.

Restricciones impuestas por la logística o criterios de conducción de la locación frecuentemente comprometen los requerimientos Básicos de eficiencia de costo de un sistema de completación. Los aspectos especiales de completación y seguridad de las facilidades están asociados con algunas locaciones (e.g., costa afuera).

Capacidad del separador Acceso al pozo Capacidad de Exportación Condiciones Climáticas Flexibilidad Operacional Restricciones Ambiéntales Facilidades de desechos Cercanía a Poblados de interés Fig. 2-9 Continua en la próxima pagina

Logística Y Criterio De Locacion

Locacion

Facilidades de Superficie



Planificación de la Completación de un Pozo Requerimientos Del Cliente Requisitos Regulatorios

Las configuraciones y los diseños deben al final cumplir con todos los requerimientos del cliente. En muchos casos, estos requerimientos pueden no estar directamente relacionados al yacimiento, al pozo o a la locación (factores técnicos). Un reconocimiento de estos factores y de su interrelación con otros factores de la completación puede ahorrar tiempo y esfuerzo en un proceso de diseño costoso.

Los siguientes aspectos son criterios comunes que deben ser considerados:

Stock existente y obligaciones contractuales Compatibilidad con componentes de fondo y de cabezales Familiaridad con el cliente y su aceptación Confiabilidad y consecuencias de fallas.

Existen algunas regulaciones y requerimientos de seguridad aplicables a las operaciones de completación de pozos. Estas se deben satisfacer durante la fase de diseño y ejecución del proceso de completación.

Provisión para las presiones del pozo y barreras de fluidos estándares operacionales y de seguridad Especificaciones, reglamentos y recomendaciones Requerimiento de disposición de desechos Provisiones para emergencias y contingencias




Planificación de la Completación de un Pozo Ventas y Costos Factores económicos Objetivos De La Empresa

Cuando se completa un estudio económico viable, o comparación de costos, costos asociados con cada una de las siguientes categorías se deben estudiar.

Ventas de la producción Costos de Capital (incluyendo componentes de la

completación y costos de instalación Costos operacionales (incluyendo servicios y

mantenimientos rutinarios Los costos de servicio, también workover, costos de reemplazo y de remoción, los costos de instalación, son significativos si requerimientos especiales de completación impactan el todo de los tiempos de perforación o completación. Los costos de completación son relativamente insignificantes cuando se miran comparado con el valor del incremento de producción con un potencial mejorado o un incremento de optimización. Un conocimiento rudimentario de los factores económicos es beneficioso.

Fuerzas de mercadeo (incluyendo fluctuaciones por estaciones y deslizamientos de producción)

Impuestos (Incluyendo escudos fiscales) Disponibilidad de inversiones

Una medición de triunfo solo se puede hacer si existe un estado claro de los objetivos. Estos objetivos pueden ser macroscópicos, pero, sin embargo, influenciaran los objetivos específicos aplicados a u pozo individual o completación. Aunado a esto, los objetivos generales pueden permitir clarificación de otros factores, (e.g., cuando dos o más opciones ofrecen beneficios iguales o similares y una selección clara no se puede hacer.)

Periodo deseado de retorno de la inversión Flujo de caja Reservas recobradles



`

Tuberías Tabla de Contenidos

Introducción............................................................................ 2 Selección del Equipo de Completación................................... 2 Datos Básicos Dimensiónales........................................................... 2 Componentes Tubulares.....................................................................3 Procedimientos de Inspección............................................................3 Especificaciones de la Sarta de tubería..............................................3 Longitud de la tubería....................................................................... 3 diámetro de la tubería.........................................................................4 Construcción de tubería......................................................................4 Criterios de clasificación de tubería...................................................4 Grados API de tubería........................................................................5 Bandas de Color.................................................................................5 tuberías de Alto Esfuerzo..................................................................5 Esfuerzo máximo Permitido...............................................................5 Fallas de tuberías de Alta Resistencia................................................6 Conexiones API..................................................................................6 Tolerancia Extra.................................................................................6 Conexiones Primium............ ............................................................ 6 Sellos de conexiones......................................................................... 7 Diseño y Selección de tubería............................................................8 Factores del proceso de Diseño......................................................... 8 Inspección y Manejo.........................................................................9 Inspección Electromagnética............................................................. 9 Inspección de Drift...........................................................................10 Medición...........................................................................................10 Corrida de la tubería.........................................................................11



Tuberías Introducción Selección del Equipo De Completación Datos Dimensiónales

El diseño de un sistema de completación eficiente y económica depende de la adquisición de data precisa y la selección de los componentes apropiados Ya que el éxito final del sistema de completación depende de una instalación exitosa. También se le debe dar especial consideración a los procedimientos de instalación. Los diseños de completación variaran significativamente con la variación de las Siguientes características del reservorio y de las locaciones:

Rata total de producción

presión y profundidad del pozo

Propiedades de la formación

Propiedades del fluido

Locacion del pozo

Stock existente

Como en todas los componentes de fondo de una completación, la Data de los componentes debe incluir descripción completa de dimensiones, perfiles, y conexiones. Este es un requerimiento básico de todos los equipos de fondo, Pero tiene significado especial en los diseños de completaciones e instalaciones ya que en futuro muchas serán las actividades y servicios requeridos a través de la tubería.

Longitud (depth) ID/OD (diámetros internos y externos) Tipo de Rosca




Tubería Componentes de tubería Procesos de Inspección Especificaciones de La Sarta de Tubería Longitud de La Tubería

Una de las decisiones mas importantes Cuando se completa un pozo, es la selección de la tubería y sus componentes. Estos componentes vienen en un gran número de Grados y diámetros diferente y varios factores se deben considerar antes de la selección. Las altas presiones que recientemente se han conseguido en formaciones profundas requieren que los componentes tengan una resistencia mayor a los esfuerzos, sumados a su capacidad de sello, los tipos de conexiones que están disponibles también ha incrementado en numero. Aquellos que trabajan con los diseños de completaciones deben entender las aplicaciones apropiadas y los tipos de componentes de las tuberías más comunes. Igualmente, se debe tener un conocimiento operacional de las conexiones. Una etapa critica de las operaciones de completación es la inspección de los componentes antes del ensamble final e instalación. Los especialistas de completaciones y sus supervisores deben manejar los procedimientos de inspección necesarios, así como también los procedimientos para cada componente de la completación. Generalmente la tubería es el conducto principal de la zona productora hacia las facilidades de producción. Por consiguiente, una selección, diseño e instalación adecuados es una parte muy importante de cualquier sistema de completación

Especificaciones de la Tubería Tamaño /Dimensión

Se debe seleccionar el tamaño adecuado para que para que la producción sea transportada hacia las estaciones.

Grado

Diseñe la sarta para prevenir fallas por esfuerzos ténsales, presiones externas e internas y condiciones corrosivas así como también las condiciones del ambiente del pozo.

Ensamblaje

Instale los componentes de la sarta sin daños, para proveer un sello hermético en el sistema.

Fig. 3-1 Las juntas de tubería pueden variar en tamaño desde 18 a 35 pies, sin embargo, el tubo es aproximadamente de 30 pies. En todos los envíos la longitud va a variar, por lo tanto, una medición precisa de cada tubo es esencial. Pup joints (tubos cortas para espaciar la tubería) vienen disponibles en medidas cortas entre 2’ a 20’ in incremento de 2’




Tubería Diámetro de la Tubería

La tubería también viene disponible en una variedad de rangos de OD. Los más comunes: 2 3/8", 2 7/8", 3 1/2", 4 1/2", 5.0" 5 1/2" 6 5/8", 7" 9 5/8" 10 3/4". Fallas de tubería son muy comunes en algunos lugares (e.i, Mar del Norte). API define tubería de producción los tamaños de 1" a 41/2" de OD. Las tuberías de casing con O.D de 41/2 a 20"

Construcción de la Tubería

Los tipos más comunes de tubos, son tienen rosca en ambos extremos (pin end) Y conectada por acoples (caja). La tubería utilizada para producción puede ser fabricada por cualquiera de estos dos métodos:

Fabricación de tuberías

Tubería sin Costura

Se define como Tubería fabricada sin costuras de soldaduras, su aplicación más frecuente es como tubería de producción Se fabrica pro medio del Trabajo de acero fundido y si se requiere se enfría para el acabado final y así poder lograr la forma que se requiere, así como también las dimensiones y propiedades.

Tubería con

Soldadura Eléctrica

Se define como tal, aquella tubería que en uno de sus lados longitudinales tiene una marca continua como resultado, de soldadura eléctrica "Slash" o de resistencia eléctrica sin la acumulación de metales extraños.

Fig. 3-2 Criterios de Clasificación De la Tubería

El siguiente criterio es utilizado para clasificar o especificar las características de la tubería y de su elaboración:

Tubing Clasificación O.D. Del Tubing (e.g., 3 1/2") Peso, lbs/ft (manufacturado +/- 5%)

(a) peso Bruto total (b) Peso Nominal

Espesor de Paredes

(a) ID Nominal (manufacturado +/- 1/8") (b) Drift ID (ID mínimo )

O.D. del Acople (a) Upset (EUE) (b) Non-Upset (NUE)

Grado (mínimo yield strength en psi) Conexión Tipo de rosca

(a) Non-Upset (NUE) (b) Upset (EUE) (c) Integral (d) Premium

Fig. 3-3




Tuberías Grados API

Mayormente, las tuberías son fabricadas de acuerdo a las normas y especificaciones API y, por consiguiente, deben ser sometidas a un gran numero de pruebas y Revisiones antes de su distribución e instalación. Los Grados de Aceros estandarizados para las tuberías API son J-55, C-75, L-80, C-95, N-80, P-105 y V-150. Grades C-75, L-80 y C-95 se utilizan para servicios de H2S donde se requieren resistencia a esfuerzos superiores a las de J-55. NOTA: L-80 puede ser material 4130/4140 LHT , 9Cr LHT, o material 13Cr .

Bandas de Color

El grado de la tubería nueva se puede identificar por bandas de código de Bandas de colores:

Códigos de Colores J-55 Verde K-55 Dos bandas

Verdes C-75 Azul N-80 Rojo C-95 Marrón P-105 Blanco

Fig. 3-4

Tubería de alto Esfuerzo

Tuberías para altos grados de esfuerzo son tuberías que generalmente tienen un grado con puntos de resistencia mayor de 80,000 psi. C-75, L-80 y N-80 son frecuentemente incluidos tuberías de alta resistencia a esfuerzos, particularmente la P-105, presentan una Gran sensibilidad a filos pronunciados o fracturas. Cualquier filo o fractura en la superficie de un material es un punto de concentración de fatiga que tiende a extender la fractura progresivamente mas profunda dentro del material, parecido pomo pasar una rampa. Los materiales de baja resistencia esfuerzos son Suaves y dúctiles y tiene un rango mayor de plasticidad que permiten que se disperse el esfuerzo. Los materiales para alto esfuerzo son más rígidos y no dispersan el esfuerzo y tienden a fatigarse y/o fallar más rápido cuando se someten a esfuerzos cíclicos de esfuerzo.

Esfuerzo Máximo Permitido

Los cálculos de del esfuerzo máximo permitido en cualquier tubería, se realizan multiplicando el área de pared menor de la tubería por el mínimo valor de esfuerzo a la que esta ranqueada la tubería.




Tuberías Fallas de tubería De Alto Esfuerzo

Las fallas de tuberías de Alto esfuerzo son normalmente causadas por:

Defectos de Manufactura Manejo / daños durante el transporte cristalización por presencia de Hidrogeno

Conexiones API

Hay 2 dos conexiones de acople API disponibles: Conexiones De Tubería

Extremos Sin-Upset

(NUE)

Es una rosca 10 redondo (10 hilos de rosca por pulgada) de aquí que las uniones tengan menos resistencia que el cuerpo de la tubería.

Extremos Con-Upset

(EUE)

Es una rosca 8 redondo 98 hilos de rosca por pulgada) de aquí que las uniones tengan mayor resistencia que el cuerpo de la tubería.

Fig. 3-5 Las conexiones API EUE están disponibles 23/8", 2 7/8", 3 1/2" y 4 1/2"

Tolerancia Extra

Ocasionalmente es necesario proveer tolerancias adicionales para permitir la entrada de la tubería dentro del casing. Para estos casos, los acoples API se pueden rebajar a tolerancias especificas (sin que pierdan su capacidad de resistencia). Cuellos de tolerancia especiales generalmente se marcan con una raya negra en el centro de la banda de color indicando el grado del acero. Acoples especiales para tolerancias Extra se han diseñado para tuberías Sin-Upset (non-Upset Tubing) con un 100% de la resistencia del tubo. Las Juntas Integrales con roscas Premium Permiten una tolerancia adicional están disponibles en varias configuraciones. Algunas, pueden ser rebajadas aun más para permitir una tolerancia mayor. Estos tipos de juntas de tubería, son más costosas y generalmente son usadas para situaciones especiales (Pozos de altas presiones en pozos de gas)

Conexiones Premium

Aparte de las conexiones certificadas API, Existe otra gran variedad de juntas de conexiones especificas. Usualmente conocidas como conexiones premium. La mayor parte de las conexiones premium usan el sistema de sello metal-metal el cual requiere que el set de superficies de Pin y Caja sean forzadas una contra la otra con torque suficiente como para crear una presión de roce mayor que la presión diferencial a través de la conexión. La presión de roce de la tubería (Pb) se define por la presión como la presión ejercida entre la superficie del metal creada por el torque aplicado para hacer la conexión. Las conexiones Premium están disponibles en una gran variedad de tipos, pesos y materiales.




Tuberías Conexiones de Sellos

Las conexiones con roscas de Hilos redondo forman algunos sellos metal-a-metal entre la parte filosa del pin y la superficie de la caja. los espacios vacíos entre los hilos del pin y los de raíz de la caja, se deben llenar con grasa de sello con partículas sólidas para transmitir la fricción adecuada de la superficie de una rosca a la otra. Algunas conexiones (e.g., HYDRIL) tienen conexiones lisas y largas de sello metal-metal. las roscas de este tipo de conexiones tienen una abertura relativamente grande esta abertura no permite que los dientes o hilos hagan sello. Las roscas como la Armco SealLock tienen tanto una sección lisa de sello metal como un contacto de fricción de los dientes del pin con los de caja (Fig. 10 ). Algunas veces, un aro de teflón se utiliza en las conexiones premium como sello y para dar una protección contra corrosión. El esfuerzo aplicado durante el acoplamiento y seguido del servicio a que sea sometidas, determinara el éxito del sello de la conexión. Cuando tubería con acoples se enrosca los torques mínimo, optimo y máximo para cada tipo de conexión se debe conocer

Areas de sello Metal-Metal

Sin Up-Set Upset Externo Conexión Premium (NUE) (EUE) (Hy-Drill) Fig. 3-6




Tubería

Diseño Básico de Tubería Y Selección

Cuando se seleccione los componentes de la completación, considere los factores que se muestran abajo. Esto por supuesto es adicional a los requerimientos básicos de eficiencia, seguridad y requerimientos económicos de toda completación.

Facilitar la instalación

Optimizar la producción

Simplicidad en el mantenimiento

Permitir estimulaciones o workover

Prever las contingencias

Factores de Diseño De Tubería

El proceso de diseño de selección de la tubería debe tomar en consideración Los siguientes lineamientos antes de se dé inicio al plan final:

Factores del Proceso de Diseño Tensión El diseño de la Tensión máxima permitida no puede

ser mayor a l 8 0% d e l yield strength de l a tubería.

Tasa d e producción

Herramientas con áreas de flujo pequeñas, (dentro de ambos c componentes d e l Tubing o casing) pueden limitar la producción. Sin embargo, incrementando el tamaño de la tubería típicamente se reduce la rata de flujo y se permite que el gas migre a través del liquido causando caída por resbalamiento del liquido y eventualmente, una acumulación de solo liquida lo cual mata el pozo. La ganancia adicional de una tasa alta de producción marginal generalmente no compensa los costos adicionales de una tubería mayor

ID del Casing

El diámetro interno del casing implica un limite absoluto del diámetro externo (OD) del tubo de producción. todas los componentes de la completación deben ajustarse dentro del casing con tolerancia suficiente limitando recuperación de tubería y trabajos relacionados

Presión

El espesor de las paredes de la tuberías debe ser suficientemente fuerte para soportar las presiones de fondo.. Considere dos formas de fallas: Estallido y Colapso.

Fuerzas Principales

Las fuerzas o esfuerzos que resultan de la geometría del pozo, la temperatura, presión y fuerzas aplicadas pueden afectar signicativamente la tubería y los componentes de la completación.

Condiciones Del Fondo

La presencia de H2S. Dióxido de Carbono, Cl oro, Humedad Temperatura y Presión

Fig. 3-7 Continua en la próxima pagina



Tuberías Inspección del Drift

Antes de iniciar el viaje en el pozo, a la tubería se le debe calibrar el diámetro interno con un calibrador API con el Drift para verificar la tolerancia interna. Cubra los extremos de la tubería (nueva, usada o reacondicionada) con protectores de rosca. No le quite los protectores hasta que la tubería este lista para pararla. Las tuberías para esfuerzos altos, son particularmente susceptibles a daños por manejos y embarques inadecuados.

Medición

Cuando se este bajando la tubería y los componentes de la completación, mida cuidadosamente cada junta o accesorio. Cada medida se registra en un tally donde se indica el numero del tubo, el cual debe estar marcado en el cuerpo de la junta. El flexometro que se utiliza esta dividido en décimas de pulgada (e.g., un , tubo de 20 ft. 6 in., se leerá 20.5 ft.). Las juntas de tubería (y otros componentes de la sarta) se miden desde el tope hasta el comienzo de la rosca (no el final del pin). Mantenga récord de los componentes en una hoja separado en el tally. La longitud, OD, grado e ID se registran apropiadamente para cada componente. una vez seleccionado el grado y tamaño de la tubería, se debe indicar al personal los siguientes aspectos:

Manejo apropiado - Tubería, especialmente las de alto esfuerzo

(P-105, etc.) se deben tratar cuidadosamente sin dejarlos caer o golpearlos.

Torque - si la tubería se deja floja o se sobre-terquea puede resultar en una falla.

Record llevado del (Tally) - una medición adecuada y anotación de las medidas de tubería y ubicación de donde se van a colocar los componentes. es esencia. una empacadura colocada por debajo de las perforaciones es un ejemplo vivo de una mala medición o mal conteo de las juntas bajadas.



Tulio Leal Revisión 03/2003 4 - 1

Componentes de una Completación Tabla de Contenidos

Introducción........................................................................... 2 Empacaduras de Producción................................................. 3 Ancladores de Fondo.............................................................. 3 Ejemplos de Protección de Casing......................................... 5 Ejemplos de Control de Formaciones..................................... 7 Ejemplos de completación de múltiples zonas...................... 9 Ejemplo de Levantamiento Artificial.......................................10



Componentes de una Completación Introducción

La selección de los componentes y partes de una completación se derivan de los requerimientos operacionales del campo, Pozo o yacimiento para poder lograr eficiencia, seguridad y una producción económica. Existen muchos tipos de componentes disponibles, y cada uno es especifico debido a su función o Variaciones dimensiónales, (e.g. servicio H2S o normal). Los componentes Primarios de una completación se categorizan de la siguiente manera:

Empacaduras de producción

Equipo de Gas Lift

Válvulas de Seguridad

Equipos de Control de Flujo

Permanentes

Recuperables

Accesorios de completación




Componentes de una Completación Empacaduras de producción

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

Anclador de Fondo

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

Válvulas de Seguridad de Subsuelo

Estos Válvulas de control de flujo, operadas por fluido hidráulico o flujo del pozo se utilizan Costa-Afuera o en locaciones criticas (pozos próximos a poblados) y su función es la de proteger el ambiente, el yacimiento, las facilidades y el personal.

Gas Lift

Mandriles de bolsillos laterales con válvulas ciegas se utilizan en completaciones de pozos de flujo natural donde los costo de workover son altos y el yacimiento requerirá de métodos de levantamiento artificial para su máximo drenaje.

Equipos de Control de Flujo

Estos equipos expanden el valor de la completación ya que introducen flexibilidad. Niples, Camisas, Tapones, chokes, test tools, standing valves, Colgadores de Herramientas de registro, etc. se pueden utilizar

Continua en la próxima pagina.



Componentes de una Completación

Fig 4-1.



Componentes de una Completación Ejemplo de Protección De Sarta de Tubería Para Protección De Sarta de Casing

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





Fig 4-2



Componentes de una Completación Ejemplo de Control de Seguridad de la formación Control de Seguridad De la formación

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





Fig 4-3 Fig 4-4



Componentes de una Completación Ejemplo de Completaciones De Zonas múltiples Para la Separación de Zonas

Completaciones de múltiples zonas, son generalmente necesarias para separar las zonas productoras por las siguientes razones:

Legales- Debido a regulaciones Gubernamentales que monitorear las de flujo de producción permitidas. Frecuentemente cada zona productora debe ser aislada lo cual es más fácil de conseguir por medio del uso de empacaduras

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





Fig 4-5 Fig 4-6



Componentes de una Completación Ejemplo de Levantamiento Artificial

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




Fig 4-7 Fig 4-8



Componentes de una Completación Ejemplos de Remedios y Reparaciones Para Facilitar Trabajos de Remedios /reparación

Cuando el casing esta dañado, dos empacaduras se pueden utilizar para aislar el área dañada. Con el uso de equipos accesorios de completación, como un separador sellante On-Off, se puede recuperar la tubería para reparar y/o reemplazarla sin necesidad de recuperar la empacadura.



Empacaduras de Completación Tabla de Contenidos

Tipos de Empacaduras de Producción .................................. 2 Empacaduras Mecánicas...................................................... 5 Empacaduras de asentamiento por Tensión ......................... 7 Empacaduras agarre sencillo de Asentamiento por compresión............................................................................. 9 Empacaduras de doble agarre de Asentamiento Mecánico.............................................................................. 11 Empacaduras Recuperables de Asentamiento Hidráulico... 12 Empacaduras de asentamiento por Diferencial Hidráulico ............................................................................. 15 Empacaduras Hidráulicas asistidas Hidrostáticamente.........15 Empacaduras Permanentes de Sello Interno....................... 17 Empacaduras Permanentes Recuperables de Sello Interno................................................................................... 23



Empacaduras de Completación

Tipos de Empacaduras De Producción

Existen varios tipos de Empacaduras de producción. Algunos de los tipos más comunes se especifican a continuación:

Empacaduras Recuperables de asentamiento Mecánico

Empacaduras Hidráulicas / Hidrostáticas

Empacaduras permanentes con área interna pulida para sellos

Empacaduras Recuperables con área interna pulida para sellos




Empacaduras de Completación Empacadura Mecánica Recuperable Empacadura Mecánica Agarre Sencillo Modelo SA3 Recuperable De Doble Agarre Modelo SOT_1 Fig 5-1 Fig 5-2



Empacaduras de Completación Empacaduras Mecánicas Aplicación

Las empacaduras mecánicas representan las empacaduras mas comunes utilizadas en la industria petrolera. se asientan y recuperan por medio de manipulación mecánica de la tubería. Rotación de la tubería y la aplicación de tensión a la empacadura es lo que se requiere para asentar o recuperar la empacadura. Las empacaduras Mecánicas se pueden desasentar y recuperar del pozo para reparación. Generalmente se utilizan para las siguientes aplicaciones y condiciones:

Para profundidades bajas o medianas Para presiones moderadas o medianas Pozos verticales o con desviaciones moderadas

Tipos

Existen dos tipos básicos de Empacaduras Mecánicas: Empacaduras recuperable de Agarre Sencillo (Fig 5-1) las

cuales se asientan y se realiza el sello bien con tensión o compresión. Estas empacaduras requieren la fuerza de tensión o compresión para que se mantengan asentadas y realizando sello.

Empacaduras Recuperables de doble agarre (Fig 5-2) las cuales tienen elementos para prevenir movimientos en cualquier dirección una vez que la empacadura se ha asentado. Este tipo de empacadura se puede aun subdividir en dos tipos:

o Las que utilizan cuñas Hidráulicas (Holddown Buttons), para Prevenir el movimiento del empaque hacia arriba una vez asentada.

o Las que son bloqueadas mecánicamente entre los pistones de asentamiento y de sello. Una vez bloqueadas o trabadas, se mantienen asentadas independientemente de las fuerzas de la tubería y las fuerzas hidráulicas.




Empacaduras de Completación Empacadura Mecánica De Tensión Empacadura Mecánica Agarre Sencillo Modelo SA3 Doble Agarre De

Tensión Modelo “T” Fig 5-3 Fig 5-4



Empacaduras de Completación Empacaduras Mecánicas De Asentamiento por Tensión Descripción

Las Empacaduras mecánicas de agarre sencillo asentadas por tensión (Fig 5-3) no se usan frecuentemente en nuestros días, excepto en pozos poco profundos y de pocas presiones. la mayoría de las empacaduras de tensión utilizan un mecanismo secundario de recuperación, el cual permite que la empacadura sea recuperada halando una tensión predeterminada sobre la tubería en casos donde no se pueda recuperar por métodos normales. Generalmente, Las empacaduras mecánicas de tensión son mejores en aplicaciones en donde las presiones diferenciales esperadas son de abajo hacia arriba, como en pozos poco profundos o en pozos para inyección de desechos. Los modelos SA-3 (Fig 5-3) y el modelo ‘T’ (Fig 5-4) son ejemplos de empacaduras mecánica asentadas por tensión. La SA-3 es de agarre sencillo en la que las cuñas agarran en una sola dirección y, por consiguiente, la empacadura solo se mantendrá asentada siempre que la tubería se mantenga pensionada. La modelo ‘T’ es un ejemplo de una empacadura de tensión de doble agarre, en este caso, una vez que la empacadura esta con la tensión apropiada, la empacadura se bloquea y permanecerá asentada y empacando independientemente de las fuerzas de la tubería, mientras que el valor de ruptura de los pines del mecanismo secundario de recuperación no se exceda.

Beneficios de las Empacaduras Mecánicas

Es esencial que se haga un l diseño de tensión sobre de empacadura adecuado para prevenir desasentamientos accidentales o falla. Entre los beneficios de una empacadura mecánica recuperable están los siguientes:

Costo- Generalmente este tipo de empacaduras son de bajo costo

Uso Repetido - El mecanismo de asentamiento permite que la empacadura pueda ser asentada, recuperada movida de lugar y reasentada sin necesidad de reparación.

Versátil - La empacadura puede ser utilizada para una gran variedad de aplicaciones incluyendo trabajos de servicio.




Empacaduras de Completación Empacadura Mecánica De Empacadura Mecánica Tensión Agarre Sencillo Agarre Sencillo de Modelo SA3 Compresión “SR-2” Fig 5.5 Fig 5.6



Empacaduras de Completación Empacaduras Mecánicas Recuperables de Agarre Sencillo De Asentamiento por compresión Descripción

Las empacaduras Mecánicas de agarre sencillo de asentamiento por compresión (Fig 5-5) generalmente utilizan un juego de cuñas, que cuando se activan, evitan que la empacadura se mueva hacia abajo. Si se continua aplicando compresión al empaque, se comprimen las gomas y se realiza el sello y permanecerá asentada mientras que peso suficiente sea mantenido sobre el empaque. Las empacaduras de asentamiento por compresión son mas recomendadas en aplicaciones en que la presión diferencial esperada será en favor del anular. El modelo CA es un ejemplo de una empacadura de compresión básica y sencilla adecuada para pozos poco profundos y de baja presión. La SR-2 (Fig 5-6) es un ejemplo de una empacadura de compresión de agarre sencillo con un sistema de sellos mejorado y un sistema de igualización que la hacen mas adecuada para presiones medianas y pozos más profundos. Las empacaduras de asentamiento por compresión fueron en el pasado las más usadas de las empacaduras mecánicas. este tipo ha sido reemplazado en la mayoría de aplicaciones por la empacadura mecánica de doble agarre.




Empacaduras de Completación Empacadura Mecánica De Empacadura Mecánica Doble Agarre Con Candado Doble Agarre de Bloqueo de Hidráulico “Omega Matic” Mecánico Modelo “SOT-1” Fig 5-7 Fig 5-8



Empacaduras de Completación Empacaduras Mecánicas De Doble Agarre Descripción

Este tipo de empacaduras se ha convertido en el tipo más común de empacadura de asentamiento mecánico. Las empacaduras de doble agarre son versátiles, apropiadas para pozos de poca profundidad hasta profundidades medias y aplicaciones donde se esperan presiones moderadas, hasta altas presiones. Las empacaduras de agarre doble, generalmente realizan el sello aplicando compresión a la empacadura, y se desanclan con manipulación de la tubería. Casi todas son del tipo bidireccional utilizan igualizador para evitar problemas hidráulicos cuando se desacientan. La SR-1 (Fig5-7) es un ejemplo de una empacadura mecánica de doble agarre la cual utiliza cuñas externas hidráulicas. este tipo de empacadura se debe asentar en compresión la cual se debe mantener. Las cuñas hidráulicas evitan que la empacadura se mueva hacia arriba utilizando la presión aplicada en la tubería. La SOT-1 (Fig5-8) es un ejemplo de una empacadura premium bidireccional. La SOT-1 utiliza dos juegos de cuñas colocadas en ambos lados del mandril de sellos, esto permite que la diferencial de presión a través de los elementos sea absorbida directamente por las cuñas. Este sistema permite que la empacadura pueda operar segura en pozos de mayores presiones que otras empacaduras que tienen ambos juegos de cuñas por debajo de las gomas. La Empacadura SOT-1se bloquea en posición de asentamiento y permanece bloqueada independiente de las fuerzas de la tubería




Empacaduras de Completación Empacaduras Recuperable De Asentamiento Hidráulico Descripción

Las empacaduras Hidráulico y/o Hidrostático se asientan y recuperan sin manipulación mecánica de la tubería. Después que la empacadura se posiciona en profundidad, se aplica presión Hidráulica del fluido en la tubería para sentarla. Una vez asentada, la empacadura se bloque en posición de asentamiento. los mecanismos de desasentamiento se activan generalmente con solo levantar la tubería para desanclar el empaque. Tipos de Empacaduras de asentamiento Hidráulico:

Empacadura de asentamiento diferencial con un solo Conducto

Empacadura de asentamiento Hidrostático con un solo conducto

Empacaduras de asentamiento hidrostático selectivo con un solo conducto

Empacaduras de asentamiento hidráulico con dos conductos

Empacaduras de asentamiento hidráulico con múltiples conductos

Operación

Durante la operación de asentamiento, se bloque la tubería temporalmente por debajo de la tubería, para permitir que se pueda aplicar presiona los mecanismos de asentamiento. Una vez que los pines calibrados se han fracturado, las cuñas de la empacadura salen hacia afuera y muerden las paredes de casing y a la vez los elementos se común mecanismo de candado bloquean las cuñas y las gomas en esa posición. la empacadura se puede recuperar utilizando algunas veces rotación, pero generalmente se levanta la tubería para recuperarlas. Durante el asentamiento, la tubería se bloquea con alguno de los métodos siguientes:

Tapones Positivos

Tapones que abren con presión

Tapones que se expulsan con presión

Standing valves




Empacaduras de Completación Aplicaciones

Las empacaduras hidráulicas recuperables, son recomendadas para las siguientes aplicaciones en condiciones generales:

Pozos pocos profundos a medianas profundidades Presiones bajas hasta moderadas Completaciones con múltiples empacaduras Completaciones con dos tuberías Completaciones selectivas con múltiples empacaduras

Ventajas

Después que la empacadura se ha asentado, la energía se almacena en el mecanismo del candado que asegura una fuerza continua sobre las cuñas y las gomas manteniendo la empacadura asentada. por consiguiente, el asentamiento no depende de las fuerzas que aplica la tubería.

Ya que la fuerza de asentamiento se bloquea mecánicamente, la empacadura puede soportar diferenciales de presión en ambas direcciones (por debajo o por encima de la empacadura).

Este Tipo de empacadura se puede asentar después que el cabezal este instalado.

Completaciones con dos tuberías y múltiples empacaduras, generalmente se utilizan empacaduras de asentamiento hidráulico, lo cual permite que no se dependa de los movimientos de la tubería para el asentamiento.




Empacaduras de Completación Empacadura Recuperable Empacadura recuperable Empacadura Recuperable Sencilla asentamiento Doble de Asentamiento Sencilla De Asentamiento Hidráulico Modelo Hidro-6 Hidrostático Hidro-12 Hidrostático Hidro-8

Fig 5-9 Fig 5-10 Fig 5-11



Empacaduras de Completación Las empacaduras Hidro Empacaduras Hidráulicas De Asentamiento diferencial

Este tipo de empacaduras se asienta por medio de las fuerzas que las presiones dentro de la tubería, aplican sobre un pistón contra la presión del casing. una cantidad especifica de presión diferencial (en favor de la tubería) se tiene que aplicar para completar el asentamiento. La empacadura Hydro-6 (Fig 5-9) es un ejemplo de empacaduras. Con el incremento en la demanda de equipos de superficie y componentes operados electrónicamente o por hidráulica, se ha desarrollado un nuevo tipo de empacaduras de asentamiento hidráulico para satisfacer la demanda de pasar múltiples conductores atreves de la empacadura sin comprometer la integridad de la misma. el modelo ‘MPP’de asentamiento hidráulico es un ejemplo de estas empacaduras.

Empacaduras Hidráulicas de asentamiento Hidrostático

Esta empacaduras utilizan un pistón de asentamiento similar al de una empacadura de asentamiento diferencial, pero toda o parte del are del pistón actúa sobre una cámara que contiene presión atmosférica y no la de anular. esto permite que la presión hidrostática del Tubing asista el asentamiento de la empacadura. Se necesita menos presión para generar la fuerza necesaria que en la requerida en una empacadura hidráulica esto permite que las empacaduras hidrostáticas tengan un mandril más grande que las otras. Las empacaduras de asentamiento hidrostático son más costosas de fabricar que las de diferencial y generalmente se utilizan cuando se requiere una tubería más grande. Por ejemplo envés de en un casing de 7" con tubería 2 7/8, se puede utilizar tubería de 3 ½” para reducir el are de pistón como resultante de un mandril del empaque mayor La empacadura Hydro-8 de un solo conducto (Fig 5-11) y la Hydro-10 dual son ejemplos de empacaduras de asentamiento hidrostático. la Hydro-8 también esta disponible en la versión selectiva. la posición selectiva permite que se bajen varias empacaduras en una misma tubería y cada una se pueda asentar independiente de la otra. El mecanismo de asentamiento en cada empaque se activa por métodos de slickline.




Empacaduras de Completación Empacadura Permanente Empacadura Permanente De Asentamiento Por W/L De Asentamiento Hidráulico Modelo “L” Modelo “HS”

Fig 5-12 Fig 5-13



Empacaduras de Completación Empacaduras Permanentes Con área interna Pulida Descripción

Como el nombre lo indica, las empacaduras permanentes son exactamente eso. Permanentes. Una vez asentadas, no se pueden desasentar, y si necesitan ser recuperadas necesariamente, solo se puede hacer usando equipo de milar para destruirla. Esta es la desventaja de este tipo de herramienta. Sin embargo, esto permite que varíe el uso de otros accesorios que son una ventaja sobre las empacaduras recuperables.

Incorporan 360º completos de reenforce en los elementos de empaque

Eliminan el uso complicado de sistemas de igualización y, por consiguiente, la fuga potencial que ellos representan.

Mayor are de agarre de las cuñas en el diámetro interno (ID) del casing

Más fáciles y económicas de fabricar en materiales exóticos para ambientes hostiles y condiciones de servicios severos.

La mayoría de los modelos son adecuados para aplicaciones de altas presiones pozos de cualquier profundidad.

Permite el uso de tuberías más grandes. Las empacaduras permanentes no están para ser conectadas directamente a la tubería como las recuperables, pero en cambio un área interna pulida dentro de la cual se alojan unidades de sello, que se corren como parte de la tubería. esta parte pulida puede estar incorporada a través de toda la empacadura, o solo en la parte superior del empaque para poder acomodar sellos de mayor diámetro. las empacaduras permanentes con áreas pulidas se corren y asientan por cualquiera de los dos métodos siguientes:

Aplicación de presión hidráulica a un mecanismo para asentamiento mecánico

Aplicación de presión hidráulica a una herramienta de asentamiento

conectada a ella, la cual es recuperable y reusable. (setting tool)

WIRELINE setting que utiliza una carga explosiva para generar la fuerza de asentamiento.




Empacaduras de Completación Empacadura Permanente Empacadura Permanente En Posición De Bajada En Posición De Asentamiento

Fig 5-14



Empacaduras de Completación Empacaduras Permanentes Con área Interna Pulida -continuación Diseño

La figura 5-14 ilustra una herramienta básica de asentamiento por guaya eléctrica (wireline setting tool) y también los componentes principales de una empacadura permanente

. Opciones

La conexión de la tubería a la empacadura y de los sellos dentro de la empacadura se logra usando cual de los siguientes ensamblajes de sello.

Localizador Candado o estático (también conocido como sellos de anclaje) La tubería se conecta a la empacadura con un ancla y ensamble de sellos. La tubería no se puede mover libremente dentro del empaque. Las fuerzas en la tubería se transmiten directamente al empaque y estas fuerzas pueden ser resultante de fallas en el tubo superior (Fig 5-15).

Movimiento Limitado - El ensamblaje se hace con sellos dinámicos y se meten en la parte pulida de la empacadura. este tipo de ensamble permite movimiento limitado hacia abajo, y utilizan un localizador tipo No-Go para evitar que los sellos se muevan completamente a través de la empacadura. Esto es útil en situaciones donde se espera enfriamiento de la tubería (inyección de fluidos fríos) y permiten contracción de la tubería sin colocar tensión excesiva en la junta superior (Fig 5-16).

Penetración Completa o movimiento libre - esto es útil para prevenir dobles y/o rupturas de la tubería. La configuración es similar a la de una junta de expansión y provee cierto movimiento de la tubería (Fig 5-17).

Aplicaciones

Las empacaduras permanentes con área interna pulida se utilizan en las siguientes situaciones:

Aplicaciones en profundidades medianas y profundas Pozos desviados y/o con Dog-Legs Completaciones con Múltiple empacaduras completaciones de doble tubería con herramienta de flujo

paralelo En operaciones de empaque de grava. En presiones medianas y altas presiones.




Empacaduras de Completación Localizador Anclador Localizador No-Go Unidad Con Doble Sellos Con Doble Sello De Sello

Fig 5-15 Fig 5-16 Fig 5-17



Empacaduras de Completación Respaldo Metálico Ryton Teflón Virgen

Kalretz si es “KMR” Chermaz si es “CMR”

Chemraz es una Marca Registrada de Greene Tweed & Compañía Teflón es una Marca Registrada de la Compañía Du Pont Ryton es una Marca Registrada de la Compañía Philips 66 Karretz es una Marca Registrada de la Compañía Du Pont Fig 5-18



Empacaduras de Completación Empacadura Recuperable Empacadura Recuperable Con Área Interna Pulida Con Arrea Interna Pulida Asentamiento Por W/L Asentamiento Hidráulico Modelo “M-1” Modelo “SF-1” Fig 5-19



Empacaduras de Completación Empacaduras recuperables Con área Interna Pulida Descripción

Las empacaduras recuperables con área interna pulida (Empacaduras permanentes Recuperables) utilizan un área interna pulida similar a las permanentes. Ya que son diseñadas para ser recuperables, soportan presiones diferenciales menores que las permanentes y son generalmente más costosas. Estas empacaduras se usan comúnmente en aplicaciones con empaques de grava así como también en completaciones normales. Las empacaduras recuperables de área interna pulida utilizan los mismos accesorios que las empacaduras permanentes, adapter kits, herramientas de asentamiento, sellos etc. Y también vienen disponibles para asentamiento por WL o con bajante hidráulico.



Componentes Auxiliares de una Completación Tabla de Contenidos

Componentes Auxiliares de una Completación...................... 3 Herramientas de Anclaje- Niples de Asentamiento................ 3 Niples ..................................................................................... 5 Herramientas de Anclaje – Niples Con Perfiles de Anclaje.... 5 Niples de Anclaje para Control Hidráulico.............................. 5 Mandriles de Gas Lift.............................................................. 7 Mandriles de Gas Lift Tipo de Bolsillo Lateral ....................... 7 Mandriles de Gas Lift Tipo Convencional .............................. 7 Colgadores de tubería .......................................................... 7 Camisas Deslizantes.............................................................. 9 Componentes de Comunicación............................................. 9 Herramientas de Protección de la tubería............................ 11 Separadores Sellantes de tubería........................................ 13 Expansores de tubería ......................................................... 15 Juntas de expansión............................................................ 15 Receptáculos Pulidos de Sellos (PBR) ................................ 17 Extensión Pulida de Sellos (SBE) ........................................ 17 Uniones Ajustables ............................................................. 17 Válvulas de Seguridad ......................................................... 19 Tapones expulsables ........................................................... 19



Componentes Auxiliares de una Completación

A la tubería de producción se le puede anexar una gran variedad de accesorios de flujo y otros mas que están diseñados para incrementar la versatilidad de la completación. algunos de estos accesorios se corren como parte de la tubería mientras que otros se instalan y recuperan por métodos de Alambre fino (Slickline) o coiled Tubing. Los que se instalan con slickline deben tener en la tubería un complemento, que les permita a estos accesorias recuperables, anclarse de una forma segura.

Herramientas de Asiento – Niples de asiento

Los niples de asiento, son niples de Anclaje los cuales tienen una pequeña restricción pulida en su diámetro interno (ID) que evita que las herramientas se pasen por debajo de el y permiten que otro accesorio selle dentro de el. esto sellos no tienen un perfil de. La herramienta localiza el diámetro reducido en el ID y se mantiene en posición debido a la presión aplicada en la tubería. El standing valve es un ejemplo de un accesorio frecuentemente utilizado en niples de asiento. estos niples se utilizan también para asentar bombas reciprocantes




NIPLES DE ASIENTO

Niple Niple Niple Hidráulico Tipo No-Go Selectivo CX Fig 6-1 Fig 6-2 Fig 6-3



Componentes Auxiliares de una Completación Niples Mecanismos de Anclaje – Niples con Perfiles

Los niples son utilizados para anclar herramientas de fondo provistas con cuñas de anclaje son los que se conocen como Niples con perfil de anclaje. Además de una parte interna pulida, los niples de anclaje tienen un perfil para alojar accesorios dentro de el. Existen dos tipos básicos de niples de anclaje, Niples tipo no-go y niples selectivos. Estos niples tienen un diámetro interno restringido o un asiento No-Go in la parte inferior o en la superior, la cual localiza la herramienta de fondo que se baja. los niples selectivos (Fig 6-1) se pueden colocar en la tubería en diferentes sitios y en las que sea necesario. Los niples selectivos ,en una serie, pueden tener todos el mismo perfil de anclaje y diámetro interno. En estos casos, el Niple especifico se debe ubicar determinando su profundidad. Este es el sistema más común. Sin embargo, algunas compañías fabrican sus niples selectivos con hasta seis diferentes perfiles. Estos niples se pueden corre en una secuencia especifica con cuñas especiales de acuerdo a la posición del Niple deseado. Las cuñas del mandril de anclaje aseguran que el mandril solo se anclara cuando localice el Niple correspondiente a sus cuñas. Este sistema no se utiliza ya. Existen varios fabricantes de niples de anclaje, y cada uno puede tener 2 o más tipos de niples con perfiles diferentes. También es posible que una gran variedad de herramientas de fondo incorporen un perfil dentro de ellas. Estos perfiles pueden ser Selectivos del tipo No-Go y sirven para alojar una gran variedad de accesorios de control de flujo.

Niples de Anclaje Para Control Hidráulico

La instalación de una Válvula de Seguridad recuperable controlada desde la superficie (SCSSV) que se operan por medio de presión Hidráulica, se ha hecho necesario crear Niples para control Hidráulico (Fig 6-3). Una vez mas, estos niples pueden ser Selectivos o con No-Go. Ellos tienen dos áreas pulidas con un orificio entre las dos áreas pulidas que para crear una cámara donde se utiliza el fluido hidráulico bajo presión.




Camisas Deslizantes

MODELO SX MODELO SL

Fig 6-4 Camisa Modelo SX Fig 6-5 Camisa Modelo SL



Componentes Auxiliares de una Completación Mandriles Mandriles – De bolsillo lateral

Los mandriles de bolsillo lateral (Fig 6-4) también se pueden considerar como mecanismos de anclaje. ellos a su vez proveen un espacio sin restricción para el paso del fluido y herramientas en la tubería. ellos sirven para alojar una gran variedad de accesorios de flujo . Estos mandriles tienen un bolsillo fuera de centro al lado del Drift de la en su parte inferior, con áreas pulidas arriba y abajo cubriendo un orificio de entrada. Además, las válvulas de gas Lift, =estos bolsillos también sirven para alojar una variedad de accesorios de control de flujo, válvulas de inyección de químicos, Herramientas de registro de presión-temperatura y más. Una gran variedad de herramientas de comunicación de flujo entre el anular y la tubería, se pueden asentar en los bolsillos laterales, Las válvulas de Gas Lift se pueden ajustar para abrir a una presión predeterminada para responder bien a inyección de presión de gas, o presión de producción. Tan pronto como la válvula abre, la inyección de gas fluye libremente dentro de los fluidos de la tubería (bien sea Tubing o anular dependiendo del diseño de completación realizado.).

Mandriles – Convencionales

Los mandriles de Gas-Lift Convencionales (Fig 6-5) están diseñados para válvulas de gas-Lift instaladas en la parte exterior de la tubería. la parte interior de un mandril Convencional no tiene el bolsillo lateral (como en los otros mandriles anteriores). el área circular integral solo es alterada por un pequeño orificio que comunica interior de la tubería con la parte exterior donde esta conectada la válvula de gas Lift.

Colgadores de Herramientas De Fondo

Si se instala un Niple de anclaje en el casing, es posible anclar una sección de tubería en ese Niple de casing. Estos niples colgadores de casing, tienen un no-go incorporado, y es usado para colgar un colgador anexo a la tubería. el colgador de tubería se asienta en el Niple colgador de casing y aguanta la tubería. Esta capacidad se utiliza cuando sea necesario separar la tubería por encima del colgador de tubería utilizando una herramienta de separación. La sección superior de la sarta de tubería, se puede recuperar sin necesidad de recuperar toda la tubería. Continua en la próxima pagina



MANDRILES DE GAS Lift Y ACCESORIOS

MANDRIL MMM VÁLVULA DE ORIFICIO LATCH RK RG-2


Tulio Leal Revisión 03/2003 6 – 8

Componentes Auxiliares de Una Completación Mangas Deslizantes Herramientas De Comunicación

Camisas Deslizantes Las Camisas Deslizantes son un método más eficiente de circulación Entre la tubería y el anular (Fig 6-4, 6-5). Este mecanismo es usado comúnmente para permitir la circulación entre el Tubing y el espacio anular o para producir selectivamente Zonas productoras. Las camisas deslizantes se pueden abrir y/o cerrar utilizando métodos de slickline bien sea con efectos de martillo hacia abajo o hacia arriba utilizando una herramienta de especial. Las camisas. tienen capacidad de circulación alta y son herramientas para la producción, Controlar el pozo, o cualquier aplicación donde se requiera un flujo grande entre el espacio anular y el tubular. Otras Herramientas de comunicación se pueden colocar dentro de los mandriles de bolsillo para controlar el flujo del anular a la tubería o vise versa. Estas herramientas de circulación incluye entre otras: Camisas de circulación

Son Herramientas que permiten el paso del fluido en cualquier dirección protegen el bolsillo lateral de daños debido a los efectos de erosión del flujo.

Válvulas de circulación

Son válvulas que se utilizan para circular en una sola dirección. Algunas válvulas de circulación están diseñadas para el flujo hacia el anular mientras que otras están diseñadas para permitir flujo hacia dentro de la tubería.

Válvulas de Llenado Y Control (Dump-kill valves)

Estas válvulas se instalan dentro de mandriles con bolsillos laterales, y requieren una presión diferencial predeterminada en contra de la tubería antes de que abran. Los Pines de ruptura se fracturan y el fluido entra presurizado a través de la válvula hacia la tubería de producción. Esta herramienta se coloca relativamente profundo en el pozo y su uso como su nombre lo indica es controlar el pozo.




Componentes Auxiliares de una Completación JUNTA DE SEGURIDAD NIPLES DE ESTALLIDO DE TENSIÓN NIPLES DE FLUJO

Fig. 6-7 Fig. 6-8



Componentes Auxiliares de una Completación Equipos Para Protección De La tubería Tipos

La tubería de producción esta expuesta a muchas fuerzas físicas que pueden causar daños. Varias Herramientas han sido diseñadas para proteger la tubería de completación (y, por consiguiente, la completación) de estas fuerzas. Juntas de Seguridad (Fig 6-7) Las juntas de seguridad generalmente son instaladas por encima de las empacaduras. Si la empacadura se atasca, y la junta de seguridad se separa en dos y la tubería se puede recuperar y nos permite utilizar una tubería para pescar más resistente donde podamos utilizar Martillos que nos permitan recuperar la empacadura. Las juntas de seguridad pueden ser diseñadas en los modelos de Halar para romper o Rotación para romper. Niples de Flujo Los Niples de flujo se instalan por debajo y por encima de algunos componentes en la tubería para protegerlos de daños causados por la erosión. Generalmente están disponibles en tamaños de 4 a 10 pies de longitud y son construidos de tubería pesada. estas secciones de tubería sirven para la controlar la turbulencia de los fluidos y evitar que erosionen la parte interna de la tubería. Niples de Estallido (Blast joint Fig 6-8) Los Niples de Estallido Blast joints son juntas de tubería de paredes gruesas, disponibles en longitudes desde 2 hasta 20 feet. Los Blast joints se instalan en la tubería de completación para soportar la acción abrasiva de los los fluidos que salen de las perforaciones (erosión Externa).




SEPARADORES SELLANTES DE TUBERIA CONECTIVO ON-OFF MODELO “SL”

RECEPTACULO PULIDO DE SELLOS

Fig. 6-9 Fig. 6-10



Componentes Auxiliares de La completación Separadores Sellantes De tubería Tipos

Separadores Sellantes On - Off tools (Fig 6-9) Si se presume la necesidad de desconectar una parte de la tubería frecuentemente, o algunas veces durante la vida útil del pozo. Un separador sellante de tubería del tipo On-Off es utilizado. El separador sellante consiste de una camisa removible la cual esta conectada a la sarta de tubería y un pin pulido que generalmente tiene un perfil de anclaje para asentar tapones de wireline. Receptáculo pulido (Fig 6-10) Generalmente se utiliza en longitudes de 10 a 30 ft. , Estas extensiones pulidas con sellos incorporados, se instalan por encima de la empacadura. Estos accesorios se semejan a un separador tipo On-Off pero tienen una extensión de sellos mucho mayor para permitir movimientos de la tubería. Generalmente el receptáculo pulido se baja en posición retraída (cerrado) bien sea utilizando un ‘J’ o pines de ruptura. Una se haya bajado hasta la posición deseada, la camisa se suelta de los botones dejando que la tubería pulida se deslice dentro y/o fuera de ella. La Punta o pin pulido generalmente viene equipado con un perfil de anclaje en la parte superior y la camisa que contiene los sellos se puede recuperar por sí solo (se queda abajo el pin pulido conectado a la tubería de producción.) Continua en la próxima pagina



Juntas de Expansión JUNTA DE EXPANSION CON JUNTA DE EXPANSION DE CLOTCHET MODELO “F” LIBRE ROTACIÓN MODELO “J”

Fig. 6-11 Fig. 6-12



Componentes Auxiliares de La completación Accesorios Para Expansión De Tubería Juntas de Expansión

Bajo algunas condiciones, la tubería de una completación pueda estar sujeta a condiciones de grandes cambios de longitudes debido a cambios de temperatura y presiones que causan que la tubería se expanda o se contraiga. Se las condiciones lo permiten puede ser necesario instalar una junta de expansión para evitar buckling o una separación de la tubería de producción. Estas juntas están diseñadas para eliminar los esfuerzos producto de los citados cambios, permitiendo así que la tubería se expanda y/o contraiga sin perder la integridad en la tubería. Estas juntas de expansión generalmente se fabrican con un recorrido de longitudes entre 2 hasta 20 pies. Existen algunas juntas que pueden rotar libremente. Por consiguiente, con este tipo de juntas no se puede transmitir torque a la tubería. Existen otras juntas equipadas con cloches (Fig 6-11) que son libres de rotar en la mayor parte de su recorrido, pero se bloquean cuando están expandidas o comprimidas totalmente permitiendo que se pueda transmitir torque a la tubería. Las juntas de expansión de rotación libre (Fig 6-12) se mantienen bloqueadas a rotación cuando se expanden o se contraen. Continua en la próxima pagina



Juntas de Expansión RECEPTÁCULO CON CUERPO JUNTA DE EXTENSIÓN INTERNO PULIDO (PBR) AJUSTABLE

Fig. 6-13 Fig. 6-14



Componentes Auxiliares de La Completación Accesorios de Expansión (Continuación)

Receptáculos Pulidos (PBR) Extensiones Pulidas (SBE) Uniones Ajustables

Los PBR's están disponibles en longitudes de 10 a 30 ft. de longitud. (Fig 6-13). Estros consisten en una extensión pulida por encima de la empacadura loa cual se anexa a empacadura y en su parte interna tiene una un pistón pulido que esta anexo a la tubería y que sella dentro de esta pista de sellos. Generalmente la junta de sellos esta sujeta por prisioneros (pines) calibrados para su ruptura, una vez que el PBR este en posición, se parten los pines y se procede a espaciar la tubería. la pista de sellos se puede recuperar en caso de requerir si se requiere recuperar el pin pulido, es necesario hacer un viaje adicional con un pescante. Un Seal-Bore-extensión se instala por debajo de Una empacadura permanente con área interna pulida para extender la longitud de pista de sellos de la empacadura. Normalmente viene en longitudes de 10 a 20 pies y sellos extendidos se utilizan con el localizador para completar el sello requerido. Una unión ajustable (Fig 6-14) nos permiten espaciar y conectar la tubería de la sarta corta en una completación dual. estas uniones ajustables para espaciar la tubería de producción cerca de la superficie. Continua en la próxima pagina



Válvulas de Seguridad de Subsuelo VÁLVULA DE SEGURIDAD VÁLVULA DE SEGURIDAD RECUPERABLE POR TUBERÍA RECUPERABLE POR W/L SCSSV SCSSV

Fig 6-15 Fig 6-16



Válvulas de Seguridad de Subsuelo Válvulas De Seguridad Tipos Standing valve Pump-out plugs

La función para la cual Una válvula de seguridad es diseñada es para evitar el flujo incontrolado de gas o petróleo de un pozo. Existen dos tipos principales de Válvulas de Seguridad de Subsuelo: Válvulas de Seguridad Controladas Desde el Subsuelo (SSCSV) Este tipo de válvula de seguridad se controla debido a las condicio-nes del pozo. Cuando la presión de fondo o la velocidad del flujo llega a determinados parámetros de calibración. la válvula se cierra. Estas válvulas se activan por diferenciales de presión creados por el incremento de la velocidad del fluido lo cual ocurre cuando la integridad de la tubería de producción por encima se ve afectada. Estas válvulas se asientan en un Niple colocado en la tubería. Válvulas de Seguridad Controladas desde la Superficie (SCSSV) Estas Válvulas de Seguridad se controla desde la superficie mediante la aplicación de presión Hidráulica aplicada a través de una línea de control que nos permite operar la válvula. La presión se utiliza para mantener la válvula abierta. Si la presión hidráulica se deja escapar la válvula se cierra. las SCSSVs cierran el flujo del pozo totalmente, produciendo un sello hermético. Esta Válvulas CSSV’s pueden ser recuperables por wireline o recuperables con la tubería. las Válvulas de tubería solo se recuperan si se saca la tubería de la completación. Las recuperables por W/L también son controladas desde la superficie y deben ser instaladas en un Niple de asiento tipo hidráulico o dentro del perfil secundario de una válvula de tubería bloqueada permanentemente abierta. Un Estanding Valve funciona como una válvula cheke de fondo. Estas válvulas permiten flujo en una sola dirección y se pueden asentar en un Niple de asiento o en un Niple de anclaje. una vez anclada, permite que el fluido entre libremente en la tubería, mientras que la presión aplicada por encima aprisiona la bola contra el asiento de sello. Las Standing Valves generalmente están equipadas con igualizador interno que permite equilibrar las presiones al momento de recuperarla. Es imprescindible igual izar presiones antes de recuperar el Standing Valve para evitar que los diferenciales de presión lo traben. la función más común de un satanding valve, es para asentar empacaduras de asentamiento hidráulico. Los tapones expulsables tipo P.O.P se utilizan cuando se necesita instalar un tapón en la tubería por debajo de la empacadura. Son tapones desechables, que se colocan debajo de la empacadura para aplicar la presión necesaria para asentar la empacadura. Una vez que la presión se eleva a la presión predeterminada, los pines de ruptura se fracturan permitiendo que la bola y el asiento sean expulsados debajo de la tubería. una vez expulsado el asiento, el tapón se utiliza como guía de reentrada para wireline, y queda con un área de flujo total para los fluidos de producción. Se pueden usar en la sarta larga en caso de completaciones duales o en completaciones de una zona.



Fuerzas Tabla de Contenidos

Fuerzas Tubulares ................................................................. 2 Fuerzas aplicadas en la tubería.............................................. 2 Factores que Influyen en la Longitud de la tubería .................3 Cambios de Fuerzas .............................................................. 3 Longitud y Cambios de Fuerzas. ........................................... 4



Fuerzas Fuerzas Tubulares Fuerzas en la tubería

Un de los pasos críticos en un diseño de completación, es determinar los niveles de esfuerzos a los que la tubería y los componentes de una completación estarán expuestos durante las mejores y las peores condiciones. Las propiedades simulando los cambios en fuerzas y longitudes evitaran fallas prematuras y operaciones de reparaciones costosas tomando en consideración:

Temperatura Presión

Peso

Gradientes de los fluidos

Fricción

Cada completación tendrá una variedad de condiciones propias de fondo que afectaran la totalidad del diseño, la selección de las herramientas de fondo y la aplicación de los componentes de la completación una vez instalados. Los cambios en temperatura, presión, peso aplicado, gradiente del fluido, y la fricción son algunas de las variables que se deben considerar. La selección del equipo de completación no solo debe cumplir con los mínimos requerimientos de esfuerzos, pero ellos también contribuyen directamente a los cálculos de estos esfuerzos. La ilustración en Fig 7-1 sumariza las variables principales que se deben considerar un una operación de completación. Para una discusión mas detallada en fuerzas básicas,, refiérase al “ Completacions Hydraulics Handbook.” Continua en la próxima pagina



Fuerzas Factores Que Influyen en Los Cambios de Longitudes Esfuerzos De La tubería

Influencias Mecánicas grado de la tubería grado del Casing Tensión Aplicada (Levantando) Compresión Aplicada (Reposando Peso) Fuerzas por Fricciones Esfuerzo de la tubería Tipo de Empacadura Mecanismo de Asentamiento de la Empacadura Movimientos de la tubería y de la Empacadura

Influencias Relacionadas con Los Fluidos Densidad Inicial del Fluido de la tubería Influencias de Temperatura Densidad Final del Fluido de la Tubería Temperatura de Superficie - Inicial Densidad Inicial del Fluido del Casing Temperatura de Superficie - Final Densidad Final del Fluido del Casing Temperatura de Fondo - Inicial Capacidad de la Completación Temperatura de Fondo - Final Tasa de Flujo (CH Choke ) influencias Relacionadas con presión Influencias de Configuración del pozo presión in la tubería – Inicial Diámetro Externo De La tubería (OD) presión Fluyendo – Final Diámetro Interno De La tubería (ID) presión del Casing – Inicial Grado Del Casing y diámetro Interno presión del Casing – Final Radio entre tubería y Casing Factor de Flotación ( Efecto hidrostático) Espesor de pared de la tubería (Peso) Efecto del Factor de Flotación ( Aplicado) Profundidad de Asentamiento (Medida) Efectos de Balón (Ballooning) Profundidad Vertical Real Efectos de Pistón Diámetro de Sello de la Empacadura Efectos de Buckling debido a la presión área final De la tubería Presiones Extremas (Altas-Bajas) – Reparación Fig. 7-1 Continua en la próxima pagina

Completaciones de

pozos de Gas-Petróleo —

Longitud Y Esfuerzos De La Tubería



Fuerzas Cambio De Longitudes De La Tubería Debido A Cambios de Fuerzas

El aspecto mas importante cuando se evalúa la instalación de una empacadura, es la de determinar los cambios de longitudes y de las fuerzas debido a la variación de presiones y temperaturas. Cuando la magnitud y dirección de los cambios de estas fuerzas y longitudes se ha calculado, esta información se puede luego utilizar como se indica a continuación:

Para ayudar en el proceso de selección de la Empacadura Para determinar si ocurrirán daños en la tubería

Para Determinar el espaciado apropiado de la empacadura y

de Los componentes de la complexión

Existen cuatro efectos diferentes que pueden producir cambios en las fuerzas y Longitudes, cada uno de estos efectos se debe analizar y se deben combinar para determinar los efectos totales antes de proceder a la instalación de la empacadura:

Efecto de Pistón Efecto de Pandeo (Buckling)

Efecto de Balón (Ballooning)

Efecto de Temperatura

Los efectos de Pistón, Pandeo y Balón se originan por cambios de presiones en el sistema. El efecto de Temperatura esta relacionado solo al cambio de Temperatura y no es afectado por los cambios de Presiones. Mientras que algunos efectos están relacionados entre sí, cada uno debe ser calculado individualmente y cada efecto tendrá magnitud y dirección. Una vez que cada uno se conoce. se combinan Se combinan para obtener el efecto total. La decisión de sumar o sustraer cuando se combinan esta basado en la dirección que cada efecto o Fuerza (Fuerza Resultante). El enfoque usado para los problemas de instalación de la empacadura dependerá del el tipo de garre utilizado para conectar la tubería al empaque. Si el sistema de empacadura no permite cambios en longitudes en la dirección del efecto total, la instalación de la empacadura se evalúa calculando los cambios de fuerzas. Si el sistema de empacadura permite los cambios en longitudes en la dirección del efecto total, Entonces los cálculos se harán dependiendo de estos cambios de longitudes. Continua en la próxima pagina



Fuerzas Efecto de Pistón Ver el manual de Hidráulica de Completaciones



Materiales Tabla de Contenidos

Materiales............................................................................... 2 Diseño de la Vida del Pozo......................................................2 Criterios para la selección de Materiales................................ 3 Características de aceros al Carbono y aleaciones............... 5 Composición Y característica de Aleaciones No-Ferrosas..... 5 Componentes y Materiales de las Empacaduras ...................9 Componentes No-Metálicos. ............................................... 23 Guía General de Materiales de Sello.....................................24 Elastómeros ......................................................................... 25



Materiales Selección de Materiales Diseño de la Vida útil del Pozo

En General los pozos de gas y/o Petróleo son de ambiente hostil. Por consiguiente, se debe considerar con cuidado los materiales de los cuales serán fabricados los componentes de la completación. Una gran variedad de materiales, con un amplio rango de propiedades se han desarrollado específicamente para el uso de componentes de completaciones. En varios casos, puede ser necesario, o mas rentable, incorporar un sistema el cual resistirá los efectos de desgaste de los agentes presentes en los fluidos de los yacimientos. La selección apropiada de los materiales de los componentes de la completación, es la llave para asegurar la durabilidad del sistema. Sin embargo, es importante la vida del diseño de la completación sea compatible con los perfiles de producción del pozo o yacimiento(Fig. 8-1).

Ejemplos de Diseños de Vida útil Completaciones de Larga-Vida (>15 años) Pozos Costa Afuera o desasistidos de inspección periódica. Pozos de petróleo en zonas extensas equipados con levantamiento artificial. Pozos con producción de gases o de inyección con pocos problemas de producción Completaciones de zonas múltiples. Proyectos de recuperación extendida.

Completaciones de Vida Mediana (5 a 15 años) Pozos de petróleo de flujo natural en zonas grandes o sobre presurizadas. pozos de Gas o inyectores con problemas potenciales de producción (arena , agua, escama o corrosión). Pozos de petróleo equipados con Gas Lift o bombeo hidráulico en su etapa inicial. Zonas con reservas limitadas (posibilidad de zonas múltiples). Completaciones de corta Vida (<5 años) Pozos con pocas reservas en cada arena productora. Pozos con Bombas Electro-Sumergibles o de Cabillas. Aplicaciones donde trabajos de reparación rutinarios son económicos que Completaciones complejas. completaciones Temporales Para pruebas durante la Perforación. Extended well test. Pruebas de producción del Pozo. instalación Temporal para mantener producción hasta disponer de taladro.

Fig 8-1 Continua en la próxima pagina



Materiales No-metálicos Criterio De Selección De Materiales

Los componentes de una completación se deben seleccionar para resistir los efectos de daños que puedan causar la presión, Temperatura y la Corrosión. Adicionalmente operaciones de exploración y completaciones recientes han resultado en Pozos profundos, donde se han conseguido altas presiones. Los criterios para la selección de los materiales para la industria petrolera, típicamente son determinados por las siguientes categorías:

Propiedades Mecánicas (función)

Ambiente donde va a Operar

Costos

Disponibilidad

Inventario, Tamaño-Forma

Estas son las categorías relacionadas con la selección de metales, elastómeros, y plásticos utilizados en la fabricación de equipos y herramientas de fondo. no están numeradas en orden de prioridad ya que estas pueden cambiar para diferentes aplicaciones. Continua en la próxima pagina



Materiales Aleaciones Ferrosas Composiciones Y Características Aleaciones Férricas Composiciones y Características

Fig 8-2

Aleaciones Ferrosas Composiciones Y Características

Metal/ aleación

Composición

Ejemplo Observaciones / Características

Hierro

Fe

Fundición

No se utiliza

Acero

Fe + C (C hasta 2%)

1020

Acero Estructural de baja Resistencia

Aleaciones de

aceros

Fe + C; (Mn, Cr, No, Mo,V menos que 3%)

4130 8620

4140

Varios Niveles de Resistencia Materiales Comunes

Aleaciones Bajas

Fe + C, (Cr,Mo mas Que el 5%)

9Cr-1Mo

Alta resistencia - Resistentes a corrosión

Se oxidan poco Aceros

inoxidables Mínimo 12% Cr

No se oxidan

Ferriticos (12-27% Cr) Ferritic 4130 Sin Tratamiento Térmico. No usados comúnmente

Martensiticos

Fe + Cr, Cr 12%

410

Tratamiento térmico buenos para CO2 y corrosión

Austeniticos

Fe + 18% Cr + 8% Ni + 2 - 3% Mo

304

Blandos, sin tratamiento térmico. Susceptible a la

Fractura de Esfuerzo por Cloro Endurecidos por

Precipitación Fe + Cr + Ni + Cu + Cb + Ta 17Cr-4Ni

(17-4PH)

Alta Dureza

Duplex austenitic/ Ferritico

Fe + 12% cr + 8% Ni + 2/3% mo + cu/n

Af22 Saf 2205

Higher strength, higher Corrosión resistance

Hierro fundido Fe + c (c, 2-4%) Económico Gray Grafito (C) Cristaliza, Fácil de Milar Dúctil Cementito (Fe 3 C) Más dúctil que Gray

Fig 8-3

Aleaciones no-férricas composiciones y características Composición Aleaciones/

metálicas

Ejemplos Características resaltantes

Aluminio A1 - Blando

Cobre Cu - Suave, uso eléctrico

Bronce Cu + zn Bronce amarillo

Pines de ruptura, otros

Bronce Cu + sn (tin) Bronce fosfatado

Rolineras bushings etc.

Monel Ni + cu Ni + cu + a1 + ti

Monel 400 Monel k-500

Suave, resistente a corrosión alta dureza resistente a corrosión

Ni + cr + mo Ni + cr + cb + ta

Inconel 718 Ultra-alta resistencia

Inconel Ni + cr

Inconel 625 Inconel x-750

Alta resitencia a corrosion usado como Material para resortes



Materiales - No Metálicos Materiales Componentes De Empacaduras

Un ejemplo típico del listado de materiales usados normalmente usados en la fabricación de Piezas y componentes de empacaduras de asentamiento Hidráulico para servicios Standard y presiones moderadas.

Materiales De Empacaduras Componente Materiales

1. Parte Superior 4130, 4140 2. Mandril 4130, 4140 3. Sub inferior 4130, 4140 4. pines de ruptura Bronce 5. Pines de Desasentamiento Acero 1020 6. Componentes del Cuerpo 4130, 4140 7. Cuñas 8620 Annealed &Carbonizados 8. Elementos de Sello Nitrilo 9. O-Rings Nitrilo 10. Resortes Inconel X-750

Fig 8-4

Aplicación de los Materiales

El cuerpo y los componentes expuestos a esfuerzos de equipos como Válvulas de seguridad, empacaduras, etc., generalmente están fabricados de materiales diferentes a los utilizados para fabricar los componentes internos (mandriles, tubos de flujo, Lengüetas, etc.). Los componentes internos expuestos generalmente a los fluidos corrosivos y abrasivos, están protegidos y se conocen como componentes flow wetted. Figura Fig 8-4 Ilustra ejemplos de Materiales.




Materiales Componentes No-Metálicos

Los Elastómeros y plásticos son mezclados y sintetizados de polímetros orgánicos. La flexibilidad de crear enlaces de estos compuestos, es la que le da a los elastómeros y plásticos la habilidad para estirarse y retornar a su estado y forma original. El propósito principal de los elastómeros y plástico en la industria petrolera, es la proveer la materia sellante para aislar las presiones, los líquidos los gases y el calor. Muchos tipos de elastómeros y plásticos están disponibles, cada uno con cualidades propias. Los Elastómeros funcionan bien en casi todos los ambientes del los pozos, pero algunas veces suelen ocurrir problemas dados por las siguientes condiciones:

Algunos ambientes corrosivos

Fluctuaciones de altas temperaturas

Presiones Extremas

Los técnicos de completaciones deben estar consientes de los efectos de las condiciones de los pozos, especialmente temperatura, para estar capacitados para seleccionar los elastómeros correctos (para sellos y o-ring) para una aplicación especifica.




Materiales - No Metálicos Guía de Materiales de Sellos en General

Elastómero Plástica Back-Up Material Poliuretano Nitrilo-90D HNBR-90D Viton-95D Aflas Chemraz® Kalrez® Ryton PEEK Teflón Ambiente :

215°F 300°F 350°F 450°F 450°F 500°F 550°F 500°F 500°F 550°F Petróleo crudo NO OK OK OK Hasta 200º F OK OK OK OK OK H2S (100 ppm) Hasta 170°F Hasta 175°F Hasta 200°F OK OK OK OK OK OK OK

H2S (7%) NO NO Hasta 200°F OK OK OK OK OK OK OK H2S (15%) NO NO Hasta 175°F Hasta 300°F OK OK OK OK OK OK H2S (20%) NO NO NO Hasta 200°F Hasta 300°F OK OK OK OK OK

Hidrocarbonos Asfálticos NO OK OK OK Hasta 200°F OK OK OK OK OK

Hidrocarbonos Aromáticos NO NO NO Hasta 300°F NO OK OK OK OK OK

Aminas Inhibidoras NO Hasta 175°F Hasta 175°F Hasta 200°F OK OK OK OK OK OK Salmueras base cacll NO OK OK OK OK OK OK OK OK OK Bromuros NO NO NO OK OK OK OK OK OK OK

Agua del Mar NO OK OK OK OK OK OK OK OK OK Metanol OK OK OK Hasta 200°F OK OK OK OK OK OK Hcl Acid (15%) Hasta 175°F Hasta 200°F Hasta 200°F OK OK OK OK OK OK OK

Hcl Acid (30%) NO Hasta 200°F Hasta 200°F OK OK OK OK OK OK OK Agua Hasta 200°F OK OK Hasta 200°F OK OK OK OK OK OK Vapor NO NO NO NO OK OK OK OK OK OK

Lodos a base de Agua Hasta 170°F OK OK OK OK OK OK OK OK OK

Lodos a Base de Aceite Hasta 170°F OK OK OK Hasta 200°F OK OK OK OK OK

Gas Metano OK OK OK OK Hasta 200°F OK OK OK OK OK CO2 Gas Hasta 170°F OK OK Hasta 200°F OK OK OK OK OK OK

Fig 8-8




Materiales Elastómeros

Existen dos tipos principales de polímetros, elastómeros y plásticos. Ellos se diferencian en la base de sus propiedades elásticas aunque no existe una diferencia notable entre ellos. Los polímetros se pueden mezclar con otros materiales para crear sustancias con propiedades especificas. Un Elastómero es un material que se puede estirar a almenes dos veces su tamaño y una vez relajado, rápidamente retorna a aproximadamente su longitud original. Algunos materiales se le adicionan a los elastómeros y plásticos para incrementar su resistencia de material y a la de la acción del petróleo, resistencia a bajas y altas temperaturas, bajar su coeficiente de fricción. Uniformemente, cuando se le adiciona materiales una cualidad resulta favorecida, otra puede disminuir. Los polímetros se mezclan para la elaboración de O-rings, sellos y Packing. El tipo mas común de elastómeros, es el Nitrilo. Esta sustancia también se conoce como Buna-N o Hycar (Marca de Fabrica). Otro elastómero común son el Viton y Aflas los cuales son sustancialmente fuertes y resistentes a degradación por exposición a los fluidos del pozo. Los materiales polímetros se utilizan como packings de alta resistencia para presiones y temperaturas moderadas, y corrosión. Cuando las herramientas de completación se deben instalar en pozos de altas temperatura, o en ambientes 2, corrosivos, elastómeros de fluorocarbonos son utilizados. Elastómeros a base de Fluorocarbonos con la adición de varias sustancias incluyendo vidrio y asbestos, para mejorar las resistencia a ser extraídos (salirse de lugar). Los plásticos también son utilizados el la fabricación de equipos y herramientas de completación, Existen dos tipos básicos de plásticos:

Termoplásticos - Formados fundiendo una resina, vertiendo la resina en un molde y dejándolo enfriar hasta endurecer.

Plásticos Termo - Ajustados. - son Plástica que en forma liquida se vierten en un molde y se aplica calor o agentes endurecedores para producir ciertos cambios químicos que causan que el plástico se endurezca en la forma del molde. Una vez que un plástico Termo ajustado se ha formado, no se derretirá, por lo menos no a temperaturas normales. Ejemplo de un plástico Termo ajustado son es el teflón, Loctite e Eastman 910 (marca de Fabrica.)




El Teflón tiene probablemente la mayoría de aplicaciones de la industria petrolera de todos los plásticos Termo ajustados. Tiene una alta resistencia a altas y bajas temperaturas, poca fricción y es inerte en la mayoría de los fluidos. El Teflón es Utilizado para fabricar aros de sello. Sin embargo, Para ser eficientes estos aros tiene que ser energizados mecánicamente para que hagan y mantengan el sello. Por esta razón los aros de sello de teflón son generalmente como respaldo o sellos secundarios en aplicaciones de altas presiones. Un Numero de nuevos materiales de sello exóticos se ha desarrollado y los cuales muestran alto grado de resistencia condiciones criticas de temperaturas y presiones altas. 2. Fig 8-8 ilustra varios de los polímetros usados en herramientas para aplicaciones petroleras.



Ejemplos de Configuraciones de Completaciones Tabla de Contenido

completación de una Sola Zona #1 ...................................... 3 completación de Una Sola Zona #2 ...................................... 5 completación de Una Sola Zona #3 ...................................... 7 completación de Una Sola Zona #4 ...................................... 9 completación de Una Sola Zona #5 .................................... 11 completación de Una Sola Zona #6 .................................... 13 completación de dos Zonas y una Sola Tubería.................. 15 completación de Dos Zonas y Dos tuberías........................ 17 completación con tuberías Múltiples..................................... 19



Ejemplo de Configuración de una completación

Fig 9-1



Ejemplo de Configuración de una completación Completación de Una Sola Zona #1

Una completación de Una Sola Zona utilizando una Empacadura Hidráulica es simple, y un diseño muy comúnmente usado.

Ventajas del Diseño ••

Recuperable

Permite circulación por encima de la Empacadura

La empacadura puede ser asentada después de colgar la tubería

El flujo puede ser controlado o cerrado utilizando niples con perfil de anclaje y/o una camisa deslizante

El diseño permite la instalación y recuperación de accesorios de Registros de medidores de flujo / adquisición de data de restauración (Build up).

Desventajas del Diseño

Adecuado para presiones diferenciales de bajas a moderadas solamente.

habilidad limitada para manejar esfuerzos de tubería

Limitación en la selección de materiales.

Se puede Adicionar Otros Accesorios

Niples de Flujo si es requerido

Equipo de Levantamiento Artificial

Válvula de Seguridad





Fig 9-2



Ejemplo de Configuración de una completación completación de Una Sola Zona #2

completación de una sola Zona utilizando empacaduras mecánicas recuperables con agarre doble y de alta eficiencia es u n diseño de completación muy común principalmente utilizados en pozos de gas de una sola arena productora.

Ventajas del Diseño

Recuperable

Permite circulación por encima de la Empacadura

La empacadura puede ser utilizada como un Tapón Puente

El flujo puede ser controlado utilizando Niples con Perfil de Anclaje y/o Camisas Deslizantes

El Diseño permite la instalación y recuperación de herramientas de Registros

El diseño puede manejar Presiones diferenciales de medianas a moderadas y altos esfuerzos de tubería


Selección de materiales Limitada.

Algunos tamaños pueden estar limitado en capacidad de manejar presiones.

Equipo Adicional Que Puede Ser Utilizado




Ensamblaje de TCP





Fig 9-3




Este es un tipo de completación comúnmente utilizado en Perforación Bajo-Balance en pozos de una sola zona.


Recuperable

El asentamiento por W/L permite control exacto de las profundidades

La empacadura puede ser utilizada como un Tapón Puente

Permite el control del flujo utilizando Niples con perfil de anclaje.

El diseño puede manejar de medianas a altas presiones diferenciales y altos esfuerzos de tubería.


Limitada selección de Materiales.

Los tamaños grandes pueden estar limitados en capacidad para altas presiones

Equipo Adicional que Puede Ser Utilizado




Camisa Deslizante





Fig 9-4




Esta es una completación típica de pozos de poca o mediana profundidad con empacadura permanente con área de sello interna pulida.


Buena capacidad para soportar altas presiones

Recomendable para servicios de ambientes severos.

Buen control del flujo con niples de perfil de anclaje y camisas deslizantes

El diseño permite el uso de herramientas de registro en la cola de la tubería

Buena selección de materiales.


La empacadura no es recuperable

Tapones utilizados en niples debajo de la empacadura son susceptibles a acumulación de sucios


Sub de Milado




Ensamblajes de TCP

Separadores Sellantes de Tubería tipo On/off




Ejemplo de Configuración de una Completación

Fig 9-5



Ejemplo de Configuración de una completación completación De Una Sola Zona #5

Este es un ejemplo de una completación de pozo profundo de una sola Zona que permite compensación por movimiento de tubería.


Recomendable para aplicaciones de altas temperaturas y servicios severos

El localizador con sellos para la empacadura se puede espaciar para permitir los movimientos de tubería anticipados.

El Sub de Milado (Mill out sub) permite recuperación de la empacadura en un solo viaje.

Permite la instalación de herramientas de registro de presión en la cola de la tubería

Equipo Adicional Que Puede ser Utilizado


Camisa Deslizante por encima de las unidades de sello para permitir la circulación por encima de la Empacadura

Niples o mandriles de Inyección de químicos por encima de las unidades de sello





Completacion Sencilla con Empacadura Permanentey Valvula de Seguridad

Niple de Anclaje

Tuberia Ranurada

Perforaciones

Guia de Reentrada

Valvula de SeguridadControlada Desde La Superficie

Tuberia CortaPup-Joint

Tuberia Corta

Tuberia CortaPup-Joint

Niple de Anclaje

Fig 9-6



Ejemplo de Configuración de una completación completación De Una Sola Zona #6

Esta es una completación típica con Empacadura permanente con una sola tubería Utilizada en pozos de gas profundos con ambiente hostil y corrosivo.


El máximo de are de flujo a través de la empacadura

El receptáculo pulido de sellos primario es recuperable

La camisa Deslizante permite la circulación por encima de la empacadura

Permite incorporar herramientas de registro de presiones en la cola de la tubería



Válvula de Inyección de químicos

Equipo de Levantamiento por gas (Gaslift)





Fig 9-7



Ejemplo de Configuración de una Completación completación De Dos Zonas Con Una Sola Tubería

Este tipo de completación es usado comúnmente en pozos de gas natural poco profundos de condiciones suaves en Norte América. La zona Inferior produce a través de la tubería, y la zona superior por el anular.


Económica

Recuperable

La empacadura Puede ser utilizada como un tapón puente buen control del flujo con niples con perfil de anclaje y camisas deslizantes

Permite la instalación de herramientas de registro de presión y temperatura


Recomendable para pozos poco profundos de producción dulce solamente

Susceptible a problemas de comunicación en la zona superior

Equipo Adicional Que Puede ser Utilizado

Capacidad para alojar bomba de cabilla, Plunger Lift or tubo sifón.





Fig 9-8



Ejemplo de Configuración de una completación completación De Dos Zonas Con Dos tuberías

Esta es una completación típica utilizada en esas pozos donde es beneficioso producir dos Zonas simultáneamente.


Todo el equipo es recuperable

Las dos Zonas pueden producir independiente y simultáneamente

Las empacaduras se pueden asentar después que el árbol este Instalado

Camisas pueden ser utilizadas para abrir comunicación entre las tuberías de producción.

Equipo Adicional Que puede Ser Utilizado

Camisa deslizante por encima de la Empacadura dual

Configuración para alojar herramientas de registro en ambas sartas de tubería

Empacaduras de asentamiento selectivo

Equipo de Levantamiento artificial por Gas (Gas Lift)

Válvulas de seguridad





Fig 9-9



Ejemplo de configuración de una completación

completación de Varias Zonas Con Una Sola Tubería

Este diseño de completación permite la producción selectiva de múltiples zonas a través de una sola sarta de tubería.

Ventajas Del Diseño

Permite control de cada zona individualmente.

Recuperable.

Las empacaduras Hidráulicas se pueden asentar después que el cabezal se ha instalado.

Desventajas Del Diseño ••

Restringe la producción a una sola zona a la vez.

Selección de materiales limitada en la empacadura

Habilidad limitada para controlar esfuerzos de la tubería

Equipo adicional Que Puede ser Utilizado

Camisas deslizantes por encima de la empacadura superior para permitir circulación entre el anular y la tubería

Niples de estallido (Blast joints)

Provisión para herramientas de registro por debajo de la empacadura inferior


Tulio Leal Revisión 03/2003 A - 1

Apéndice Estándares API 5.1 Preparación E Inspección Antes De Bajar La completación 5.1.1

La tubería nueva es despachada libre de defectos Intencionales como se especifica en la especificación API 5CT y dentro de los limites prácticos de los procedimientos de inspección prescritas en ella. Algunos usuarios han encontrado que , para un numero limitado de operaciones en pozos críticos, la aplicación de estos procedimientos no resulta en tubería lo suficientemente libre de defectos para cumplir los requerimientos de lo critico de las aplicaciones. Varias pruebas No-destructivas se han utilizado por los usuarios para asegurar que se obtenga la calidad deseada de la tubería a ser utilizada. En vista de esta practica, se sugiere que el usuario este:

a. Familiarizado el mismo con las practicas de inspección especificadas en los estándares y utilizada por los fabricantes respectivos, y con la definición de "Defectos Intencionales" contenida en los estándares.

b. Evaluar completamente cualquier inspección no destructiva a ser utilizada por el en tubería API para asegurarse el mismo, por medio de estos métodos de inspección, que en verdad la inspección localiza correctamente y diferenciando prejuiciosos, de otras variables que pueden ser y frecuentemente fuente mal interpretados como señal de defectos.

PRECAUCION: Debido a la tolerancia permitida en el diámetro externo inmediatamente después del Upset del tubo, el usuario esta avisado que pueden ocurrir dificultades cuando se utilicen colgadores del tipo "de sellos alrededor del la tubería" si estos colgadores son fabricados en el lado alto de la tolerancia; por consiguiente, se recomienda que el usuario seleccione la junta de a ser instalada en el tope de la sarta de tubería.

5.1.2

Todos los tubos, bien nuevos, usados o reacondicionados, siempre deben ser manipulados con protectores de roscas en los extremos. Los tubos deben ser almacenados en todo momento en estantes o superficies de madera o metal libre de rocas, arena, sucio otro que el normal del lodo de perforación. Cuando la superficie del tubo sea inadvertidamente rodada sobre el polvo, las roscas deben ser relimpiadas y acondicionadas de acuerdo a los lineamientos en 5.1.9.



Estándares API 5.1.3

Antes de iniciar su corrida en el pozo, la tubería se debe calibrar con un mandil calibrador API para asegurar el paso de bombas, suabos, y empacaduras.

5.1.4 Los elevadores deben de estar bien acondicionados y deben tener

brazos de igual longitud. 5.1.5

Elevadores del tipo con cuñas son recomendados cuando se este bajando acoples con tolerancias especiales, en especial aquellos biselados en el extremo inferior.

5.1.6 Los elevadores deben ser inspeccionados para verificar si el agarre

es completo. 5.1.7

Cuñas "Spider" que no dañen y/o aplasten la tubería, se deben utilizar. Las cuñas se deben inspeccionar antes de ser utilizadas para verificar que ellas estén mordiendo en forma pareja, Nota: Marcas de cuñas y mordazas son daños. Se debe hacer cada esfuerzo posible para mantener esos daños al mínimo utilizando equipo actualizado.

5.1.8

En el cuerpo de la tubería, Se deben utilizar Mordazas que no aplasten y estas mordazas deben ajustarse apropiadamente al cuerpo del tubo para evitar cortes innecesarios de las paredes. Los dados de las mordazas deben ajustar apropiadamente y conformar la curvatura de la tubería, el uso de llaves de tubo no es recomendado.

5.1.9

Las siguientes precauciones se deben tomar en la preparación de las roscas de la tubería:

a. Inmediatamente antes de la corrida, remueva los protectores de ambos extremos (pin y caja) y limpie las roscas completamente, repitiéndolo cada vez que capas adicionales de tubería queden expuestas.

b. cuidadosamente inspeccione las roscas. Aquellas que se detecten dañadas (aun solo un poco) se deben separar excepto que se tenga a mano manera de corregir el daño de la rosca.

c. La longitud de cada pieza de tubería se debe medir antes de ser bajada Una cinta Metálica para medir, calibrada en décimas de pies o en mililitros lo mas cercano a 0.01 pies (milímetros) debe ser utilizada. La medida se debe tomar desde el lado de afuera del cuello o caja hasta el primer hilo de rosca del extremo pines, es decir, el final de la rosca cuando la caja y el pin se acoplen completamente después de terqueados. La longitud total de los tubos medidos individualmente representa la totalidad en longitud de la sarta de tubería sin tensión de su peso. La longitud real con



Estándares API

tensión del peso se puede obtener mediante el análisis de los gráficos previamente preparados para este propósito que están disponibles en la mayoría de libros de tubería.

d. Coloque los protectores de tubería en los extremos de los tubos de tal forma que las roscas no se dañen cuando se ruede la tubería sobre los estantes y cuando se hale hacia la planchada. Varios protectores de roscas se pueden limpiar y utilizar repetidamente para esta operación.

e. Inspeccione cada acople cuando este enroscado, si existe un exceso de rosca fuera del acople no es normal, verifique también que los cuellos (Acoples) estén ajustados si se detecta alguno flojo, debe ser removido y la rosca limpiada nuevamente. se debe aplicar compuesto para rosca sobre toda la superficie de la rosca y el acople se reemplaza y se ajusta antes de llevar el tubo a la cabria.

f. Antes de para parar la tubería, aplique compuesto de grasa a los dos extremos (caja y pin). Se recomienda que se utilice un compuesto para roscas que cumpla con los requerimientos del boletín API 5A2 ; sin embargo, en casos especiales cuando se esperan condiciones severas, se recomienda que compuestos de rosca a base de silicona para altas presiones como se especifica en el Boletín API 5A2 .

g. Componentes utilizados como soportes de tensión y eslingas deben de ser inspeccionados en sus roscas para garantizar que sus capacidades puedan soportar la carga de una manera segura.

h. Se debe tener cuidado cuando se acoplen juntas y conectores para asegurar que las roscas sean compatibles , es decir, del mismo tamaño y tipo.

5.1.10

Para pozos de Altas-Presiones o de fluidos condensados, se debe tomar precaución adicional para garantizar un sello mas hermético de la siguiente manera:

a. Los acoples deben ser removidos y ambos el extremo pin y la rosca caja del cuello se deben limpiar cuidadosamente y se deben inspeccionar. Para facilitar este proceso, la tubería debe ser ordenada con acoples debidamente toqueados o también puede ser pedida con acoples por separado.

b. Compuesto para rosca se debe aplicar en ambos extremos (pin Y caja), ajuste con la mano, el compuesto se le debe colocar a todas las roscas antes de ser colocada en capas.

5.1.11

Cuando la tubería se levanta a la cabria, se debe tener cuidado especial de que la tubería no se doble y/o de que los protectores no sean golpeados hasta que se este listo para colocar la tubería en la torre.



Estándares API 5.2 PARANDO LA TUBERÍA, ACOPLÁNDOLA Y BAJANDOLA 5.2.1 5.2.2

No le quite los protectores de rosca del extremo inferior Si es necesario, se debe colocar compuesto de rosca sobre toda la longitud de la rosca, El cepillo o utensilio utilizado para aplicar este compuesto se debe mantener libre de partículas extrañas y el compuesto nunca se debe diluir.

5.2.3

Cuando pare la tubería, baje la tubería lentamente para evitar danos las roscas. Párela verticalmente, preferiblemente con la asistencia de un hombre en el área de las tablas. Si la tubería se dobla hacia un lado antes de pararla, levántela, Limpie e inspeccione la rosca afectada con una lima triangular, luego cuidadosamente elimine todo residuo de limadura y coloque nuevamente compuesto sobre toda la superficie de la rosca . Se debe tener cuidado cuando se para la tubería en dobles o triples, para evitar pandeos y errores en el alineamiento cuando la tubería se reposa sobre la roscas. Soportes intermedios se deben colocar en la torre para limitar pandeo de la tubería.

5.2.4

Después que se pare la tubería, comience a enroscar a mano o utilice la maquina de torque a lenta revoluciones. Para evitar que las roscas se monten, cuando se estén enroscando, la conexión se debe hacer a una velocidad que no exceda 25rpm. La maquina de torque son recomendadas para pozos de altas presiones o de condensados para asegurar que el acoplamiento sea uniforme y plenamente ajustado. Los tubos deben ser acoplados con el torque preciso generalmente este se alcanza después de unos das vueltas completas por encima al ajuste manual, y se debe tener cuidado de no montar las roscas. En pozos de Altas presiones o de producción de crudos condensados, Los acoples se enroscan simultáneamente hasta obtener el numero de vueltas adecuados por encima de la posición de ajuste manual. La posición de ajuste manual se puede determinar por medio de la observación de varias juntas en los burros y analizando el numero de roscas expuestas cuando el acople se ajuste con un torque de 50 ft-lb (68 N • m).

5.3 CONECCIONES HECHAS EN EL CAMPO 5.3.1

La vida útil de la tubería sujeta a enroscados repetidos en el campo, es inversamente proporcional al torque aplicado para hacer la conexión. Por consiguiente, en pozos donde la resistencia a fugas no es un factor determinante, se deben utilizar los valores mínimos de torque para así prolongar la vida útil de la tubería. El uso de torquímetros para ajustar las conexiones hace mucho mas fácil la aplicación del torque adecuado para los diferentes tamaños de



Estándares API

Tubería. La tabla 3 contiene guías generales de torques para tuberías Non-Upset, Upset externo y juntas integrales, basados en 1% del valor de esfuerzo a tensiones para tubería 8 redondo y casing en el Boletín API 5C3. Todos los valores han sido ajustados a la fracción de 10 Lb-ft mas cercana. Los valores de torque de la tabla 3 también se aplican a tuberías con recubrimientos de zinc o Acoples recubiertos con Fosfatos. Cuando se ajusten las conexiones con acoples rebajados, se debe utilizar 80% de los valores especificados como guía . Cuando se estén enroscando roscas del tipo round (redondas) con aros PTFE (politetrafluoroetileno), se debe utilizar 70 por ciento de los valores recomendados. Cuando se utilicen tuberías con acoples se debe considerar la posición de ajuste. Las conexiones Buttress con aros de sello PTFE se pueden ajustar a valores de torque diferentes a los que generalmente se especifican en las roscas Buttress normales. Nota: El Desgarre de roscas de materiales propensos a este problema (aceros con Cromo Martensiticos, 9 Cr y 19 Cr) ocurre frecuentemente durante los movimientos de parar la tubería, ajuste o desenrosque de la conexión. La resistencia al desgarre de las roscas se controla generalmente en dos áreas—preparación de la superficie y acabado final durante la fabricación y con practicas adecuadas de manejo y almacenamiento durante su uso. Las roscas y los lubricantes deben de estar siempre limpios. Se deben evitar los ensamblajes en posición horizontal. Las conexiones se deben comenzar siempre a mano antes de utilizar la maquina de torque lentamente. Este procedimiento se debe realizar en forma reversa cuando se desconecte la rosca.

5.3.2

Los cuneros y los elevadores se deben limpiar adecuada y frecuentemente, y las cunas de agarre se deben mantener siempre filosas.

5.3.3 Cuando se llegue a fondo, se debe hacer con extremo cuidado nunca

repose el peso del tubo bruscamente. 5.4 RECUPERANDO LA TUBERIA 5.4.1

Un registro de espesor de pared (caliper survey) antes de recuperar una tubería que se presume desgastada, representa un método efectivo de separar intervalos largos de tubería para su recuperación.

5.4.2

Las cunas de desenroscar deben de colocarse cerca de los acoples. Golpear los cuellos para facilitar la operación es una practica herrada y causante de danos. Si es indispensable golpear, utilice la parte plana nunca utilice la parte redonda del martillo y golpee suavemente en el medio y completamente alrededor del cuello nunca golpee cerca de los extremos del acople.




Se debe tener cuidado extremo de sacar toda la rosca antes de levantar la tubería del acople. Nunca haga que el acople salte de la rosca pin.

5.4.4

La tubería parada en la cabria se debe colocar sobre una plataforma sólida, recubierta con madera y sin los protectores del extremo inferior ya que estos generalmente no están diseñados para soportar el peso de la tubería sin dañar la rosca.

5.4.5 Proteja las roscas de suciedad y danos cuando la recupere del pozo. 5.4.6

La tubería almacenada parada en la torre, debe tener los soportes necesarios para evitar doblez o pandeo excesivo. Las tuberías de tamaños de 2 3 / 8 y mayor, se deben sacar preferiblemente en paradas de aproximadamente 60 feet (18.3 metros). Paradas de tamaños 1.900 OD o menores o paradas con longitudes mayor de 60 feet (18.3 metros) deben de tener soportes intermedios.

5.4.7

Antes de salir de una Locacion, siempre asegúrese que la tubería a transportar esta debidamente amarrada y firmemente ajustada.

5.4.8

Asegúrese de que las roscas no estén dañadas, que estén limpias y recubiertas con compuesto de rosca antes de utilizarlas.

5.4.9

Distribuya el desgaste de la tubería moviendo un tubo del fondo al tope de la junta de tubería cada vez que saque la tubería.

5.4.10 Para evitar fugas, todas las uniones se deben verificar y torquear

ocasionalmente. 5.4.11

Cuando una tubería se quede pegada, la practica mas recomendada es utilizar un indicador de peso bien calibrado. No sea descuidado y no tensione la tubería asumiendo que esta libre.

5.4.12

después de someter la tubería a esfuerzos de tensión todas las juntas se deben re-torquear.

5.4.13

Todas las roscas se deben limpiar y lubricar o se deben proteger con un material que minimice corrosión. Se debe colocar protectores limpias a ambos extremos antes de sacarla de la torre.




Antes de que la tubería sea almacenada o re-usada, el cuerpo de los tubos debe ser inspeccionado y al igual que las roscas y cualquier junta encontrada defectuosa debe ser marcada para desecho o reparación de rosca.

5.4.15

Cuando la tubería sea recuperada por fallas, es imperativo que para evitar fallas futuras, esa tubería sea sometida a análisis metalúrgicos. Se deben realizar los esfuerzos necesarios para mantener esta tubería marcada como “tubería con Fallas” hasta que se realice el análisis correspondiente. Una vez que se tengan los resultados, independientemente del resultado, debe ser reportado a una de las oficinas API.

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