Producción Petrolera I. para Examen final

Producción Petrolera I

Primera Parte: Estado Subsuperficial

INTRODUCCIÓN

• Sistema de Unidades

- Longitud

- Masa

- Peso

- Efecto de Flotación

- Capacidad

- Densidad y Densidad Relativa

Capítulo 1: CAÑERIA, TUBERÍA Y LINE PIPE

CAÑERÍA (CASING)

• Definición

• Uniones de Cañerías

- Estandard

- Especiales: Cuplas con O-rings de sello

Perfiles de rosca especial (ACME)

Sello metal-metal

Upset interno / externo

Integrales

• Propiedades Físicas

- Factor de Seguridad al Colapso (1.125)

- Factor de Seguridad a la Resistencia de la Unión (1.80)

- Factor de Seguridad al Estiramiento del cuerpo de la Tubería (1.25)

- Factor de Seguridad al Reventamiento (1.0)

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING)

• Definición

• Uniones de Tubería

- Estandard

- Especiales: Cuplas con O-rings de sello

Perfiles de rosca especial (ACME)

Sello metal-metal

Upset interno / externo

Integrales


- Factor de Seguridad al Colapso (1.125)

- Factor de Seguridad a la Resistencia de la Unión (1.80)

- Factor de Seguridad al Estiramiento del cuerpo de la Tubería (1.25)

- Factor de Seguridad al Reventamiento (1.0)

• Utilizada en el transporte de petróleo, gas y agua asociada


Capítulo 2: ACCESORIOS TUBULARES

PUP JOINTS

• Características

- Tuberías de longitudes cortas (2, 4, 6, 8 y 10 Pies)

- Poseen similares propiedades físicas que la Tubería de producción en sus

respectivos Grados y Pesos

- Sus conexiones pueden ser estandard y premium

• Aplicaciones

- Utilizados para dimensionar los arreglos de fondo

- Permite espaciar equipos a instalar sobre arbolitos de

producción

• Todas las dimensiones de los Pup Joint deben estar de acuerdo a las especificaciones API 5CT, que deben ser iguales a las especificaciones de los fabricantes.

ADAPTADORES (CROSS OVERS)


- Accesorios de longitudes cortas (no mayores a 2 Pies)

- Poseen espesores de pared gruesa (compatible al requerido por la conexión

más robusta de la pieza)

- Sus conexiones pueden ser estandard y premium

- Puden ser Pin-Box, P-P, B-B

• Aplicaciones

- Utilizados para conectar tuberías de diferentes diametros, roscas, o peso por pie (conexiones Flush)

FLOW COUPLINGS


- Espesor de pared mayor al de la Tubería

- Usado con niples o alguna otra restricción que pueda originar flujo turbulento

- Longitudes estandard son 3, 4 y 6 Pies

• Aplicaciones

- Inhibir la erosión causada por el flujo

turbulento

- Instalado por encima y por debajo de

niples u otros accesorios de control de

flujo

• Beneficios

- Ayuda a extender la vida útil del

arreglo de completación

BLAST JOINTS


- Espesor de pared mayor al de la Tubería

- Disponible en longitudes mayores a 10 Pies

• Aplicaciones

- Usado para prevenir el daño a la Tubería

ocasionado por la acción de “jet” de la zona

baleada

- Instalado en la Tubería frente a las zonas de

baleos

• Beneficios

- Ayuda a extender la vida útil de la Tubería

Capítulo 3: DISPOSITIVOS DE CONTROL DE FLUJO

NIPLES ASIENTO (LANDING NIPLES)


- Poseen Perfiles internos para el asentamiento o anclaje de Tapones de Slickline

o dispositivos de seguridad

• Tipos

- Niples Selectivos (Perfil X, R)

- Niples Asiento No-Go (Perfil N, RN)

NIPLES SELECTIVOS NIPLES NO-GO

CAMISAS DE CIRCULACIÓN (SLIDING SLEEVES)


- Permiten comunicar el interior de la

Tubería con el Espacio Anular

- Operadas con Unidades de Alambre

(Slickline)

- Accionadas con Llave tipo B

(Shifting tool)

- Poseen perfil Selectivo

• Clasificación (por el mecanismo de apertura)

- Apertura con accionamiento hacia

arriba (XU / CMU)

- Apertura con accionamiento hacia

abajo (XO / CMD)

ESTRANGULADORES DE FONDO (CHOKES DE FONDO)

• Choke de Fondo

- Regulan el caudal de producción en

fondo .

- Instalados en un niples de fondo

- Se conectan a un mandril (Lock

mandrel) como elemento de anclaje

- Se instalan con Slickline

• Side Door Choke

- Llevan un Ck lateral para permitir la

inyección de gas del EA a la Tub.

- Instalados en un niples de fondo

- Se conectan a un mandril (Lock

mandrel) como elemento de anclaje

- Se instalan con Slickline

Capítulo 4: DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD

TAPONES Y VÁLVULAS OPERADAS CON SLICKLINE

• Tapones para anclar en Niples

- Clasificación:

a) Selectivos (X, PX, R, PR)

b) No-Go (N, XN, PN, PXN, RN)

- Partes de un Tapón:

a) Mandril (Lock mandrel)

b) Igualador de Presión (equalizing sub)

c) Tapón (cap)

• Válvulas de Seguridad Diferenciales (Storm Choke)

- Se instalan en niples

- Se anclan con lock mandrel

- Se accionan por diferencial de presión

- Se calibran y diseñan con parámetros del pozo

TAPONES Y VÁLVULAS DE ANCLAJE ELECTRICO

• Tapones Recuperables de anclaje electrico (Retrievable Bridge Plug)

VÁLVULA DE SEGURIDAD SUB-SUPERFICIAL (SSSV)

• Subsurface Safety Valve (Accionamiento Hidráulico)

TAPONES Y VÁLVULAS PARA ASENTAR EN EL TUBING HANGER

• Válvulas para asentar en colgador de tubería BPV / TWC

Capítulo 5: PACKERS DE PRODUCCIÓN

OBJETIVOS

• Aislar Fluidos del pozo y presiones

• Mantener la mezcla de gas con líquidos para mantener la energía para el flujo natural

• Separar zonas productoras para prevenir la contaminación de fluidos y presiones

• Permitir la aplicación del sistema Gas Lift o Bombeo Hidráulico.

• Limita el control del pozo a la Tubería

CONEXIÓN AL PACKER

• Tubing es enchufado o roscado al packer (tensión, compresión, neutro) (Packers recuperables)

• Tubing asentado en el packer con una unidad de sello (permite movimiento limitado) (Packer permanente, semipermanente)

• Tubing enchufado en el packer con unidad de sello largo (Packer permanente)

CLASIFICACIÓN

• Packers Recuperables

• Packers Permanentes / Semipermanentes

PACKERS RECUPERABLES

• Packers de Compresión

- Asentados con peso

- P encima PCK > P debajo PCK

• Packers de Tensión

- Asentados con tensión

- P encima PCK < P debajo PCK

• Packers de Aislación

- Cuando 2 PCK de asentamiento

mecánico serán usados simultánea.

• Packers de Asentamiento Mecánico

- Cuñas encima y debajo del sello

- Asentados por tensión, compresión o

rotación

- Usado en pozos dirigidos con dificultad de

transmisión de movimiento de Tub.

Packers de Asentamiento Hidráulico

- Cuñas encima y debajo del sello

- Asentados por presión hidráulica por la Tub.

- Recuperados generalmente por tensión

- Tubería en tensión, compresión (limitadas)

PACKERS PERMANENTES / SEMIPERMANENTES

• Son aquellos que tienen un area de sello pulido (polished sealbore)

• Son fijados a profundidades precisas con cable eléctrico (wireline set)

• También pueden ser fijados mecánica o hidráulicamente con la tubería.

• Estos Packers permiten 3 tipos de métodos de conexión: fija, de movimiento limitado y de movimiento libre.

• Son usados en pozos donde los rangos de temperatura varian ampliamente.

• Los semipermanentes pueden ser recuperados con un pescador especial (retrieving tool) bajado con tubería.

• Tapón Mecánico (Bridge plug)

• Retenedor de Cemento (Cement Retainer)

• Asentadora Hidráulica (Hydraulic Setting Tool)

Capítulo 6: ARREGLOS DE TERMINACIÓN

INTRODUCCIÓN

• Los objetivos de una buena completación son:

- Lograr altos volúmenes de producción

- Trabajar con costos relativamente económicos

- Conseguir una larga vida útil del arreglo y del pozo

APLICACIONES TECNOLÓGICAS

• Completaciones Bigbore / monobore

• Completaciones Horizontales

• Completaciones Multilateral

• Completaciones para Altas Presiones y Temperaturas

• Completaciones con Coiled Tubing

• Completaciones en Submarinas y en Aguas profundas

• Completaciones Convencionales Simples y Duales

• Completaciones con Sistemas de Control de Arena

• Completaciones con Sistemas de Levantamiento Artificial

ARREGLO SIMPLE CON PACKER PERMANENTE

ARREGLO DUAL CON PACKER RECUPERABLE

ARREGLO PARA COMPLETACIÓN BIGBORE / MONOBORE

ARREGLO PARA COMPLETACIÓN CON COILED TUBING

ARREGLO PARA COMPLETACIÓN CON TCP

ARREGLO PARA COMPLETACIÓN SUBMARINA Y AGUAS PROFUNDAS

Segunda Parte: Estado Superficial

Capítulo 7: CABEZALES DE POZO

INTRODUCCIÓN

• Se definen como los equipos conectados al tope superficial de las cañerías y tuberías usados en un pozo.

• Usadas para soportar las sartas de cañería y tubería dentro del pozo.

• Proveen sello entre las sartas.

• Permiten controlar la producción del pozo.

• Poseen dimensiones estandarizadas.

• Fabricados bajo la Especificación 6A de API.

INTRODUCCIÓN

SECCIÓN “A” – CABEZAL INFERIOR

• Conectado al tope superior de la Cañería superficial.

• Es soldado a la Cañería Supericial y soporta el resto de las secciones o cabezales a instalar.

SECCIÓN “B” – CABEZAL INTERMEDIO

• Conectado a la brida de la sección A.

• Usado para soportar o colgar la Cañería de producción.

SECCIÓN “C” – CABEZAL DE TUBERÍA

• Conectado a la brida de la Sección “B”.

• Usado para colgar la Tubería de producción (arreglo simple o doble).

• Permite alojar la BPV o TWC en el tubing hanger.

SECCIÓN “D” – ARBOLITO DE PRODUCCIÓN

• Usado para dirigir el flujo del pozo.

• Permite el control del pozo.

• Consta de dos válvulas maestras, una de maniobra y una lateral (casi en la generalidad de los casos).

PARTES ARBOLITO DE PRODUCCIÓN (SIMPLE)

• Válvula Maestra Inferior (lower master valve)

• Válvula Maestra Superior (upper master valve)

• Te (Tee)

• Válula de maniobra (swab valve)

• Válvula lateral (wing valve)

• Portachoke (choke)

CABEZAL DE PRODUCCIÓN CONVENCIONAL ARBOLITO DE PRODUCCIÓN DUAL

ArbolitoArbolito Simple Simple ConvencionalConvencional

7-1/16” 10M

3-1/16” 10M –Trim CC/FF

3-1/2” EUE Internal Lift Thread

11”5M

13-5/8” 3M

13-3/8” Csg

9-5/8” Csg

7” Cgs3-1/2” Tbg

3-1/2” K-Fox 12.7, Tbg Hanger with CCL – Time CC/FF Colgador 7-1/16” nom. x 2-3/8” RTS-8

Dual

7-1/16” 5M

2-1/16” 5M Manual

Choque Positivo

ARMADURA DE SURGENCIA DUAL 2ARMADURA DE SURGENCIA DUAL 2--1/161/16”” 5M5M

7-1/16” 5M

11” 5M

NX Bushing para 7¨Casing

Capítulo 8: DISPOSITIVOS SUPERFICIALES DE CONTROL DE FLUJO

INTRODUCCIÓN

• Son aquellos dispositivos que permiten el paso o bloqueo del flujo del pozo.

• Están instalados en la armadura de surgencia.

• Pueden ser de accionamiento mecánico, hidráulico o neumático.

TIPOS DE DISPOSITIVOS

• Válvulas de Esclusa

• Válvulas neumáticas

• Válvulas hidráulicas

• Portachoques Fijos

• Portachoques regulabes

VÁLVULAS ESCLUSAS (GATE VALVES)

• La compuerta y el asiento son fácilmente reemplazables.

• El diseño de la compuerta previene el ingreso de sedimentos al cuerpo de la válvula.

• El puerto de inyección de grasa permite la lubricación de la compuerta y del asiento.

VÁLVULAS ACTUADAS HIDRÁULICAMENTE

• Son válvulas de compuerta accionadas mediante un dispositivo (actuador) hidráulico.

• Las presiones hidráulicas de operación son generalmente de 1500 psig.

• Pueden contar con un sistema opcional de accionamiento manual y una tuerca de bloqueo.

VÁLVULAS ACTUADAS NEUMÁTICAMENTE

• Son válvulas de compuerta accionadas mediante un dispositivo (actuador) neumático.

• Las presiones hidráulicas de operación no son mayores a 375 psig.

PORTACHOKES FIJOS

• Un estrangulador (choke) es una restricción en una línea de flujo que causa una caída de presión o reduce la velocidad del flujo a través de un orificio.

• Los portachokes fijos son los que llevan chokes de medidas específicas.

• Para su instalación debe cortarse el flujo.

PORTACHOKES REGULABLES

• Permiten regular el tamaño del choke (orificio), manual o automáticamente, aproximando o alejando una aguja de carburo de tungsteno a su respectivo asiento.

• Para su regulación no se requiere cortar el flujo.

Capítulo 9: DISPOSITIVOS SUPERFICIALES DE SEGURIDAD

INTRODUCCIÓN

• Son dispositivos de seguridad que permiten el cierre automático de una válvula de paso.

• Los sistemas de seguridad superficiales consisten en válvulas de seguridad accionadas mediante actuadores, sensores, controladores y fuentes de poder.

• Están ubicados en el arbolito de producción y en la línea de flujo (downstream).

ACTUADORES NEUMÁTICOS DE PISTÓN

• De accionamiento neumático.

• Diseñados para válvulas de 2” a 4” de diámetro.

• Actuador intercambiable.

• Sistema de cierre rápido y fuerte.

ACTUADORES NEUMÁTICOS DE DIAFRAGMA

• De accionamiento neumático.


• Actuador intercambiable.

• Accionado con gas limpio.

ACTUADORES HIDRÁULICOS DE PISTÓN

• De accionamiento hidráulico.


• Sistema de resorte.

• Resistente a la corrosión.

ACTUADORES HIDRÁULICOS WIRE CUTTER

• De accionamiento hidráulico.


• Permite cortar con la esclusa especial cable hasta de 7/32”.

Tercera Parte: Etapa de Completación de Pozos

Capítulo 11: SISTEMAS DE BALEO

INTRODUCCIÓN

• Baleo: Permiten comunicar el reservorio con el pozo mediante el uso de un explosivo, el cual genera un orificio que atraviesa la Cañería, el cemento y la formación.

• Explosión: Producción de una onda de choque cuya velocidad de reacción excede la velocidad del sonido en el medio que la rodea.

• Tipos de explosiones: mecánica, química y nuclear.

EXPLOSIVOS

• Definición: Mezcla o compuesto químico que reacciona rápidamente generando una explosión.

• Componentes: Carbón, hidrógeno, oxígeno y nitrógeno.

• Factores de iniciación de la explosión: Calor, Presión, fricción, corriente eléctrica.

• Detonación: Reacción rápida de alta presión con velocidad de reacción mayor a la del sonido (fenómeno opuesto: combustión).

Propiedades:

- Por su velocidad de reacción:

1. Poco explosivos: no detonan, deben estar confinados, sensitivos al calor

2. Altamente explosivos: Detonan, vel. reacc. > 1500 m/s, duran microseg.

iniciados por calor o percusión.

- Por su preservación:

1. Estables: se mantienen en el tiempo

2. Sensitivos: de fácil iniciación

DETONADORES

• Eléctricos: Iniciados con corriente eléctrica

• Mecánicos: Iniciados por percusión

TIPOS DE CARGAS

• Cónicas: Diseñadas para alcanzar mayor penetración (DP - Deep Penetration)

• Parabólicas: Diseñadas para baja penetración pero mayor tamaño de agujero (BH – Big Hole)

CORDÓN DETONANTE

• Sirve para acoplar cargas explosivas.

SISTEMAS DE BALEO CONVENCIONAL

• Sistema de baleo con cañones convencionales accionados mediante corriente eléctrica (wireline)

• Utiliza cargas DP, BH o combinadas

• Pueden ser armadas con diferentes densidades y desfases entre las cargas.

• Requiere un sistema de control de presión en superficie (caño bridado).

SISTEMAS DE BALEO TCP (Tubing Conveyed Perforating)

• Sistema de baleo en el que los cañones son bajados simultáneamente con el arreglo de prueba o producción

• Utiliza cargas DP, BH o combinadas

• Pueden ser armadas con diferentes densidades y desfases entre las cargas.

• El baleo se realiza dando un diferencial de presión a favor de la formación.

• Se utilizan dispositivos de disparo hidráulicos o a percusión.

ITEM DESCRIPCION O.D. [in] I.D. [in] Long [m] Prof [m]

Tubing at Surface 2 7/8 HYD 2 7/8" 2.441" 0.00

Radioactive Marker 2 7/8" EUE 3 3/4" 2.56" 0.17

Tubing 2 7/8" 8RD 2 7/8" 2.441" 0.00

RD Circulating Valve (5500 Psi) 5.03" 2 1/4" 2.13

Drill Collars 4 3/4" 2" 0.00

Jar (Tijera) 0 0 0.00

Drill Collars 4 3/4" 2" 0.00

Circulation Sleeve 3 3/4" 2 3/8" 0.88

Safety Joint (Union de Seguridad) 0 0 0.00

Tubing 2 7/8" 8RD 2 7/8" 2.441" 0.00

Packer 0 0 0.00

Tubing 2 7/8" 8RD 2 7/8" 2.441" 0.00

Pup Joint 2 7/8" 8RD 2 7/8 2.441 0.00

Debris Sub 2 7/8" EUE (N Perforado) 3 11/16" 2.441 0.16

Mechanical Firing System 2.875 N/A 0.00

4 5/8 N/A 0.00

Blank Section

Top Shot 4 5/8 N/A 0.00

Perforating Gun 4 5/8" 12 SPF

Top Shot 4 5/8 N/A 0.00


Top Shot 4 5/8 N/A 0.00


Bull Plug 4 5/8" 4 5/8 N/A 0.25

Capítulo 12: ARREGLOS DE PRUEBA DE POZO

INTRODUCCIÓN

• Son arreglos temporales (pruebas de corta duración)

• Se bajan generalmente con la tubería de maniobra, de modo de preservar la integridad de la tubería de producción a utilizarse en el Arreglo final

• Se utiliza un Packer de Prueba o servicio (accionamiento mecánico)

• En superficie se trabaja con un arbolito de prueba (cabeza de prueba)

HERRAMIENTAS DE SERVICIO

• Los principales usos son:

- Acidificaciones y Fracturamientos

- Pruebas de Cañería

- Inyección química

- Cementaciones Forzadas (C.F.)

- Aislación de pozo para cambio de cabezales

- Operaciones de Terminación

- Abandonos temporales o permanentes

PACKER DE PRUEBA

• Son herramientas de alquiler comunmente

• Se bajan por tiempos relativamente cortos

• Son diseñados para trabajos rigurosos de acidificación, fracturamiento, cementación y pruebas de pozo

• Fabricados de aceros de alta resistencia para exposiciones largas a medios corrosivos

• Diseñados para fácil asentamiento, liberación, con sistemas de empaque muy durables

• Cuenta con sistemas de descarga integral o modular para igualar las presiones diferenciales antes de desanclar la hta.

• Normalmente utiliza hold-downs hidráulicos para aguantar diferenciales de abajo

• Son compatibles a otras herramientas de servicio con las que pueden ser corridos en forma simultánea

TAPÓN RECUPERABLE

• Son asentados con tubería transmitiendo ¼ de vuelta (a la inversa para el desasentado)

• Usados para tratamiento y prueba de zonas múltiples de manera selectivas, con bajas o altas presiones

• Diseñado con by-pass interno largo para prevenir efectos de pistoneo al correrlo o recuperarlo

• El by-pass cierra durante el asentado del Tapón y abre previo al desplazamiento de las cuñas superiores para la igualación de presiones al desasentarlo

• La igualación de presión por las cuñas superiores permite la limpieza de los restos sólidos decantados por encima

• Puede asentarse a profundidades someras o grandes para prueba de cabezales en pozos de alta o media presión

Capítulo 14: PRUEBAS DE PRODUCCIÓN

INTRODUCCIÓN

• Permiten realizar la cuantificación de la producción de un pozo.

• Controla el régimen de flujo y las presiones de separación de gas en función a la contrapresión ejercida por el separador.

• Permite realizar la toma de muestras de fluido a condiciones de superficie

• Permite separar el gas, petróleo y agua de producción y el respectivo almacenaje del los componentes líquidos.

EQUIPO DE PRUEBA (WELL TESTING)

• Manifold:

- Dirige el flujo

- Permite realizar cambios de choke

• Calentador:

- Calienta el flujo del fluido del pozo con el fin de evitar formación de hidratos

- Trabaja con calor indirecto

- Cap. Calorífica entre 1 y 2 MM BTU/Hr

• Separador:

- Separa las tres fases del flujo del pozo

- Presiones de Trabajo 500, 1440 psi

- Medición de líquidos con caudalímetro (flow meter)

- Medición de Gas con Gasómetro

• Tanque de Prueba:

- Permite la medición física del fluido producido

- Es cerrado y posee válvulas de alivio y arresta-llamas

- Posee calibración certificada

EQUIPO SUPERFICIAL DE PRUEBA - DOBLE ETAPA -

ESD 3”–10 M psi

DATA HEADER 3”-10 M psi

MANIFOLD 3”-10 M psi

a

b

bb

CALENTADOR

WATER TANK

SEPARADOR ALTA

SEPARADOR BAJA

CABEZA DE

PRUEBA

3”-10 M psi

c

b

c

GAUGE TANK

c

c

BOMBA DE TRANSFER

ENCIA

COMPRESOR

FOSAQUEMA

DOR

QUEMADOR DE

PETRÓLEO

COFLEX 3”-15 M psi, Conex. Fig. 1502Línea 3”- 5 M psi, Conex. Fig. 602Línea 2”- 3 M psi, Conex. Fig. 602

b

c

a

REFERENCIAS

LÍQUIDO

LÍQ

UI

DO

GAS BAJA PRESION

GAS ALTA PRESION

AGUA

AI

RE

PE

TR

ÓL

EO

Producción Petrolera I. para Examen final

Documents

Transcript of Producción Petrolera I. para Examen final