UNIVERSIDAD PRIVADA DOMINGO SAVIO SEDE LA PAZ Actividad Académica Académica N°1 “ Terminación Terminación y Mantenimiento de Pozos”
Arreglos Superficiales, Superficiales, Tuberías de Pozo Pozo Estudiante: Zeballos Panozo Alexander Marcel
Carrera: Ingeniería en Gestión Petrolera
Docente: Ing. Franz Gustavo Vargas Mamani 1 de Noviembre de 2017
Arreglos Subsuperficiales, Subsuperficiales, Tuberías de Pozo Introducción Antes de empezar a describir los tipos de arreglos subsuperficiales es menester aclarar algunas herramientas de producción. Los equipos de producción de pozos gasíferos y petrolíferos se instala i nstala una vez ve z que q ue ha concluido la terminación con los l os siguientes trabajos: - Baleos de formación - Toma de registros de producción - Pruebas de formación
Los equipos básicos se agrupan en dos grupos: a)
Equipos superficiales que abarca desde el fondo de pozo hasta la base inferior del árbol de navidad, donde esta asegurada a través de los colgadores de tubería.
b)
Equipos superficiales que comprende a todas las instalaciones que abarca desde boca de pozo, con el árbol de navidad pasando por las líneas de descargas y de flujo hasta los separadores gas – petróleo. petróleo.
Marco teórico Funciones de los equipos Las funciones principales son las siguientes: -
Comunicar a la arena productora con el fluido de pozo, controlando las presiones de fondo.
- Permitir la circulación de los fluidos de formación desde el fondo de pozo -
hasta la superficie. Soportar las presiones del flujo de los fluidos. Controlar a través de la tubería las velocidades de circulación. Controlar a través del árbol de navidad los caudales de producción. Controlar con los equipos superficiales los caudales y las presiones de circulación a través de las líneas de flujo y de descarga. Realizar una eficiente separación gas – petróleo – agua en las baterías de separadores.
Descripción de los Equipos Subsuperficiales Están constituidos por los siguientes componentes desde el fondo de pozo y base de los árboles de navidad entre los cuales se tienen: a) Tapón ciego o punta de tubería, cuya función es el de proteger a la sarta instalada en toda la longitud del pozo y evitar el ingreso directo de los fluidos al sistema de circulación, va conectado a los filtros a través de un nicle conector y su diámetro esta en correspondencia al diámetro de las tuberías, sus longitudes pueden variar entre 20 y 30 centímetros. b) Filtros, son accesorios tubulares rasurados para facilitar la circulación de los fluidos del fondo de pozo hacia el interior de la columna evitando el ingreso de sólidos de arena gruesa parafinas y otros. Puede instalarse 1,2 o 3 piezas de filtros de acuerdo a la pureza de los fluidos y la altura de la arena productora. Sus dimensiones varían entre 1.5, 2 hasta 3 metros de largo y puede instalarse en el pozo 1, 2 o 3 piezas de filtros. Sus dimensiones en cuanto se refiere a las ranuras varían entre 3 y 10 centímetros de longitud con un número de ranuras que varía entre 20 y 30 ranuras por pié dependiendo de los porcentajes de sólidos que están ingresando al fondo de pozo y sus diámetros están en correspondencia al diámetro de las tuberías. c) Niples, son dos los tipos de nicles que se instalan en el arreglo de fondo, el niple N y el niple sello. El niple sello es denominado también válvula de asiento para controlar las velocidades del flujo de fluidos de abajo hacia arriba, no dejan pasar fluidos de arriba hacia abajo, por tanto sirven también como válvulas de seguridad cuando se presenta interrupciones en el proceso productivo por algún problema en la sarta de. Sus diámetros son iguales a las de las tuberías y sus longitudes varían entre 30 a 20 centímetros. d) Camisa deslizable, Es una válvula de circulación que lleva en su cuerpo una ventana lateral que funciona a través de un mecanismo de abertura
horizontal que sirve de elemento de comunicación entre el espacio anular y la sarta de producción para dejar pasar fluidos, cuando se tapan los filtros se tapan las válvulas obstruyendo flujo, por tanto es una herramienta de auxilio para desfogar presión y caudal temporalmente. Sus dimensiones varían entre 1 y 1.5 metros de longitud en diámetros coincidentes en la tubería de producción. Se denomina arreglo de fondo a todos los componentes de la sarta que están ubicadas debajo del packer que a la vez delimita el fondo de pozo. La altura y la delimitación del arreglo de fondo esta en función a la altura útil de la arena productora. Entre otros componentes secundarios del arreglo de fondo se tienen los siguientes: -
Los niples Los bastardos Las juntas de seguridad Empaquetaduras
e) Tubería de producción, es el componente principal de la sarta de producción y se define como un conducto tubular que conecta el arreglo de fondo a partir del packer con el árbol de navidad hasta la superficie y esta colgada en los colgadores del árbol de navidad, que son instalados para diámetros coincidentes con la tubería y su función es el de controlar el flujo de fluidos en el interior del pozo. La programación de las tuberías se efectúa en base al tipo de terminación diseñada para programas específicos considerando los siguientes datos: - Profundidades de las arenas productoras. - Geometría del pozo (o sea, si es pozo vertical, derecho, inclinado, -
direccional u horizontal). Las presiones de pozo o sea presión de formación de fondo de pozo, presión P w (fluyente) y P bp (surgencia). Diámetro de la cañería de revestimiento. Características del fluido de pozo. Tipo de terminación de pozo (Terminación simple, doble o múltiple). Volumen de producción de gas, petróleo y agua. Método de producción que se aplicará en el pozo sea flujo natural o flujo artificial.
Las especificaciones de las tuberías están señaladas comúnmente por las normas API que proporcionan datos sobre grados, diámetros,
capacidades, presiones de trabajo y son constituidos de acero al carbono de alta resistencia para: - Presiones de trabajo variables entre 2000 a 25000 psi. - Diámetros variables entre 2, 2 ½, 2 3/8, 2 7/8, 3 , 3 1/2 ,4 , 4 ½‘‘. - Longitudes variables entre 8, 8.5, 9, 11 metros. - Los grados de tuberías son los siguientes H40, J55, N80 y P110.
Los grados de las tuberías especifican las presiones de trabajo por tanto, de acuerdo al grado podemos obtener tuberías de mayor o menor presión de trabajo.
Diseño de Programas de Tubería La programación y preparación de la tubería necesaria para instalar y cubrir la profundidad del pozo señalando el diámetro y grados de las piezas o trozos de tubería se efectúa de la siguiente manera: a) b) c) d)
Selección de la cantidad de tubería necesaria en función a la profundidad. Inspección tubular de cada trozo de tubería. Limpieza y lubricación de roscas de tubería. Medida e identificación de cada trozo de tubería y registro en la planilla de control de tubería. e) Armado de la tubería en tiros de tubería y su apilamiento en la plataforma de perforación, cada tiro de tubería esta constituida por tres trozos. f) Bajada de la tubería al pozo junto al arreglo de fondo.
Packer de Producción Es una herramienta de fondo denominado obturador de pozo que se instala como parte del tubing para aislar el espacio anular entre la tubería y el casing con el objeto de evitar el flujo de fluidos del fondo de pozo a la base del árbol de navidad por la entre columna. El packer es también el elemento que delimita la altura de fondo de pozo que abarca desde el nivel inferior de la arena productora hasta la altura de anclaje del packer.
Objetivos de su instalación a) Delimitar el fondo de pozo. b) Aislar niveles productores seleccionados para su explotación. c) Servir como elemento de sostén y de protección de la tubería y la cañería. d) Aislar niveles donde se han presentado reventamientos en la cañería de revestimiento durante el proceso productivo.
e) Facilitar trabajos de intervención de pozos tales como las reparaciones, los reacondicionamientos y las estimulaciones.
Criterios de selección de packers Los siguientes criterios técnicos se aplican para seleccionar los packers que se adecuen al trabajo de los pozos. a) Diámetro de las cañerías y diámetro de las tuberías. Presiones de formación (P Fo ). Presión de fondo de pozo (P Fp ). Presiones fluyentes (P w ). Presión hidrostática en el espacio anular.
-
b) Temperatura Temperaturas de fondo de pozo. Temperaturas del espacio anular y altura total de fondo de pozo.
-
c) Tipo de terminación programado para el pozo, o sea, si es terminación simple (TS), doble (TD) o múltiple (TM). d) Método de producción programado, o sea, se es flujo natural o flujo artificial. e) Tipo de intervención programada para el pozo, o sea: Cementaciones forzadas con packer de alta presión para cementación forzada - Acidificación de formaciones con packer para la acidificación - Fracturamiento hidráulico con packer para fracturamiento. -
Estos tipos de packers se denominan packers para operaciones especiales.
Componentes Principales del Packer Son los siguientes: a) Elemento sellante, son los cilindros de caucho altamente resistentes que forman parte del mecanismo de accionamiento del sistema de anclaje y están prendidos a las u8ñas del, packer. b) Uñas, son unos elementos mecánicos que son accionados sobre la cañería al cual se adhiere para originar junto con el elemento sellante, otro elemento
de aislamiento en el espacio anular y en conjunto puede aguantar presiones de trabajo desde 1000 hasta 25000 psi. c) Válvula de circulación, es el mecanismo o conducto por donde circula el fluido de pozo en el interior del packer. d) Dispositivo de anclaje, está constituido por los pistones de accionamiento que empujan a las uñas y al elemento sellante hacia la pared de la cañería para su anclaje. Este dispositivo puede ser de funcionamiento mecánico o hidráulico y cuando el packer está anclado se diámetro se hace igual al diámetro interno de la cañería y cuando esta desanclado su diámetro se hace igual al diámetro de la tubería. Las especificaciones de un packer cuando está anclado en el pozo se efectúa por ejemplo de la siguiente manera. PK – OTIS – RH: 2 3/8’’ x 7’’, 3 – 5000 psi, para terminación simple (TS). Es decir que el packer debe ser anclado en un pozo con cañería de 7’’, tubería de 2 3/8’’, en una terminación simple.
Otro caso: PK – D – BAKER: 2 3/8’’ x 2’’ x 7’’, 5 – 1000 psi, para terminación doble. Otro caso: PK – RH – OTIS: 2 7/8’’ x 2 3/8’’ x 2’’ x 9 5/8’’, 10 – 15000 psi, para terminación triple. e) Junta de Seguridad, es un accesorio que conecta la parte superior del packer con el primer trozo de tubería. El objetivo de su uso es el de facilitar la recuperación de toda la columna de producción ubicada en una del packer hasta la superficie en casos en que se presente problemas de descontrol de pozo por derrumbes con aprisionamiento de fondo.
Clasificación De Packers Se clasifican en dos tipos: a) Packers recuperables, los packers recuperables son aquellos que se anclan y desanclan en cualquier etapa de trabajo de acuerdo al tipo de operación. Por tanto su uso es temporal y pueden ser utilizados en operaciones normales de producción, en trabajos de recuperación de pozos, en reacondicionamientos, estimulaciones y otros. Los packers recuperables se clasifican en:
- Packer de anclaje mecánico, son aquellos que se anclan y desanclan
mediante manipulación mecánica de la tubería, o sea aplicando peso de la herramienta combinado con rotación, tensión y compresión.
- Packer de anclaje hidráulico, que son aquellos que se anclan aplicando
presión hidráulica desde superficie con el fluido de terminación y se desanclan tensionando la tubería.
b) Packers permanentes, son aquellos que permanecen fijos en forma permanente en el pozo, ésta una vez anclada no puede recuperarse ni por efecto mecánico no por el hidráulico. Se anclan generalmente mediante una combinación de rotación y tensión existente también modelo con sistema de anclaje eléctrico. Las características principales de los packers permanentes consiste para ser extraído del pozo son triturados una vez que cumple su función y su astilla son extraídos del pozo mediante el uso de imanes magnéticos. Los packers permanentes se utilizan generalmente para aislar formaciones de alta presión, pozos profundos, abandonos de pozo, y en operaciones de cementación a alta presión.
Cálculo de Cargas que Actúan sobre el Packer Cuando el packer esta anclado, actúan sobre él, las siguientes presiones de trabajo: P 1
Presión de fondo de pozo de abajo hacia arriba. ()
P 2 Presión hidrostática del fluido de terminación en el espacio anular que ejerce de arriba hacia abajo. () W (Tb) Peso de la tubería que actúa sobre el packer de arriba hacia abajo. ()
Luego las cargas totales a la que esta sometida el packer anclado se calcula con la siguiente ecuación: W To ( PK )
Dónde:
P 1 Aic
AiTb
W Tb
P 2 Aic
AeTb
P 1: Presión de formación desde fondo de pozo a la base del packer en psi. P 2 : Presión hidrostática del fluido en el espacio anular en psi. W Tb: Peso de la tubería que actúa sobre ekl packer. Aic: Área interna de la cañería en plg 2 . AiTb: Área interna del tubing en plg 2 . AeTb: Área externa del tubing en plg 2 .
Terminaciones Simples
Se aplica en pozos con un solo nivel productor donde se instala una sola columna de tubería de producción, con un packer para terminación simple y un árbol de navidad para terminación simple que puede ser de baja, mediana y alta presión. Las terminaciones simples pueden ser instalados en pozos petrolíferos por flujo natural o flujo artificial y en todos los casos de pozos gasíferos. Terminaciones Dobles Algunos arreglos dobles se los clasifica en el grupo de las terminaciones múltiples aunque sus características varían en el número de líneas y el árbol de navidad. Se caracterizan por la instalación de dos columnas de tubería para producir simultáneamente dos niveles productores que pueden ser ambos petrolíferos, ambos gasíferos o en yacimientos combinados, un nivel petrolífero y un nivel gasífero. En las terminaciones dobles pueden presentarse las siguientes variantes de arreglos:
HT Árboles De Navidad Horizontales Generalmente existe una designación específica para cada aplicación. Los árboles HT Horizontales son convenientes en cada tipo de condición de reservorio, para campos de gas con Alta Presión Alta Temperatura (HPHT) con aplicaciones de bombas de presión baja para mecanismo de flujo natural. Una producción con árbol de navidad horizontal permite acceso completo al pozo sin sacar el árbol de navidad. El pozo es producido desde el sitio del colgador
tubing/cabeza del colgador y flujo horizontalmente por la válvula maestra. Los árboles HT Horizontales son ideales en pozos donde frecuentemente recuperaciones de completaciones tubing / parte profunda del pozo son anticipadas. También, pueden entregar beneficios económicos para pozos de flujo natural cuando un trabajo de intervención no es requerido, ideales para aplicaciones de onshore y offshore.
Cabezal de Pozo y Árbol de Navidad Geotérmico Cameron proporciona el control total del fluido debido a una planta de poder para los tipos de reserervorio geotérmico los cuales han sido encontrados en rocas duras o sobre presurizadas y a altas temperaturas. Cameron ha diseñado un especial diseño de arreglo de Cabezales de Pozo y válvulas para cada tipo de aplicación geotérmica.
Árbol de Navidad para terminación doble
Componentes Básicos de un árbol de navidad Siempre el conjunto del árbol de navidad debe ser probado con presión de trabajo y verificar el diámetro interno antes de ser instalado. Un choque o restricción se conecta después de la válvula lateral para controlar y regular el flujo, de acuerdo a las necesidades, el cual puede ser fijo o ajustable. Casi siempre todo yacimiento al comienzo de su vida productiva presenta producción por flujo natural.
Cabezas de Revestimiento Cabeza del revestimiento, superficial es una unidad conectada al tope del revestimiento de superficie, para soportar la siguiente sarta de revestimiento, que puede ser el revestimiento de producci6n o el intermedio, y da también sello al espacio anular entre los dos revestimientos. Está compuesta de una concavidad para colocar el “casing hanqer”
del siguiente revestimiento, un su parte superior termina son colocados los preventores mientras se continúa con la perforación, posteriormente pera colocar la cabeza del revestimiento intermedio o una cabeza de “tubing”.
Todos los componentes de una cabeza de pozo deben, tener un diámetro interno mínimo de aproximadamente 1/32 de pulgada mayor que el diámetro “drift” (diámetro para correr una herramienta)
del tubo sobre el cual dicha cabeza es usada.
Manómetro Estos indicadores de presión permiten controlar las presiones del pozo, las presiones anulares o la presión del tubing y casing se miden con manómetros.
Brida de Medición (tapa) La brida de medición sella la parte superior del árbol y está adaptada para la instalación de un manómetro, retirando esta brida se tiene acceso al tubing.
Válvulas Los tamaños de estos implementos varían desde 2 a 4 pulgadas, aunque dos pulgadas es normalmente adecuado. Entre las válvulas más utilizadas tenemos:
a) Válvula de Pistoneo (corona) Se utiliza para cerrar la presión y permitir el acceso al pozo de las unidades a armar para trabajos con cables de perfilaje, tuberías continuas (coil tubing) y reparación.
b) Válvula Lateral
Se utiliza para cerrar el pozo en la mayor parte de las operaciones de rutina, son las más fáciles de reemplazar en caso de deterioro o lavadura de la misma.
c) Te de Flujo (cruz) Se usa para permitir que las herramientas puedan correrse en el pozo; mientras continua la producción por la línea de flujo.
d) Estrangulador Permite controlar la cantidad de flujo que el pozo produce.
e) Válvulas Maestras Son las válvulas principales de cierre, se encuentran abiertas durante la mayor parte del ciclo de vida del pozo y se utilizan lo menos posible, en especial la válvula maestra inferior.
f) Válvula de Contrapresión (b-p-v) Es una válvula choque instalada para sellar el tubing mientras se quitan los preventores y luego se coloca el árbol de navidad o las válvulas de control. Después de puesto el árbol navidad, e1 tubing“, puede ser circulado a través del b -p-v y el empaque del fondo asentado. Una vez desplazado el tubing y asentado el em paque con un lubricador instalado sobre el árbol se retira el BOP y el pozo se pone en producción.
Colgador de Tubing La canasta colgadora sostiene la columna de tubing, cierra el espacio anular del casing y permite la circulación hacia el árbol de producción.
Válvula de Casing Permite el acceso al espacio anular entre el tubing y el casing.
Colgador de Casing La canasta colgadora (conjunto de cuña y empaque) sostiene y empaqueta la tubería de revestimiento dentro del carretel colgador.
Casing Es una columna de cañería que evita el cierre del pozo por derrumbe e impide la comunicación de una zona a otra.
Tubing Se trata de una columna de cañería que sostiene y permite el flujo del fluido que produce la formación.
Factores y reglas para la selección y diseño de cañerías Tubería de revestimiento
Son tuberías especiales que se introducen en el hoyo perforado y que luego son cementadas para lograr la protección del hoyo y permitir posteriormente el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta superficie. También son conocidas como: Revestidores, Tubulares, Casing.
Selección La selección apropiada de las tuberías de revestimiento es uno de los aspectos más importantes en la programación, planificación y operaciones de perforación de pozos. La capacidad de la sarta de revestimiento seleccionada para soportar las presiones y cargas para una serie dada de condiciones de operación, es un factor importante en la seguridad y economía del proceso de perforación y en la futura vida productiva del pozo. El objetivo es diseñar un programa de revestidores que sea confiable, sencillo y económico.
Funciones La razón primaria de colocar una tubería de revestimiento en un pozo, es proporcionar protección al hoyo en una forma segura, confiable y económica. Entre las funciones más importantes de las tuberías de revestimiento están:
Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación Evitar contaminaciones de aguas superficiales Suministrar un control de las presiones de formación Prevenir la contaminación de las zonas productoras con fluidos extraños Al cementar un pozo, se puede aislar la comunicación de las formaciones de interés Confinar la producción del pozo a determinados intervalos Facilitar la instalación del equipo de superficie y de producción
Características Las tuberías de revestimiento se fabrican de acero de la más alta calidad y bajo estrictos controles de seguridad en los procesos de fabricación. Son del tipo sin costura, obtenidas por fusión en horno y soldadas eléctricamente. El API ha desarrollado especificaciones para la tubería de revestimiento, aceptadas internacionalmente por la industria petrolera. Entre las especificaciones incluidas para los revestidores y las conexiones están características físicas, propiedades de resistencias a los diferentes esfuerzos y procedimientos de pruebas de control de calidad. En los diseños se deben tomar en cuenta tales especificaciones para minimizar las posibilidades de fallas.
Factores técnicos y económicos La capacidad de la sarta seleccionada para resistir esfuerzos y cargas bajo determinadas condiciones es un factor muy importante para la seguridad y economía en la perforación y posterior producción del pozo. La sarta de revestimiento representa un alto porcentaje de la inversión total de un pozo, por lo tanto no se justifica pagar más por resistencia o calidad de lo que es realmente necesario. Los factores técnicos corresponden al diámetro, peso, longitud, tipo de unión o rosca, material utilizado, condiciones de carga, naturaleza de la formación, método de fabricación, etc. La tubería debe tener una superficie lo más lisa posible, tanto en el interior, para evitar que las herramientas o equipos “corridos” en el pozo se atoren, como en el
exterior, para reducir la fricción entre la tubería y las paredes del hoyo; debe ser hermética, para eliminar entrada de fluido al pozo; y resistir la corrosión.
Tipos de revestidores
El número de sartas de revestimiento que se colocan en un pozo es función de la naturaleza de las formaciones por atravesar y de la profundidad final de hoyo. Las diferentes sartas de revestimiento que se pueden colocar en un pozo son:
1. Conductor marino / tubería hincada o pilote de fundación Es la primera sarta de revestimiento que se utiliza en la perforación con el objetivo de proteger el suelo superficial no consolidado y blando, asegurando la estabilidad de la superficie donde es colocado el equipo de perforación y guiar la sarta de perforación y las subsecuentes tuberías de revestimiento dentro del hoyo. La profundidad de asentamiento varía entre 90’ y 150’, con un tamaño entre 26” y 45”.
2. Revestidor conductor Es un tubo guía de diámetro grande (16” a 30”) que se coloca a profundidades
someras, cementada hasta superficie o lecho marino, y es la primera tubería de revestimiento sobre la cual se montan las VIR’s. Se utiliza para reforzar la sección superior del hoyo y evitar que la circulación de fluidos de perforación lo lave demasiado. La profundidad de asentamiento varía entre 150’ y 250’.
Sus principales funciones son:
Evitar que las formaciones someras no consolidadas se derrumben dentro del hoyo Proporcionar una línea de flujo elevada para que el fluido de perforación circule hasta los equipos de control de sólidos y a los tanques de superficie Proteger formaciones de agua dulce superficiales de la contaminación por el fluido de perforación Permite la instalación de un sistema desviador de flujo y de un impide reventón anular
3. Revestidor de superficie Tiene como objetivo fundamental proteger las formaciones superficiales de las condiciones de perforación más profundas. La profundidad de asentamiento varía entre 300’ y 3500’ dependiendo del área operacional y generalmente se
cementa hasta superficie. Entre sus funciones más importantes están:
Evitar la contaminación de yacimientos de agua dulce Proporcionar un gradiente de fractura suficiente para permitir la perforación del próximo hoyo Servir de soporte para la instalación del equipo de seguridad (VIR’s)
Soportar el peso del resto de las tuberías que serán colocadas en el pozo. Por esta razón se cementan hasta superficie.
4. Revestidor intermedio Este tipo de revestidor proporciona integridad de presión durante las operaciones de perforación subsecuentes. También se le llama Protectora porque protege las formaciones de altos pesos de lodo, con profundidades de asentamiento entre 11000’ y 12000’. Sus funciones más importantes son:
Facilita el control del pozo si se encuentran zonas de presiones anormales Aísla formaciones problemáticas, lutitas deleznables, flujos de agua salada o formaciones que contaminan el fluido de perforación Permite bajar la densidad del lodo para perforar zonas de presiones normales que se encuentran debajo de zonas presurizadas.
5. Revestidor de producción Es la sarta de revestimiento a través de la cual se completa, produce y controla el pozo durante toda su vida productiva y en la cual se pueden llevar a cabo muchas reparaciones y completaciones. Este revestidor se coloca hasta cubrir la
zona productiva y proporciona un refuerzo para la tubería de producción (“tubing”) durante las operaciones de producción del pozo. Por lo general, no se
extiende hasta la superficie y es colgada en la sarta de revestimiento anterior a ella. La profundidad de asentamiento es la profundidad total del pozo. Las principales funciones son:
Aislar las formaciones o yacimientos para producir selectivamente Evitar la migración de fluido entre zonas Servir de aislamiento al equipo de control (cabezal) que se instalará para manejar la producción del pozo
6. Camisa o “liner” intermedia o protectora
Las camisas protectoras o intermedias son sartas que no se extienden hasta la superficie y se cuelgan de la anterior sarta de revestimiento. El propósito de esta sarta es prevenir problemas de pérdida de circulación cuando se requieren altos pesos de lodo. Proporciona la misma protección que el revestidor intermedio. 7. Camisa o “liner” de producción
Este tipo de tubería se coloca en la sección interior del revestidor de producción. Su uso principal se realiza en pozos exploratorios debido a que se pueden probar las zonas de interés sin el gasto de una sarta completa. Luego si existe una producción comercial de hidrocarburo, se puede conectar la sarta hasta superficie. En la mayoría de los casos se corre con una herramienta especial en el tope del mismo que permite conectar la tubería y extenderla hasta la superficie si se requiere. Normalmente, va colgado a unos 500’ por encima del último revestidor cementado hasta la profundidad final del pozo.
8. Tie back Los liners de producción generalmente se conectan hasta superficie (en el cabezal del pozo) usando una sarta de revestimiento “tie back” cuando el pozo es
completado. Esta sarta se conecta al tope del liner con un conector especial.
El tie back aisla revestidor usado que no puede resistir las posibles cargas de presión si continua la perforación, proporcionando integridad de presión desde el tope del liner al cabezal del pozo. También permite aislar un revestimiento gastado que no puede resistir incrementos de presión o aislar revestimientos intermedios en casos de incrementos de producción.
9. Tubería de producción Es una tubería especial utilizada para producir el pozo y que puede reemplazarse o repararse durante la vida del pozo.
Identificaciones de las Tuberías de Producción.Las tuberías de producción pueden identificarse según su:
a) Grados De Las Tuberias De Producción Los grados de las tuberías son similares en su denominación a los de cañería, donde el grado de acero define el esfuerzo de cadencia (yield strength) de las tuberías. Usualmente consiste en una letra y de dos y tres letras. El código numérico indica el mínimo (yield strength). En la mayoría de los casos, la letra en el orden alfabético indica mayor (yield strength). El mínimo (yield strength) es usado para calcular la resistencia al reventamiento (estallido) y el colapso de las tuberías de producción.
Orden
Grado
1
H – 40
Especificacion
Marcado con 40 2
J – 55 (TUBING) Código color verde
3
J – 55 (CASING) Código color verde blanco
4
K – 55 Código color verde
–
5
M – 65 Código color verde- azul
6
N – 80 Código color rojo
7
L – 80 Código color rojo- - verde
8
C – 90 Código color rosado
9
T – 95 Código color blanco
10
C – 95 Código color rojo
11
P – 110 Código color blanco
12
Q - 125 Código color naranja
Factores que Intervienen en el Diseño de las Cañerías de Producción La sarta de producción es usualmente diseñada para soportar las siguientes condiciones o factores de diseño: a) b) c)
Presión de reventamiento (estallido) Presión de colapso Tensión
a) Diseño Al Reventamiento La cañería de producción estará sometida una presión interna igual ala presión del fondo (BHP), en caso de que exista una fisura en la tubería de producción. En el peor de los caso ocurre cuando existe una fisura en el fondo de la tubería, a la altura del packer, permitiendo que el gas ingrese al espacio anular que contienen fluidos de empaque (fluidos de terminación), y migre hacia la superficie. Por lo tanto la máxima presión al reventamiento ocurrirá con una (BHP) en superficie, actuando sobre la presión hidrostática del fluido de empaque. El fluido de contrapresión es ejercida por una presión equivalente ala densidad del fluido de formación (9 LPG). Generalmente se usan bajas densidades para fluidos de empaque, si consideramos que la densidad del fluido de empaque es igual a (9 LPG), la presión hidrostatica del mismo anulara la contrapresion. Por lo tanto la carga resultante al reventamiento, es una linea vertical igual ala presión de fondo del pozo (BHP). La linea de diseño, es iguala la resultante multiplicada por un factor de 1.0. En caso de que se estime hacer futuros trabajos de intervención en el pozo, es aconsejable utilizar un factor de diseño de (1.05) a (1.1.).
b) Diseño al Colapso La línea de carga al colapso, es calculada en base al lodo y lechada del cemento que queda en el espacio anular, después de bajar y cementar la cañería. El fluido de contra presiones considera nulo, cuando se produce el pozo mediante elevación artificial (gas lift). Si no se emplea este método de producción (gas lift), la contra presión será ejercida por la columna de fluidos de empaque La línea de diseño al colapso, es igual a la resultante, multiplicado por un factor de diseño de (1.0).
c) Diseño a la Tensión El diseño a la tensión, es idéntico al procedimiento descrito en las anteriores cañerías, usando un factor de diseño de (1.6) y (100000 de sobretensión).
Conclusión El diseño de cañería de producción es de mucha importancia ya que al diseñar dichas cañerías se deben tomar en cuentas los factores de diseño para que posteriormente no se produzcan fallos en el interior del pozo y así tenga una producción útil de petróleo y gas, puesto que estas son el principal tramo para el transporte de hidrocarburos desde el yacimiento. Se debe tomar en cuenta que no se puede instalar tuberías sin antes un estudio riguroso del campo y del tamaño del hueco del pozo puesto que la mínima falla en diámetros de dichas tuberías pudiera causar descontrol dentro del pozo y afectar la recuperación optima de hidrocarburos.
Recomendaciones
Se deberá tener conocimiento de los mecanismos de producción a realizar. Se debe tener en cuenta que tipo de accesorio Sub-Superficial que se tiene que utilizar de acuerdo a la tarea que vamos hacer en el pozo y realizar estudios sobre la herramienta que más nos conviene utilizar. Ver los requerimientos para el control de arena. Tener en cuenta futuras reparaciones. Tomar consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, etc. Ver las inversiones requeridas. Ampliar el conocimiento de los equipos para un mejor criterio de aplicación. Contar con criterio de diseño del arreglo de fondo en función al pozo. Respetar las normas API.
Bibliografía
https://es.scribd.com/doc/176889392/Tipos-de-Arreglos-Subsuperficiales https://www.lacomunidadpetrolera.com/2009/01/tuberias-derevestimiento.html http://oilproduction.net/files/manual_terminacion_de_pozos.pdf https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish11/su m11/01_bit_design.pdf https://es.slideshare.net/enzosedv/terminacin-y-reacondicionamiento-de pozos
