3.1 CÁLCULO DE CARGAS CARGAS QUE ACTÚAN ACTÚAN SOBRE EL PACKER PACKER
Una vez concluida la instalación de los equipos subsuperficiales el pozo está inicialmente cerrado durante un tiempo para verificar el estado de ensamblaje de los componentes ya con PK anclado. En esta situación las cargas que debe soportar el PK son las siguientes: . !argas !argas generadas generadas por la presión presión de de fondo." act#an act#an presion presionando ando al PK de abajo abajo $acia arriba arriba por tanto son cargas positivas. %. !argas !argas generadas generadas por el fluido fluido de terminaci terminación ón contenido contenido el espacio espacio anular anular." ." presiona presiona al PK de arriba $acia abajo por efecto de la presión $idrostática por tanto es carga negativa. &. !argas !argas genera generadas das por el peso peso total del tubing tubing instala instalado do encima encima del PK $asta $asta la superf superfici icie." e." ejerce presión de arriba $acia abajo con una carga negativa. En el instante en que el pozo es abierto para inicial la producción las tres cargas originan una carga total que debe ser soportada por el PK sin desanclarse. El valor de esa carga se calcula con la ecuación: W To ( PK '
=
P ( Aic
− AiTb ) − W ( Tb ) − P % ( Aic −
AeTb )
Cuando el packer esta anclado, actúan actúan sobre él, las siguientes presiones presiones de trabajo: P1 ⇒ Presión de fondo de pozo de abajo hacia arriba. ↑ ( + ' P2 ⇒ Presión hidrosttica del fluido de ter!inación en el espacio anular "ue ejerce de arriba hacia abajo. ↓ (− ' #$%b&
⇒ Peso de la tuber'a "ue actúa sobre
↓ ( −'
el packer de arriba hacia abajo.
(uego las cargas totales a la "ue esta so!etida el packer anclado se calcula con la siguiente ecuación:
W To ( PK '
=
P ( Aic
− AiTb ) − W ( Tb ) − P % ( Aic −
AeTb )
)onde: P : Presión de formación desde fondo de pozo a la base del pac*er en psi. P% : Presión $idrostática del fluido en el espacio anular en psi. +,b : Peso de la tuber-a que act#a sobre e*l pac*er. ic : rea interna de la ca/er-a en plg%. i,b : rea interna del tubing en plg %. e,b : rea e0terna del tubing en plg %.
Por ejemplo: En un pozo de 1%22 pies de profundidad el pac*er esta anclado a 1222 pies de profundidad3 calcular las cargas que act#an sobre el pac*er para los siguientes datos de pozo. OD cañ OD Tb
=
=
5 44 %
% & 44 6
=
=
5.54 4
%.&74 4
ID cañ ID Tb
=
=
8.674 4
%.7 4 4
9radiente de fluido de terminación en E 2.12 psi;pie P ó presión
) ) )
Peso total de la tuber-a &.%5 lb;pie = 1222 pie >522 lb. P% P? 9fluido = $ 2.12 psi;pie = 1222 pie &122 psi !álculo de áreas Aic
d % &.8 ⋅ 8.67 % % = = 6 .7 p lg 8 8 % &.8 ⋅ %.7 % = = &.1> p lg 8 &.8 ⋅ %.&7 % % = = 8.8& p lg 8
=
AiTb AeTb
π ⋅
@eemplazando datos en ecuación:
[ %622(6.7 − &.1> ) − >522 − &122( 6 .7 − 8.8&) ]
W To ( PK '
=
W To ( PK '
= −%6688lb
Ao que significa que act#a una presión de arriba debajo de "%6688 psi o sea &68 psi B mas que la que act#a de abajo $acia arriba3 o sea: 8%2%6"%6688 &68 psi Por esta razón el pac*er no se desanclará durante el trabajo de producción porque se tiene un factor de seguridad de &C con la carga de arriba $acia abajo3 o sea: &68
⋅ 22C =
&C
8%2%6
= Por normas3 seguridad del 52C. Para aumentar el factor de seguridad se tiene que aumentar el grado de la tuber-a. 3.2 FACTORES QUE AFECTAN A LA ESTABILIDAD DEL PACKER
Don dos las causas que tienden a desanclar el pac*er una vez instalado en el pozo. a'
del pozo en función a su gradiente geotrmica y $omogeneizarse en un tiempo t originando la dilatación de la tuber-a en una magnitud: ∆ L = L ⋅ ∆T ⋅ c
)onde: ∆ L
: )ilatación de la tuber-a por efecto de la temperatura de pozo.
L : Aongitud total de la tuber-a3 plg. ∆T : )iferencia de temperaturas (, " ,%'3 F<.
, ,emperatura final del pozo. ,% ,emperatura inicial c !oeficiente de dilatación del acero3 ,b3 >02 "1 plg;F<. !uando el pozo sea petrol-fero o gas-fero esm puesta en producción se origina un efecto de tensión y compresión sobre la tuber-a la que es descargada sobre el pac*er provocando variaciones en su longitud por su dilatación y contracción cuyo valor puede ser calculado con la siguiente ecuación: Segundo.-
∆ L =
L ⋅ F A ⋅ E
)onde: ∆ L
: )ilatación de la tuber-a por efecto de compresión o tensión en plg.
L : Aongitud total de la tuber-a3 plg. F :
!uando el pozo es cerrado por alg#n problema que se presente durante la producción cesa3 el flujo baja la temperatura en el sistema de circulación originando contracciones y asentamientos de la tuber-a que se descargan sobre el pac*er3 con tendencia a desanclar. En este per-odo el esfuerzo total que act#a sobre el pac*er es igual: Tercero.-
σ To
)onde:
=
c ⋅ ∆T
c : !oeficiente de dilatación del acero que en este caso es igual a: c = S ( AeTb − AiTb ) ∆ T =
T
− T %
, ,emperatura antes del cierre F<. ,% ,emperatura despus del cierre F<. S : Esfuerzo de resistencia de la tuber-a y del tubing a los efectos de tensión y compresión psi. Auego: σ To =
S ( AeTb − AiTb ) ⋅ ( T − T % )
4. MÉTODO DE TERMINACIÓN DE POZOS
Aos mtodos de terminación de pozos que se utilizan para ponerlos en producción se clasifican en los siguientes tipos: 4.1 TERMINACIONES SIMPLES
*e aplica en pozos con un solo ni+el productor donde se instala una sola colu!na de tuber'a de producción, con un packer para ter!inación si!ple un rbol de na+idad para ter!inación si!ple "ue puede ser de baja, !ediana alta presión. (as ter!inaciones si!ples pueden ser instaladas en pozos petrol'feros por flujo natural o flujo artificial en todos los casos de pozos gas'feros.
4.2 TERMINACIONES DOBLES
lgunos arreglos dobles se los clasifica en el grupo de las terminaciones m#ltiples aunque sus caracter-sticas var-an en el n#mero de l-neas y el árbol de navidad. De caracterizan por la instalación de dos columnas de tuber-a para producir simultáneamente dos niveles productores que pueden ser ambos petrol-feros3 ambos gas-feros o en yacimientos combinados3 un nivel petrol-fero y un nivel gas-fero. En las terminaciones dobles pueden presentarse las siguientes variantes de arreglos: a' Insalaci!n de dos saras de uber"a paralelas
Para e-plotar indi+idual!ente dos arenas productoras se deno!ina ta!bién arreglo doble estndar con un rbol de na+idad para ter!inación doble e"uipado con dos colgadores de tuber'a utilizadas uno para la l'nea corta $(C&, un cortador para la l'nea larga $((&. ste arreglo tiene la +entaja de controlar indi+idual!ente el co!porta!iento el flujo de cada ni+el productor con el uso de dos packers , un packer inferior de ter!inación si!ple un packer superior de ter!inación doble. l arreglo doble estndar tiene la +entaja de "ue puede ser utilizada para flujo artificial co!binado con flujo natural, por eje!plo gas lift o bo!beo !ecnico para la l'nea corta $(C& flujo natural en la l'nea larga $((&
b' Terminaci!n doble con una sola sara de producci!n
De utiliza para producir dos arenas simultáneamente3 una arena inferior profunda que puede ser petrol-fera o gas-fera de mediana o alta presión y una arena superior que en todos los casos debe ser petrol-fera de baja presión siendo esta la condición para instalar este tipo de arreglo. En este caso se instala una sola columna de tuber-a para la rena inferior y la arena superior producirá por el anular. El equipo de producción debe estar constituido por el árbol de navidad (. J.' para terminación simple de mediana o alta presión con un pac*er para terminación simple de mediana o alta presión c' Terminaci!n doble con la insalaci!n de uber"as conc#nricas
s una +ariante de las ter!inaciones dobles, donde se instala una tuber'a o l'nea larga hasta el l'!ite superior de la arena inferior, con un packer si!ple para producir la arena superior, introduciendo luego otra tuber'a de di!etro !enor para ser anclada en el interior de la tuber'a de !aor di!etro con el objeto de producir el ni+el superior "ue esta aislada por otro packer para ter!inación si!ple. ste es un tipo de arreglo "ue en algunos casos se utiliza para producir si!ultnea!ente dos ni+eles gas'feros de alta presión, no es reco!endable en pozos petrol'feros. Para este tipo de arreglos se utiliza general!ente tuber'a para l'nea larga de /0 o de di!etro, para anclar en su interior tuber'as de 2 o 20 para alta presión.
4.3 TERMINCACIONES MÚLTIPLES
Don considerados como arreglos especiales utilizados para producir simultáneamente % arenas o más arenas productoras con un mismo pozo controlando minuciosamente las presiones y programando adecuadamente el diámetro de ca/er-a de revestimineto y las tuber-as las que deben resistir en forma eficiente las solicitaciones del pozo. Entre las terminaciones m#ltiples más comunes se tiene las triples que son utilizadas para & arenas productoras que puede ser de baja mediana o alta presión3 gas-feras o petrol-feras o arenas combinadas entre gas-feras y petrol-feras. En estos casos de las terminaciones triples se baja al pozo una sarta de tuber-a para la arena inferior denominada AA anclada con un pac*er de terminación simple para luego instalar la sarta que será utilizada para la arena intermedia denominada A que está anclada con un pac*er de terminación doble e instalar finalmente una tuber-a para la arena superior denominada A! con pac*er para terminación triple. ,odos los equipos incluidos las tuber-as y los pac*er deben serde mediana o de alta presión
*e considera co!o ter!inación !últiple a los arreglos constituidos por tres o !as sartas de tuber'as paralelas, para producir si!ultnea!ente tres o !as ni+eles productores "ue pueden estar co!binados entre gas'feros petrol'feros en unos casos o puro gas'feros o petrol'feros en otros casos. n ter!inaciones triples se instala un rbol de na+idad con tres colgadores de tuber'a para asegurar una l'nea corta, una l'nea inter!edia una l'nea larga. *e anclan packer de fondo para ter!inación si!ple, un packer inter!edio para ter!inación doble un packer superior para ter!inación triple. n la prctica para perforar e instalar estos tipos de ter!inaciones se progra!a desde un principio antes de la perforación las colu!nas de ca3er'as sus respecti+as ce!entaciones para resistir las presiones de trabajo de todos los ni+eles donde se instale colu!nas de tuber'as.
