Producción I Cap. 2

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA

PRODUCCION PETROLERA I

CAPÍTULO II EQUIPOS UTILIZADOS EN POZOS PRODUCTORES DE PETRÓLEO Y GAS Los equipos de producción de pozos gasíferos y petrolíferos se instala una vez que ha concluido la terminación con los siguientes trabajos: - Baleos de formación - Toma de registros de producción - Pruebas de formación Los equipos básicos se agrupan en dos grupos:

a) b)

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. 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.

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. 3.1

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. Docente: Ing. Raúl Maldonado

1



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 Pw (fluyente) y Pbp (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. 3.1

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:

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Docente: Ing. Raúl Maldonado



)a Selección de la cantidad de tubería necesaria en función a la profundidad. )b Inspección tubular de cada trozo de tubería. )c Limpieza y lubricación de roscas de tubería. )d 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. Registro y control de las tuberías El registro contempla a todo el arreglo de la sarta o sea desde el tapón ciego hasta el packer y desde el packer con la tubería hasta los colgadores del árbol de navidad. El registro de la columna de producción se efectúa en las planillas respectivas que han sido diseñadas en forma estándar tanto para pozos gasíferos como petrolíferos.

PLANNILLA DE CONTROL DE LAS TUBERÍAS Pozo: X-1 Campo X Productor de petróleo Profundidad de la arena productora: 5000 mt Cañería guía: 13 3/8 plg Cañería intermedia: 8 5/8 plg Cañería de revestimiento: 7 plg Tubería: 2 3/8 plg Tipo de terminación: Terminación simple 2 3/8 con sarta combinada J – 55 y N – 80. Packer, modelo: OTIS 7’’x2 3/8’’ – 5- 10000 psi N° de pie za

PIEZA

GRAD O

Ø plg

–

Tapón ciego

–

1°

Filtro

–

2°

Filtro

–

–

Niple sello

–

–

Niple “N”

–

1

Pieza de tubería

J – 55

–

–

2

Camisa deslizable Pieza de tubería

J – 55

–

Packer

OTIS

2 3/8 2 3/8 2 3/8 2 3/8 2 3/8 2 3/8 2 3/8 2 3/8 2

Pes o lb/p ie

Longitu d acumula da mt 0.30

Tipo rosca

Presión de trabajo psi

Longitu d mt

–

Regular

5 -10000

0.30

4

Regular

5 -10000

2.00

2.30

4

Regular

5 -10000

2.50

4.80

5.5

Regular

5 -10000

0.30

5.10

3.5

Regular

5 -10000

0.30

5.40

7.0

Regular

5 -10000

8.00

13.40

5.5

Regular

5 -10000

1.50

14.90

7.0

Regular

5 -10000

8.50

23.40

15.0

Regular

5 -10000

3.00

26.40


3


3

Tubería

J – 55

. . . . 80

. . . . Tubería

. . . . N – 80

. . . 200

. . . Tubería

. . . N – 80

3.1

3/8 2 3/8 . . . . 2 3/8 . . . 2 3/8


7.0

Regular

5 -10000

11.00

37.40

. . . . 7.90

. . . . Regular

. . . . 5 -10000

. . . . 11.00

. . . . 1300.40

. . . 7.90

. . . Regular

. . . 5 -10000

. . . 9.00

. . . 5000.40

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. b) Presiones de formación (PFo). Presión de fondo de pozo (PFp). Presiones fluyentes (Pw). Presión hidrostática en el espacio anular. c) Temperaturas de fondo de pozo. Temperaturas del espacio anular y altura total de fondo de pozo. d) Tipo de terminación programado para el pozo, o sea, si es terminación simple (TS), doble (TD) o múltiple (TM). e) Método de producción programado, o sea, se es flujo natural o flujo artificial. f) Tipo de intervención programada para el pozo, o sea: - Cementaciones forzadas con packer de alta presión para cementación forzada

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-


Acidificación de formaciones con packer para la acidificación

- Fracturamiento hidráulico con packer para fracturamiento. Estos tipos de packers se denominan packers para operaciones especiales. 3.1

COMPONENTES PRINCIPLAES 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, esta 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 esta 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 esta 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). O sea 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. 3.2

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. Docente: Ing. Raúl Maldonado

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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. 3.3

CÁLCULO DE CARGAS QUE ACTÚAN SOBRE EL PACKER Cuando el packer esta anclado, actúan sobre él, las siguientes presiones de trabajo: P1 ⇒ Presión de fondo de pozo de abajo hacia arriba. ↑ (+ ) P2 ⇒ 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:

[

WTo ( PK ) = P1 ( Aic − AiTb ) − W( Tb ) − P2 ( Aic − AeTb ) Donde:

]

P1 : Presión de formación desde fondo de pozo a la base del packer en psi. P2 : Presión hidrostática del fluido en el espacio anular en psi. WTb : Peso de la tubería que actúa sobre ekl packer. Aic : Area interna de la cañería en plg2. AiTb : Area interna del tubing en plg2. AeTb : Area externa del tubing en plg2.

Por ejemplo: En un pozo de 6200 pies de profundidad el packer esta anclado a 6000 pies de profundidad, calcular las cargas que actúan sobre el packer para los siguientes datos de pozo.

OD cañ = 5 1 ' ' = 5.5' ' 2 OD Tb = 2 3 ' ' = 2.37' ' 8

ID cañ = 4.87' ' ID Tb = 2.17' '

Gradiente de fluido de terminación en EA = 0.60 psi/pie P1 ó presión Fp = 2800 psi Peso de la tubería = 3.25 lb/pie Cálculos - Peso total de la tubería = 3.25 lb/pie * 6000 pie = 19500 lb.

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-


P2 = PH = Gfluido * h = 0.60 psi/pie * 6000 pie = 3600 psi Cálculo de áreas

π ⋅ d 2 3.14 ⋅ 4.87 2 = = 18.7 p lg 2 4 4 3.14 ⋅ 2.17 2 AiTb = = 3.69 p lg 2 4 3.14 ⋅ 2.37 2 AeTb = = 4.43 p lg 2 4 Aic =

Reemplazando datos en ecuación:

WTo ( PK ) = [ 2800(18.7 − 3.69 ) − 19500 − 3600 (18.7 − 4.43) ] WTo ( PK ) = −28844lb

Lo que significa que actúa una presión de arriba debajo de -28844 psi o sea 13184 psi + mas que la que actúa de abajo hacia arriba, o sea: 42028-28844 = 13184 psi Por esta razón el packer no se desanclará durante el trabajo de producción porque se tiene un factor de seguridad de 31% con la carga de arriba hacia abajo, o sea:

13184 ⋅ 100% = 31% 42028 * Por normas, seguridad del 50%. Para aumentar el factor de seguridad se tiene que aumentar el grado de la tubería. 3.4

FACTORES QUE AFECTAN A LA ESTABILIDAD DEL PACKER

Son dos las causas que tienden a desanclar el packer una vez instalado en el pozo. a) Fuerzas debida a causas derivadas de las tensiones y compresiones que se originan a lo largo de la tubería encima del packer. b) Causas derivadas de las variaciones de temperatura en el interior del pozo. Estas dos causas originan en la columna esfuerzos adicionales en la tubería y que son descargados sobre el packer provocando dilataciones y contracciones en todo el sistema y cuyos valores se cuantifican de la siguiente manera: Primero.- Cuando se concluye la terminación del pozo el espacio anular esta lleno de fluido o de lodo de terminación cuya temperatura va subiendo paulatinamente hasta alcanzar la temperatura del pozo en función a su gradiente geotérmica y homogeneizarse en un tiempo t originando la dilatación de la tubería en una magnitud:

Donde:

∆L = L ⋅ ∆T ⋅ c ∆L : Dilatación de la tubería por efecto de la temperatura de pozo. L : Longitud total de la tubería, plg. ∆T : Diferencia de temperaturas (T1 - T2), °F.

T1 = Temperatura final del pozo. T2 = Temperatura inicial c = Coeficiente de dilatación del acero, Tb, 9x10-6 plg/°F.

Segundo.- Cuando el pozo sea petrolífero o gasífero esm puesta en producción se origina un efecto de tensión y compresión sobre la tubería la que es descargada sobre el packer provocando variaciones en su longitud por su dilatación y contracción cuyo valor puede ser calculado con la siguiente ecuación:


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∆L = Donde:

L⋅F A⋅ E

∆L : Dilatación de la tubería por efecto de compresión o tensión en plg. L : Longitud total de la tubería, plg. F : Fuerza de tensión o comprensión, lb. A = Área transversal del tubing Tb, plg2. E = Modulo de Young, 30x106 lb/plg2.

Tercero.- Cuando el pozo es cerrado por algún problema que se presente durante la producción cesa, el flujo baja la temperatura en el sistema de circulación originando contracciones y asentamientos de la tubería que se descargan sobre el packer, con tendencia a desanclar. En este período el esfuerzo total que actúa sobre el packer es igual:

σ To = c ⋅ ∆T Donde:

c : Coeficiente de dilatación del acero que en este caso es igual a: c = S ( AeTb − AiTb ) ∆T = T1 − T2 S:

T1 = Temperatura antes del cierre °F. T2 = Temperatura después del cierre °F. Esfuerzo de resistencia de la tubería y del tubing a los efectos de tensión

y compresión psi. Luego:

σ To = S ( AeTb − AiTb ) ⋅ ( T1 − T2 )

4. MÉTODO DE TERMINACIÓN DE POZOS Los métodos de terminación de pozos que se utilizan para ponerlos en producción se clasifican en los siguientes tipos: 4.1TERMINACIONES 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.

4.2TERMINACIONES 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

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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:

a)

Instalación de dos sartas de tubería paralelas Para explotar individualmente dos arenas productoras se denomina también arreglo doble estándar con un árbol de navidad para terminación doble equipado con dos colgadores de tubería utilizadas uno para la línea corta (LC), y un cortador para la línea larga (LL). Este arreglo tiene la ventaja de controlar individualmente el comportamiento el flujo de cada nivel productor con el uso de dos packers , un packer inferior de terminación simple y un packer superior de terminación doble. El arreglo doble estándar tiene la ventaja de que puede ser utilizada para flujo artificial combinado con flujo natural, por ejemplo gas lift o bombeo mecánico

b)

Terminación doble con una sola sarta de producción Se caracteriza porque lleva instalada una sola sarta de producción, para producir por esta la arena inferior que puede ser petrolífera o gasífera y por el espacio anular la arena superior que esta limitada a una arena petrolífera de baja presión. En este caso se utiliza un solo packer de terminación simple y un árbol de navidad para terminación doble.

c)

Terminación doble con la instalación de tuberías concéntricas


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Es una variante de las terminaciones dobles, donde se instala una tubería o línea larga hasta el límite superior de la arena inferior, con un packer simple para producir la arena superior, introduciendo luego otra tubería de diámetro menor para ser anclada en el interior de la tubería de mayor diámetro con el objeto de producir el nivel superior que esta aislada por otro packer para terminación simple. Este es un tipo de arreglo que en algunos casos se utiliza para producir simultáneamente dos niveles gasíferos de alta presión, no es recomendable en pozos petrolíferos. Para este tipo de arreglos se utiliza generalmente tubería para línea larga de 3½’’ o 4’’

4.3TERMINCACIONES MÚLTIPLES Se considera como terminación múltiple a los arreglos constituidos por tres o mas sartas de tuberías paralelas, para producir simultáneamente tres o mas niveles productores que pueden estar combinados entre gasíferos y petrolíferos en unos casos o puro gasíferos o petrolíferos en otros casos. En terminaciones triples se instala un árbol de navidad con tres colgadores de tubería para asegurar una línea corta, una línea intermedia una línea larga. Se anclan packer de fondo para terminación simple, un packer intermedio para terminación doble y un packer superior para terminación triple. En la práctica para perforar e instalar estos tipos de terminaciones se programa desde un principio y antes de la perforación las columnas de cañerías y

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Producción I Cap. 2

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