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ECAPETROL AREA PRODUCCIN
MODULO 1 INTRODUCCIN A PRODUCCIN Elaborado por: Ervin Aranda Aranda
Neiva, 2009 1
INTRODUCCIN
a
PRODUCCIN
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MODULO 1 INTRODUCCIN A PRODUCCIN Elaborado por: Ervin Aranda Aranda
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INTRODUCCION
La produccin es una de las fases mas importantes de la industria petrolera por el tiempo
que dura la misma y de ella depende el desarrollo y sostenibilidad de la empresa. El
papel del tcnico de produccin tiene en esta rea la mayor cantidad de oportunidades de
desempeo, debido a que es la persona directa que instala, opera, mantiene y repara las
instalaciones de superficie y de subsuelo, las primeras con el equipo de cuadrilla y la
segunda con los equipos de reacondicionamiento de pozos.
En los diferentes puntos de un campo petrolero se encuentran los pozos, a los que por
estar en su etapa productiva hay que repararlos y acondicionarlos para que produzcan el
caudal estimado por la capacidad de aporte de los mismos, para lo cual se debe de contar
con la calificacin del personal de produccin, encargados de la operacin y de los
equipos correspondientes.
Este trabajo presenta la informacin necesaria para que el tcnico en produccin pueda
laborar en un campo petrolero y as poderle brindar una informacin til para el correcto
desempeo en su labor cotidiana.
Los aspectos que cubre el actual curso, son orientados para el personal que labora o
pueda laborar en un equipo de reacondicionamiento identifique las partes del mismo y el
servicio que prestan cada una de las partes.
Los reacondicionamientos y recompletacin se refieren a todos aquellos trabajos que se
realizan a los pozos activos o inactivos, cuyo objetivo principal es mejorar las condiciones
productivas de los mismos (produccin de hidrocarburos e inyeccin de fluidos). Estos
trabajos modifican las condiciones de:
a) Pozo: entre estas actividades se encuentran el caoneo, control de arena, gas y
agua, apertura o cierre de arenas, perforacin de ventanas horizontales
(Reentry) o verticales (Redrill), profundizacin, lavado de perforaciones,
cambios de mtodo de produccin, conversin de productor a inyector y
viceversa.
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b) Yacimiento: entre estas actividades se encuentran las estimulaciones con
inyeccin alternada de vapor, acidificacin de zonas, bombeo de qumicos,
fracturamiento y recaoneo.
Todas estas actividades antes mencionadas se pueden realizar con o sin equipo de WO.
Esto depende de si el trabajo necesita el manejo de la tubera o si solo se necesita hacer
uso de una guaya fina o cable, (Wire line o Slick line).
Los servicios se refieren a todos aquellos trabajos que se realizan a los pozos activos o
inactivos, cuyo objetivo principal es mejorar las condiciones productivas de los mismos
(produccin de hidrocarburos e inyeccin de fluidos), sin modificar las condiciones fsicas/
mecnicas del pozo y/o yacimiento. Entre estas actividades tenemos: sacar las varillas y
tuberas de produccin, reemplazar el equipo subterrneo, trabajo de limpieza de pozos,
trabajos de induccin a produccin, conexin del cabezal del pozo y los trabajos de
guaya.
El personal que trabaja en un equipo de workover generalmente est definido y se compone casi siempre de : Jefe de Equipo Supervisores Mecnico Medico Maquinista Encuellador Cuero Soldador Obreros de patio
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ALCANCE DEL PROGRAMA: JUSTIFICACIN.
ORIENTACIN.
OBJETIVOS.
METODOLOGA.
CONTENIDO. 1. JUSTIFICACIN: El curso de Produccin, est estructurado para suministrar a los asistentes la competencia necesaria para realizar con xito el manejo de los equipos que prestan servicio de reacondicionamiento en los pozos ubicados en un campo en particular. 2. ORIENTACIN: El programa est dirigido a operadores que se desempean en las reas de produccin, donde se realicen operaciones de manejo de equipos de reacondicionamiento. 3. OBJETIVOS: Motivar a los asistentes a revisar, evaluar y optimizar sus sistemas de conocimiento y operacin buscando el cumplimiento de normas nacionales e internacionales, en cuanto a seguridad y a la parte tcnica. Analizar y evaluar el impacto sobre la seguridad personal, ambiental y operacional 4. METODOLOGA: El Curso de capacitacin en manejo de equipos de reacondicionamiento, integra los aspectos acadmicos con el trabajo aplicativo, desarrollando talleres, donde los participantes ponen en prctica los conceptos adquiridos sobre un caso real de su organizacin, retroalimentando su experiencia con los compaeros del programa y el instructor del mismo; de tal manera que al culminar el programa el participante tendr una propuesta productiva que presentar a su organizacin y la competencia necesaria en la aplicacin de las tcnicas para mejorar los sistemas de manejo de equipos de reacondicionamiento con calidad, en la empresa para la cual labora.
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GENERALIDADES DEFINICION:
Workover o reacondicionamiento son trabajos que se efectan en los pozos, en tiempos
posteriores al completamiento inicial, que se realiza con el fin de mantener, restaurar y/o
aumentar la produccin del pozo. Los trabajos ms comunes son:
Completamiento de Pozos.
Mantenimiento y Reacondicionamiento de Pozos.
Caoneo y Recaoneo.
Estimulaciones
Aislamiento con empaques.
Aislamiento con cemento.
Trabajos de pesca.
Fracturamiento.
Recompletamiento.
Cambio de sistema de produccin.
Completamiento de Pozos.
Se refiere a todas las operaciones necesarias para dejar un pozo de petrleo, gas o agua
en condiciones operativas. El completamiento se inicia una vez que la empresa de
servicio de perforacin entregan el pozo con revestimiento de produccin debidamente
cementado. Estas actividades incluyen: toma de registros en hueco revestido, caoneo
con sus respectivas pruebas, trabajos remediales, estimulaciones y la instalacin del
mtodo de produccin seleccionado.
Mantenimiento y Reacondicionamiento de Pozos
Estos servicios se refieren a las intervenciones realizadas a los pozos con posterioridad
al completamiento de los mismos.
Las operaciones de mantenimiento de pozos se realizan para resolver problemas
mecnicos del pozo como reparacin al sistema de bombeo instalado, limpieza de arenas,
aislamiento de zonas de agua o gas.
Una operacin de reacondicionamiento por lo general involucra el cambio del estado
mecnico del pozo buscando incrementar la rata de produccin y la apertura de nuevas
zonas productoras.
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OPERACIONES DE WORKOVERS
Caoneo y Recaoneo
Este proceso consiste en hacer agujeros en el casing y/o en la formacin para permitir el
acceso del fluido de la formacin hacia el pozo, tambin se usa para aumentar el flujo del
rea expuesta.
Estimulaciones
Incluye estimulaciones acidas, orgnicas y mecnicas (achicamiento o suaveo).
La acidificacin puede realizarse al nivel de las cercanas del pozo o puede extenderse al
nivel del yacimiento. La estimulacin mecnica es una operacin muy comn en el campo
y que generalmente tiene como propsito limpiar o destapar perforaciones y estimular el
pozo. El trabajo consiste o tiene como objeto inyectar fluido acido que diluye el material
que obstruye o tapona y tambin a la formacin. La operacin se realiza en los pozos
usando el equipo y tanques de almacenamiento, tubera de produccin, un liquido acido y
un empaque recuperable.
Aislamiento con empaques.
Se refiere al asentamiento de empaques permanentes o recuperables en el revestimiento
con el propsito de aislar zonas para realizar trabajos posteriores en ellas, producir
selectivamente o abandonar zonas productoras depletadas.
Aislamiento con cemento
Comprende las operaciones de forzamiento de cemento y/o balanceo de tapones de
cemento para abandonar zonas productoras de agua o gas, corregir fugas en tubera, y
cementaciones remediales.
Trabajos de pesca.
Durante la realizacin de los servicios y las operaciones de workover puede suceder que,
debido a pegas de la bomba o la tubera por fallas en el apretado de los equipos o fatigas
de los materiales (entre otras causas), se queden elementos de la sarta o parte de ella
como pescados dentro del pozo. Lo mismo sucede con las lneas de cable (wireline), que
pueden sobrepasar la resistencia a la tensin que son capaces de soportar y puede
reventarse ocasionando operaciones de pesca con el correspondiente peligro de
accidentes al personal involucrado.
Fracturamiento.
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Es el proceso de bombeo de un material de apuntalamiento en una grieta creada por
presin hidrulica en la formacin para mejorar el rendimiento del pozo. Estas fracturas
son verticales y horizontales que se extienden hacia fuera, alejndose del hueco del pozo.
Recompletamiento.
Son las operaciones realizadas despus del completamiento inicial con el propsito de
cambiar las condiciones del pozo. Se pueden incluir las operaciones que no se pueden
clasificar dentro de los otros trabajos de workover; por ejemplo, operaciones de
empaquetamiento con grava o para la corrida y cementacin de revestimientos auxiliares,
profundizacin y desviacin del pozo, etc.
Cambio de sistema de produccin.
Consiste en cambiar el sistema de produccin del pozo, ya se trate de reemplazar el flujo
natural por un sistema de levantamiento artificial (bombeo mecnico, bombeo
electrosumergible, gas lift, etc.) o de hacer un cambio de un sistema de levantamiento a
otro.
RAZONES PARA REALIZAR UN WORKOVER
Reparar daos mecnicos.
Estimular completamientos existentes.
Realizar un comportamiento en un reservorio nuevo.
Completamiento de reservorios mltiples.
Reducir/eliminar la produccin de agua/gas.
Reducir/eliminar la conificacin de agua.
Reparar trabajos de cementacin defectuosos.
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Equipo de reacondicionamiento o Workover Para realizar trabajos de reacondicionamiento se requiere de un equipo apropiado y los
componentes de un equipo de workover mas genricos se denominan segn su funcin a
saber:
Torre: Es una estructura metlica en la que se concentra prcticamente todo el
trabajo de reacondicionamiento.
Tubera o "sarta" de produccin: Son los tubos de acero que se van uniendo a
medida que avanza en profundidad.
Malacate: Es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero con el cual se
baja y se levanta la "sarta" de produccin y soporta el peso de la misma.
Sistema de fluidos de completamiento: Es el que prepara, almacena, bombea,
inyecta y circula permanentemente un fluido de completamiento que cumple varios
objetivos: enfra el sistema y saca a la superficie el material slido que se va
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encontrando o removiendo dentro del pozo, a la vez que suministra una presin
hidrosttica para control de presin de fondo.
Motores - Es el conjunto de unidades que imprimen la fuerza motriz que requiere
todo el proceso de reacondicionamiento.
El tiempo de trabajo de reacondicionamiento de un pozo depender de la profundidad
programada y las condiciones del revestimiento. En promedio se estima entre dos a
treinta das.
Durante el reacondicionamiento es fundamental la circulacin permanente de un "fluido de
reacondicionamiento", el cual suministra presin hidrosttica al pozo, enfra el sistema y
saca a la superficie el material encontrado. Ese fluido se inyecta por entre la tubera y
asciende por el espacio anular que hay entre la tubera y revestimiento.
Desde que comienza la produccin se instala en la cabeza del pozo un conjunto de tubos
y vlvulas que se denominan arbolitos de navidad o cabeza de pozo, para controlar el
flujo de petrleo.
Si el yacimiento tiene energa propia, generada por la presin subterrnea y por los
elementos que acompaan al petrleo (por ejemplo gas y agua), este saldr por s solo. Si
no existe esa presin, se emplean otros mtodos de extraccin, llamados sistemas de
levantamiento artificial. El ms comn ha sido el "balancn" o "machn", el cual, mediante
un permanente balanceo, acciona una bomba en el fondo del pozo que extrae el petrleo
hacia la superficie, le siguen el bombeo neumtico o gas lift, el electrosumergible, el de
cavidades progresivas, el hidrulico y los ltimos en uso, son los sistemas combinados o
hbridos.
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EQUIPO UTILIZADO
Los componentes del equipo de reacondicionamiento a mostrar son: la estructura, la
subestructura, la torre, el sistema de potencia, sistema rotacin, sistema circulatorio y
sistema de preventoras, se muestra una torre en general, lel conjunto de bombas, las
casetas administrativas y campamento (casino, dormitorio, etc.)
El equipo y sus componentes bsicos:
La Estructura
Los mstiles o torres de produccin se clasifican de acuerdo a la capacidad para soportar
cargos verticales y la velocidad del viento que pueda soportar de lado; las capacidades de
carga puede variar desde 100.000 hasta mas de 1.000.000 de libras.
La altura de la torre o mstil no influye en la capacidad de carga pero si en la altura de la
secciones de tubo que pueden sacarse del pozo sin tener que desconectarlas, en los
sistema actuales se utilizan paradas de dos tubos.
Las diferentes torres de reacondicionamiento son diseadas de acuerdo a ciertos
parmetros y especificaciones entre los cuales se destacan: la profundidad del pozo, la
altura de la misma, la potencia, la masa que debe soportar, la estructura entre otros.
Cada empresa que tiene a su cargo el diseo y la elaboracin de los implementos de
trabajo poseen un catalogo que incluye las herramientas, accesorios y servicios de los
cuales las empresas operadoras pueden disponer para llegar a cabo el proceso de
reacondicionamiento y reparacin del pozo.
Subestructura. La subestructura es una armazn de metal que se ubica en tierra sobre
el stano. Es la encargada de soportar el peso del mstil, la tubera con su BHA, el
malacate, la corona, etc. Es diseada en acero estructural de tal manera que permita un
acceso plegable fcil y rpido. Es montada sobre el nivel de la tierra mediante la
colocacin de placas de concreto hormign que le da suficiente soporte y estabilidad.
Su altura depende de cuantas BOP sea necesario instalar debajo de la mesa de trabajo y
del tamao de los asientos para cada pie de soporte. Esta altura permite el espacio libre
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deseado para trabajar con holgura en la instalacin de las tuberas, vlvulas y otros
aditamentos de control que se ponen en la boca del pozo.
La Torre y sistema de elevacin
El equipo de elevacin es la unidad que eleva, baja y suspende la sarta de produccin en
el hueco. Este equipo esta localizado en reas especificas de la estructura de soporte y
consta de malacate, el bloque o polea viajera, el gancho, elevadores, y la lnea o cable.
Malacate (Drawworks).
Es una pieza de maquinaria grande y pesada y consiste de un cilindro alrededor del cual
se enrolla el cable deproduccin. Posee un freno principal, cuya funcin es parar el
carretel y sostenerlo. Estos hacen parte del equipo de levantamiento para reparar pozos
donde se emplean sartas de tubos que pueden alcanzar un peso total de 100.000 libras.
Para tales series de tubos, se requieren de cierta potencia para levantar y frenar en
proporcin a su masa y peso, por eso se hace necesaria la existencia de un tambor
rotante. El malacate est constituido de un tambor rotante, alrededor del cual se
envuelve el cable. Tiene una serie de cadenas y engranajes reductores en una caja de
cambio, que controla la velocidad y la marcha atrs; en sus extremidades estn instalados
los carreteles auxiliares. Su pieza ms importante es el freno principal, cuya potencia
debe alcanzar el bloqueo y el soporte del peso enorme de la tubera en movimiento
durante las corridas y las operaciones de reacondicionamiento. Cuando se van bajando
cargas muy pesadas, el freno principal recibe ayuda del freno de emergencia, elctrico o
hidrulico, que absorbe el peso del bloque viajero, del gancho y de la sarta de tubera que
van bajando dentro del pozo.
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Esquema del sistema
En las extremidades del malacate sobresalen los ejes, a los cuales van unidos los
carreteles auxiliares. El primero de ellos es un cilindro capaz de enrollar las cuerdas de
Manila muy resistentes, que son usadas para levantar y maniobrar diferentes cargas o
para ayudar a enroscar y desenroscar uniones y tubos. Variando el nmero de vueltas de
la cuerda enroscada sobre el cilindro se guarda el esfuerzo de friccin en proporcin a la
traccin requerida. El segundo, el tipo mecnico, se usa exclusivamente para enroscar y
desenroscar secciones de sarta durante carreras y conexiones. Est constituido de un
tambor con embrague de friccin, de mando manual o neumtico, sobre el cual se
envuelve el cable de las llaves de potencia o la cadena de desenrosque, segn el caso.
Bloque o Polea Viajera. Es el conjunto de poleas a travs de las cuales baja la lnea de
trabajo, permitindole al bloque viajar hacia arriba o hacia abajo mientras esta
suspendido, por debajo del bloque de la corona y por encima del piso del taladro.
Gancho (Hook). Es un implemento grande parecido a un anzuelo, localizado debajo del
bloque viajero, del cual se suspenden la unin giratoria (swivel) y la sarta de tubera.
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Elevadores. Son un juego de abrazaderas extra fuertes y sper resistentes que cuelgan
de los brazos o eslabones del elevador. Son utilizados para agarrar las secciones de
tubera para meterlos o sacarlos del pozo.
Lnea o Cable de trabajo. Es un cable de alambres, hechos de acero especial extra-
fuerte, con el cual se interconectan todos los componentes del sistema de elevacin. El
cable principal es de acero, de dimetro ente 7/8 y 1 1/8 de pulgada; su extremidad
llamada lnea viva o rpida va enrollada al tambor del malacate, y la extremidad opuesta
llamada lnea muerta va conectada un tambor de reserva, colocado a cierta distancia de la
torres y del rea del deposito de los tubos.
El cable mide usualmente unos 2.200 pies de largo total entre sus extremidades,
incluyendo la parte en reserva. Cuando el cable ha movido 1 tonelada de carga sobre la
distancia de 1 milla, se dice que ha rendido 1 tonelada milla de servicio. Es
indispensable mantener una estadstica exacta de la tonelada milla de servicio para
calcular un programa de empleo que prolongue la vida y el rendimiento del mismo cable.
Indicador de peso
Como su nombre lo indica, el indicador de peso nos muestra valores del peso de la sarta
suspendida por los elevadores y los valores mximos a los que se puede tensionar sin
ocasionar daos a los equipos.
Frenos. Con el propsito esencial de reducir substancialmente un regln de los gastos
de operacin del equipo, muchos malacates incluyen alguna forma de freno auxiliar, lo
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que permite bajar de manera segura las cargas pesadas del gancho a velocidad
demorada, sin incurrir en un mantenimiento excesivo del freno. Existen actualmente dos
tipos generales de frenos auxiliares comnmente utilizados, a saber: a) Hidrodinmicos y
b) corriente parsita. En ambos tipos, el trabajo es convertido en calor que a su vez se
disipa en sistemas de enfriamiento lquido. Las capacidades del freno auxiliar pueden ser
determinadas durante los viajes, observando las lecturas del indicador de peso y
cronometrando la bajada de la junta central de pareja mientras la carga es soportada
exclusivamente por el freno auxiliar.
Bloque de la corona El bloque de la corona debe tener caractersticas de construccin
pesadas en todas partes para mayor confiabilidad y mxima vida de servicio.
Caractersticas:
Aleacin de acero forjado al calor (centro del pin) es de largo dimetro y en general de
corta longitud para mxima rigidez y resistencia.
Presin de lubricacin. Para cada cojinete individual es necesario engrasar las partes
en el centro del pin. Un engrase conveniente es localizado al final del centro del pin.
Soportes de acero en el centro del pin: da un soporte de rigidez y una adecuada
distribucin de carga ms pesadas.
Base estructural de acero. Utiliza dos tipos de caja profundas como vigas principales y
dos secciones profundas para mayor fuerza y rigidez de la basa.
Bloque viajero Su estructura debe ser fabricada en acero resistente ya que debe
sostener cargas muy pesadas. Tanto el bloque de la corona, como el bloque viajero
deben sostener la sarta de tubera, por tanto para soportar este peso, estas deben ser
unas estructuras muy resistentes, sus caractersticas de diseo deben tambin
condicionarse al tamao de la torre.
El bloque viajero compone el juego de poleas a travs de las cuales baja la lnea de
trabajo, permitindole al bloque viajar hacia arriba o hacia abajo mientras est
suspendido, por debajo del bloque de la corona y por encima del piso del equipo.
La seccin de cable entre el bloque de la corona y el malacate se llama lnea viva, porque
es la parte del cable que se mueve cuando la polea viajera sube o baja en la torre. La
punta del cable que baja del bloque de la corona al tambor de reserva del cable se llama
lnea muerta, porque una vez instalado el cable, sta seccin no se mueve.
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Mesa rotaria La mesa va instalada en el centro del piso de la subestructura, descansa
sobre una base muy fuerte, construida por vigas de acero que conforman el armazn del
piso, que se reforja con puntuales adicionales.
La mesa rotaria tiene dos funciones principales, impartir el movimiento rotario a la sarta de
produccin y sostener el peso de la sarta mientras se enrosca otro tubo, para seguir
bajando al pozo, sostener el peso de la sarta cuando sea necesario para desenroscar
toda la sarta en parejas o triples para sacarla del pozo.
Adems la mesa rotaria tiene que aguantar cargas muy pesadas, que varan segn la
profundidad del pozo, desde 30 hasta mas de 100 toneladas. Las dimensiones
principales de la mesa, y la que representa su clasificacin es la apertura circular que
tiene en el centro, para permitir el paso de las herramientas y de la sarta de produccin.
Esta puerta nica y mxima que tiene cada mesa permite que se le designe diferentes
dimetros, y las velocidades de rotacin en RPM mxima y mnima con que puede
trabajar, otros aspectos de importancia como el peso y geometra casi no son tomados en
cuenta a la hora del diseo de un equipo.
A la mesa rotaria se le puede impartir potencia de manera exclusiva acoplndole un
sistema motriz independiente, pero generalmente su fuerza motriz se la imparte la planta
motriz del equipo por un arreglo de cadenas. Existen diversas formas y diseos de mesas
rotarias
Vista general isomtrica del corte de una mesa rotaria
Cuadrante (KELLY) Tubo pesado de acero que suspende la unin giratoria y transmite el
torque desde la mesa rotatoria a la sarta perforada a travs del buje del cuadrante.
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Sistema de Preventoras de Reventones (BOP`s)
Las preventoras son usadas para proporcionar un control adicional al pozo y en
situaciones de emergencia solamente.
El tipo de preventoras usadas incorporan cuatro funciones independientes:
preventora ciega, preventora de corte, preventora de cuas y preventora de
tubera.
Estn disponibles en varios tamaos para diferentes dimetros de tubera y la
presin de trabajo para todo el conjunto es de 10.000 psi.
Fig. Sistema de Preventoras de Reventones
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Fig. Sistema de Acumuladores
1. Preventora Ciega: El ariete ciego sella completamente el pozo y debe ser
accionada cuando no hay tubera a travs de ella. 2. Preventora de Corte: El ariete ciego corta la tubera solamente, no provee
sello entre el pozo y la unidad Coiled Tubing. 3. Preventora de Cuas: Cuando se accionan las cuas, estas solo sostienen la
sarta de Coiled Tubing suspendido en el pozo pero no proveen sello. 4. Preventora de Tubera: El ariete de tubera provee sello en el anular Coiled
Tubing - Preventora, se diferencia con el Stripper porque el sello es tan fuerte que no permite mover la tubera.
Existen tres formas de accionar estas preventoras: Aplicando presin hidrulica al sistema de preventoras desde el sistema
central. Aplicando presin hidrulica por medio de una bomba de mano. Accionando manualmente los volantes de las preventoras.
EL SISTEMA CIRCULATORIO
Compuesto bsicamente por las piscinas de fluidos, por las bombas, un tubo fijo, una
manguera, de una lnea de retorno y unos accesorios que ayudan a mantener limpio el
fluido de trabajo, por ltimo de una piscina de desechos.
Otra unidad del sistema de circulacin en el equipo
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Bombas de lodo
Las bombas centrifugas son un equipo muy importante dentro del sistema de circulacin
de fluidos, ya que son las encargadas de mantener una presin positiva en las lneas de
succin, permitiendo que las bombas (duplex o triplex) tengan las condiciones adecuadas
de presin y volumen de fluidos para un buen desempeo.
La industria petrolera ha exigido que las bombas para manejo de hidrocarburos tengan las
siguientes especificaciones:
Mxima capacidad de carga y carga con mnima NPSH.
Que la cavitacin no sea tan severa como con el agua, ya que las primeras fracciones
en hervir no son las ms livianas.
El volumen especfico de los vapores de los hidrocarburos es muy pequeo en
comparacin el vapor de agua.
Que la seleccin de la bomba este sujeta al diagrama para conversiones para
hidrocarburos (hidraulic institute Standard, ver figura); para entrar en ella se logra
mediante la temperatura de bombeo para hallar la reduccin en la carga neta positiva
de succin, para determinar su factor de correccin y poder seleccionarla
correctamente.
Reduccin en la carga neta positiva de succin, bombas hidrocarburos lquidos.
Las bombas estn sujetas a condiciones inadecuadas en la succin; para aumentar el
(NPSH) se puede:
Subir el nivel del liquido
Bajar la bomba
Reducir perdidas por friccin en los tubos de succin.
Utilizar una bomba reforzada
Subenfriar el lquido.
Para reducir el (NPSH) se puede emplear:
Velocidades ms bajas.
Impulsor de doble succin
Ojos del impulsor muy grande
Una bomba de mayor tamao
Varias bombas pequeas en paralelo.
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En las bombas centrifugas, la energa aplicada a cualquier volumen de liquido es la
misma independiente de su densidad, ya que se maneja un volumen definido, a excepcin
de que la viscosidad del liquido influya en esta energa ya que ella solo puede funcionar
dentro de un sistema en el que el impulsor que transforma la energa cintica y potencial
requeridas, le aplica al liquido una energa formada por los siguientes componentes:
Carga Esttica
Diferencia de presin en la superficie del liquido
Carga de friccin
Perdidas a la entrada y a la salida.
Distribucin del equipo de produccin en una locacin. Sistema Hidrulico 2 motores acoplados a una bomba de presin en un circuito cerrado a 1750rpm y
3000psi de presin operativa.
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Un motor montado en una bomba hidrulica, localizada en el catwalk rig trailer para izamiento de la torre (rig up)
Sistema de aire 2 compresores de aire montados en 2 depsitos de aire de 120us gal, conducidos
por un motor elctrico con accesorios completos. Depsitos de agua y combustible Combustible: tanque de cierta capacidad. Agua: un depsito y por lo menos dos bombas centrfugas Misin de 2x3 para
circulacin. Facilidades del equipo (wellsite accomodations) Trailer para el supervisor, otro para el Company y otro para el Toolpusher.
Tuberas Se proveen por la compaa segn requerimientos del cliente. Se vende por
separado.
Equipo: a) Autotransportable b) Erigido
Sarta de produccin.
El conjunto de sarta es el componente bsico del reacondicionamiento del pozo,
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La tubera de produccin existe en varios tamaos y pesos, los ms comunes incluyen los
siguientes:
2 3/8de 4.6 lbs/pie nominal
2 7/8de 6.4 lbs/pie nominal
3 de 10.2 lbs/pie nominal
El dimetro externo (OD) puede variar de 2 3/8 a 3 1/2 pulgadas, y las longitudes estndar
en las que se fabrica se dividen en los siguientes rangos:
Rango 1 18 a 22 pies, obsoleto
Rango 2 27 a 30 pies
Rango 3 38 a 45 pies
La longitud usada ms comnmente es la de 30 pies, la longitud no incluye la unin de
tubera. Esta tubera se fabrica de acuerdo a las especificaciones del API.
CLCULOS Y VOLMENES EN EL SISTEMA.
Se refiere a los clculos necesarios que se necesitan para el manejo de fluidos y de
operaciones en el pozo, estos clculos numricos se basan en el modulo de calculo
aplicado a produccin.
Clculos de Volmenes del fluido de completamiento
Volumen en tanques.
Volmenes unitarios en tanques
Volmenes lodo en el pozo
Volmenes en los anulares
Volmenes en el sistema circulatorio entre otros
Aplicaciones
Tiempo de viaje
Tiempo de retorno
Deteccin de fugas en tubera
Clculos de desplazamiento.
Golpes en la bomba
Volumen de desplazamiento
Volumen de desplazamiento por golpe
Desplazamiento en strokes en el pozo,
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Desplazamiento de tubera en el pozo, capacidad de tubera.
Volumen de fluido
Volumen en el hueco
Volumen en el anular
Requerimiento de agua y clculos de propiedades del fluido.
INSTRUMENTACION Y CONTROL
El extenso control y conjunto de instrumentos se disea acorde para reducir la fatiga y
proveer al operador un amplio cuidado de las condiciones de operacin de la Unidad de
trabajo.
Los instrumentos bsicos son:
Manmetro de presin del pozo Manmetro y vlvulas de control de la presin de las bombas Indicador de peso de la tubera colgada en el pozo Vlvula de control de la velocidad de corrida del tubo de trabajo Freno del malacate Sistema para controlar el enrollamiento uniforme del cable en el malacate Vlvula y manmetros del sistema de proteccin. Controles de las preventoras Paro de emergencia y automtico.
Herramientas de Flujo Las herramientas de flujo restringen el paso de fluidos en el interior del Tubing, ya sea
totalmente como los tapones, en un slo sentido como las vlvulas cheque o
direccionando el flujo como las boquillas.
Multiple Plug Launcher (Dowell Sclumberger): El MPL cuenta con tapones, marranos o
balones para el bombeo a travs del Tubing en el tiempo requerido, sin la necesidad de
romper cualquier conexin sellante de presin.
El MPL incluye las siguientes caractersticas y componentes principales:
Cmara rotaria y camisas para tapones, las cuales deben ser seleccionadas para que se
adapten al tamao del Coiled Tubing en el cual el MPL ser empleado. La camisa es
instalada en el orificio de salida del MPL para mantener la correcta orientacin del tapn
hasta que entre el Coiled Tubing.
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La cmara almacenadora (chamber Housing) y el collar de unin son diseados para
permitir un fcil acceso de los componentes internos del MPL.
El ensamble del trinquete (ratchet) y el indicador de posicin aseguran una seleccin
positiva, con una confirmacin visual de la cmara rotaria requerida. Las cmaras son
identificadas numricamente de 1 a 6, proponiendo una posicin de circulacin en cero
sin tapn.
Las conexiones WECO 1502 permiten la instalacin del MPL en contra de la vlvula de
aislamiento del Tubing.
Tapn Ciego: Se emplea para probar la tubera de trabajo en superficie, la presin de
prueba es 5.000 psi; tambin es utilizado como proteccin en la punta cuando la tubera
est inactiva.
Tapn de Membrana: Este permite al operador un sello temporal en la punta de la tubera
mientras se corre en pozos con alta presin, una vez se encuentra a la profundidad
deseada, el tapn se puede romper aplicando presin interna con el fluido que se
encuentra dentro del Tubing.
Vlvulas Cheque: Las vlvulas cheque se usan cuando no se desea el flujo de fluidos en
reversa por el tubo de trabajo mientras se corre o se retira la tubera de un pozo bajo
presin, se dispone de dos tipos de retencin, de aguja y de aleta.
Estas vlvulas estn generalmente unidas al conector del Tubing ubicado al final de este
equipo. Para prevenir el flujo de fluidos en el Tubing se mantiene la proteccin del pozo
en el evento de que falle o exista un dao en la superficie de la tubera. Las vlvulas
cheque son parte de todo el ensamblaje de fondo del Tubing y podrn ser omitidas solo
donde se haga imposible o se impida el uso (por ejemplo cuando se desee circular en
retroceso a travs del Tubing.
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Vlvulas Cheque.
Flapper Check Valves: Son comnmente empleadas por necesidad y conveniencia. Estas
vlvulas son similares en diseo, aunque a algunas puede instalrseles un ensamblaje de
cartuchos de vlvula para alivio o mantenimiento.
Pressure Relief Valve PRV (vlvula de alivio de presin): Esta vlvula se abre a un
determinado diferencial de presin para evitar una sobre-presin en la sarta.
La PRV hace parte del sistema de herramientas que previene las sobre-presiones en los
Packer.
Sin embargo, la PRV puede ser usada en algunas aplicaciones donde no necesariamente
se ha excedido un diferencial de presin mximo.
La PRV es bidireccional; es decir que se abrir para permitir que el fluido entre, o salga de
la sarta dependiendo de la direccin del diferencial de presin. Esta caracterstica evita
que las herramientas o los packers sean aplastados cuando el pozo se esta corriendo a
elevadas presiones.
La PRV: Tiene una presin de abertura ajustable de 500 Psi a 2500 Psi. Esta diseada para abrir al diferencial de presin deseado sin tener en cuenta la
presin hidrosttica. Es resistente a los cidos y al H2S
Ball and Seat Check Valves: Estos son tradicionalmente empleados en aplicaciones
convencionales de Coiled Tubing debido a que son de fcil construccin y mantenimiento.
Sin embargo estos diseos tienen limitaciones importantes incluyendo las restricciones de
rea de flujo y obstruccin del pozo. Estas limitaciones requieren el uso de alternativas
como tener el pozo abierto y lleno o sin restriccin en el rea de flujo.
Boquillas o Herramientas de Lavado: Son por lo general de diseo y construccin simple y
son a menudo fabricadas localmente. La accin requerida del lanzamiento generalmente
determina la posicin y tamao de los puertos de las boquillas.
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Motores de Fondo: Los motores de desplazamiento positivo convierten la energa
hidrulica en energa mecnica, son dos los mecanismos bsicos de conversin:
Bomba de Paletas: Un conjunto de aletas son expuestas al fluido, la presin del fluido se
convierte en fuerza motriz a travs de un eje de transmisin conectado a la bomba de
paletas.
Barra Sin Fin: Se fundamenta en el principio de cavidades progresivas, la presin del
fluido hace rotar la barra la cual termina en un eje de transmisin.
La funcin de estos motores es impartir rotacin a la broca cuando realizan trabajos de
perforacin.
Impact Drill-Jars: Estn diseados especficamente para ser usados en equipos de
Tubing. La operacin de ensamblaje de la herramienta consiste de un sencillo taladro
pulsativo direccional (descendente) y un acelerador, el cual es opcional.
Martillos. Un martillo es un dispositivo que d un repentino golpe, ya sea hacia arriba o
hacia abajo, a la sarta ubicada debajo de l. En aplicaciones de Tubing, por lo general
esta compuesto por un sliding mandrel que permite una breve y repentina aceleracin a la
sarta de tubera localizada arriba del martillo. El viaje del mandril es limitado por un punto
(martillo) el cual golpea el otro extremo correspondiente del mandril (yunque).
La mayora de martillos liberan en una sola direccin, sin embargo, algunos diseos
tienen la caracterstica para habilitar el martillo ya sea hacia arriba o hacia abajo sin
reajustar la herramienta.
Debe ser incluido un acelerador en algunas operaciones de Tubing en las cuales tambin
se monta un martillo. El acelerador se coloca en la sarta de herramientas, en la parte de
arriba se ensambla el martillo en orden para almacenar la energa que puede ser liberada
cuando el martillo se dispara.
Los martillos comnmente usados en operaciones con Tubing trabajan con uno de los
siguientes principios:
Mecnico Hidrulico Fluido mecnico (impacto por fluido)
Los tres tipos de martillo operan con golpes hacia arriba, sin embargo, solamente los
martillos con fluido mecnico son capaces de operar hacia abajo o en ambos sentidos.
Los martillos operan en otros fluidos incluyendo agua, espuma, nitrgeno, xileno, diesel y
lodo de perforacin.
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Las herramientas incorporan rotacin en la broca, impacto y elevada vibracin o pulso de
presin en cada ciclo, igualmente, la broca no presenta resistencia, esta caracterstica
permite la circulacin dentro y fuera del pozo sin daar la herramienta o las paredes de la
tubera.
La frecuencia del stroke depende de: la rata de fluido y el peso aplicado a la herramienta.
El acelerador se coloca en el tope del martillo para incrementar la eficiencia de la
herramienta cuando se opera a poca profundidad.
Se debe disear una adecuada seleccin de brocas para usarse con el impact drill en un
rango determinado de aplicaciones tales como:
Remocin de Scale Remocin de Grava Perforacin de cemento Remocin de arena / resina Remocin de parafinas Ruptura de discos de cermica
Martillos
Aceleradores: Los aceleradores de Tubing son utilizados en conjunto con los martillos en
operaciones de pesca o stiffline.
Los aceleradores generalmente estn compuestos por un sliding mandrel el cual
comprime un resorte mientras es forzado en la direccin de operacin (por ejemplo hacia
arriba, hacia abajo o en ambos sentidos)
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Esta herramienta se localiza en la sarta de tubera sobre el martillo, la primera funcin del
acelerador es almacenar la energa para ser liberada cuando el martillo se dispara. La
accin del acelerador, tambin ayuda a proteger a la herramienta localizada cerca a l y
a la sarta de Tubing de un choque causado por el impacto del martillo.
Los aceleradores empleados en las operaciones de Tubing, trabajan con uno de los
siguientes principios:
Spring (mecnico) Compresin de fluidos (hidrulico)
Las herramientas para compresin de fluidos son generalmente llamadas intensificadoras
y son ms comunes que las operadas con aceleradores spring.
Los martillos y los aceleradores podran ser empleados en conjunto, aliviando algunos
problemas asociados con la compatibilidad de las herramientas.
El acelerador debe tener un stroke caracterstico, el cual debe ser lo suficientemente
grande para dar al martillo el tiempo de disparo.
Overshots: son comnmente empleados en extensas variedades de pesca en
operaciones con Tubing; los overshots son diseados para acoplarse sobre el pescado a
recuperar. Una vez que es fijado en el pescado, incrementa tanto la presin ejercida por el
overshot, como la tensin en la sarta.
Al final el pescado o la herramienta son recuperados inmviles, entonces, un mecanismo
de liberacin puede ser activado para recuperar el Tubing y la sarta de herramientas. Esta
recuperacin puede ser incorporada en el diseo de los overshot (overshot recuperable),
aunque tambin existen overshot no recuperables.
El diseo y operacin de los overshot recuperables varia un poco entre fabricantes, sin
embargo, la caracterstica principal y los componentes son similares e incluyen:
Un mecanismo de Agarre / liberacin, usualmente controlado por un mecanismo de trinquete.
Un mecanismo de circulacin fcil el cual, permite la circulacin de fluidos y ofrece una ventaja significativa adems de los mtodos alternativos de pesca.
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Spears: son comnmente empleados en operaciones de pesca. Tambin son diseados
para acoplar el pescado al ser agarrado por el ID. Aunque el mtodo preferido para
acoplar un pescado es el overshot, el spear da una ventaja alternativa en cuanto recupera
el pescado con un adecuado soporte.
En el momento en que el pescado o la herramienta son recuperados y estn
inmovilizados, se activa una liberacin mecnica que retira el Coiled Tubing y la sarta de
herramientas. Esta liberacin mecnica puede ser incorporada en el diseo del spears
(spears recuperables) o, en algunos casos puede requerir la operacin de una unin
liberadora para separar el Tubing (spear no recuperable). Se recomienda emplear el
spear recuperable en aplicaciones de Tubing.
El diseo y operacin del spear recuperable, vara ampliamente entre fabricantes. Sin
embargo, las caractersticas principales y los componentes son similares e incluyen lo
siguiente:
Un mecanismo de agarre /liberacin, usualmente controlado por un mecanismo de
gancho.
Un cono de agarre el cual podra ser hecho despus de considerar el perfil del fishing
neck y las restricciones de terminacin.
Un mecanismo de circulacin fcil el cual, permite la circulacin de fluidos y ofrece una
ventaja significativa adems de los mtodos alternativos de pesca.
Prueba Hidrulica del Equipo:
Una vez instalado el equipo, se le efecta la prueba hidrulica a este y las conexiones
superficiales que van desde la unidad de bombeo hasta el carrete de la tubera flexible.
Prueba Hidrulica del Equipo de apoyo: el equipo de apoyo se prueba cerrando la
vlvula principal que se encuentra antes de la unin giratoria de la sarta, se comprime
lentamente con la unidad de bombeo hasta 5.000 Psi observando que la presin no
se altere durante 15 minutos, luego se alivia la presin por medio de la vlvula
maestra que se tiene a la salida de la unidad de bombeo.
Prueba Hidrulica de la Tubera de Trabajo y las Conexiones a Pozo: Con la punta de
la tubera de trabajo dentro del conector y la vlvula maestra del rbol de navidad
cerrada y la lateral abierta, se inicia el bombeo para llenar la tubera de trabajo con el
fluido de prueba, teniendo una lnea al quemador para desplazar todo el aire existente
en la tubera.
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Cuando el fluido bombeado empieza a salir por la lnea de descarga al quemador se
suspende el bombeo para cerrar la vlvula lateral y represionar lentamente hasta 5.000
Psi durante 30 minutos. Con esto se prueba la tubera flexible, stripper, preventoras y
conexiones. Si la presin no cae en este tiempo, la prueba es satisfactoria y se descarga
al quemador.
Cumplidas todas las pruebas y listos para iniciar el trabajo se verifica que la vlvula
maestra y la lateral estn abiertas para iniciar la operacin. COMPLETAMIENTO DE POZOS El completamiento de un pozo es el resultado de muchos estudios que, aunque
realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la obtencin de hidrocarburos.
La Ingeniera de Yacimientos y de Produccin; han venido realizando, en los ltimos
aos, un trabajo en equipo permitiendo una interaccin de las ramas que conforman la
ingeniera de petrleos.
Tambin se define como el conjunto de trabajos que se realizan en un pozo despus de la
perforacin o durante la reparacin, para dejarlos en condiciones de producir
eficientemente los fluidos de la formacin o destinarlos a otros usos, como inyeccin de
agua o gas
La eleccin y el adecuado diseo de los esquemas de completamiento de los pozos
perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeo operativo, productivo y
desarrollo de un campo. La eficiencia y la seguridad del vnculo establecido entre el
yacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratgica disposicin de todos los
parmetros que lo conforman, de esta manera podra hablarse de la productividad del
pozo en funcin del completamiento, que incluye un anlisis de sus condiciones
mecnicas y la rentabilidad econmica que justifique su existencia.
EQUIPOS
El equipo de completamiento de un pozo se compone bsicamente de dos grandes
grupos, el primero es el equipo de superficie y el segundo es el de subsuelo.
Equipo de Superficie
Est compuesto por el conjunto llamado cabeza de pozo, el cual a su vez se compone del
arbolito de navidad y los accesorios complementarios para su adecuado funcionamiento y
varia dependiendo del tipo de levantamiento que se vaya a aplicar, ya sea flujo natural o
levantamiento artificial.
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Equipo de Subsuelo
Est compuesto por el conjunto de tubera, vlvulas, empaques de fondo y dems
accesorios colocados dentro del pozo.
Sarta de produccin.
Estas constituyen arreglos de tubulares y equipos de fondo; pueden ir desde arreglos
sencillos hasta arreglos muy complicados. Su objetivo primordial es conducir los fluidos
desde la boca de las perforaciones hasta la superficie. Los Grados API para tubera
mayormente empleados son: J-55, C-75, C-95 y P-105. Los grados C-75 y C-95 son
diseados para soportar ambientes cidos, son ms resistentes y costosos que el J-55,
este ltimo presenta un buen comportamiento en ambientes bsicos. Existen dos tipos de
conexiones, para tuberas de produccin, avaladas por el API. La conexin API NU (No
Upset), que consta de una rosca de 10 vueltas, siendo la conexin menos fuerte que la
tubera. La conexin de tubera EU (External Upset), dicha conexin posee mayor
resistencia que el cuerpo de la tubera y es ideal para los servicios de alta presin.
Empaque de produccin
Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre el tubing y el
revestimiento de produccin, a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos, desde el
empaque por el espacio anular, hacia arriba. Estos empaques son utilizados bajo las
siguientes condiciones:
Para proteger la tubera de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta
produccin o presiones de inyeccin.
Para proteger la tubera de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.
Para aislar perforaciones o zonas de produccin en completaciones mltiples.
En instalaciones de levantamiento artificial cuando se requiera.
Para proteger la tubera de revestimiento del colapso, mediante el empleo de un fluido
sobre el empaque en el espacio anular entre el tubing y el revestimiento de produccin.
FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEO DEL COMPLETAMIENTO DE POZOS.
La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de
completamiento y los trabajos efectuados durante el mismo. La seleccin del
completamiento tiene como principal objetivo obtener la mxima produccin en la forma
ms eficiente y econmica posible, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los
factores que determinan dicha seleccin, tales como:
Tasa de produccin requerida.
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Calidad y composicin de los fluidos Profundidad y grado de desviacin Reservas de zonas a completar. Mecanismos de produccin en las zonas o yacimientos a completar. Necesidades futuras de estimulacin. Requerimientos para el control de arena. Futuras reparaciones. Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecnico,
etc. Posibilidades de futuros proyectos de recuperacin adicional de petrleo. Inversiones requeridas. Etc.
CLASIFICACIN DE LOS COMPLETAMIENTOS DE ACUERDO A LAS CARACTERISTICAS DEL POZO. Bsicamente existen tres tipos de completaciones de acuerdo a las caractersticas del
pozo, es decir como se termine la zona objetivo:
Hueco Abierto. Hueco Abierto con Forro o Tubera Ranurada. Tubera de Revestimiento Perforada (Caoneada).
Completamiento a Hueco Abierto.
Este tipo de completamiento se realiza en zonas donde la formacin est altamente
compactada, siendo el intervalo de completamiento o produccin normalmente grande
(100 a 400 pies) y homogneo en toda su longitud.
Consiste en correr y cementar el revestimiento de produccin hasta el tope de la zona de
inters, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este
tipo de completamiento se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se
espera produccin de agua/gas ni produccin de arena derrumbes de la formacin.
Completamiento a Hueco Abierto.
Mandril de LAG
Tubera de produccin
Empacadura
Revestimiento de
produccin
Cemento
Mandril de LAG
Tubera de produccin
Empacadura
Revestimiento de
produccin
Cemento
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Completamiento con Tubera Ranurada. Este tipo de completamiento se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido a
problemas de produccin de fragmentos de rocas y de la formacin, donde se produce
generalmente petrleos con presencia de slidos.
En un completamiento con casing o tubera ranurada, el revestimiento se asienta en el
tope de la formacin productora y se coloca una sarta de tubera en el intervalo
correspondiente a la formacin productiva. Dentro de este tipo de completamiento
encontramos la siguiente clasificacin:
Completamiento con liner ranurado (no cementado):
En este tipo de completamiento una malla se coloca a lo largo de la seccin o intervalo de
inters, la cual puede ser empacada con grava para impedir el arrastre de la arena de la
formacin con la produccin.
Completamiento con Liner Ranurado.
Entre los requerimientos necesarios para que este tipo de completamiento se lleve a
cabo, estn los siguientes: formacin no consolidada, formacin de grandes espesores
(100 a 400 pies), formacin homognea a lo largo del intervalo de completamiento, etc.
Completamiento con revestimiento liso o ciego:
Mandril de LAG
Tubera de produccin
Empacadura
Revestimiento de
produccin
Colgador
Forro Ranurado
Mandril de LAG
Tubera de produccin
Empacadura
Revestimiento de
produccin
Colgador
Forro Ranurado
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En este caso, se instala una sarta de revestimiento a lo largo de la seccin o intervalo de
produccin. El revestimiento se cementa y se caonea selectivamente en la zona
productiva de inters.
Completamiento con Revestimiento Liso.
CONFIGURACIN MECNICA DE LOS POZOS.
De acuerdo a la configuracin mecnica del pozo, el completamiento del mismo puede
variar de acuerdo a diferentes factores y a los usos que se le vaya a dar a los pozos. La
mayora de las partes mecnicas o equipos de subsuelo pueden ser removidos, es decir,
no tienen carcter permanente y son aquellas operaciones en las cuales la tubera de
produccin y el cabezal del pozo (rbol de navidad), se instalan de tal manera que todo
trabajo subsiguiente se lleva a cabo a travs del cabezal y la tubera de produccin con
equipo de workover o con cable.
Factores que Determinan el Tipo de Configuracin Mecnica.
Tipo de pozo (productor, inyector, etc). Nmero de zonas a completar. Mecanismo de produccin. Procesos de recuperacin secundaria (inyeccin de agua, inyeccin de gas, etc). Grado de compactacin de la formacin. Posibilidades de futuros reacondicionamientos. Costos de los equipos.
CLASIFICACIN DE LOS COMPLETAMIENTOS DE ACUERDO A LA CONFIGURACIN MECNICA.
Mandril de LAG
Tubera de produccin
Empacadura
Revestimiento de
produccin
Colgador
Camisa Cementada
Intervalos caoneados
Mandril de LAG
Tubera de produccin
Empacadura
Revestimiento de
produccin
Colgador
Camisa Cementada
Intervalos caoneados
Mandril de LAG
Tubera de produccin
Empacadura
Revestimiento de
produccin
Cemento
Intervalos caoneados
Mandril de LAG
Tubera de produccin
Empacadura
Revestimiento de
produccin
Cemento
Intervalos caoneados
Mandril de LAG
Tubera de produccin
Empacadura
Revestimiento de
produccin
Cemento
Intervalos caoneados
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Completamiento simple convencional: Esta tipo de completamiento se realiza para la produccin una sola zona, a travs de la tubera de produccin.
Completamiento simple selectivo: Consiste en separar las zonas productoras mediante empaques, produciendo a travs de mangas vlvulas de circulacin.
Completamiento mltiple: Se utiliza cuando se quiere producir simultneamente varias zonas petrolferas (yacimientos) en un solo pozo, sin mezclar los fluidos. Generalmente reduce el nmero de pozos a perforar.
Completamiento simple: Este tipo de completamiento es una tcnica de produccin
mediante la cual las diferentes zonas productoras producen simultneamente o lo hacen
en forman selectiva por una misma tubera de produccin. Este tipo de completamiento se
aplica donde existe una o varias zonas de un mismo yacimiento. En completamientos de
este tipo, todos los intervalos productores se caonean antes de correr el equipo de
completamiento. Adems de producir selectivamente la zona petrolfera, ofrece la ventaja
de aislar zonas productoras de gas y agua. En caso de que la zona petrolfera no tenga
suficiente presin como para levantar la columna de fluido hasta la superficie se pueden
utilizar mtodos de levantamiento artificial. Entre las variedades de este tipo de
completamiento se tiene:
Completamiento Simple.
Completamiento simple convencional
Mandril de LAG
Tubera de produccin
Revestimiento de
produccin
Intervalos caoneados
Empacadura
Hidraulica
Vlvula de circulacin
Empacadura DG Permanente
Mandril de LAG
Tubera de produccin
Revestimiento de
produccin
Intervalos caoneados
Empacadura
Hidraulica
Vlvula de circulacin
Empacadura DG Permanente
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Completamiento mltiple
Entre los principales tipos de completamientos mltiples, se destacan:
Completamiento doble con una tubera de produccin y una empaque de
produccin: En este tipo de completamiento, la zona superior produce a travs del
espacio anular revestidor / tubera de produccin, mientras que la zona inferior produce a
travs de la tubera de produccin. Generalmente, se aplica donde la zona superior no
requiera levantamiento artificial, no tenga problemas de arena, corrosin, etc..
Completamiento Doble con una Tubera de Produccin y un Empaque de
Produccin.
Completamiento doble con una tubera de produccin y dos empaques de
produccin: Mediante este diseo es posible producir cualquier zona a travs de la
tubera de produccin. Esto se lleva a cabo a travs de una herramienta de cruce (cross
over) que hace que la zona superior pueda ser producida por la tubera de produccin y la
zona inferior por el espacio anular (revestidor-tubera).
Completamiento doble con tuberas de produccin paralelas y mltiples empaques
de produccin: Mediante este diseo se pueden producir varias zonas simultneamente
y por separado a travs del uso de tuberas de produccin paralelas y empaques dobles.
Empacaduras
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Intervalos caoneados
Tubera de produccin
Revestimiento de
produccin
Empacaduras
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Intervalos caoneados
Tubera de produccin
Revestimiento de
produccin
Intervalos caoneados
Empacadura Permanente
Vlvula camisade circulacin
Guia Dual
Empacadura Doble permanente
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Intervalos caoneados
Empacadura Permanente
Vlvula camisade circulacin
Guia Dual
Empacadura Doble permanente
Intervalos caoneados
Empacadura Permanente
Vlvula camisade circulacin
Guia Dual
Empacadura Doble permanente
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Completamiento Doble con Tuberas de Produccin Paralelas y Mltiples Empaques de Produccin.
TIPOS DE COMPLETAMIENTO DE ACUERDO A LOS SISTEMAS DE
LEVANTAMIENTO
Los sistemas de levantamiento se clasifican en dos clases, las cuales son: Flujo Natural y
Levantamiento Artificial y ste ultimo a su vez se subdivide en:
Bombeo Mecnico Gas Lift (LAG) Bombeo Electrosumergible Bombeo de Cavidades Progresivas Bombeo Hidrulico Combinaciones
o Electrosumergible-Gas lift o Electrogas o Electro-PCP y otros.
FLUJO NATURAL
Cuando la energa natural de un yacimiento es suficiente para promover el
desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo y de all hasta la
superficie, se dice que el pozo fluye naturalmente. Es decir, el fluido se desplaza como
consecuencia del diferencial de presin entre la formacin y el fondo del pozo.
Posteriormente como producto de la explotacin del yacimiento la presin de ste
disminuye, esto implica que la produccin de fluidos baja hasta el momento en el cual, el
pozo empieza un ciclo denominado cabeceo, es decir su produccin es por baches o
intermitente, para posteriormente dejar de producir por s mismo.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.
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Neiva, 2009 37
Cuando el pozo declina en su presin de fondo y en la produccin, adems que el limite
econmico no permite continuar la produccin en flujo natural, surje la necesidad de
extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicacin de fuerzas o energas ajenas al
pozo, a este proceso se le denomina Levantamiento Artificial.
Existen diversos Mtodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se encuentran los
siguientes: Bombeo Mecnico Convencional (BMC), Bombeo Electrosumergible (BES),
Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP), Bombeo Hidrulico (BH), Levantamiento Artificial
por Gas (LAG) y combinacin de los anteriores.
A continuacin se describen brevemente los Mtodos de Levantamiento Artificial
mencionados anteriormente:
BOMBEO MECNICO CONVENCIONAL.
Este mtodo consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de accin
reciprocante, abastecida con energa suministrada a travs de una sarta de varillas. La
energa proviene de un motor elctrico, o de combustin interna, el cual moviliza una
unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El Bombeo Mecnico
Convencional tiene su principal aplicacin en el mbito mundial en la produccin de
crudos pesados y extrapesados, aunque tambin se usa en la produccin de crudos
medianos y livianos. No se recomienda en pozos desviados, y tampoco es recomendable
cuando la produccin de slidos y/o la relacin gas lquido sea muy alta, ya que afecta
considerablemente la eficiencia de la bomba.
Una unidad tpica de Bombeo Mecnico consiste de cinco componentes bsicos:
El Motor primario, el cual suministra la potencia del sistema. La unidad de transmisin de potencia o caja reductora de velocidades. El Equipo de bombeo en superficie, el cual se encarga de transformar el
movimiento rotatorio (primario) en movimiento lineal reciprocante. La sarta de varillas, la cual transmite el movimiento y la potencia a la bomba,
desde la superficie hasta el subsuelo. La Bomba de subsuelo.
BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE.
Este Mtodo de Levantamiento Artificial es aplicable cuando se desea producir grandes
volmenes de fluido, en pozos medianamente profundos y con grandes potenciales.
Sin embargo, los consumos de potencia por barril diario producido son tambin elevados,
especialmente en crudos viscosos. Es posible la aplicacin de Bombeo Electrosumergible
en pozos que se encuentren bajo las siguientes condiciones: altas tasas de produccin,
alto ndice de productividad, baja presin de fondo, alta relacin agua petrleo, y baja
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MODULO 1 INTRODUCCIN A PRODUCCIN Elaborado por: Ervin Aranda Aranda
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relacin gas lquido (RGL), en caso de alta RGL, se puede emplear este mtodo
utilizando un separador de gas. Una instalacin de este tipo puede operar dentro de una
amplia gama de condiciones y manejar cualquier fluido o crudo, con los accesorios
adecuados para cada caso y se compone de equipo de superficie y de subsuelo.
El equipo de superficie de este sistema de Levantamiento Artificial cuenta con los
siguientes elementos:
Banco de transformadores elctricos: constituido por transformadores que
cambian el voltaje primario de la lnea elctrica al voltaje requerido por los
instrumentos y equipos de superficie y posteriormente al voltaje requerido por
el motor.
Tablero de control: su funcin es controlar e indicar las variables de las
diferentes operaciones que se realizan en los equipos y las operaciones en el
pozo.
Variador de frecuencia: permite arrancar los motores a bajas velocidades
reduciendo los esfuerzos en el eje de la bomba, protege el equipo de
variaciones elctricas.
Caja de venteo: est ubicada entre el cabezal del pozo y el tablero de control,
conecta el cable de energa del equipo de superficie con el cable de conexin
del motor, adems permite ventear a la atmsfera el gas que fluye a travs del
cable, impidiendo que llegue al tablero de control.
Equipo de subsuelo presenta entre sus principales componentes los siguientes:
Motor elctrico: es la fuente de potencia que genera el movimiento a la bomba
para mantener la produccin de fluidos. Se recomienda colocarlo por encima
de las perforaciones.
Protector o sello: se encuentra entre el motor y la bomba, permite conectar el
eje de la bomba al eje del motor. Adems absorbe las cargas axiales de la
bomba y compensa la expansin o contraccin del motor, no permite la entrada
de fluidos al motor.
Seccin de succin: est constituida por la vlvula de retencin y la vlvula de
drenaje. La primera de ellas disminuye la presin hidrosttica sobre los
componentes de la bomba, y la segunda se utiliza como factor de seguridad
para circular el pozo del revestimiento a la tubera de produccin y viceversa.
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Separador de gas: est ubicado entre el protector y la bomba, reduce la
cantidad de gas libre que pasa a travs de la bomba. Su uso es opcional y se
emplea cuando se prev o se tiene alta relacin gas petrleo (RGP).
Bomba electrosumergible: es de tipo centrfugomultietapas, cada etapa
consiste en un impulsor rotativo y un difusor fijo. El nmero de etapas
determina la capacidad de levantamiento y la potencia requerida para ello. El
movimiento rotativo del impulsor imparte un movimiento tangencial al fluido que
pasa a travs de la bomba, creando la fuerza centrfuga que impulsa al fluido
en forma radial, es decir, el fluido viaja a travs del impulsor en la resultante del
movimiento radial y tangencial, generando al fluido verdadera direccin y
sentido del movimiento.
Cables trifsicos: suministran la potencia al motor elctrico, y deben cumplir
con los requerimientos de energa del mismo. Estn aislados externamente con
un protector de bronce o aluminio, en la parte media un aislante y cada cable
est internamente aislado con plstico de alta densidad.
BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS.
Las bombas de Cavidades Progresivas son equipos rotativos de desplazamiento positivo,
compuestos por un rotor metlico, un estator cuyo material es elastmero generalmente,
un sistema motor y un sistema de acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a
travs de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan desde la succin hasta
la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator. El movimiento es
transmitido por medio de una sarta de varillas desde la superficie hasta la bomba,
empleando para ello un motor reductor acoplado a las mismas.
Este tipo de bombas se caracteriza por operar a bajas velocidades y permitir manejar
altos volmenes de gas, slidos en suspensin y cortes de agua, as como tambin son
ideales para manejar crudos de mediana y baja gravedad API. Los componentes bsicos
de un sistema de Bombeo de Cavidades Progresivas incluyen:
Equipo de superficie:
Cabezal giratorio: su funcin principal es la de soportar el peso de la sarta de
varillas. Adems, evita que sta ltima retroceda cuando el sistema se apaga.
Movimiento primario (motor): su funcin principal es la de proveer la energa
necesaria para mover el equipo de superficie, y por ende la sarta de varillas y
la bomba.
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Equipo de transmisin de potencia: a travs de un conjunto de poleas, cadenas
y un sistema hidrulico, se encarga de transmitirle potencia al motor. Tambin
se puede incluir dentro de este grupo el Prensaestopas y la Barra Pulida.
Equipo de subsuelo: en este grupo de componentes se encuentran la bomba de
subsuelo, el ancla de gas, el ancla antitorque y la sarta de varillas.
La bomba de subsuelo: consiste de un rotor helicoidal singular que rota alrededor
de un mismo eje, dentro de un estator helicoidal doble de mismo dimetro (menor)
y del doble de longitud. El rotor y el estator forman una serie de cavidades selladas
a lo largo de una misma direccin, que se desplazan desde la succin hasta la
descarga de la bomba.
Ancla antitorque: se encarga de agarrar o sostener la tubera al revestimiento, para
evitar movimientos de la ultima y a la vez, controla y atena el torque, producto del
movimiento rotacional del conjunto varillas-bomba.
Sarta de varillas: es la encargada de transmitir el movimiento rotacional desde el
motor en superficie hasta la bomba de subsuelo, a la vez que transmite la potencia
para que la bomba pueda moverse y enviar los fluidos hasta superficie. La
seleccin, el nmero de varbillas y el dimetro de stas dependen de la
profundidad a la que se desea colocar la bomba de subsuelo y de las condiciones
de operacin.
BOMBEO HIDRULICO.
Los sistemas de Bombeo Hidrulico transmiten su potencia mediante el uso de un fluido
presurizado que es inyectado a travs de la tubera. Este fluido conocido como fluido de
potencia o fluido motor, es utilizado por una bomba de subsuelo que acta como un
transformador para convertir la energa de dicho fluido a energa potencial o de presin en
el fluido producido que es enviado hacia la superficie. Los fluidos de potencia ms
utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo.
El bombeo hidrulico se divide en dos clases:
Tipo Pistn. Tipo Jet.
El bombeo hidrulico, al igual que todos los sistemas de bombeo, se compone de equipo de superficie y de subsuelo. El equipo de superficie comprende:
Tanques de almacenamiento, tanques de lavado, separadores y/o tratadores:
cuando se utiliza petrleo como fluido de potencia en un sistema abierto, dicho
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fluido se obtiene de tanques de almacenamiento o de oleoductos, de donde se
suministran al sistema de bombeo o de distribucin. Si se est en un sistema
cerrado, el fluido de potencia, bien sea agua o petrleo es manejado en un circuito
cerrado, el cual debe disponer de su propio tanque de almacenamiento y equipos
de limpieza de slidos, estos equipos operan independientemente de las
operaciones en las estaciones de produccin.
Bomba multiplex o triplex: son bombas de accin reciprocante y constan de una
unidad de potencia y un caudal de fluido.
Vlvulas de control: en general se usan varios tipos de vlvulas de control para
regular y/o distribuir el suministro de fluido de potencia a uno o ms pozos.
Mltiples de control: se utilizan para dirigir los fluidos directamente a cada uno de
los pozos. Una vlvula de control de presin constante, regula la presin del flujo y
la cantidad de fluido de potencia que se requiere en cada pozo, cuando se usa una
bomba reciprocante.
El equipo de subsuelo comprende:
Sartas de tuberas: generalmente se usan dos sartas de tubera, una conduce el
fluido motriz y la otra transporta los fluidos provenientes de la formacin en
conjunto con el fluido motriz, en algunos casos se usa una sola sarta de tubera y
en reemplazo de la otra se usa el revestimiento de produccin.
Bomba de subsuelo: puede ser de tipo pistn o tipo jet, cuya funcin principal es
permitir la mescla de el fluido motriz con los fluidos producidos por la formacin.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS (LAG).
Este Mtodo de Levantamiento Artificial opera mediante la inyeccin continua de gas a
alta presin en la columna de los fluidos de produccin (Flujo continuo), con el objeto de
disminuir la densidad del fluido producido y reducir el peso de la columna hidrosttica
sobre la formacin, obtenindose as un diferencial de presin entre el yacimiento y el
pozo que permite que el pozo fluya adecuadamente. El gas tambin puede inyectarse a
intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de
lquido (Flujo intermitente). Como variantes de estos mtodos, tambin se han
desarrollado otros como la Cmara de Acumulacin, el Pistn Metlico y el Flujo Pistn.
Una instalacin de LAG consta bsicamente de: la sarta de produccin y el equipo
asociado, la lnea de flujo, el separador, los equipos de medicin y control, la planta
compresora o fuente de gas de levantamiento de alta presin y las lneas de distribucin
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del gas. El equipo de produccin consiste en una o varias piezas tubulares denominadas
mandriles, los cuales se insertan o enroscan con la tubera de produccin y llevan insertas
las vlvulas de levantamiento, a travs de la cual pasa el gas destinado a levantar el fluido
de produccin.
El equipo de subsuelo representa la base para el funcionamiento del LAG y est
constituido principalmente por las vlvulas de LAG y los mandriles. Las vlvulas de LAG
tienen como funcin permitir la inyeccin, a alta presin del gas que se encuentra en el
espacio anular.
El mandril es una seccin tubular que permite colocar la vlvula a la profundidad deseada
y permite el paso del gas, desde el espacio anular hacia la vlvula LAG. Se instala con la
tubera de produccin, puede ser de tipo convencional, donde la vlvula va enroscada
externamente con un protector superior, para recuperar dicha vlvula es necesario sacar
la sarta de produccin. Las instalaciones de LAG pueden ser: cerradas, semicerradas y
abiertas. Las cerradas son aquellas provistas de empaques y vlvula fija de retencin de
lquido, las semicerradas poseen empaques, pero sin vlvula fija; y las abiertas no utilizan
empaques, ni vlvula fija. Las instalaciones cerradas y semicerradas se usan para flujo
por la tubera de produccin o por el anular.
Este tipo de Mtodo de Levantamiento Artificial permite manejar grandes volmenes de
produccin, incluyendo la produccin de agua y sedimentos. Adems cuenta con la
flexibilidad de distribuir gas a varios pozos con una sola planta de compresin, y de
recuperar las vlvulas con guaya fina o tubera.