produccion i

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FACULTAD INTEGRAL DEL CHACOFACULTAD INTEGRAL DEL CHACOCARRERA TECNICO SUPERIOR EN PETROLEOSCARRERA TECNICO SUPERIOR EN PETROLEOS

Curso de veranoCurso de verano

Producción IProducción I

FACILITADOR: ING. JOSE MARIA HURTADO L

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FACTORES RELATIVOS AL YACIMIENTO

ORIGEN DEL PETROLEO Y EL GAS.

El petróleo y el gas o derivados contribuyen con el 60% de la energía que consume nuestro planeta. Por ejemplo E.E.U.U., su motor industrial es basado en un 62% de este tipo de energía. Otras fuentes energías llamadas ¨Renovables¨ son la energía nuclear, Hidráulica, Eolica, etc.

Las Compañías Petroleras Estatales son las que controlan hoy en día el 80% de las reservas de gas y petróleo del Mundo.

Estas son por ejemplo: PDVSA (Venezuela), PEMEX (México),STATOIL (Noruega),ARAMCO (Arabia Saudita),etc.

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La teoría del origen orgánico del petróleo y del gas, es actualmente la mas avalada; según ella las sustancias orgánicas durante millones de años provenientes de restos de animales y plantas, tales como plancton,Algas, corales,peces fueron quedando incorporados al fango del fondo de los mares y lagos. Normalmente a esa profundidad no hay oxigeno de tal manera la materia orgánica se preserva; estos sedimentos del fondo,normalmente arcillosos, contribuyeron a la formación de la roca madre generadora de petróleo y gas, sometida a presiones y temperaturas a esa profundidad.

En realidad el petróleo se encuentra ¨Embebido¨ en ciertos tipos de rocasa las que se denomina reservorios.

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Un reservorio es una roca que tiene espacios vacíos dentro de si, denominados poros que son capaces de contener petróleo o gas del mismo modo que una esponja contiene agua.

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Para que se forme un yacimiento hace falta algo que permita que el petróleo se encuentre en un lugar; este elemento se llama trampa.

Las trampas pueden estar dadas por rocas impermeables ubicadas a los lados del reservorio. Existen trampas estratigráficas y estructurales.

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PROPIEDADES PETROFISICAS POROSIDAD: Es la característica física mas conocida de un

yacimiento de petróleo y/o gas. Se define como la relación que existe entre el volumen de poros de una roca frente al volumen total. Se lo expresa en porcentaje (%).

PERMEABILIDAD: La permeabilidad de la roca, se define como la conductividad de los fluidos o la capacidad que tiene la roca para dejar circular o pasar a los fluidos a través de su volumen de poros interconectados.

SATURACION DE LOS FLUIDOS: Es el volumen del fluido que se encuentra en los poros con relación al volumen poral total de la roca.

SATURACION DE AGUA: Es el volumen de agua que esta contenido dentro de un volumen poroso, dividido entre el volumen total de poros.

Se llama saturación a un 100%, cuando solo existe agua en los poros de la formación.

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FACTORES RELATIVOS AL YACIMIENTO PERMEABILIDAD ABSOLUTA

pA

Lqk

Donde:Q = Caudal de producción, cc / seg.μ = Viscosidad, cpsA = Área, cm.∆p = Presión diferencial, atm

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PERMEABILIDAD EFECTIVA Es la permeabilidad de la misma a un fluido particular,cuando

la saturacion de este fluido en la roca es menor al 100%. Es decir cuando existen otros fluidos presentes ( Agua, petroleo y gas ).

pA

LqKw ww

pA

LqKo oo

PERMEABILIDAD RELATIVA Es la razon de la permeabilidad efectiva a la permeabilidad absoluta.

K

Kwkrw

K

Kokro

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Curvas de permeabilidad relativa

vs. Saturación de agua Curvas de Permeabilidad relativa vs. Saturación de agua y petróleo

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SATURACION DE PETROLEO O GAS: Se define como la fracción de poros que contiene petróleo o gas a condiciones de yacimiento.

Parte del fluido del yacimiento no puede extraerse, esta parte de los fluidos recibe el nombre de saturación residual. Este tipo de saturación se puede recuperar con sistemas de recuperación secundaria y terciaria.

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FACTOR VOLUMETRICO: Es la relación que existe entre el fluido a condiciones de yacimiento y a condiciones de superficie. Es un factor utilizado para predecir el cambio del volumen del petróleo con los cambios de presión y temperatura.

RELACION GAS PETROLEO (RGP): Llamado también el factor de gas, es la cantidad de gas producido por cada unidad de volumen.

Las unidades pueden estar en : PC/BBL ; MCG/MCP. YACIMIENTOS DE PETROLEO Y GAS: Se llama yacimiento

petrolífero a toda clase de reservorio natural que en el momento de su descubrimiento que a condiciones normales de presión y temperatura contenga una mezcla de hidrocarburos.

YACIMIENTO DE GAS: Es el yacimiento cuyo espacio poroso de la roca receptora es de volumen constante. Se considera que esta ocupado por un gas inicialmente conteniendo un volumen total de agua, que es la saturación inicial de agua (Sw).

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YACIMIENTO SUBSATURADO: Es aquel que para las condiciones de presión y temperatura existentes en el yacimiento hay una deficiencia de gas; es decir, que la presión del yacimiento es mayor que la presión en el punto de burbuja.

El yacimiento solo contiene agua connata y petróleo con su gas en solución.

YACIMIENTO SATURADO: En este caso se considera que el gas existente en el yacimiento es exactamente el gas necesario para saturar el petróleo a las condiciones de presión y temperatura iniciales del yacimiento.

DIAGRAMA DE FASES: En el reservorio generalmente no están diferenciados como entidades separadas, sino que formar un sistema. Una forma de definir este sistema es con el diagrama de fases (P vs T) el cual describe las condiciones del material del reservorio a cualquier temperatura y presión dadas.

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DIAGRAME DE FASES

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Diagrama de fase para reservorio de gas con condensación retrograda

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MECANISMOS DE EMPUJE EN EL RESERVORIO EMPUJE POR GAS DISUELTO: La caída de presión hace que

el fluido se expanda en la roca reservorio, empujando al petróleo a través de los canales de los poros. A causa de este drenaje del petróleo, la presión va declinando y el gas es despedido de la solución, surgiendo como burbujas separadas en los espacios porales. El gas fluye mas fácilmente que el petróleo porque es mas liviano, menos viscosos y no se adhiere a los espacios porales de la roca.

EMPUJE POR GAS LIBRE: Cuando la presión no es lo bastante elevada para retener todo el material en una fase liquida, puede existir una fase de gas libre o casquete de gas. Este gas se eleva hacia el extremo del deposito donde queda entrampado dentro de una capa impermeable formando lo que se llama el domo gasifero.

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EMPUJE HIDRAULICO: La energía en este mecanismo proviene principalmente desde afuera del reservorio y es transmitida al mismo cuando los fluidos son extraídos; Por tanto el agua se mueve hacia dentro y reemplaza el volumen de petróleo, gas o agua que ha sido removida, manteniendo asi la presión del reservorio. La producción de este tipo de sistema es generalmente elevada.

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FACTORES RELATIVOS AL YACIMIENTO EMPUJE POR GAS LIBRE

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FACTORES RELATIVOS AL YACIMIENTO EMPUJE POR GAS DISUELTO

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EMPUJE POR SEGREGACION GRAVITACIONAL

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SURGENCIA NATURAL

La producción de un pozo por medio de surgencia natural es lo mas barato y cómodo dentro de la industria Petrolera. Requiere del menor numero de implementos, tanto en el subsuelo como en superficie.

El método de flujo natural se aplica cuando las presiones de la formación son lo suficientemente altas, que permiten fluir libremente al petróleo y gas del reservorio, esta es la energía natural confinada dentro de los fluidos que existen en la roca reservorio.

Los materiales básicos que se utilizan en un pozo de producción por surgencia natural son: Tuberías, cabezal de pozo, árbol de navidad, estranguladores y packers.

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SURGENCIA NATURAL

POZO CON SURGENCIA NATURAL

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SURGENCIA NATURAL

INDICE DE PRODUCTIVIDAD: Conocido como factor de productividad es una propiedad de los pozos y es una medida del potencial o capacidad productiva de un pozo.

Se define como el numero de barriles de petróleo por dia que el pozo es capaz de producir por psi de presión diferencial, mantenida entre el yacimiento y el fondo del pozo.

El IP se determina midiendo la presión estática de fondo y la presión de fondo fluyente, siendo el IP el cociente del caudal producido por la diferencia de presiones. La relación es:

IP= Q/ ( Pr-Pwf) [bpd/psi]

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SURGENCIA NATURAL

El IP es una expresión del efecto resultante de las condiciones litológicas que caracterizan las rocas en la vecindad del pozo y las propiedades físicas de los fluidos.

En pozos de alta productividad en que disminuye el IP se deberá a los

siguientes factores: 1.- A la turbulencia por el alto caudal. 2.- Disminución de la permeabilidad del petróleo. 3.- Aumento de la viscosidad del petróleo.

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SURGENCIA NATURAL

CONTROL DE PRESIONES EN POZOS FLUYENTES:

El objetivo de mantener un control de presiones, permitirá regular la cuota de producción y controlar la incursión de agua o arena.

El mantenimiento de una alta contrapresion evita el escape de fracciones ligeras de petróleo, por lo que se aumentara la recuperación total y la vida fluyente del pozo.

Cuando se aplica contrapresion por medio de un estrangulador, aumentamos artificialmente la presión dentro del pozo. Esta presión adicional, ejercida contra la formación reduce la presión diferencial de modo que el petróleo se mueve al pozo con mayor facilidad y menos perdida de presión.

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SURGENCIA NATURAL

POTENCIAL ABSOLUTO (AOF): El potencial absoluto (AOF), es el máximo caudal en el que un pozo de petróleo y gas produciría sin contrapresion.

El AOF puede calcularse cuando asumimos una PWf=0 ,en la relación del índice de productividad.

IP= Q/(Pr-Pwf) donde: Pwf=0

Entonces: AOF=Qmax=IP*Pr [bpd]

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SURGENCIA NATURAL

METODO DE VOGEL: Vogel estudio varios reservorios hipotéticos que incluyen aquellos con diferentes características de petróleo, características de permeabilidad relativa, espaciamiento diferente y diferente factor skin.

Después de graficar la curva del comportamiento del IPR para todos los casos considerados, llego a la siguiente relación:

Qo/Qmax = 1-0.2*(Pwf/Pr)-0.8*(Pwf/Pr)^2

Condicion: Pwf ≤ Pb El indice de productividad (IP) en base al analisis del IPR por

medio del metodo de Vogel, para la condicion: Pwf<Pb ; se calcula con la siguiente relacion:

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SURGENCIA NATURAL

IP = Qo/[Pr-Pb+(Pb/1.8)*[1-0.2*(Pwf/Pb)-0.8*(Pwf/Pb)^2]]

IPR METODO DE VOGEL

0

500

1000

1500

2000

2500

0 200 400 600 800 1000 1200

CAUDAL BPD

PR

ES

ION

PS

I

PWF

AOF

Pb

QB

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SURGENCIA NATURAL

METODO DE VOGEL

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SURGENCIA NATURAL

MODIFICACION DE STANDING. EFIC. DE FLUJO ( FE)

El método presentado para la construcción del IPR presentado por Vogel no considera un cambio de la permeabilidad absoluta en el reservorio.

Standing propuso un procedimiento para la modificación del método de Vogel; tomando en cuenta la cantidad de daño o estimulación cerca del Wellbore. El grado de alteración de la permeabilidad puede ser expresado como relación de productividad o eficiencia de flujo (FE).

FE= (Pr-Pwf-∆pskin)/(Pr-Pwf)

q0/qmax = 1.8*(FE)*(1-(Pwf/Pr))-0.8*(FE)^2*(1-(Pwf/Pr))

Cuando: qo≤qomax o Pwf >Pr*(1-(1/FE)) Resumiendo: FE≤1

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SURGENCIA NATURAL

Cuando los valores de FE>1 ; es aplicable la siguiente ecuacion:

qomax= qomax(Fe=1)*(0.624+0.376*FE)

IPR FE(STANDING)

0

500

1000

1500

2000

2500

0 500 1000 1500 2000CAUDAL PET.

FE=0,6

FE=1,4

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SURGENCIA NATURAL

PRUEBAS DE CONTRAPRESION PRUEBA FLUJO TRAS FLUJO (F.A.F): Llamada prueba

convencional de contrapresion, en este tipo de prueba el pozo fluye a un determinado caudal antes que la presión fluyente se estabilice.

La condición de estabilización esta definida como una presión constante de la columna estática o como una presión de flujo constante en cabeza y estabilización en los caudales de producción.

El procedimiento de la prueba es: Obtener la presión promedia de reservorio ( Pr). Colocar el pozo en una relación de flujo, con un estrangulador

en superficie y fluir por 3 o 4 hrs. Tiempo en el cual la presión de flujo y el caudal sean constantes.

Obtener 4 periodos de flujo con diferentes estranguladores. Obtener el potencial absoluto del pozo ( AOF) cuando Pwf=0.

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SURGENCIA NATURAL

PRUEBA DE FLUJO

2do. Cierre 18 hrs

3er.

Flu

jo8

hrs

(16

/64”

)

2do.

Flu

jo8

hrs

(14

/64”

)

1er.

Flu

jo8

hrs

(12

/64”

)

1er.

Cie

rre

8 h

rs

2do. Cierre 18 hrs

2do.

Flu

jo18

hrs

(14

/64”

)

1er.

Flu

jo4

hrs

(V

aria

ble

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SURGENCIA NATURAL

PRUEBA F.A.F

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PRUEBA ISOCRONAL :En un reservorio de baja permeabilidad, es muy frecuente que el cierre después de un flujo no llegue a la estabilización y es impractico extender por mucho tiempo el cierre , si las condiciones del pozo no han llegado a un estado semiestable.

El objetivo de una prueba isocronal es de obtener datos representativos para establecer una curva de capacidad de entrega estable.

El radio de investigación alcanzado en la prueba a un determinado tiempo es independiente del caudal de flujo. Por tanto si una serie de pruebas de flujo son ejecutadas en un pozo, para cada uno en el mismo periodo de tiempo, el radio de investigación será el mismo al fin de cada prueba.

SURGENCIA NATURAL

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SURGENCIA NATURAL

PASOS PARA UNA PRUEBA ISOCRONAL

1. Se coloca el diámetro de estrangulador determinado, se hace fluir el pozo, luego se cierra hasta alcanzar la presión inicial.

2. Se cambian sucesivamente los estranguladores y se hace lo mismo que en el paso 1.

3. La ultima fluencia se deja hasta que alcanze la condición de flujo Pseudo estacionario.

4. Se grafica en papel log-log ( Pr^2-Pwf^2) Vs Caudal (Q).5. Se determina el exponente ¨n¨ para cada recta y se

determina la constante ¨C¨.

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SURGENCIA NATURAL

PRUEBA ISOCRONAL

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SURGENCIA NATURAL

PRUEBA ISOCRANAL MODIFICADA: En reservorios de muy baja permeabilidad, se puede requerir de periodos de cierre extensos, para obtener una presion final de restitucion, aun despues de periodos de flujo relativamentes cortos (2-3 Hrs).

Los periodos de cierre para este ensayo son iguales a los periodos de flujo, las presiones de cierre no estabilizadas son utilizadas para calcular la diferencia en la relacion de presion usada con el proximo caudal.

En el ensayo Isocronal Modificado cada periodo de flujo comienza en una condicion de cierre. Se recomienda antes de de dar inicio a la prueba, dejar fluir el pozo al caudal maximo permisible para obtener una limpieza adecuada del pozo.

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SURGENCIA NATURAL

PASOS PARA UNA PRUEBA ISOCRONAL MODIFICADA

1. Se coloca el estrangulador determinado y se hace fluir el pozo.

2. El pozo es cerrado en intervalos de tiempo iguales a los de fluencia. ( Tflujo=Tcierre).

3. Se cambian sucesivamente los estranguladores.4. La ultima fluencia es extendida.5. Se grafica en papel log-log ( Pr^2-Pwf^2) Vs Caudal (Q).

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SURGENCIA NATURAL

RADIO DE INVESTIGACION: El radio de investigación se define como el punto en la formación detrás del cual el transiente de presión es despreciable.

La relación es la siguiente:

r =[(0.00105*K*∆t)/(Φ*µ*Ct)]^1/2

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SURGENCIA NATURAL

METODO DE FETKOVICH Fetkovich propuso un método para calcular el comportamiento

del flujo de entrada del reservorio para pozos de petróleo; usando el mismo tipo de ecuación que se ha usado para analizar los pozos de gas durante muchos años.

El procedimiento fue verificado analizando pruebas de presión isocronales y pruebas flujo tras flujo (F.A.F) o convencionales.

Las pruebas se realizaron en reservorios de permeabilidades variables, que iban de 6 a 1000md.

Las condiciones de presión inicial de los reservorios eran variables, en reservorios subsaturados y saturados. Con este análisis Fetkovich llego a la siguiente relación:

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SURGENCIA NATURAL

Qo = C*(Pr^2-Pwf^2)^n

Donde: Qo = Caudal de produccion (stb/dia) Pr = Presion de reservorio (Psia) Pwf = Presion de fondo fluyente (psia) C = Coeficiente de flujo. n = Exponente dependiendo de las caracteristicas del pozo.

Calculo de C y n : C= Qo/(Pr^2-Pwf^2)^n n = (logQ2-logQ1)/(∆P^2)

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SURGENCIA NATURAL Los valores de ¨n¨ varian de 0.568-1.0 para 40 campos analizados.

FLUJO TRANSIENTE

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SURGENCIA NATURAL

ANÁLISIS NODAL: El análisis nodal se define como la segmentación de un sistema de producción en puntos o nodos donde se producen cambios de presión.

El análisis de sistemas de producción tiene como objetivo principal optimizar la producción de hidrocarburos.

La aplicación de la técnica permitirá conocer la estructura de los caudales de los fluidos que se obtendrán para las diferentes alternativas de diseño.

Los componentes de un sistema de producción son: medio poroso, baleo o punzados, tubing,valvulas de seguridad, choques, líneas de conducción y separadores. Estos componentes son independientes dado que una variación en la perdida de carga de un componente puede alterar las de todos los restantes.

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SURGENCIA NATURAL

La fortaleza del análisis Nodal radica en: ¨ el sistema de producción debe necesariamente ser considerado como una unidad¨.

a).- Sistema de flujo simplificado

b).-Pérdida de presión en los elementos

del sistema de flujo.

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SURGENCIA NATURAL

CLASIFICACION DE LOS NODOS: Los nodos se clasifican en:

1. Nodo Común.2. Nodo Funcional.

NODE LOCATION REMARKSSeparador

( Surface Choke Functional( Wellhead( Safety Valve Functional( Restriction Functional( Pwf( Pwfs( Pr 1.A Gas Sales 1.B Stock Tank

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SURGENCIA NATURAL

FUNCIONAMIENTO DE LAS CURVAS DE CHOKES

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SURGENCIA NATURAL

ANÁLISIS NODAL

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100Caudal (stb/d)

Pw

h (

Ps

ig)

inflow Outflowno ck Ck sep.

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SURGENCIA NATURAL

ubic. Choke P1(Psig) Qo Stb/d Dia.CK(In)

No Chocke 305 860 0

Ck Cabeza 450 595 22

Ck Separador 353 780 30

d= [((0,00425*Qo)*(GLR)^0,5)/ P1]^0,5

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COMPLETACIONES DE FONDO Estas instalaciones son conocidas como arreglos de fondo

pozo; llevan en su armadura una variedad de materiales específicos, que colocados en una forma adecuada proporcionan los objetivos requeridos, ya sean para la producción de un pozo o bien para pozos de inyección.

Los arreglos de fondo están constituidos principalmente por la tubería de producción y los packers de aislamiento.

De acuerdo a las condiciones del pozo se pueden diseñar los siguientes tipos de arreglos de fondo:

1.- Simple Convencional. 2.- Simple selectivo. 3.- Doble Convencional. 4.- Doble Selectivo.

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COMPLETACIONES DE FONDO

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Equipamiento de cabezalesEquipamiento de cabezales

Lo dividimos en tres segmentos:

1. Cabezales de casing2. Cabezal de tubing 3. El arbol de Navidad

1. Cabezales de casing

Son instalados por debajo del cabezal de tubería. En ellos cuelgan y soportar cada una de las sartas de casing.

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El landing base o soporte de entubación, soldado o enroscado directamente al caño guía, sirve como pilote de la fundación para el pozo.

La cabeza de casing está preparada con un adaptador hermético que tiene un asiento de cuñas colocada entre la subsecuente sarta de casing y el alojamiento de cabeza de casing, transfiriendo la carga desde el equipo perforador al alojamiento de la cabeza.

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Los cabezales son equipados con salidas laterales para control de presión en el EA y para liberación de presión o bombeo dentro del anulo.

Para la unión entre bridas se usan unos anillos RX, que tienen una numeración API de acuerdo a diámetros y presión de trabajo de las bridas.

En bridas que tienen orificios laterales se inyecta material plástico para formar los sellos mencionados.

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Carretel de cabezal Carretel de cabezal

Son carreteles reductores de diámetro o de una misma sección con fines de alargar las medidas del conjunto de cabezales.

En cada cabezal se efectuarán las pruebas de presión, utilizando tapones especiales dentro de la cañería de casing.

El colgador sostiene y empaqueta la cañería de revestimiento.

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Rangos APIRangos API

Existen rangos nominales de cabezales: 2000, 3000, 5000, 10000, 15000, 20000, y 30000 psi de presión de trabajo. Para temperaturas desde – 50 °F a + 250 °F.

Las altas P y T involucradas, preveen el uso de empaquetaduras de sello tipo anillo. Estos están disponibles en dos tipos básicos.

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2. 2. Cabezal de colgador de tubing: Cabezal de colgador de tubing: Se instala encima del último colgador de casing y aloja en su interior al colgador de tubing. En diseño es idéntico al cabezal de casing.

Un colgador común de tubería es del tipo adaptador hermético, el cual se asemeja a un gran donut con empaque externo, enroscado directamente al tope de tubing.

El tubing puede ser bajado al pozo y espaciado afuera.

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3.3. El arbolito de NavidadEl arbolito de Navidad Elemento final que se instala sobre el cabezal

de tubing y que permitirá poner en producción y tener un control del mismo.

Dependiendo del uso y niveles a producir en el pozo, se tienen arbolitos simples, dobles, triples y cuádruples.

Existen arbolitos roscados y bridados: los arbolitos roscadosarbolitos roscados para bajas presiones de operación, 2000 psi.

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ARBOLITO ABB 7.1/16” – 5000

CSG – 9.5/8”

11 – 5000 PSI

7.1/16” 5000 PSI

VALVULAS2.1/16 – 5000 PSI

VALVULAS2.1/16 – 5000 PSI

PORTACHOQUESPORTACHOQUES

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Los arbolitos bridados,arbolitos bridados, existen de 2000, 3000, 5000, 10000 y 20000 psi y hasta de 650 °F. usados especialmente en pozos de inyección de vapor.

Existen de tipo “compactos”,tipo “compactos”, construidos en una sola pieza, diseñados para presiones altas de trabajo. La desventaja es su alto costo de mantenimiento y reparación.

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Partes del arbolito de producción:Partes del arbolito de producción:

Manómetro: Instrumentos para controlar las presiones del pozo, tubing y casing.

Brida de medición o tapa: Tapa de acceso al tubing. Sella la parte superior del arbolito y lleva instalado un manómetro.

Válvula de maniobra o pistoneo: Controla la presión y permite acceso al tubing para trabajos con cables de perfilaje, tuberías contínuas (coil tubing), y reparación, etc.

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Te de flujo o cruz: La te de flujo se utiliza para permitir que las herramientas puedan correrse en el pozo, mientras continúa la producción por la línea de flujo.

Válvulas laterales: Se utilizan para cerrar el pozo en operaciones de rutina. Fáciles de reemplazar en caso de deterioro o lavadura de las mismas.

Estrangulador o choke: Permite controlar la cantidad de flujo que el pozo produce.

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Válvulas maestras: Son las principales. Deberán estar abiertas el mayor tiempo de vida del pozo y utilizar lo menos posible, en especial la inferior.

Válvulas de seguridad: Instaladas al lado de las válvulas laterales o sobre las maestras. Cerrarán cuando se presente una caída de presión aguas abajo del punto ubicado.

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Los factores para el diseño de un árbol de Los factores para el diseño de un árbol de producción:producción:

Presión. Temperatura del fluido. Medio ambiente y temperatura en superficie. Tipos de fluidos en producción. Condiciones ambientales dentro del pozo. La economía.

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Tuberia de producciónTuberia de producción

Comunica los fluidos del fondo del pozo con la superficie. Es principal contenedor de fluidos producidos por el pozo.

Protege el casing de la presión y la corrosión, los hay con revestimiento interno para la corrosión.

De acero altamente resistente, soportan presiones, esfuerzos constantes de tensión y compresión, velocidades y la corrosión que provocan los fluidos del pozo.

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Clasificación de tuberíasClasificación de tuberías

Por el tamaño: Los más comunes son 2.3/8” (60.32 mm) OD; y 2.7/8” (73.02 mm) de OD.

Por el grado: Los grados de acero API estándar para tubing son J-55, C-75, C-95, N-80, y P-105.

Los grados C-75 al C-95 son apropiados para fluidos con sulfuro de hidrógeno.

Los números de grados indican resistencias mínimas nominales, por 1000 psi.

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Los grados en tuberías nuevas son identificados por bandas de colores en un extremo del cuerpo del tubo:

J–55 : una banda de color verde K–55 : dos bandas de color verde

C – 75 : una banda de color azul N – 80 : una banda de color rojo P – 110 : una banda de color blanco Por el peso: en lbs/pie (Kg/m); existen varios pesos por c/grado. Ver Tablas.

Por tipo de rosca: Están las 8RD, HydA95, Hyd cs, Seal Lock, NKL, etc.

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Por el Upset: Existen tuberías con y sin Upset externo:

Con upset externo y cupla, mantienen las presiones de trabajo. Sin upset (sin reborde) con cupla, este lugar representa un punto débil. Extremo con upset y cupla integral, para altas presiones.

El API ha publicado el API Standard 5A, las especificaciones para el tubing.

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Ventajas del Coil Tubing:Ventajas del Coil Tubing:

No es necesario sacar el arreglo del pozo.

Se pueden efectuar muchos trabajos sin hacer un workover de pozo.

Económicamente es mejor que una intervención convencional.

La desventaja es su capacidad para presiones muy altas.

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EMPACADURAS O PACKERS

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Aisla la tubería de revestimiento de altas Aisla la tubería de revestimiento de altas presiones de producción o estimulación y de presiones de producción o estimulación y de fluidos corrosivos. fluidos corrosivos.

Deben ser anclados a unos 10 metros por Deben ser anclados a unos 10 metros por encima del baleo de la zona productora, encima del baleo de la zona productora, dependiendo de las condiciones del pozo.dependiendo de las condiciones del pozo.

Especificaciones de la cañería, diámetro, el peso y presión de trabajo son importantes.

Existen permanentes y recuperables.

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Niple asiento de anclajeNiple asiento de anclaje

Con configuración interna. Aloja en su interior htas. compatibles con él.

Aplicación en anclaje de packer hidráulico y prueba hidráulica del tubing. Su ubicación dependerá de esto.

Otis tiene niples tipo X y XN disponibles para uso en tubería de peso estándar.

Niples tipo R y RN para uso en tubería pesada.

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Niples más usuales en nuestro medio son el tipo A, N y el XN.

Niple Asiento NNiple Asiento N (No–Go):(No–Go):

Tiene perfil No-Go ligeramente restringido, para evitar que algunas htas. de cable caigan por debajo la tubería y se pierdan.

Niple Asiento ANiple Asiento A

Aloja htas.: tapones, válvulas de pie, Bombas Insertables en Bombeo Mecánico.

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Tapones de anclaje para tuberíasTapones de anclaje para tuberías

Elementos de sello, permiten probar la hermeticidad de la sarta de tubería, anclar el obturador y realizar otras maniobras.Manipulados con wire line. Pueden ser:

• Tapón NTapón N

Evita flujo desde el tubing a la formación, Soporta presiones en un solo sentido (de arriba hacia abajo), hasta de 10000 psi.

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• Tapón PNTapón PN

Usado para ahogado de pozo y selectivar zonas productoras. Resiste 15000 psi de presión de abajo hacia arriba y 10000 psi de arriba hacia abajo.

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Niple o Unidad de SelloNiple o Unidad de Sello

Conecta haciendo sello entre la tubería de producción y el packer:

1. Niple sello Straight Slot,Niple sello Straight Slot, ranura recta, conecta la sarta de tubería y el packer, sin traba mecánica directa.

2. Niple sello J SlotNiple sello J Slot, ranura “J”, evita movimiento ascendente como resultado de la contracción.

3. Niple sello Snap-LatchNiple sello Snap-Latch, el mecanismo de rosca no deja que el niple sello se desenchufe del pácker.

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Niple Tapón de asiento expandibleNiple Tapón de asiento expandible Con asiento y bola, ubica debajo packer.

Presuriza tubería, ancla packer. Presuriza, rompe tornillos corte asiento, caen al fondo.

Sustituto de asiento expandibleSustituto de asiento expandible

Asiento metálico en tubería, bajo packer hidráulico. Deja caer bola al anillo. Presión ancla packer, anillo expande y entra orificio en niple, cae bola al fondo.

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Junta de avance de tuberíaJunta de avance de tubería

Ayuda a resolver problemas asociados con contracción y elongación de tubería en pozos productores y de inyección. Tenemos dos tipos principales:

1.1. Liberado por cableLiberado por cable, acción por cable, después de bajar, anclar, probar packer. Uso entre obturadores.

1.1. Liberado por pasador de corteLiberado por pasador de corte, acción se inicia con peso tubería sobre pasadores de corte.

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Junta giratoria extensibleJunta giratoria extensible

Reduce o absorve esfuerzos en tuberías sometidas a cambios de P, T y densidad del fluido. Facilita separación, enrosque, sarta tubería entre dos packers.

Camisa deslizable (Sliding Side Door)Camisa deslizable (Sliding Side Door)

Hta. de circulación selectiva usada en terminación de pozos. Plena apertura de camisa interna, abre o cierra mediante wire line, comunica entre tubing y EA.

Tiene perfil interno de niple No-Go.

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Operaciones de una SSD son:

1. Cambio de Fluido: Esta operación se efectúa colocando un tapón en un niple asiento debajo de la camisa y se abre la misma, se bombea el fluido por directa y cierra la camisa.

2. Selectividad de Producción: Se utiliza en el caso de seleccionar el nivel productor A o B.

Junta de SeguridadJunta de Seguridad

Separa la sarta de tubing en punto de ubicación.

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Pin de corte con valor de 5000 psi c/u, si tiene 8 pines soportará hasta 40000 psi de tensión que será menor a la máxima permisible de la sarta.

Junta de abrasión (Blast Joint)Junta de abrasión (Blast Joint)

Tubería reforzada, frente a los baleos. Expuesta a la acción de fluidos abrasivos, corrosivos, arena y presiones elevadas.

Cross over o adaptadorCross over o adaptador

Cambiar tipo de rosca, y diámetros de la sarta.

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Pup JointPup Joint

Elemento tubular permite acomodar las htas. de la sarta. Permite el dimensionamiento exacto de la sarta.

Válvula de seguridad subsuperficialVálvula de seguridad subsuperficial

En sarta de tubería, cierran el pozo en caso de cambios erráticos de presión en línea de flujo, o daños del cabezal del pozo.

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GRACIAS POR SU ATENCION

produccion i

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