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Producción Petrolera I
Primera Parte: Estado Subsuperficial
INTRODUCCIÓN
• Sistema de Unidades
- Longitud
- Masa
- Peso
- Efecto de Flotación
- Capacidad
- Densidad y Densidad Relativa
Capítulo 1: CAÑERIA, TUBERÍA Y LINE PIPE
CAÑERÍA (CASING)
• Definición
• Uniones de Cañerías
- Estandard
- Especiales: Cuplas con O-rings de sello
Perfiles de rosca especial (ACME)
Sello metal-metal
Upset interno / externo
Integrales
• Propiedades Físicas
- Factor de Seguridad al Colapso (1.125)
- Factor de Seguridad a la Resistencia de la Unión (1.80)
- Factor de Seguridad al Estiramiento del cuerpo de la Tubería (1.25)
- Factor de Seguridad al Reventamiento (1.0)
TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING)
• Definición
• Uniones de Tubería
- Estandard
- Especiales: Cuplas con O-rings de sello
Perfiles de rosca especial (ACME)
Sello metal-metal
Upset interno / externo
Integrales
• Propiedades Físicas
- Factor de Seguridad al Colapso (1.125)
- Factor de Seguridad a la Resistencia de la Unión (1.80)
- Factor de Seguridad al Estiramiento del cuerpo de la Tubería (1.25)
- Factor de Seguridad al Reventamiento (1.0)
• Utilizada en el transporte de petróleo, gas y agua asociada
• Propiedades Físicas
Capítulo 2: ACCESORIOS TUBULARES
PUP JOINTS
• Características
- Tuberías de longitudes cortas (2, 4, 6, 8 y 10 Pies)
- Poseen similares propiedades físicas que la Tubería de producción en sus
respectivos Grados y Pesos
- Sus conexiones pueden ser estandard y premium
• Aplicaciones
- Utilizados para dimensionar los arreglos de fondo
- Permite espaciar equipos a instalar sobre arbolitos de
producción
• Todas las dimensiones de los Pup Joint deben estar de acuerdo a las especificaciones API 5CT, que deben ser iguales a las especificaciones de los fabricantes.
ADAPTADORES (CROSS OVERS)
• Características
- Accesorios de longitudes cortas (no mayores a 2 Pies)
- Poseen espesores de pared gruesa (compatible al requerido por la conexión
más robusta de la pieza)
- Sus conexiones pueden ser estandard y premium
- Puden ser Pin-Box, P-P, B-B
• Aplicaciones
- Utilizados para conectar tuberías de diferentes diametros, roscas, o peso por pie (conexiones Flush)
FLOW COUPLINGS
• Características
- Espesor de pared mayor al de la Tubería
- Usado con niples o alguna otra restricción que pueda originar flujo turbulento
- Longitudes estandard son 3, 4 y 6 Pies
• Aplicaciones
- Inhibir la erosión causada por el flujo
turbulento
- Instalado por encima y por debajo de
niples u otros accesorios de control de
flujo
• Beneficios
- Ayuda a extender la vida útil del
arreglo de completación
BLAST JOINTS
• Características
- Espesor de pared mayor al de la Tubería
- Disponible en longitudes mayores a 10 Pies
• Aplicaciones
- Usado para prevenir el daño a la Tubería
ocasionado por la acción de “jet” de la zona
baleada
- Instalado en la Tubería frente a las zonas de
baleos
• Beneficios
- Ayuda a extender la vida útil de la Tubería
Capítulo 3: DISPOSITIVOS DE CONTROL DE FLUJO
NIPLES ASIENTO (LANDING NIPLES)
• Características
- Poseen Perfiles internos para el asentamiento o anclaje de Tapones de Slickline
o dispositivos de seguridad
• Tipos
- Niples Selectivos (Perfil X, R)
- Niples Asiento No-Go (Perfil N, RN)
NIPLES SELECTIVOS NIPLES NO-GO
CAMISAS DE CIRCULACIÓN (SLIDING SLEEVES)
• Características
- Permiten comunicar el interior de la
Tubería con el Espacio Anular
- Operadas con Unidades de Alambre
(Slickline)
- Accionadas con Llave tipo B
(Shifting tool)
- Poseen perfil Selectivo
• Clasificación (por el mecanismo de apertura)
- Apertura con accionamiento hacia
arriba (XU / CMU)
- Apertura con accionamiento hacia
abajo (XO / CMD)
ESTRANGULADORES DE FONDO (CHOKES DE FONDO)
• Choke de Fondo
- Regulan el caudal de producción en
fondo .
- Instalados en un niples de fondo
- Se conectan a un mandril (Lock
mandrel) como elemento de anclaje
- Se instalan con Slickline
• Side Door Choke
- Llevan un Ck lateral para permitir la
inyección de gas del EA a la Tub.
- Instalados en un niples de fondo
- Se conectan a un mandril (Lock
mandrel) como elemento de anclaje
- Se instalan con Slickline
Capítulo 4: DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD
TAPONES Y VÁLVULAS OPERADAS CON SLICKLINE
• Tapones para anclar en Niples
- Clasificación:
a) Selectivos (X, PX, R, PR)
b) No-Go (N, XN, PN, PXN, RN)
- Partes de un Tapón:
a) Mandril (Lock mandrel)
b) Igualador de Presión (equalizing sub)
c) Tapón (cap)
• Válvulas de Seguridad Diferenciales (Storm Choke)
- Se instalan en niples
- Se anclan con lock mandrel
- Se accionan por diferencial de presión
- Se calibran y diseñan con parámetros del pozo
TAPONES Y VÁLVULAS DE ANCLAJE ELECTRICO
• Tapones Recuperables de anclaje electrico (Retrievable Bridge Plug)
VÁLVULA DE SEGURIDAD SUB-SUPERFICIAL (SSSV)
• Subsurface Safety Valve (Accionamiento Hidráulico)
TAPONES Y VÁLVULAS PARA ASENTAR EN EL TUBING HANGER
• Válvulas para asentar en colgador de tubería BPV / TWC
Capítulo 5: PACKERS DE PRODUCCIÓN
OBJETIVOS
• Aislar Fluidos del pozo y presiones
• Mantener la mezcla de gas con líquidos para mantener la energía para el flujo natural
• Separar zonas productoras para prevenir la contaminación de fluidos y presiones
• Permitir la aplicación del sistema Gas Lift o Bombeo Hidráulico.
• Limita el control del pozo a la Tubería
CONEXIÓN AL PACKER
• Tubing es enchufado o roscado al packer (tensión, compresión, neutro) (Packers recuperables)
• Tubing asentado en el packer con una unidad de sello (permite movimiento limitado) (Packer permanente, semipermanente)
• Tubing enchufado en el packer con unidad de sello largo (Packer permanente)
CLASIFICACIÓN
• Packers Recuperables
• Packers Permanentes / Semipermanentes
PACKERS RECUPERABLES
• Packers de Compresión
- Asentados con peso
- P encima PCK > P debajo PCK
• Packers de Tensión
- Asentados con tensión
- P encima PCK < P debajo PCK
• Packers de Aislación
- Cuando 2 PCK de asentamiento
mecánico serán usados simultánea.
• Packers de Asentamiento Mecánico
- Cuñas encima y debajo del sello
- Asentados por tensión, compresión o
rotación
- Usado en pozos dirigidos con dificultad de
transmisión de movimiento de Tub.
Packers de Asentamiento Hidráulico
- Cuñas encima y debajo del sello
- Asentados por presión hidráulica por la Tub.
- Recuperados generalmente por tensión
- Tubería en tensión, compresión (limitadas)
PACKERS PERMANENTES / SEMIPERMANENTES
• Son aquellos que tienen un area de sello pulido (polished sealbore)
• Son fijados a profundidades precisas con cable eléctrico (wireline set)
• También pueden ser fijados mecánica o hidráulicamente con la tubería.
• Estos Packers permiten 3 tipos de métodos de conexión: fija, de movimiento limitado y de movimiento libre.
• Son usados en pozos donde los rangos de temperatura varian ampliamente.
• Los semipermanentes pueden ser recuperados con un pescador especial (retrieving tool) bajado con tubería.
• Tapón Mecánico (Bridge plug)
• Retenedor de Cemento (Cement Retainer)
• Asentadora Hidráulica (Hydraulic Setting Tool)
Capítulo 6: ARREGLOS DE TERMINACIÓN
INTRODUCCIÓN
• Los objetivos de una buena completación son:
- Lograr altos volúmenes de producción
- Trabajar con costos relativamente económicos
- Conseguir una larga vida útil del arreglo y del pozo
APLICACIONES TECNOLÓGICAS
• Completaciones Bigbore / monobore
• Completaciones Horizontales
• Completaciones Multilateral
• Completaciones para Altas Presiones y Temperaturas
• Completaciones con Coiled Tubing
• Completaciones en Submarinas y en Aguas profundas
• Completaciones Convencionales Simples y Duales
• Completaciones con Sistemas de Control de Arena
• Completaciones con Sistemas de Levantamiento Artificial
ARREGLO SIMPLE CON PACKER PERMANENTE
ARREGLO DUAL CON PACKER RECUPERABLE
ARREGLO PARA COMPLETACIÓN BIGBORE / MONOBORE
ARREGLO PARA COMPLETACIÓN CON COILED TUBING
ARREGLO PARA COMPLETACIÓN CON TCP
ARREGLO PARA COMPLETACIÓN SUBMARINA Y AGUAS PROFUNDAS
Segunda Parte: Estado Superficial
Capítulo 7: CABEZALES DE POZO
INTRODUCCIÓN
• Se definen como los equipos conectados al tope superficial de las cañerías y tuberías usados en un pozo.
• Usadas para soportar las sartas de cañería y tubería dentro del pozo.
• Proveen sello entre las sartas.
• Permiten controlar la producción del pozo.
• Poseen dimensiones estandarizadas.
• Fabricados bajo la Especificación 6A de API.
INTRODUCCIÓN
SECCIÓN “A” – CABEZAL INFERIOR
• Conectado al tope superior de la Cañería superficial.
• Es soldado a la Cañería Supericial y soporta el resto de las secciones o cabezales a instalar.
SECCIÓN “B” – CABEZAL INTERMEDIO
• Conectado a la brida de la sección A.
• Usado para soportar o colgar la Cañería de producción.
SECCIÓN “C” – CABEZAL DE TUBERÍA
• Conectado a la brida de la Sección “B”.
• Usado para colgar la Tubería de producción (arreglo simple o doble).
• Permite alojar la BPV o TWC en el tubing hanger.
SECCIÓN “D” – ARBOLITO DE PRODUCCIÓN
• Usado para dirigir el flujo del pozo.
• Permite el control del pozo.
• Consta de dos válvulas maestras, una de maniobra y una lateral (casi en la generalidad de los casos).
PARTES ARBOLITO DE PRODUCCIÓN (SIMPLE)
• Válvula Maestra Inferior (lower master valve)
• Válvula Maestra Superior (upper master valve)
• Te (Tee)
• Válula de maniobra (swab valve)
• Válvula lateral (wing valve)
• Portachoke (choke)
CABEZAL DE PRODUCCIÓN CONVENCIONAL ARBOLITO DE PRODUCCIÓN DUAL
ArbolitoArbolito Simple Simple ConvencionalConvencional
7-1/16” 10M
3-1/16” 10M –Trim CC/FF
3-1/2” EUE Internal Lift Thread
11”5M
13-5/8” 3M
13-3/8” Csg
9-5/8” Csg
7” Cgs3-1/2” Tbg
3-1/2” K-Fox 12.7, Tbg Hanger with CCL – Time CC/FF Colgador 7-1/16” nom. x 2-3/8” RTS-8
Dual
7-1/16” 5M
2-1/16” 5M Manual
Choque Positivo
ARMADURA DE SURGENCIA DUAL 2ARMADURA DE SURGENCIA DUAL 2--1/161/16”” 5M5M
7-1/16” 5M
11” 5M
NX Bushing para 7¨Casing
Capítulo 8: DISPOSITIVOS SUPERFICIALES DE CONTROL DE FLUJO
INTRODUCCIÓN
• Son aquellos dispositivos que permiten el paso o bloqueo del flujo del pozo.
• Están instalados en la armadura de surgencia.
• Pueden ser de accionamiento mecánico, hidráulico o neumático.
TIPOS DE DISPOSITIVOS
• Válvulas de Esclusa
• Válvulas neumáticas
• Válvulas hidráulicas
• Portachoques Fijos
• Portachoques regulabes
VÁLVULAS ESCLUSAS (GATE VALVES)
• La compuerta y el asiento son fácilmente reemplazables.
• El diseño de la compuerta previene el ingreso de sedimentos al cuerpo de la válvula.
• El puerto de inyección de grasa permite la lubricación de la compuerta y del asiento.
VÁLVULAS ACTUADAS HIDRÁULICAMENTE
• Son válvulas de compuerta accionadas mediante un dispositivo (actuador) hidráulico.
• Las presiones hidráulicas de operación son generalmente de 1500 psig.
• Pueden contar con un sistema opcional de accionamiento manual y una tuerca de bloqueo.
VÁLVULAS ACTUADAS NEUMÁTICAMENTE
• Son válvulas de compuerta accionadas mediante un dispositivo (actuador) neumático.
• Las presiones hidráulicas de operación no son mayores a 375 psig.
PORTACHOKES FIJOS
• Un estrangulador (choke) es una restricción en una línea de flujo que causa una caída de presión o reduce la velocidad del flujo a través de un orificio.
• Los portachokes fijos son los que llevan chokes de medidas específicas.
• Para su instalación debe cortarse el flujo.
PORTACHOKES REGULABLES
• Permiten regular el tamaño del choke (orificio), manual o automáticamente, aproximando o alejando una aguja de carburo de tungsteno a su respectivo asiento.
• Para su regulación no se requiere cortar el flujo.
Capítulo 9: DISPOSITIVOS SUPERFICIALES DE SEGURIDAD
INTRODUCCIÓN
• Son dispositivos de seguridad que permiten el cierre automático de una válvula de paso.
• Los sistemas de seguridad superficiales consisten en válvulas de seguridad accionadas mediante actuadores, sensores, controladores y fuentes de poder.
• Están ubicados en el arbolito de producción y en la línea de flujo (downstream).
ACTUADORES NEUMÁTICOS DE PISTÓN
• De accionamiento neumático.
• Diseñados para válvulas de 2” a 4” de diámetro.
• Actuador intercambiable.
• Sistema de cierre rápido y fuerte.
ACTUADORES NEUMÁTICOS DE DIAFRAGMA
• De accionamiento neumático.
• Diseñados para válvulas de 2” a 5” de diámetro.
• Actuador intercambiable.
• Accionado con gas limpio.
ACTUADORES HIDRÁULICOS DE PISTÓN
• De accionamiento hidráulico.
• Diseñados para válvulas de 2” a 5” de diámetro.
• Sistema de resorte.
• Resistente a la corrosión.
ACTUADORES HIDRÁULICOS WIRE CUTTER
• De accionamiento hidráulico.
• Diseñados para válvulas de 2” a 6” de diámetro.
• Permite cortar con la esclusa especial cable hasta de 7/32”.
Tercera Parte: Etapa de Completación de Pozos
Capítulo 11: SISTEMAS DE BALEO
INTRODUCCIÓN
• Baleo: Permiten comunicar el reservorio con el pozo mediante el uso de un explosivo, el cual genera un orificio que atraviesa la Cañería, el cemento y la formación.
• Explosión: Producción de una onda de choque cuya velocidad de reacción excede la velocidad del sonido en el medio que la rodea.
• Tipos de explosiones: mecánica, química y nuclear.
EXPLOSIVOS
• Definición: Mezcla o compuesto químico que reacciona rápidamente generando una explosión.
• Componentes: Carbón, hidrógeno, oxígeno y nitrógeno.
• Factores de iniciación de la explosión: Calor, Presión, fricción, corriente eléctrica.
• Detonación: Reacción rápida de alta presión con velocidad de reacción mayor a la del sonido (fenómeno opuesto: combustión).
Propiedades:
- Por su velocidad de reacción:
1. Poco explosivos: no detonan, deben estar confinados, sensitivos al calor
2. Altamente explosivos: Detonan, vel. reacc. > 1500 m/s, duran microseg.
iniciados por calor o percusión.
- Por su preservación:
1. Estables: se mantienen en el tiempo
2. Sensitivos: de fácil iniciación
DETONADORES
• Eléctricos: Iniciados con corriente eléctrica
• Mecánicos: Iniciados por percusión
TIPOS DE CARGAS
• Cónicas: Diseñadas para alcanzar mayor penetración (DP - Deep Penetration)
• Parabólicas: Diseñadas para baja penetración pero mayor tamaño de agujero (BH – Big Hole)
CORDÓN DETONANTE
• Sirve para acoplar cargas explosivas.
SISTEMAS DE BALEO CONVENCIONAL
• Sistema de baleo con cañones convencionales accionados mediante corriente eléctrica (wireline)
• Utiliza cargas DP, BH o combinadas
• Pueden ser armadas con diferentes densidades y desfases entre las cargas.
• Requiere un sistema de control de presión en superficie (caño bridado).
SISTEMAS DE BALEO TCP (Tubing Conveyed Perforating)
• Sistema de baleo en el que los cañones son bajados simultáneamente con el arreglo de prueba o producción
• Utiliza cargas DP, BH o combinadas
• Pueden ser armadas con diferentes densidades y desfases entre las cargas.
• El baleo se realiza dando un diferencial de presión a favor de la formación.
• Se utilizan dispositivos de disparo hidráulicos o a percusión.
ITEM DESCRIPCION O.D. [in] I.D. [in] Long [m] Prof [m]
Tubing at Surface 2 7/8 HYD 2 7/8" 2.441" 0.00
Radioactive Marker 2 7/8" EUE 3 3/4" 2.56" 0.17
Tubing 2 7/8" 8RD 2 7/8" 2.441" 0.00
RD Circulating Valve (5500 Psi) 5.03" 2 1/4" 2.13
Drill Collars 4 3/4" 2" 0.00
Jar (Tijera) 0 0 0.00
Drill Collars 4 3/4" 2" 0.00
Circulation Sleeve 3 3/4" 2 3/8" 0.88
Safety Joint (Union de Seguridad) 0 0 0.00
Tubing 2 7/8" 8RD 2 7/8" 2.441" 0.00
Packer 0 0 0.00
Tubing 2 7/8" 8RD 2 7/8" 2.441" 0.00
Pup Joint 2 7/8" 8RD 2 7/8 2.441 0.00
Debris Sub 2 7/8" EUE (N Perforado) 3 11/16" 2.441 0.16
Mechanical Firing System 2.875 N/A 0.00
4 5/8 N/A 0.00
Blank Section
Top Shot 4 5/8 N/A 0.00
Perforating Gun 4 5/8" 12 SPF
Top Shot 4 5/8 N/A 0.00
Perforating Gun 4 5/8" 12 SPF
Top Shot 4 5/8 N/A 0.00
Perforating Gun 4 5/8" 12 SPF
Bull Plug 4 5/8" 4 5/8 N/A 0.25
Capítulo 12: ARREGLOS DE PRUEBA DE POZO
INTRODUCCIÓN
• Son arreglos temporales (pruebas de corta duración)
• Se bajan generalmente con la tubería de maniobra, de modo de preservar la integridad de la tubería de producción a utilizarse en el Arreglo final
• Se utiliza un Packer de Prueba o servicio (accionamiento mecánico)
• En superficie se trabaja con un arbolito de prueba (cabeza de prueba)
HERRAMIENTAS DE SERVICIO
• Los principales usos son:
- Acidificaciones y Fracturamientos
- Pruebas de Cañería
- Inyección química
- Cementaciones Forzadas (C.F.)
- Aislación de pozo para cambio de cabezales
- Operaciones de Terminación
- Abandonos temporales o permanentes
PACKER DE PRUEBA
• Son herramientas de alquiler comunmente
• Se bajan por tiempos relativamente cortos
• Son diseñados para trabajos rigurosos de acidificación, fracturamiento, cementación y pruebas de pozo
• Fabricados de aceros de alta resistencia para exposiciones largas a medios corrosivos
• Diseñados para fácil asentamiento, liberación, con sistemas de empaque muy durables
• Cuenta con sistemas de descarga integral o modular para igualar las presiones diferenciales antes de desanclar la hta.
• Normalmente utiliza hold-downs hidráulicos para aguantar diferenciales de abajo
• Son compatibles a otras herramientas de servicio con las que pueden ser corridos en forma simultánea
TAPÓN RECUPERABLE
• Son asentados con tubería transmitiendo ¼ de vuelta (a la inversa para el desasentado)
• Usados para tratamiento y prueba de zonas múltiples de manera selectivas, con bajas o altas presiones
• Diseñado con by-pass interno largo para prevenir efectos de pistoneo al correrlo o recuperarlo
• El by-pass cierra durante el asentado del Tapón y abre previo al desplazamiento de las cuñas superiores para la igualación de presiones al desasentarlo
• La igualación de presión por las cuñas superiores permite la limpieza de los restos sólidos decantados por encima
• Puede asentarse a profundidades someras o grandes para prueba de cabezales en pozos de alta o media presión
Capítulo 14: PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
INTRODUCCIÓN
• Permiten realizar la cuantificación de la producción de un pozo.
• Controla el régimen de flujo y las presiones de separación de gas en función a la contrapresión ejercida por el separador.
• Permite realizar la toma de muestras de fluido a condiciones de superficie
• Permite separar el gas, petróleo y agua de producción y el respectivo almacenaje del los componentes líquidos.
EQUIPO DE PRUEBA (WELL TESTING)
• Manifold:
- Dirige el flujo
- Permite realizar cambios de choke
• Calentador:
- Calienta el flujo del fluido del pozo con el fin de evitar formación de hidratos
- Trabaja con calor indirecto
- Cap. Calorífica entre 1 y 2 MM BTU/Hr
• Separador:
- Separa las tres fases del flujo del pozo
- Presiones de Trabajo 500, 1440 psi
- Medición de líquidos con caudalímetro (flow meter)
- Medición de Gas con Gasómetro
• Tanque de Prueba:
- Permite la medición física del fluido producido
- Es cerrado y posee válvulas de alivio y arresta-llamas
- Posee calibración certificada
EQUIPO SUPERFICIAL DE PRUEBA - DOBLE ETAPA -
ESD 3”–10 M psi
DATA HEADER 3”-10 M psi
MANIFOLD 3”-10 M psi
a
b
bb
CALENTADOR
WATER TANK
SEPARADOR ALTA
SEPARADOR BAJA
CABEZA DE
PRUEBA
3”-10 M psi
c
b
c
GAUGE TANK
c
c
BOMBA DE TRANSFER
ENCIA
COMPRESOR
FOSAQUEMA
DOR
QUEMADOR DE
PETRÓLEO
COFLEX 3”-15 M psi, Conex. Fig. 1502Línea 3”- 5 M psi, Conex. Fig. 602Línea 2”- 3 M psi, Conex. Fig. 602
b
c
a
REFERENCIAS
LÍQUIDO
LÍQ
UI
DO
GAS BAJA PRESION
GAS ALTA PRESION
AGUA
AI
RE
PE
TR
ÓL
EO
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