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CAPTULO IIESTUDIO DE LOS EQUIPOS DE PRODUCCIONPara aplicar los programas y los distintos mtodos de terminacin se considera las caractersticas actuales de pozo tales como la geometra, profundidad de las arenas productoras, caractersticas de los fluidos de formacin, nmero de niveles productores atravesados por el pozo en base a los cuales se selecciona los equipos superficiales y subsuperficiales para la produccin.

Un programa de terminacin contempla las siguientes operaciones:

1. Se corre registros caliper a pozo abierto utilizando fluido de produccin, tiene el objeto de verificar el calibre uniforme del pozo en el dimetro programado.

2. Se baja y se cementa la caera de revestimiento, esta caera se denomina tubing o caera de produccin.

3. Se corre registros CBL para verificar la calidad de la cementacin.

4. Se balea los niveles productores en base a un programa especfico y donde se define el nmero de balas por 1 pie de profundidad, luego se corre registros snicos para verificar la calidad de los baleos.

5. Se baja la tubera de produccin con todos sus componentes del arreglo de fondo luego se cuelga la tubera en los preventores y se ancla el packer, luego se realizan las pruebas de presin y se corre registros para verificar la instalacin de la columna.

6. Se desmonta el preventor y se instala el rbol de navidad luego se procede a colgar la tubera en los colgadores del rbol de navidad, se realiza la prueba de presin del rbol de navidad, si es positivo el pozo est totalmente equipado para poner en produccin (inyectando agua).

7. Se instala los equipos superficiales de control de produccin hasta los separadores de gas petrleo en el caso de pozos petrlferos o hasta las plantas de gas en caso de pozos gasferos, para luego abrir las llaves del rbol de navidad y poner el pozo en produccin.

Los equipos de produccin de pozos gasferos y petrolferos se instala una vez que ha concluido la terminacin con los siguientes trabajos:

Baleos de formacin

Toma de registros de produccin

Pruebas de formacin

Los equipos bsicos se agrupan en dos grupos:

a) Equipos subsuperficiales que abarca desde el fondo de pozo hasta la base inferior del rbol de navidad, donde esta asegurada a travs de los colgadores de tubera. Cuando estos equipos estn ensamblados e instalados en el pozo, reciben la denominacin de columna o sarta de produccin, cuyos componentes son similares para ambos tipos de pozos, ya que las nicas diferencias se presentan en las presiones de trabajob) Equipos superficiales que comprenden los equipos instalados desde el rbol de navidad o cabezal de pozo, pasando por los chokes, lneas de flujo, lnea de descarga, hasta los equipos de separacin (bateras de separacin para pozos petrolferos y plantas de tratamiento para pozos gasferos).Los equipos superficiales para el control de produccin de pozos gasferos y petrolferos son instalados y ensamblados una vez concluida la instalacin de los equipos subsuperficilales.Funciones principales de los equipos Comunicar la arena productora con el fondo de pozo y del fondo hasta el rbol de navidad. Controlar las presiones de flujo de los fluidos, el caudal y las presiones de circulacin, asi como las presiones de fondo.

Regular el volumen de produccin y las presiones de surgencia (rbol de navidad).

Controlar el IP y las relaciones de los fluidos RGP, RAP (chokes).

Controlar con equipos superficiales los caudales y las presiones de circulacin a travs de las lneas de flujo y de descarga.

Realizar una eficiente separacin gas-petrleo-agua, mediante presiones y temperaturas calculadas (bateras de separadores).

Comprimir el gas para recuperar la mxima cantidad de componentes lquidos y elevar su presin para su posterior circulacin a travs de los gasoductos en forma de gas seco (planta de gas)3.1 DESCRIPCIN DE LOS EQUIPOS SUBSUPERFICIALESDesde el fondo de pozo hasta la base de los arboles de navidad, estn constituidos por:a) Tapn ciego o punta de tubera, cuya funcin es el de proteger a la sarta instalada en toda la longitud del pozo y evitar el ingreso directo de los fluidos al sistema de circulacin, va conectado a los filtros a travs de un nicle conector y su dimetro esta en correspondencia al dimetro de las tuberas, sus longitudes pueden variar entre 15, 20 y 30 centmetros.

b) Filtros, son accesorios tubulares por donde se inicia el ingreso de los fluidos del pondo de pozo hacia el interior de la columna de circulacin evitando el ingreso de slidos de arena gruesa parafinas y otros. Sus dimensiones pueden variar entre 1.5, 2 hasta 3 (m) de largo y puede instalarse 1, 2 o 3 piezas de filtros de acuerdo a la pureza de los fluidos y la altura de la arena productora. Sus dimensiones varan entre 1.5, 2 hasta 3 metros de largo y puede instalarse en el pozo 1, 2 o 3 piezas de filtros. Sus dimensiones en cuanto se refiere a las ranuras varan entre 3 y 10 centmetros de longitud con un nmero de ranuras que vara entre 20 y 30 ranuras por pi dependiendo de los porcentajes de slidos que estn ingresando al fondo de pozo y sus dimetros estn en correspondencia al dimetro de las tuberas. c) Niples, son dos los tipos de niples que se instalan en el arreglo de fondo, niple N y el niple sello. El niple sello es denominado tambin vlvula de asiento, tiene la funcin de controlar las velocidades de flujo de los fluidos de abajo hacia arriba, no dejan pasar fluidos de arriba hacia abajo, por tanto sirven tambin como vlvulas de seguridad cuando se presenta interrupciones en el proceso productivo por algn problema en la sarta de produccin. Sus dimetros son iguales a las de las tuberas y sus longitudes varan entre 30, 40 hasta 50 (cm)d) Camisa deslizable, es conocida como vlvula de circulacin, que en su cuerpo lateral tiene ventana de abertura que sirve como elemento de comunicacin entre el espacio anular y la sarta de produccin para dejar pasar fluidos, cuando se tapan los filtros se tapan las vlvulas obstruyendo flujo, por tanto es una herramienta de auxilio para desfogar presin y caudal temporalmente. Sus dimensiones varan entre 1 y 1.5 (cm) de longitud en dimetros coincidentes en la tubera de produccine) Tubera de produccin, es el componente principal de la sarta de produccin y se define como un conducto tubular que conecta el arreglo de fondo a partir del packer con la base del rbol de navidad, est colgada en los colgadores del rbol de navidad, que son instalados para dimetros coincidentes con la tubera. Entre sus funciones estn: conducir los fluidos hasta la superficie con caudales y presiones establecidos.

Para la programacin e instalacin de las tuberas se analizan los siguientes parmetros:

Profundidad y altura de las arenas productoras Geometra del pozo (o sea si es pozo vertical, horizontal o direccional).

Las presiones de pozo (presin de formacin, fondo de pozo, fluyente y en boca de pozo).

Caudales de produccin

Caractersticas del fluido de pozo.

Tipo de terminacin de pozo (simple doble o mltiple).

Altura de ubicacin del packer.

Mtodo de produccin seleccionado, ya sea flujo natural o artificial.

Las especificaciones de las tuberas estn sealadas comnmente por las normas API que proporcionan datos sobre grados, dimetros, capacidades, presiones de trabajo y son constituidos de acero al carbono de alta resistencia para: Presiones de trabajo variables entre 3000 a 25000 psi.

Dimetros variables entre 2, 2 , 2 3/8, 2 7/8, 3 , 3 1/2 ,4 , 4 .

Longitudes variables entre 8, 8.5, 9, 11 metros.

Los grados de tuberas son los siguientes H40, J55, N80 y P110.

Los grados de las tuberas especifican las presiones de trabajo por tanto, de acuerdo al grado podemos obtener tuberas de mayor o menor presin de trabajo.

3.1 DISEO DE PROGRAMAS DE TUBERALa programacin y preparacin de la tubera necesaria para instalar y cubrir la profundidad del pozo sealando el dimetro y grados de las piezas se efecta, en funcin al caudal y al tipo de terminacin, de la siguiente manera:

a) Seleccin de la cantidad de tubera necesaria en funcin a la profundidad.

b) Inspeccin tubular de cada trozo de tubera.

c) Limpieza y lubricacin de roscas de tubera.

d) Medida e identificacin de cada trozo de tubera y registro en la planilla de control de tubera.

e) Armado de la tubera en tiros de tubera y su apilamiento en la plataforma de perforacin, cada tiro de tubera esta constituida por tres trozos.

f) Bajada de la tubera al pozo junto al arreglo de fondo.Registro y control de las tuberas

El registro contempla a todo el arreglo de la sarta o sea desde el tapn ciego hasta el packer y desde el packer con la tubera hasta los colgadores del rbol de navidad. El registro de la columna de produccin se efecta en las planillas respectivas que han sido diseadas en forma estndar tanto para pozos gasferos como petrolferos.

3.1 PACKER DE PRODUCCIN

Es una herramienta de seguridad y es denominado obturador de pozo que se instala como parte del tubing para aislar el espacio anular entre la tubera y el casing con el objeto de evitar el flujo de fluidos del fondo de pozo a la base del rbol de navidad por la entre columna.

El packer es tambin el elemento que delimita la altura de fondo de pozo que abarca desde el nivel inferior de la arena productora hasta la altura de anclaje del packer.

Objetivos de su instalacin

a) Evitar la circulacin de los fluidos por el espacio anularb) Aislar niveles productores seleccionados para su explotacin.

c) Servir como elemento de sostn y de proteccin de la tubera y la caera.

d) Aislar niveles donde se han presentado reventamientos en la caera de revestimiento durante el proceso productivo.

e) Facilitar trabajos de intervencin de pozos tales como las reparaciones, los reacondicionamientos y las estimulaciones.

Criterios de seleccin de packers

Los siguientes criterios tcnicos se aplican para seleccionar los packers:

a) Dimetro de las caeras y dimetro de las tuberas.

b) Cargas totales y presiones mximas Presiones de formacin (PFo).

Presin de fondo de pozo (PFp).

Presiones fluyentes (Pw).

Presin hidrosttica en el espacio anular.

c) Tipo de terminacin programado para el pozo.

d) Mtodo de produccin programado, o sea, se es flujo natural o flujo artificial.

e) Tipo de intervencin programada para el pozo, o sea:

packer de alta presin para cementacin forzada Acidificacin de formaciones con packer para la acidificacin Fracturamiento hidrulico con packer para fracturamiento.

Estos tipos de packers se denominan packers para operaciones especiales.

3.1 COMPONENTES PRINCIPALES DEL PACKER

Son los siguientes:

a) Elemento sellante, son los cilindros de caucho altamente resistentes que forman parte del mecanismo de accionamiento del sistema de anclaje y estn prendidos a las uas del, packer. En si, es el elemento que asla el espacio anular.b) Uas, son unos elementos mecnicos que son accionados sobre la caera al cual se adhiere para originar junto con el elemento sellante, otro elemento de aislamiento en el espacio anular y en conjunto puede aguantar presiones de trabajo desde 1000 hasta 25000 psi.

c) Vlvula de circulacin, es el mecanismo o conducto por donde circula el fluido de pozo en el interior del packer.

d) Dispositivo de anclaje, esta constituido por los pistones de accionamiento que empujan a las uas y al elemento sellante hacia la pared de la caera para su anclaje. Este dispositivo puede ser de funcionamiento mecnico o hidrulico y cuando el packer esta anclado se dimetro se hace igual al dimetro interno de la caera y cuando esta desanclado su dimetro se hace igual al dimetro de la tubera.

Las especificaciones de un packer cuando esta anclado en el pozo se efecta por ejemplo de la siguiente manera.

PK OTIS RH: 2 3/8 x 7, 3 5000 psi, para terminacin simple (TS).

O sea el packer debe ser anclado en un pozo con caera de 7, tubera de 2 3/8, en una terminacin simple.

Otro caso:

PK D BAKER: 2 3/8 x 2 x 7, 5 1000 psi, para terminacin doble.

Otro caso:

PK RH OTIS: 2 7/8 x 2 3/8 x 2 x 9 5/8, 10 15000 psi, para terminacin triple.

e) Junta de Seguridad, es un accesorio que conecta la parte superior del packer con el primer trozo de tubera. El objetivo de su uso es el de facilitar la recuperacin de toda la columna de produccin ubicada en una del packer hasta la superficie en casos en que se presente problemas de descontrol de pozo por derrumbes con aprisionamiento de fondo.3.2 CLASIFICACIN DE PACKERSSe clasifican en dos tipos:

a) Packers recuperables, se instalan como parte componente de la sarta de produccin y se caracterizan porque pueden ser anclados cuantas veces sea necesario para bajar o subir la herramienta si se requiere realizar operaciones en el pozo. Su sistema de anclaje puede activarse: aplicando tensin, compresin, mecnicamente o hidrulicamente.De acuerdo a su sistema de anclaje se clasifican en tres clases:

1. PK recuperables con compresin.- se anclan aplicando peso, con la tubera de acuerdo a sus especificaciones tcnicas y se mide en miles de linras y se desanclan aplicando tensin.Durante esta operacin el valor de la tensin final es equivalente a la suma de la compresin ms la presin hidrosttica de fluido contenido en el espacio anular en el momento de desanclaje.

2. PK recuperables con tensin.- son aquellos que se anclan aplicando una fuerza combinada con rotacin de la herramienta dando un cuarto de vuelta a la izquierda y luego aplicando tensin para activar las uas y el elemento sellante. Se desancla aplicando peso con una operacin combinada entre compresin y rotacin dando cuarto de vuelta a la derecha con la tubera.

3. PK recuperables con tensin y compresin.- se anclan aplicando una operacin combinada entre tensin y rotacin rotando la herramienta hacia la izquierda con un cuarto luego compresionando lentamente con un valor igual solo al 50% del peso de la herramienta d acuerdo a las especificaciones tcnicas del PK y se desancla aplicando rotacin combinada con un cuarto a la derecha y una operacin de tensin igual al 50% del valor del peso de la herramienta de acuerdo a las especificaciones tcnicas.b) Packers permanentes, son aquellos que permanecen fijos en forma permanente en el pozo, sta una vez anclada no puede recuperarse ni por efecto mecnico no por el hidrulico.

Se anclan generalmente mediante una combinacin de rotacin y tensin existente tambin modelo con sistema de anclaje elctrico.

Las caractersticas principales de los packers permanentes consiste para ser extrado del pozo son triturados una vez que cumple su funcin y su astilla son extrados del pozo mediante el uso de imanes magnticos.

Los packers permanentes se utilizan generalmente para aislar formaciones de alta presin, pozos profundos, abandonos de pozo, y en operaciones de cementacin a alta presin.

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