Eni Corporate University Workover

8/16/2019 Eni Corporate University Workover

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Eni Corporate University

WORKOVER

Curso de Well Control para actividades de Workover

10/2005San Donato Milanese

G R O U P


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Indice

1. INTRODUCCION 7

1.1. COMPLETACIÓN DE POZOS 7

1.1.1. Equipo de completación 8

1.1.2.

Tipos de completación 9

1.2. ACTIVIDADES DE WORKOVER 9

1.2.1. Operaciones de Workover 9 1.2.2. Fluidos de completación y workover 10

1.3. BARRERAS PRINCIPALES Y SEGURIDAD 11

1.3.1. Barreras hidráulicas y mecánicas 11 1.3.2. Barreras temporales y permanentes 12 1.3.3. Barreras en diferentes situaciones operativas 14

2. EQUIPO 15

2.1.

BRIDAS DEL CABEZAL 2.1.1. Tubing spool 16 2.1.2. Tubing hanger 17

2.2. ARBOL DE NAVIDAD 19

2.2.1. Componentes 20 2.2.2. Reemplazo del Arbol de Navidad 21 2.2.3. Chequeos y pruebas 22

2.3. VALVULAS Y ACTUADORES 24

2.3.1. Expanding gate seal valve 25 2.3.2. Valvula de sello flotante 27

2.3.3. Actuadores 30 2.3.4. ESD Control de la Unidad ESD 31

2.4. TUBING 32

2.5. PACKER 34

2.5.1. Componentes 35 2.5.2. Tipologia 35 2.5.3. Sentado y pruebas 37 2.5.4. Recuperación del packer 38 2.5.5. Fijado accidental del packer 38 2.5.6. Esfuerzos sobre el packer 40

2.6. VALVULAS DE SEGURIDAD 42 2.6.1. Sub-surface controlled safety valves (SSCSV) controlados en el pozo 43 2.6.2. Surface controlled sub-surface safety valves (SCSSV) 45

2.7. DISPOSITIVOS DE CIRCULACION/COMUNICACION 48

2.7.1. Válvula de circulación 49 2.7.2. Niple perforado 49

2.8. LANDING NIPPLES 50

2.8.1. Tipologia 50


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2.9. SIDE POCKET MANDRELS 51

2.10. PREVENTORES DE BLOW OUT (BOP) 52

2.10.1. Configuración y características 52 2.10.2. Test 53

2.11. TOP DRIVE 54

2.11.1. Procedimiento en caso de kick 54

3. PROCEDIMIENTOS DE TRABAJO EN CONDICIONES SEGURAS 55

3.1. INFORMACIÓN SOBRE EL POZO 55

3.1.1. Datos del pozo 55 3.1.2. Situación del pozo 58 3.1.3. Operaciones y controles preliminares 58

3.2. PROCEDIMIENTOS PARA MATAR EL POZO 59

3.2.1. Procedimiento de operación 59 3.2.2. Circulación 60

3.2.3. Bullheading 62 3.2.4. Lubricar y desfogar (Lubricate and bleed) 67

3.3. EXPULSIÓN DEL COLCHÓN BAJO EL PACKER 69

3.3.1. Circulación inversa 69 3.3.2. Circulación directa 70

3.4. SACADO DE CAÑERIA DEL POZO 71

3.4.1. Completación simple (single) 71 3.4.2. Completación dual 72

3.5. ABANDONO DEL POZO 73

3.5.1. Abandono temporal 73 3.5.2. Abbandono definitivo 74 3.5.3. Anular presurizado 75

4. PROCEDIMIENTO DE WELL CONTROL EN CASO DE UN KICK 77

4.1. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DEL POZO 77

4.1.1. Kick durante las operaciones de workover 77 4.1.2. Procedimiento de Cierre Duro y Cierre Suave 78 4.1.3. Durante las operaciones de completación 79

4.2. METODOS DE WELL CONTROL 80

4.2.1. Método del Perforador 80 4.2.2. Método Espera y Pesa (Wait and weight) 85 4.2.3. Método Volumétrico 87 4.2.4. Lubrication y Descarga 89

4.3. COMPLICACIONES OPERATIVAS 91

4.3.1. Pérdida total de circulación 91 4.3.2. Washout (lavado) durante la circulación 92 4.3.3. Presiones atrapadas 93 4.3.4. Hidrógeno sulfurado 94


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5. ACTIVIDADES PARA TRABAJAR EN UN POZO PRESURIZADO 97

5.1. WIRELINE 97

5.1.1. Componentes 97 5.1.2. Procedimiento Operativo 98

5.2. COILED TUBING 99

5.2.1. Componentes 99 5.2.2. Matar el pozo con coiled tubing 101 5.2.3. Emergencias 101

APENDICE 103

I. PRESIONES FUNDAMENTALES 105

II. CARACTERISTICAS Y COMPORTAMIENTO DEL GAS 109

III. DEFINICIONES 113


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1 - Introduccion

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1. INTRODUCCION

1.1. COMPLETACIÓN DE POZOS

Al final de la fase de la perforación el pozo generalmente queda con el casing,

cementado externamente, taponado en el fondo y lleno con un fluido (lodo) cuyadensidad es igual a la densidad usada en la última sección del pozo.

La siguiente fase, llamada"completación", consiste en preparar elpozo para producir hidrocarburos enforma contínua, segura y controlable(producción).

En esta fase, un equipamiento especialserá bajado al pozo y en particular:

• un packer para aislar la zona deproducción y para proteger el casing;

• un tubing para enviar el hidrocarburoa superficie

• un colgador (hanger ) paraenganchar y soportar el tubing

• válvula de seguridad, válvula decirculación etc.

Para alcanzar la fase de producción,adicionalmente, será necessario

• balear el casing de acuerdo a losniveles productivos y

• reemplazar el BOP con un árbol deproducción (Christmas tree).

Durante la fase de perforación, se debe garantizar la seguridad del pozo con una seriede barreras cuya función es la de prevenir las pérdidas incontrolables de hidrocarburos:

• una barrera hidráulica creada por el lodo de perforación

• diferentes barreras mecánicas compuesta de varios casings y el BOP instaladosobre la cabeza del pozo.

Una vez que se completa la perforación, la zona de producción es protegida con tubingpara tener la producción de hidrocarburos del pozo bajo condiciones seguras.

Durante la fase de completación, las barreras "temporales" usadas durante laperforación, serán reemplazadas por una serie de barreras finales las cuales quedarán enel pozo durante toda la vida productiva del pozo.

PRODUCCION

Arbol deproducción

Baleo delcasing


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WELL CONTROL EN ACTIVIDADES DE WORKOVER

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1.1.1. Equipo de completación

• Xmas Tree: controla el flujo y esta compuesto de una serie de válvulas (manual oactuante) que funciona como elemento de seguridad. En ausencia del Xmas tree, laseguridad es garantizada por los BOPs.

• Tubing Hanger: soporta el tubing y provee continuidad, tanto hidráulica comomecánica. Externamente, te asegura un sellado hidráulico del anular, mientras queinternamente puede alojar el BPV (Back Pressure Valve) o un tapón especial/checkvalve.

• Tubing: provee una conexión mecánica e hidráulica entre el packer y el tubing hangery transporta el fluido de producción a superficie. Sus características mecánicas debengarantizar su resistencia al ambiente en el que trabaja (presión y corrosión) y suaplicabilidad a las características del proyecto de completación (diámetros externos einternos, espesor, tipo de acero, etc.). Sus hilos deben desarrollar un sello hidráulicocorrecto.

• Packer: asegura el anclaje del tubing, así como el aislamiento y protección del anularde los fluidos de formación. Está equipado con cuñas para el sellado mecánico en elcasing y con jebes o caucho para el sellado hidráulico.Los packers pueden ser permanentes o recuperables, sentados mecánica ohidráulicamente.

• Landing Nipples: alojan los dispositivos de seguridad o de control de flujo, los cualesesteran anclados internamente (sellado mecánico) a un perfil especial donde sesellaran hidráulicamente.

• Safety valves: su función es detener el flujo de el pozo en casos de emergencia.

Existen dos tipos de válvulas de seguridad (safety valves):

- Controlado desde la superficie (SCSSV: Surface controlled sub-surface safetyvalves): mediante presiones a través de una línea de control (control line); puedenser del tipo recuperable por tubing o recuperable por wireline;

- Controlado en el pozo (SSCSV: Sub-surface controlled safety valves): estos operandirectamente por la condición del pozo (caudal o presión); solo son recuperables porwireline.

• Válvulas de circulación (SSD: Sliding Side Door);estas permiten la circulación entre

el tubing con el anular y son operadas por wireline. No son elementos de seguridad.


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1 - Introduccion


1.1.2. Tipos de completación

Dependiendo del número de sartas en el pozo, la completación puede ser:

• simple: el nivel o niveles son puestos enproducción a través de una sola sarta;

• doble: dos niveles son puestos enproducción, cada nivel con sarta propia;

• selectiva: varios niveles son puestos enproducción a través de la misma sarta.La selectividad se lleva a cabo medianteoperaciones de wireline.

Note

1. Generalmente se viene nombrando comocompletación "inteligente", a la selectividadrealizada desde superficie con líneashidráulicas o eléctricas.

2. Salvo casos excepcionales, no hay pozoscon mas de dos sartas de tubing en el pozo,lo cual significa que solo 2 niveles puedenproducirse al mismo tiempo. Con la últimatecnología y técnicas operativas es posibleseleccionar a mas de 10 niveles con 10 - 15packers en el pozo.

1.2. ACTIVIDADES DE WORKOVER

1.2.1. Operaciones de Workover

Después de la completación inicial, cualquier operación llevada a cabo en el pozo, seausando un equipo de perforación u otro equipo, es llamado "workover ".Con un trabajo de workover es posible:

a. Intervenir sobre la formación para realizar:- un cambio de nivel, aislamiento de nivel para eliminar el influjo de agua o de gas

(water shut off - excesivo GOR)

- limpieza, trabajos de ácido y fracturamiento, squeeze de cemento o casing patch(resane de casing)- recompletación con gravel pack- otros

b. Intervenir sobre el pozo para realizar:- limpieza del fondo o limpieza/lavado del tubing- remplazo del packer o del tubing- remplazo del SCSSV (valvula contolada desde superficie)- otros.

Completaciónselectiva doble


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1.2.2. Fluidos de completación y workover

Los fluidos usados durante las operaciones de completación y workover pueden ser dedos tipos: fluidos de completación y fluidos de packer.

Fluidos de completación

El fluido de completación es normalmente usado para matar el pozo y tambien se usadurante todas las operaciones de workover y completación. Su densidad debe sersuficiente para balancear la presión de formación.

El fluido de completación se mantiene trabajando como una barrera de tal forma que sudensidad adecuada controla a la presión de formación.

Nota: Cuando la operación lo requiera, el fluido de completación también debe estar en la capacidad detransportar sólidos.Si son del tipo "sin sólidos libres" se debe acondicionar de tal forma que se evite la precipitaciónde sólidos.Si es del tipo "lodo base aceite" se debe acondicionar al máximo las características reológicaspara garantizar su estabilidad.

Una vez que el packer ha sido sentado, el fluido en el anular viene a ser una barreraindirecta - pasiva. De hecho, como hay aislamiento en el packer, su densidad no puedemantenerse en caso de un liqueo en el tubing o en el packer mismo.

Los fluidos de completación deben garantizar el mantenimiento del balance hidrostáticoen el fondo del pozo (control primario), por lo tanto su densidad (peso) deberá contener el

ingreso de los fluidos de formación.

Durante las operaciones, una presión(Overbalance o Trip Margin) se añade ala hidrostática para compensar lasvariaciones de presión causadas por losviajes. En tales condiciones la presiónhidrostática puede ser calculada comosigue:

PH = PF + TM donde TM = Trip Margin

En cada caso, la densidad del fluido decompletación admisible en un pozopuede variar entre un valor mínimo,equivalente al gradiente normal deformación (GF), hasta un valor máximo (GFR) correspondiente a la densidad delfluido de fractura.

PROFUND

IDAD

KICK

FRACTURA

PRESION

Densidadequivalentedel fluidoadmisible

GFGradiente de

formación

Valor mínimo depresión hidrostática

en el pozoPH = PF

Valor máximo depresión hidrostática

en el pozo.PH = PFR

GFRGradiente de

fractura


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1 - Introduccion


Packer fluid

El packer fluid es el fluido encima del packer en la zona del anular, después de que elpacker ha sido sentado. Puede ser el mismo fluido de completación o cualquier otrofluido desplazado al anular encima del packer superior al término de la completación.

El packer fluid puede tambien ser del tipo "fluído para no matar el pozo" yconsecuentemente tiene una densidad demasiado baja como para permitir controlar elpozo.

Nota El packer fluid debe ser estable en el tiempo y a la temperatura del pozo, para prevenir lasedimentación de los sólidos. También, se le debe adicionar un anticorrosivo.

El fluid packer no es una barrera porque:

- está aislado del packer- las propiedades reológicas y la posibilidad de circular no pueden ser garantizados por

largo tiempo.

Nota En caso de liqueo en el tubing, la presión en el tubing podría ser mayor que la presión hidrostáticadel anular en el punto de liqueo (cual sea la densidad del fluid packer). La presión acumulada enel anular podría amenazar la integridad del casing.

1.3. BARRERAS PRINCIPALES Y SEGURIDAD

1.3.1. Barreras hidráulicas y mecánicas

Dependiendo de su condición, un pozo puede ser controlado por una barrera hidráulica o mecánica, o por ambos.

Podemos hablar de “condiciones seguras” cuandoal menos dos barreras están activas.

Durante las operaciones de completación yworkover , cuando los packers todavía no se hansentado, tanto la barrera mecánica como la hidráulicaestán activas:- barrera hidráulica: compuesta por fluido de

completación; y permanece activa mientras ladensidad sea la adecuada;

- barrera mecánica: compuesta de los BOPs.

Nota El casing de producción es una barrera importante yadicional en el pozo, la cual:- debe estar dimensionada para un valor de presión de

reventazón, tal que resista las condiciones del pozo;- deben tener hilos que garanticen el sellado hidráulico. PACKERS

NO FIJADO

Barrerahidr áulica

Barreramecánica


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Durante la producción, una vez que el packer ha sido instalado, la barrera hidráulicadesaparece dado que el packer fluid:

- puede ser del tipo "fluido para no matar al pozo";

- puede intervenir sólo después de abrir una comunicación (válvula de circulación o

perforados) entre el tubing y el anular y después de una circulación deacondicionamiento.

En fase de producción están por lo tanto activas sólo las barreras mecánicas:

• válvula de seguridad comandada desde el pozo (SSCSV); interviene solo si en el pozose crea una situación tal que provoque su activación (variación de presión y caudal);

• válvula de seguridad comandada desde la superficie (SCSSV); controlada por elsistema de cierre de emergencia (ESD Emergency Shut Down) instalado en superficie,puede activarse en cualquier momento y no afecta las condiciones del pozo;

• válvulas del Xmas tree; si son automáticas (segunda master valve y válvula lateral)pueden ser activadas por el sistema de emergencia (ESD) o cerradas manualmente;

• packer y tubing para el aislamiento y la protección del casing.

Nota Algun dispositivo mecánico puede ser considerado como "barrera" solo si es posible testearlo (lasnormas API recomienda tests periodicos).

1.3.2. Barreras temporales y permanentes

En un pozo completado, las barreras mecánicas pueden ser temporales o permanentes.

Barreras temporales; son equellas instaladas y/o removídas por medio de lasoperaciones de wireline o mediante el empleo de herramientas particulares (extractor).Ellas permiten:

• el cierre completo del pozo por medio de un positive plug situado en un asientoespecial (niple previsto en la completación) o por medio de una válvula check dual /tapón preventor insertado en el tbg hanger;

• el cierre del flow line por medio de un tapón de circulación por wireline / de una válvula

check o de una válvula back pressure valve en el tubing hanger;

• el cierre automático en caso de condiciones particulares del pozo (liqueos violentos,roturas) con válvulas de velocidad o ambientales (SSCSV);

• el cierre actuado desde la superficie por medio de las válvulas SCSSV del tiporecuperable con tubing o por wireline.


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1 - Introduccion


Barreras permanentes: son parte de lacompletación y son accionados(controlados):

• Manualmente por válvulas mecánicasdel Xmas tree;

• Automáticamente por:

- válvulas de la cabeza del pozo(equipados) provistas de unactuador (master superior y válvulalateral).

- una válvula de seguridad controladadesde superficie como la SCSSVdel tipo recuperable por tubing.

Las barreras mas eficientes, desde elpunto de vista de la emergencia sonaquellos permanentes y automáticas,tanto por la eficiencia y como por laràpida respuesta que pueden garantizar .

Nota Las válvulas automáticas son del tipofail safe, las cuales se cierran ante laausencia de señal de control.

VALVULA DESEGURIDAD


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3 - Procedimientos operativos de trabajo en condiciones segura


2. EQUIPO

Los equipos principales de los cuales es necesario conocer las características para suuso correcto durante las operaciones de workover son:

• el cabezal del pozo (wellhead)• el Xmas tree, válvulas y actuadores

• el tubing

• los packers

• las válvulas de seguridad

• los dispositivos de circulación/comunicación

• los landing nipples

• los side pocket mandrels

• el Blow Out Preventer (BOP)

• el Top drive

Nota Para todo equipo envuelto en la actividad petrolera, se define como Working pressure (WP -presión de trabajo) a la máxima presión de trabajo del equipo.

2.1. EL CABEZAL DEL POZO (WELLHEAD)

El cabezal del pozo (well flanging) es el set de spools (carretes) que aseguran. el anclajey el sellado hidráulico de la sarta instalada y cementada durante la perforación. Elcabezal del pozo esta compuesto de:

• el cabezal del casing (casing head housing); normalmente conectada con el casing desuperficie, y cementado hasta la superficie.

• el Primer carrete (spool); bridado después de lainstalación de la segunda sarta de casing, la cuales anclada por medio de cuñas. Un doble juego deempaquetaduras aseguran el sellado contra lapresión que podría estar presente entre las dossartas de casing.

• el segundo carrete (spool); bridado sobre la brida superior del primer carrete (spool),después de la colocación de la tercera sarta de casing. La sarta será anclada (por

cuñas) y el sellada hidráulicamente asegurandose por medio de dos juegos deempaquetaduras.

Al último spool viene anclado el " casing de producción, al interior del cual se bajará todala sarta de completación. Sobre este spool serán por lo tanto instalados (bridados) eltubing spool y el Xmas tree.

Nota Normalmente el número de spools corresponde al número de casing bajados, excepto cuando seutilizan espaciadores o adapters.Existen también casings que se anclan en el interior del zapato del casing anterior (liner).

PRIMERSPOOL


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Los spools (carretes) son identificados por el diámetro de sus bridas, por el diámetro delcasing colgado, y por la presión de trabajo (WP).

Cada spool bridado tiene dos salidas laterales, sobre las cuales están instaladas las "gatevalves" (válvulas de compuerta) de diámetro pequeño.

A través de estas salidas es posible:

- controlar la presión interna anular- en algunos casos, descargar presiones anormales;- bombear fluidos particulares hacia el anular.

2.1.1. El tubing spool

El tubing spool constituye el sistema de anclaje y de sellado hidráulico del tubing. Lostubing spools tienen un perfil interno que permiten:

- en la parte inferior alojar la parte superior de los elementos de sello de la sarta deproducción;

- y en la parte superior alojar al tubing hanger.-

Nota En las primeras completaciones, en la cual los valores de presión involucrados no son muy altos, eltubing es enroscado directamente sobre una brida especial, llamada 'bonnet', la cual es montada enel elemento superior (cuerpo superior). Un árbol bridado es conectado sobre el bonet. El cuerposuperior garantiza el sellado hidráulico entre el tubing y el casing, por medio de un packing sealllamado 'osmer'.Sucesivamente con la introducción de los tubing hangers en pozos con presiones elevadas, elbonnet fue cambiado para incrementar la resistencia del sello. En las bridas de ultimageneración, las funciones del bonnet y del cuerpo superior están concentrados en un carretebridado simple, llamado tubing spool, el cual es usado todavía comúnmente.

Externamente están provistos de:

- dos salidas laterales, con válvulas decompuerta para el control del casing;

- tornillos de anclaje (prisioneros) en la bridasuperior, para bloquear el hanger ymantener los sellos en compresión;

- un locator screw en el cuerpo, lo quepermite un posicionamiento correcto alhanger en completaciones duales y paraasegurar que las dos sartas esténcompletamente alineadas;

- un "orificio de inyección" de pequeñodiámetro en la parte inferior, paraprobar el sellado de los cabezales.

Orificio deinyección

Salidaslaterales

Anchorscrews


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Nota En cualquier caso el tubing spool debe ser adaptado para el tipo de tubing hanger para el cual fuediseñado, así como también para la completación planeada. Puede por lo tanto haber mas de unorificio de prueba.El orificio de prueba tiene normalmente diámetro de ½" y son instalados dentro de las bridas o enzonas de gran espesor, y estan siempre conectados con el espacio anular entre 2 o mas

empaques.Una pequeña check valve es enroscada dentro del orificio de prueba, que debe ser removida paraefectuar los tests. Si no hay check valve, una válvula de aguja de ½" debe ser instalada en laparte externa de los hilos.

2.1.2. Tubing hanger

El tubing hanger es el elemento de sostén y de sello del tubing sobre el tubing spool. Altermino de las operaciones de completación se enrosca en el extremo superior de la sartadel tubing; se baja a traves del BOP hasta alcanzar sentarse dentro del tubing spool.

El tubing hanger tiene internamente 3 secciónes de hilos internos:

- la sección de hilo superior para el tubing (bajando ó sacando sarta) que permite eldescenso y el posicionamiento en la fase final de la completación;

- la sección de hilo inferior para la conexión con la sarta de producción;

- la sección de hilo interno media para el alojamiento de la BPV.

Nota La BPV (Back Pressure Valve) es una barrera mecánica para el pozo durante la instalación oreemplazo del xmas tree.

Para la utilización de la válvula de seguridadcontrolada, desde la superficie a través deltubing hanger debe pasar la línea hidráulica

(o líneas en caso de completación dual) quecontrola la válvula.

Líneahidráulica


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El sellado hidráulico entre el tubinghanger y el tubing spool, a través delanular del pozo esta garantizada por lossellos elastomeros (o'rings o empaques)adaptados a las condiciones del pozo yde los fluidos extraídos.

Nota En los casos de altas presiones(mayores de los 20000 psi ),temperaturas elevadas o paraambientes particularmente agresivos(alta concentración de CO2 y/o H2S),se han desarrollado especialeswellheads (cabezales), en las cualeslos sellos principales son del tipo demetal a metal.

El sellado hidráulico entre el tubinghanger y el bonet (brida) del Xmas tree

esta asegurado por medio deelastomeros o sistemas de sello demetal a metal en la cual elposicionamiento, dimensiones, etc sondiferentes dependiendo de cadafabricante..

El tubing hanger puede estar equipadocon un ''cuello extendido'' , en el cualestan insertados anillos metálicos, loscuales aseguran un sellado adicional enel asiento interno del alojamiento delXmas tree.

El tubing hanger puede también estar equipado con sellos metálicos tanto hacia el anularo como hacia la cabeza del pozo, en la cual la energización requiere un procedimientoespecial descrito en el manual de operación del fabricante.

Nota En algunas completaciones múltiples, el tubing hanger no se enrosca directamente a las sartas,pero este diseñado con asientos de alojamiento internos para dos mandrels donde los tubings sonenroscados, e internamente tienen hilos para la BPV.La continuidad entre el mandrel y el xmas tree es asegurada por elementos especiales

(transition carriers).

SELLO HIDRAULICO

Vent portsuperior

Tubingspool

Tubing hanger


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2.2. XMAS TREE

El Christmas tree (o Xmas tree) es el juego de válvulas que están instalados

encima del tubing spool (elementosuperior de la brida), que permite el flujoy control del fluido de producción.

El Xmas tree permite operar sobre elpozo con las herramientas de wellintervention, introduciendo instrumentospor el tubing, interviniendo y modificandolas condiciones internas del pozo, sinutilizar el equipo.

El Xmas tree debe tener siempre un

diámetro interno tal que garantice el pasevertical de la BPV, la cual se instalarapara asegurar el pozo, o se recuperarapara poner el pozo en producción.

Para la completación de doble sarta elXmas tree es casi siempre del tipo debloque sólido, mientras que para lacompletación simple el xmas tree puedeser del tipo de block sólido, o compuestade elementos que son bridados uno aotro.

Nota Todo el equipamiento que debe ser bajado o sacado del pozo deben tener un diámetroexterno inferior al BPV.

POZO ENPRODUCCIÓN

Back Pressure Valve


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2.2.1. Componentes

The Xmas tree esta compuesto de :

Bonnet

Los Bonnets son elementos que conectan el tubing spool ( sobre la cual viene bridado)hacia el cross, de la cual constituye parte integrante. A través de la parte superior deltubing hanger (con el cual hace sello hidráulico por medio de elastomeros o sellos metal ametal), el bonnet garantiza la continuidad del flujo entre el tubing y la cross.

Master valveLa Master valve es la primera válvula del Xmas tree, usualmente es una válvula manualde compuerta. Es la válvula principal y debe ser protegida para garantizar un cierremecánico seguro, cada vez que el flujo intervenga sobre la válvula. Normalmentesiempre se deja en posición abierta y manipulada con el máximo cuidado.

Upper master valve

La master valve superior es similar a la master valve en términos de dimensión, peronormalmente es controlada por un actuador hidráulico o mecánico.

Cross (cruceta) El elemento cross (instalado solo en los arboles bridados) esta constituido de un crosselement, bridado o con pernos esparragados, que distribuye el flujo en 4 direcciones,directamente conectado a las válvulas laterales, a la master superior y a la swab valve.

Válvulas laterales (wing valves)Las válvulas laterales están montadas sobre los brazos (laterales) de producción ypermiten el control del flujo hacia o desde el pozo. En completaciones simples solo unaválvula es conectada hacia la línea de operación, mientras la otra es mantenida como

una válvula de servicio para ser usada en emergencias (kill line), para matar el pozo, parachequear la presión de cabeza durante las operaciones de intervención del pozo,bombear fluidos, etc..

Swab valve La swab valve es montada sobre la parte superior de la cross y tiene las mismasdimensiones que la master valve. Tiene la función de permitir el montaje delequipamiento (wireline BOP, lubricator, coiled tubing, etc.) sin la interrupción del flujo ypermitir bajar por la parte interna del tubing equipamientos y/o instrumentos mientras elpozo se mantiene fluyente.

Top adapter

El top adapter esta compuesta de una conexión bridada, montada sobre la swab valve,donde un indicador de presión esta montado para permitir la lectura de la presión depozo.En las operaciones de well intervention, el adapter es usualmente reemplazado por unequipamiento de seguridad (BOP) que de esta manera forma parte integral con el Xmastree.

Normalmente, en la línea de flujo de producción hay otros dos elementos:

- una segunda válvula lateral ( o safety valve) provista de un actuador;- un choque para regular la presión de flujo.


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Componentes

Nota En el mercado hay un amplio rango de Xmas tree que se diferencian en su diseño, en diámetros,en el tipo de válvulas y conexiones utilizadas, etcEn la practica, el operador debe seleccionar cuidadosamente el equipamiento de completación yel Xmas tree dependiendo de la situación y/o problemas involucrados (oil, gas, presencia deCO2 y/o H2S, temperatura, presión, caudal, etc.).

2.2.2. Reemplazo del Xmas tree

Durante la vida productiva de un pozo, se pueden presentar problemas como cuando lamaster valve no sella, o cuando hay perdida entre la master valve y el tubing hanger. Enestos casos, la parte desgastada del Xmas tree debe ser reemplazada.

La intervención para reemplazar la parte desgastada del Xmas tree requiere asegurar elpozo, garantizando que dentro del tubing se cuente con al menos dos barreras deseguridad: una del tipo SSCSV (o un circulating plug), y otra trabajando como la BPV encabeza.

Flowline

Wing valveprovista de un

Wing valve

Choqu

Wing valvede servicio

Uppermaster valve

Master valve

Bonnet

Cross

Swab valve

Top adapter

Choque

Actuador


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Nota En caso de presiones altas es preferible usar dos válvulas (o 2 circulating plugs), mas la BPV,

asegurando de que la presión sea parcialmente descargada después por cada barrera.En situaciones particulares (la presencia de fluidos corrosivo o presión de cierre a la máximatolerancia de el equipamiento usado) puede ser necesario realizar el matado del pozo confluido adecuado, y reforzando la seguridad con una válvula de tipo mecánico, mas la BPV.

Después que el pozo se ha puesto en seguridad, el Xmas tree descarga a la atmosfera yluego cerrando otra vez, para verificar alguna nueva acumulación eventual de presión enel interior. Solo cuando el equipamiento usado esta perfectamente ajustado, se podrádesenroscar los pernos entre la brida y el tubing spool

Las operaciones de reemplazo deben ser efectuadas lo más rápido posible, y el antiguoXmas tree debe ser removido solo cuando el nuevo esta listo (ensamblado,inspeccionado y probado) para ser instalado.

2.2.3. Verificaciones y Pruebas

El tipo de test al cual el equipamiento debe ser sometido viene recomendadonormalmente en el programa operativo de intervención / completación, aún cuando losprocedimientos y recomendaciones están descritos en los manuales practicos de losfabricantes, considerando los limites indicados en los catálogos de los fabricantes.

En las normas API/ISO se encuentran lasrecomendaciones referente a los tests de rutina(BOP y válvula de seguridad), el tipo deherramientas necesarias y los requisitos delpersonal que debe seguir

Nota

Recomendaciones concernientes ala periodicidad de los tests:

- API 6A

- ISO 10432

Para la ejecución del test sobre el Xmas tree se debe:

- tener una bomba de prueba especifico con un sistema de registro de la presión:- llevar a cabo el test usando agua;- utilizar aceite como un fluido para el test de sello a través de los agujeros de inyección

o la línea de control.

En el caso del Xmas tree bridado el ensamblaje y el test hidráulico deben ser llevadoscon el mayor cuidado ante de su instalación en el pozo .

1. Verificación; verificar que:- todas las válvulas vengan con un certificado de los tests realizados por el

fabricante ;- todas las válvulas sean operadas fácilmente ;- en posición de apertura el hueco en la compuerta este alineado con el hueco del

cuerpo de la válvula :- las válvulas deben estar apropiadamente engrasadas, tanto en el cuerpo (asiento

de la compuerta), como en la parte rotante (stems)

2. Limpieza, selección de los anillos (ring-joints) y pernos


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- limpiar adecuadamente el asiento de la brida de todas las válvulas;- seleccionar los anillos (ring-joints) correctos y pernos.

3. EnsamblajeProceder al ensamblaje asegurándose de que los pernos estén ajustados con untorque de acuerdo al tipo de brida.

- Los anillos (ring-joints) deben ser instalados secos.Chequeando que su superficieno este corroída- Para los pernos usar solo el tipo de grasa recomendado (o API 5A2) (otros tipos

de grasa pueden generar diferentes torques).

4. Calibración- Aplicar presión en el actuador de la válvula maestra;- con todas las válvulas verticales abiertas, calibrar el Xmas tree usando el gauge

(calibrador) del wire line correspondiente al diámetro máximo del equipo que serábajado al pozo, con la BVP del tubing hanger.

5. Test de presión (con el stump flange)En locación, después de armar el Xmas tree puede ser testeado bajo presión solo en

la dirección del flujo, con la ayuda de una brida especial (stump flange); si no sedispone, el debe ser testeado al menos desde arriba (ver test hidráulico.

6. Test Hidráulico- cerrar la master valve y las válvulas laterales- conectar una bomba de prueba a la válvula de swab- presurizar hidráulicamente al valor máximo de la presión de trabajo, para probar la

integridad y el ajuste de todas las conexiones.

Nota Si el Xmas tree es del tipo bloque sólido, el test hidráulico no es necesario, aunque unaverificación de la posición de las válvulas de compuerta y de la calibración interna esrecomendado.

7. InstalaciónEn este punto el Xmas tree esta listo para la instalación.Esta operación puede ser echa fácilmente, si es posible usar un sistema delevantamiento balanceado, que mantenga en posición de alineamiento vertical,balanceando el peso del actuador.

8. Test de las Conexiones (Tubing hanger)Una vez que las bridas de conexión entre el bonnet y el tubing spool han sidoajustados , y antes de continuar será necesario probar las siguientes conexiones,respetando la recomendación de los fabricantes:

- tubing spool / bonnet- tubing hanger / bonnet- tubing hanger / tubing spool.

9. Test de presión (con el test plug)Los tests de las conexiones pueden realizarse bajando un test plug (tapón de prueba)en el tubing hanger y entonces presurizar con agua usando una bomba de pruebahasta que se alcance la presión de trabajo del Xmas tree.


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2.3. VALVULAS Y ACTUADORES

Hay diferentes tipos de válvulas que pueden ser usadas en los wellheads, con diferentescaracterísticas dependiendo del fabricante. En los siguientes modelos de válvulas decompuerta se describe:

- expanding gate seal valve- floating seal valve

Nota Para la selección de materiales, por favor ver los manuales específicos..

Ambos modelos pueden ser del tipo standard para presiones de trabajo superiores a los5000 psi, o tener un eje balanceado para 10.000, 15.000 y 20.000 psi.

Tipo standart Eje balanceado

Para tales tipos de válvula no es posible verificar la posición abierta o cerrada de talesválvulas desde el exterior, porque en las válvulas encima de 5000 psi la compuerta sedesplaza sobre el eje, mientras que para las versiones de eje balanceado, este sedesplaza externamente cubierto de una protección metálica que evita daños externos y lavisión.

La posición de la válvula (abierto/cerrado) por lo tanto debe ser verificado manualmentecontrolando el numero de vueltas de la volante siguiendo la indicación del fabricante.

Nota Sin embargo, hay válvulas (en particular para baja presión) que permiten un chequeo inmediatode la posición de abierto/cerrado, en base a la salida del eje..


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2.3.1. Expanding gate seal valve

En un " deployant expanding gate sealvalve", la acción sellante es asegurada pordos compuertas de expansión paralelas queson jaladas a su ubicación y

simultáneamente posicionadas de tal formaque permiten un sello a ambos lados.

El sellado hacia adelante o hacia atras es elresultado de una acción mecánica producidapor la expansión de las dos partes de lacompuerta. No es afectado por lasvibraciones o cambios de presión. Lacompuerta asegura el sellado también abajas presiones. (Unos pocos psi).

La válvula de compuerta garantiza el sellado

con el asiento en cualquier momento,aislando el cuerpo de cualquier contacto conla presión o con los fluidos del pozo,garantizando así la condición de trabajoperfecto por largo tiempo. El engrasado de laválvula hace que su vida sea ilimitada.

Nota La presencia de grasa no afecta la acción de sellado, que es del tipo metal-metal; la presenciade un anillo TFE insertado en el asiento es solamente un elemento adicional de sello.


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El eje es tratado con una fina capa de materialantifricción (bisulfuro de molibdeno) que,adicionalmente reduce la fricción, y asegura lalubricación. La luz axial del eje es soportado pordos roller bearing o ball bearings (rodamientos) loscuales reducen el torque al mínimo.

El sellado sobre el eje es asegurado por un set de'V' packings (chevron packing) que puede serreemplazado cuando la válvula esta bajo presión.

Los asientos, que siempre están en contacto conla compuerta y por lo tanto aislados del flujo, sonsustituibles. En posición abierta hay una condiciónde completamente abierto, con continuidad deldiámetro y sin la posibilidad de turbulencia.El cuerpo es forjado para garantizar unaresistencia elevada y puede ser del tipo integral

(para dimensiones superiores a 3 1/8'') o del tipoempernado. Las válvulas son diseñadas parapresiones mayores de 20,000 psi en un rango demedidas que van de 2 1/16" a 4 1/16", pero deacuerdo a los requerimientos hay disponibles paradiámetros mayores.

Nota La "expanding gate seal valves", como todas las válvulas que son diseñadas para quesean usadas en pozos de petróleo , son construidas en cumplimiento a la norma API Std6A.

Expanding gate seal valve con eje balanceado

Con una presión de trabajo de 10,000 psio más, the expanding gate seal valve esusualmente construida con un ejebalanceado.

Esta solución elimina los efectosbloqueantes de la hidrostática facilitandola maniobrabilidad de la válvula aun en

casos de presiones altas.

Para presiones altas, junto al ejebalanceado, la expanding gate sealvalves siempre tiene un sello metal-metalen los asientos.

Mientras las otras características sonsimilares al tipo standard. Eje

balanceado

Mejormaniobrabilidad

Corpoempernado

Packings

Bearings


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2.3.2. Floating seal valve

Las Floating seal valves son versiónesmodificadas de las expanding gate seal valves

descritas arriba, con las siguientes diferencias:- la compuerta esta compuesta de unelemento simple;

- los asientos de sello son móviles (flotante)en vez de fijo.

Los asientos, que son similares a los de la"expanding gate seal valve", son hechos deacero duro y protegido con materiales de altaresistencia a la corrosión.

Cada asiento esta provisto de un anillo de teflón

(TFE) frontal y de un anillo sobre la superficiecilíndrica externa.

El anillo de teflón asegura un sellado temporalentre el asiento y la compuerta durante lasoperaciones de apertura y cierre, y al mismotiempo limpia la compuerta.


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En la posición de cierre la fuerza generadapor la presión provoca :

- el movimiento del asiento hacia elcuerpo de la válvula asegurando elsellado entre el asiento y el cuerpo de

la válvula por la energización del O-ringO2;- la deformación del anillo de teflón hasta

crear un sellado de metal a metal entrela compuerta y el asiento.

Si la presión diferencial en el cuerpo de laválvula disminuye, el sellado entre el asientoy el cuerpo se mantendrá por el O-ring O1.En este caso habrá un empuje diferencialsobre la superficie "B" que producirá ladeformación del anillo de teflón y de la

adhesión con el sellado metal a metal de losasientos.

Si por cualquier razón una presión mayor ala presión de trabajo queda atrapado en laválvula, gracias al diseño especial de laválvula el exceso de presión puede serdescargado en la línea por la fuerzaproducida.

Debido al diseño especial de la compuerta,el floating seal valve es una válvulaseleccionada para el equipamiento deactuadores hidráulicos y/o neumáticos deltipo "Fail close" or "Fail open".

Una disminución de la presión dealimentación del actuador provocaautomáticamente el cierre (fail close) o laapertura (fail open) de la válvula actuada.

El resorte del actuador mantiene a lacompuerta en su posicion y también cuandola presión en el cuerpo de la válvula cambia.

Las características estructurales son igualesa las expanding gate seal valve.

Compuerta

BO-ring 1 Anillo deteflón

O-ring 2

Resorte del

actuador


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Floating seal valve con eje balanceado

Aunque para el tipo floating seal valves para presiones de trabajo de 10,000 and 15,000psi se recomiendan escoger el modelo de eje balanceado, desde que ello soluciona elproblema de empuje hidrostático facilitando la maniobrabilidad.

Para la instalación en el choke manifold, se usan solamente las floating seal gate valvesen las varias versiones: normal hasta los 5,000 psi, o con el eje balanceado para valoresde alta presión de trabajo.

hasta los 5,000 psi Alta presión de trabajo


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Tabla N° de vueltas para abrir

Presión de Trabajo DiámetroNominal psi bar

N°devueltas

10.000 690 122 1/16

15.000 1035 12

10.000 690 152 9/1615.000 1035 15

10.000 690 17.53 1/16

15.000 1035 17.5

10.000 690 234 1/16

15.000 1035 32

2.3.3. Actuadores

Un actuador es un grupo de mecanismos que pueden ser instalados en una válvula en

el lugar de un bonnet normal y permite el control automático de la válvula de compuertapor medio de la presión proveniente de fuente externa (control unit) conectado al sistemade seguridad.

Los actuadores pueden ser aplicados solamente cuando son usados las floating sealvalves. Hay varios tipos de actuadores que difieren por el tipo de fluido de control (aceiteo aire) y por sus características técnicas, las cuales varían dependiendo del fabricante.

Un actuador hidráulico tiene dimensiones externas notablemente reducidas respecto auno neumático, aunque las presiones de actuación son diferentes:

• hidráulico = 1,500 - 2,500 psi (aprox 100 - 170 bar)

• neumático = 12 - 15 bar

La operación de apertura y cierre de un actuadorson controlados por el sistema de controlhidráulico. Si las válvulas son del tipo "fail close",como los usados en el Xmas tree:

- la apertura se obtiene inyectando fluidopresurizado;

- el cierre se obtiene descargando la presión.

Nota Si las válvulas son "fail open" la compuerta seráinstalada en modo inverso (hueco hacia abajo) conrespecto a lo que se realiza con las válvulasnormales..

Abierto


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La posición de apertura/cierre es visible:

• en algunos modelos chequeando la posición del eje; cuando la válvula estacerrada sobresale. La válvula puede ser bloqueada en la posición de aperturaenroscándole una tapa especial en el cuerpo del actuador.

• en otros modelos puede ser chequeado a través de una ventana de plásticoespecial sobre el cuerpo del actuador. Para bloquear la válvula en posición deapertura se necesita una herramienta especial (manual override).

2.3.4. ESD Control Unit

Independientemente del tipo de fluido actuante la central de comando de los actuadoresviene controlado por un sistema de seguridad que esta enlazado con los controles(pilots)de alta (H) y baja (L) (insertado corriente arriba y abajo del choke del wellhead ), y alsistema de control de fuego (tapón de fusibles, detector de gas, etc,) .

Logica operativa della centralina ESD

Chiusura:1° wing valve + (duse se automatica)2° upper master3° valvola di sicurezza (se di tipo SCSSV)

Apertura:1° valvola di sicurezza (se di tipo SCSSV)2° upper master3° wing valve4° duse (manuale o automatica, comunque non collegata all' ESD)

Nota Las centrales de comando de las válvula del cabezal son generalmente independientes deaquellos que controlan las válvulas de seguridad del fondo (que son siempre operadashidraulicamente), aparte de que las presiones de activación son notablemente diferentes.

Esquema de operación ESD (Cierre de emergencia) de la central de operación Cierre de emergencia:1° válvula lateral + (choke, si esta operada a control remoto);2° master valve superior3° válvula de seguridad (si es tipo SCSSV)

Apertura:1° válvula de seguridad (si es del tipo SCSSV)

2° master valve superior3° válvula lateral4° choke (manual o automática, comúnmente no conectada al ESD)


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2.4. TUBING

El termino "tubing" se entiende como aquella serie de tubos sin soldadura que bajan alpozo enroscándose uno al otro hasta llegar a la profundidad deseada. En practica, eltubing constituye la via obligada, desde el packer hasta el tubing hanger del Xmas tree,

para conducir al fluido producido por la formación.

La selección y la instalación del tubing es una parte crucial del programa decompletación. Que debe garantizar la máxima performance del pozo en términos deproductividad y seguridad. Cuando se selecciona el tubing los operadores deben tener encuenta

- tipo de fluido (densidad, viscosidad etc.),

- profundidad de la instalación,

- valores máximos de presión y temperatura

- presión de formación

- caudal previsto,

- presencia de componentes corrosivos, etc.

El tubing deberá por lo tanto estar dimensionado para sostener el peso de la sarta y tenercaracterísticas tales de resistir a la máxima presión interna(burst) y a la máxima presiónexterna esperada (collapse), considerando también los esfuerzos compuestos.

En la industria del petróleo, el tubing es definido por:

• diámetro; de 1½" hasta 4 ½" de acuerdo a las normas API standards, pero también5", 5 ½", 7" y en algunos casos 9 5/8".

Nota Un diámetro interno mayor permite una producción mas elevada, porque la perdida de cargadisminuye. El lado negativo es que la velocidad de flujo es inferior y, en el caso de pozos degas, el liquido presente puede acomodarse en el fondo causando la inundación del pozo.

• espesor : expresado en milímetros o pulgadas y relacionado al peso lineal (kg/m olbs/ft)

• tipo de acero; las normas API standards antiguas que requerían acero entre el H40 yP110 ( donde el numero multiplicado por mil indica directamente el limite mínimo deelasticidad expresado en psi) fue ampliada con la introducción de aceros masresistentes, hasta el V 150. Actualmente se encuentra en el mercado toda una serie deaceros con aleaciones de diferentes porcentajes de cromo, para utilizarlos enambientes agresivos que contienen CO2 y H2S.


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• tipos de conexión: existen básicamente dos tipos de conexiones:

- hilos y coples- integral.

Ambos difieren por el modo de hacer el

sellado hidráulico: sea por hilos o por sellometal a metal.

Dada las mismas características, lasmejores performances se obtienen conuna (unión) junta integral y sello metal ametal, pero el costo es obviamente mayor.

Para los tubings construidos en acero dealto contenido de cromo donde esnecesario un tratamiento anti-galling paralos hilos es necesario instalar un coupling

con sello metal-metal.

Para asegurar el uso correcto del tubing la operación de enroscado debe realizarsecuidadosamente, siguiendo, las recomendaciones del fabricante y utilizando las llavesespeciales controlando el torque y el número de vueltas.

Para el tubing se recomienda lo siguiente:

• procedimientos de control especial durante el proceso de fabricación;

• al final del ciclo de producción, antes de hacerle hilos, el cuerpo debe serhidraúlicamente testeado con una presión interna dado por las normas ISO 11860 / API 5CT;

• la operación de transporte es llevada a cabo usando containers adecuados y conprotección a los hilos;

• el mayor cuidado en la manipulación será durante el almacenamiento en almacéno en los equipos;

• al menos un chequeo visual y calibración se realizara antes de que baje al pozo.

Hilos

integral

Hilos y

coples


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2.5. PACKER

La principal función del packer es proteger alcasing de la presión del pozo y de los eventualesfluidos corrosivos.

El packer asegura el sellado entre el tubing(outside) y el casing (inside) para prevenir elmovimiento del fluido al anular, causado por ladiferencia de presiones entre las áreas encima ydebajo del punto de fijación, durante toda la vidaproductiva del pozo.

Es parte de la sarta de completación y es instaladoen la extremidad inferior y puede ser utilizado seapara la completación definitiva del pozo que parala completación temporal tales como pruebas y/o

estimulaciones.

En completaciones múltiples los packers separandos o mas zonas productivas del mismo pozo.

Salvo situaciones / necesidades particulares,normalmente se sientan sobre la zona baleada, auna distancia tal que el zapato de la cola del tubo(si hay) este alrededor de los 20 metros encima deltope de los perforados.

Nota El packer usualmente asegura que el tubing sea

anclado al casing de tal forma de prevenirmovimientos, aunque en ciertos tipos decompletación puede haber conexiones de selladode movimiento libre entre el tubing y el packer.


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2.5.1. Componentes

El packer esta esencialmente compuesto de cuatroelementos:

- el sistema de cuñas de anclaje al casing

- Unidad de empaque - packing unit (sobre elcasing)

- el packer bore receptacle (solo para packerspermanentes)

- la conexión y sello del tubing.

Las cuñas y el packing unit aseguran el anclaje ysellado con el casing, mientras que el sello con el

tubing se obtiene en el packer bore.

La conexión entre el packer y el tubing pueden ser de dos tipos:

- fijo; con hilos superiores para packer recuperables, o con tubing anclable para packerspermanentes;

- dinámico; con tubing locator (posicionador) para packer permanentes.

2.5.2. Tipologia

Los packer se dividen en dos categorías principales: recuperables; diseñados para ser fácilmente

recuperados del pozo.

Son utilizados en aplicaciones tales comocementaciones, fracturaciones o pruebas y sonrecuperadas al termino de la operación. Sonutilizadas también como packer de completacióncuando sé prevee trabajos de workoverfrecuentes o en completaciones selectivas.

permanente; diseñado para permanecer en elpozo durante mucho tiempo.

Son utilizados principalmente en la completaciónde pozos y donde se preveen estimulaciones oesfuerzos particulares de la sarta. Una vezsentados, si es necesario operar debajo, seránecesario perforarlos.

Anclaje alcasing

Sello deltubing

Sellado alcasing

Anclaje alcasing

Packer permanente

Packerrecuperable


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Otra característica importante del packer es el sistema de sentado que puede ser:

• mecánico; el sentado es realizado por la rotación de la sarta y la descarga ó sentadode un cierto peso para comprimir el packing unit (recuperable)

El desanclado de un packer mecánico recuperable es hecho por una tracción

mecánica para recuperar (quitar) el peso descargado durante la fase de sentado ypor la apertura de la válvula de circulación.

• hidráulico; el anclaje se logra aplicando una presión hidráulica a través de la mismasarta de completación (adecuadamente taponada debajo del packer) para colocar lascuñas en la posición de anclaje y energizar el packing unit (unidad de empaque).

El desanclaje (de los packer hidráulicos recuperables) es hecho por un jaladomecánico del tubing hasta provocar el corte del anillo o el enrosque que libera elsistema de bloqueo interno.

Nota Tipo hidrostatico

No requiere altas presiones en la operación de anclaje; la presión aplicada tiene una sola funciónde cortar un pin y comenzar y poner en movimiento el mecanismo para la comunicación entre lapresión hidrostática del tubing y una camara con presión atmósferica. Esta presión diferencial(hidrostática) sienta a las cuñas y energiza los elementos de packing.

Recuperable

Los packers recuperables pueden anclarse mecánicamente, descargando peso ohidraúlicamente a través de la sarta de completación.

Nota Antes de recuperar el packer es necesario equilibrar la presión encima y debajo del packingunit.

Al termino de la operación para las que han sido utilizadas, o por necesidad de workover,ellos pueden ser generalmente recuperados jalando la sarta a la que están conectados:

• en el caso de anclaje mecánico, la acción de jalado sirve para recuperar el pesodescargado en la fase de anclaje, quitar la compresión del elemento sellante, y abrirla válvula de circulación y desanclando el packer.

• en el caso del anclaje hidráulico, la tracción provoca la rotura de un anillo (shear ring)

que libera el sistema de bloqueo interno activado durante la fase de anclaje de lapresión hidráulica.

Nota En packer doble el ring de corte debe ser instalado solo en la sarta larga o en ambassartas.


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Permanente

Los packers permanente generalmente tienen un doble juego de cuñas para el anclaje alcasing y la compresión del elemento de sello.

Pueden ser anclados hidráulica, mecánica o eléctricamente, en estos dos últimos casosla sarta de completación se baja después del anclaje.

Los tipos más comunes son:

• fijado mecánico con setting tool (hidraulico) o con un cable eléctrico y un wire lineespecial con adapter kit. La conexión entre el tubing y el packer pueden ser del tipopermanente (tubing anchor) o móvil (tubing seal locator);

• fijado hidráulico con la misma sarta de completación.

2.5.3. Sentado y testing

Para sentar un packer es necesario normalmente llevar algunas operaciones ensuperficie que involucra al tubing:

- mecánicamente; por rotación de la sarta y sentar un cierto peso (packer mecánico)

- hidraúlicamente; presurizando el interior del tubing (después de haber taponado conalgún dispositivo temporál (check valve) el extremo inferior bajo el packer) a unapresión mas baja que aquella que involucra al equipamiento.

Nota Algunos tipos de packers pueden fijarse con un setting tool con línea eléctrica explosiva ybajado con un wire line eléctrico.

Test de presión: después de fijar el packer, se testea el sellado con el casing,presurizando el anular (1,000-1,500 psi) y controlando la presión por un cierto periodo detiempo; si la presión desciende es indicación de perdida.

Si el casing bajo el packer no ha sido baleado,el test de presión puede realizarsepresurizando el tubing y controlando(check) el anular.

Nota Durante la producción, la presión atrapada en el casing se incrementara por el calentamientode la columna de fluido y decrecerá en ausencia de flujo. El rango entre los valores mínimos ymáximos es una referencia valida, y su mantenimiento garantiza la autenticidad de la presión(sello).

Una variación imprevista de este rango(sea aumento o descenso) indica una perdida, y porello sera necesario efectuar hacer un test para verificar si es por causa del packer o de unaperdida del tubing o del wellhead.


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2.5.4. Recuperación del packer

La recuperación del packer después de una prueba o durante las operaciones deworkover pueden causar algún problema y si la maniobra no se lleva a cabo

correctamente ello puede generar un kick.

La causa principal esta en la unidad de packingexterno es que a veces queda deformadoprovocando problemas de acondicionamiento pero,sobretodo, un efecto pistón peligroso en laextracción.

Para evitar tal situación es necesario estableceruna comunicación entre las zonas superior einferior del packer:

- a través de una válvula de circulación,previamente preparada en la fase decompletación

- o perforando el tubing justo encima del packer.Si esto no fuera posible, la maniobra deberáhacerse con el máximo cuidado.

Después de matar el pozo, desanclar el packer seguido de un periodo de observaciónestatico. Recuperar algunos tubings manteniendo el control del volumen de ingreso ysalida.

Bajar al fondo nuevamente, para limitar un eventual ingreso de fluido de formación y dañode la empaquetadura para obtener una comunicación que permita la circulación.

Si esta situación no mejora, la maniobra deberá hacerse mas lentamente controlando losvolúmenes de ingreso /saIida, prevaleciendo el control en los volúmenes de ingreso paramantener a la formación en absorción ligera (reducida) y prevenir algún ingreso de fluidoen el pozo.

2.5.5. Fijado accidental del packer

Puede suceder que en la bajada durante la fase de completación, que por error demaniobra, por falla del equipamiento o por otras razones, un packer se sienteaccidentalmente antes de alcanzar la profundidad programada.

En tal caso se deberá seguir procedimientos diversos, dependiendo del tipo decompletación (simple o dual), siempre considerando que el pozo esté en condicionesestáticas.

Efectopistón


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Completación simple

a. Si el packer es del tipo recuperable:

- desanclar, circular/acondicionar y sacar para reemplazar el packer;- controlar el pozo mediante una maniobra con scraper y molino;- bajar el nuevo packer.

b. Si el packer es del tipo permanente:

- librar la sarta y levantarlo arriba del packer, circular/acondicionar y sacar la sarta;- moler el packer (recuperándolo o llevándolo al fondo);- repasar con scraper o molino;- bajar el nuevo packer.

Completación dual

Bajar con dual spider:

1. circular por la sarta cortaa. si hay retorno solo de la sarta larga:

- el dual packer esta sentado

b. si hay retorno solo del anular:- el single packer esta sentado

2. Liberar y extraer la completación entera;

3. repasar con el scraper antes de recompletar (si el bloqueo fue causado por unpacker permanente simple, este deberá ser molido).

Bajar solo con sarta larga:

1. Liberar, circular/acondicionar y extraer para reemplazar los packers

2. Repasar con scraper antes de recompletar (si el bloqueo fue causado por el packer

permanente simple, debe molerse).


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2.5.6. Esfuerzos sobre el packer

La variación de presión y temperatura en el interior y exterior de un tubing causa variosefectos dependiendo del tipo de conexión entre el tubing y el packer.

• En el caso de conexión móvil (dinámica), aumenta o disminuye la longitud del tubing;

Nota En este caso el locator deberá ser lo suficientemente largo y con un gran numero de sellospara hacer que este movimiento no cause la descarga de la sarta del asiento del packer(seal bore) con una consecuente inundación del pozo.

• Tal movimiento puede provocar la descarga del tubing del asiento del packer. En elcaso de conexión fija hay un aumento en la fuerza de tracción o compresión deltubing que es descargada hacia el ancla del packer.

Tal fuerza puede provocar el desanclado del packer, esto ocurrirá cuando el jaladoalcanza el valor de corte de los anillos o hilos.

Nota El efecto de la temperatura se manifiesta como una función directa del coeficiente de dilatacióntérmica, mientras que el efecto de la presión viene intensificado por el diferencial de área.En la fase del proyecto de completación, se debe tener en cuenta ambos efectos, sobretodo si

se ha previsto operaciones de inyección y/o estimulación.

Efecto de la presión interna/externa

Consideremos una sarta de tubing conun packer en el extremo, que permite

el corrimiento (sliding) libre del packer.

Indicando con:

Pi presión interna del tubingPo presión externa del tubingAa área interna del casing (anular)Ai área interna del tubingAo área externa del tubing

la fuerza actuante sobre la sección deltubing es:

Fa = Pi x (Aa - Ai) - Po x (Aa - Ao)

donde Fa puede ser una fuerza detracción (negativa) o una fuerza decompresión (positiva).

Con una serie de cálculos es posiblevalorar el esfuerzo sobre el packer ysobre el tubing para seleccionar el tipode completación idóneo.

Pi

Aa

Ao

Aa

Ai

Po


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Consideremos un pozo con:- liner de 5 1/2" y tubing 2 3/8" - packer sentado a una profundidad de H = 2000 m - peso actuante sobre el packer W = 3200 kg - fluido anular (sal) con densidad Do = 1.1 kg/l

- después el desplazamiento con tubing lleno de agua tratada con densidad Di = 1.03 kg/l - presión de well head Po = 70 kg/cm2

Calculo áreas:- Aa = 5 1/2" id = 18.8 sq.i. = 121.3 cm2 - Ao = 2 3/8" od = 4.4 sq.i. = 28.4 cm2 - Ai = 2 3/8" id = 3.1 sq.i. = 20 cm2

Calculando la fuerza actuante sobre el packer dado que:

- Fuerza en el anular (hacia abajo) ↓:Fa1 = ( Aa - Ao ) x ( H x D0 / 10 ) =

= (121.3 - 28.4) x (2000 x 1.1 / 10) = 20438 kg

- Fuerza sobre el tubing (hacia arriba) ↑:Fa2 = [( Aa - Ai ) x ( H x Di / 10 )] + [( Aa - Ai ) x P0 ] =

= [(121.3 - 20) x (2000 x 1.03 / 10)] + [(121.3 - 20) x 70] = 27959 kg

- Fuerza de balance:

Fa = Fa1↓ + W↓ - Fa2↑ = 20438 + 3200 - 27959 = 4321 kg

Si el balance de la fuerza crea una tracción superior a la capacidad del pin de corte el

packer será desanclado. Ello se puede evitar:

- aplicando una presión adicional al anular:

Pa = Fa / (Aa - Ao) = 4321 / (121.3-28.4) = 46.51 kg/cm2

- o utilizando packers provisto de hold down hidráulico

Nota En el caso de la utilización de packers provisto de hold down hidráulico, se considera elefecto de la temperatura. En el caso de bombeo prolongado ello puede generar fuerzashacia arriba (shortening). Si la presión interna de la sarta es descargada (bled off) (con laconsecuente desenergización del hold down) antes que la gradiente geotérmica del pozo

sea restablecida, estas fuerzas pueden causar el desanclado del packer.


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2.6. VALVULAS DE SEGURIDAD

Las válvulas de seguridad son bajadas auna profundidad por lo menos entre 50-100metros.

Su función es detener el flujo del pozo encaso de una condición de emergencia.

Hay dos tipos de válvulas de seguridad:

- controlado en el pozo o sub-surfacecontrolled safety valves (SSCSV);instalado y recuperado por medio deoperaciones de wire line en especialeslanding niples;

- controlado en la superficie o surfacecontrolled sub-surface safety valves(SCSSV); pueden ser parte integral de lasarta de completación (tubingrecuperable) o instalado en especialeslanding niples provista de un control líneexterno (wire recuperable).

Note 1. La profundidad a la cual se ubica normalmente la válvula de seguridad varia entre 50-100

metros (50-100 metros por debajo del fondo del mar para equipos en offshore). Aunque,hay situaciones donde puede ser necesario instalarlos a mas profundidad, por ejemplo:

- cuando el equipamiento a ser instalado en el pozo (como las varillas de producción(sucking rods)) puede obstaculizar su funcionamiento;

- cuando necesita ser posicionado fuera o lejos de las formaciónes de hidratos o de losdepósitos de parafinas.

En estos casos, para la válvula de control en el pozo (SSCSV) es suficiente posicionar unadecuado landing nipple a la correcta profundidad, o mas de uno con la posibilidad de unfuturo ajustamiento; mientras que con la válvula de control en superficie (SCSSV) esnecesario usar una válvula del tipo especial llamada "deep set".

2. Tests y checks: la norma API RP 14B / ISO 10417 previene que la válvula de seguridaddebe ser testeado cada seis meses.

SCSSV

Control line


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2.6.1. Sub-surface controlled safety valves (SSCSV) (Válvulas de control en el pozo)

El mecanismo de cierre esta constituido de unaesfera (ball) o de un flapper que bajo condicionesnormales se mantiene abierto por un resorte

calibrado.

La válvula puede ser de dos tipos:

- diferencial; cierra cuando la presióndiferencial en la válvula excede un cierto valora causa del incremento del flujo: el flujo en eltubo mueve la válvula hacia arriba venciendola fuerza (resistencia) del resorte y moviendohacia la posición de cierre a la esfera oflapper;

- pressure operated: esta provisto de unacámara precargada que presiona al resortemoviéndolo a la posición de cierre.

La válvula cierra cuando, por alguna razón, lapresión en aquel punto desciende a un valormas bajo que el valor de la precarga.

Con respecto a las válvulas diferenciales, las válvulas pressure operated tienen la ventajade no ser afectadas por el tipo de flujo y son fácilmente calibradas. Así, estas sonparticularmente apropiadas para pozos de bajos rates de flujo y/o baja presión y cuandoel flujo no es predecible (gas con agua o influjo de hidrocarburo, o crudo con variable

GOR). Ambas válvulas deben ser recuperados para permitir la operación de wireline ooperaciones de coiled tubing en el pozo y cuando requiere operación adicional.

Resumiendo, para la válvula de seguridad controlada del pozo - SSCSV:

Ventajas Desventajas

- son del tipo "recuperable por wireline ",lo que significa que ellos pueden serrecuperados en algún momento para unchequeo si es necesario;

- con la inserción de mas de un niple enla sarta de completación las válvulaspueden fijarse a diferentesprofundidades dependiendo de lascondiciones del pozo o para evitar elfenómeno de erosión causado por elflujo turbulento;

- son relativamente económicos.

- están normalmente abiertos;

- provoca una restricción al pase del flujo con laconsecuente turbulencia que puede determinar

problemas de erosión;

- deben ser recuperados cuando otros equiposnecesitan ser bajados al pozo;

- requieren una calibración precisa que varia conlas condiciones de flujo del pozo;

- la presencia de depósitos de parafina y asfaltenospueden impedir las operaciones de recuperación.

V álvula pressure operated

V álvuladiferencial


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2.6.2. Surface controlled sub-surface safety valves (SCSSV) (Válvulas de control enel superficie) Las válvulas son accionadas por unafuente externa al pozo y por eso no sonafectadas por el tipo de fluido o caudal.

El panel de control hidráulico estaconectado al sistema de seguridadespecialmente preparado ( presostato,plug de fusibles, alarma para lapresencia de gas y/o fuego).

La presión hidráulica en la control line(la cual corre paralela al lado del tubing)acciona la válvula (del tipo de fail-safe) yla coloca en posición de apertura. Laausencia de la presión de control haceque cierre la válvula que es del tipo fail-

safe.

El sistema de cierre puede ser de dostipos:

• tipo bola, que en posición de cierrelimita la posibilidad bombear dentrodel pozo

• tipo flapper , es mas confiable ypermite, en el caso de malfuncionamiento de la válvula,bombear dentro del pozo.


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Válvula tipo flapper

El tipo flapper esta compuesta esen-cialmente de:

- un flapper- un resorte de flapper- un cilindro- un power spring (resorte de fuerza),

enrollado alrededor del cilindro.

Apertura: durante las operaciones normalesel flapper es mantenida en posición deapertura por la presión hidráulica que elpanel de control de superficie, a través de lacontrol line, mantiene sobre el cilindroprovocando la compresión del power spring.

Cierre: en caso de emergencia el control depanel coloca la control line en posición dedescarga para que el power spring (resortede fuerza) pueda colocar la válvula enposición de cierre, que es la posición normalpara una válvula fail-safe.

Válvula tipo bola

Las válvulas de seguridad de tipo bola también del tipo fail-safe (normalmentecerrada); están compuesta de:

- una esfera con hueco central- un resorte- dos pernos(o pines) laterales- un mandrel con levas .

Apertura: la presión hidráulica de lasuperficie acciona el mandrel quevence la resistencia del resorte (powerspring) rotando la bola en posición deapertura.

Cierre: en ausencia de presión elresorte mantiene en posición de cierrea la esfera (fail-safe cerrado)..

Spring flapperFlapper

Cilindro

Powerspring


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Resumiendo para la válvula de seguridad controlada en la superficie - SCSSV:

Ventajas Desventajas

- normalmente cerrada - fail-safe;

- garantiza un pasaje largo hacia el pozo(fullbore para el tubing recuperable) y por lotanto permite bajar al pozo otroequipamiento;

- son acionados por el sistema de seguridadde superficie y por lo tanto su intervenciónno es afectada por las características deflujo del fluido producido;

- si son del tipo "tubing recuperable", en elcaso del mal funcionamiento del circuito

hidráulico, ellos pueden ser bloqueados enla posición de apertura, reactivandose su lafunción mediante la inserción de unaválvula de seguridad adicional que puedeser del tipo controlado en el pozo (SSCSV),y también si se requiere del tipo controladoen superficie (SCSSV);

- crearan una barrera confiable en términosde well control.

- son mas costosas y requieren de un

(cabezal) well head que permita elpasaje de la control line; una vez que laprofundidad de sentado ha sidodefinido, ello puede ser cambiado solodespués del workover;

- si se daña la control line, se puedereparar (después de bloquearlos enposición abierta) con un equipo deworkover;

- si estan en "tubing recuperable" algunafalla podrían tenerse en puntos

precedentes (si ellos son del tipo"wireline recuperable" el workover esnecesario solo en el caso de daño de lacontrol line.);

- en el tipo "wireline recuperable", a vecesel diámetro interno puede impedir elpase de cierto equipamiento,requiriendo en tal caso la extraccióntemporal.

La tendencia actual es la de emplear la válvula SCSSV de tubing recuperable, tipoflapper.


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2.7. DISPOSITIVOS DE CIRCULACION/COMUNICACION

El dispositivo de circulación/comunicación es instalado en la sarta de completaciónencima del packer (completación simple) o entre dos packers (completación selectiva y/omúltiple). Ello permite la comunicación entre el interior y el exterior del tubing.

Estos dispositivos son indispensables:

- en la fase de matado/acondicionamientodel pozo antes de iniciar un workover,

- para abrir o cerrar el flujo de los diferentesniveles de productividad durante lascompletaciones múltiples.

Los dispositivo de circulación/comunicaciónpasan del estado de cierre a la comunicación

por medio de la operación de wireline.

En la fase de apertura, la presión en el tubingdebe ser ligeramente superior respecto al delanular, para prevenir que la slick line (lisa) seaviolentamente expulsada hacia arriba por ladiferencial de presión que se manifiesta en elmomento de la apertura.

Esencialmente son de dos tipos:

- válvula de circulación- niple perforado.

Nota Actualmente es preferido no insertar la válvula de circulación encima del packer, para evitar puntosde posibles perdidas, debido a la presencia de elastomeros.

La ausencia de dispositivos de circulación/comunicación, requiere la perforación del tubing oseguir procedimientos especiales para matar el pozo.

Niple perforado

Válvula decirculación


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2.7.1. Válvula de circulación

La válvula de circulación esta compuesta de:

- un cuerpo externo con hilos en los extremos

para ser insertado dentro de la sarta decompletación, con hueco/ventana ( con sellosarriba y abajo) en la parte central;

- una (camisa deslizable) sliding sleeve(insertada en el interior del cuerpo) conagujeros, con un contorno formado, donde unespecial instrumento de wire line (shifting tool)se opera desplazándolo hacia arriba o haciaabajo. Alineando los huecos con la aberturassobre el cuerpo de la válvula (circulación) ohacia abajo (cierre).

Su ventaja es que te garantiza un full bore y simas válvulas están siendo usadas en la mismacompletación se puede operar selectivamente.La desventaja es que el número de movimientospuede estar limitado al uso de la empaquetadura(sello).

2.7.2. Niple perforado

El niple perforado (agujereado) no es mas que el

landing niple perforado e insertadoapropiadamente en la sarta de completación.

El aislamiento con el lado externo ocurremediante la inserción de una camisa con sellopara aislarla de los agujeros.

Las desventajas son que reducen el diámetrointerno, pueden causar turbulencia del flujo con laposibilidad del fenómeno de erosión, y nopermiten la selectividad.

La ventaja es que la camisa puede serreemplazada en caso de liqueo.

Sello decierre

Slidingsleeve

Cerrada

Huecos

Sello

Camisa


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2.8. LANDING NIPPLESSon niples con hilos de longitud entre 40 y 70 cm (o mas largo, dependiendo deldiámetro) que esta insertado en la sarta de completación de la que llega a ser una parteintegral.

Estan internamente formados para el alojamiento y el anclaje de los variados tipos de

equipamiento de control de flujo, bajándolos con wire line. El equipamiento de selladohidráulico es garantizado por los sellos especiales que están fijados (sentados) en unárea rectificada del landing nipple.

La función de los landing nipples es la de permitir la operación con wire line, y enespecial pueden alojar anclajes específicos de mandrils con herramientas especialespara:- realizar tests a los tubings y/o sentar packers;- posicionar tapones de fondo (tapones positivos) para excluir ciertos niveles o para

facilitar la operación de matar el pozo durante un workover (tapones de circulación);- instalar válvulas de seguridad;- instalar reguladores de presión o bottom chokes

- anclar colgadores de bomba para colgar registradores de presión de fondo (memorygauge).

2.8.1. TipologiaDesde que más landing nipples puedenser insertados en una sarta, seránecesario escoger con cual trabajar(selectividad). Existen esencialmente dostipos de landing nipples:

- los landing nipples selectivos; dan el

mismo diámetro interno, la selectividadse realiza a traves de un dispositivo debloqueo mecánico (sobre elfuncionamiento de la herramienta osobre el seguro);

- los seating nipples; aca la selectividadafecta al diámetro interno, porque estanbasados en el principio "no-go"(nopasa), para que en el pozo tengamosun arreglo telescópico de los landingnipples. El número en el pozo es

limitado por la necesidad de dejar uncierto diámetro para permitir el pase delequipamiento de wireline (memorygauges, logging tools, tubingpuncher/cutter, drills, etc.).

Nota El número de landing nipples presentes en el pozo estan limitados por la necesidad de reducir lacaída de presión en el tubing durante la producción del pozo para obtener el máximo rate posible.

Seatingnipple

Selectivelanding nipple


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No-go nipples

Los no-go-nipples pertenecen a un grupo diferente,que presentan una reducción del diámetro y cuyasfunciones son:

- alojar el "bomb hangers" para sostener al

memory gauges en el fondo durante la pruebade producción prolongada. Ello permite operarsin dejar el cable en el pozo y por tanto mantienela posibilidad de utilizar algun sistema deseguridad;

- evita caídas accidentales de herramientas alfondo del pozo mientras se baje/saqueherramientas durante la operación de wireline.

Ellos deben ser insertados debajo de todos loslanding nipples que tienen el mismo diámetronominal.

Nota La limitación del diámetro puede representar un obstáculo para intervenir equipos(rig less) dediferentes tipos. Por esa razón ellos están insertados en la parte baja de la sarta,normalmente es colocado en la base del packer (tail pipe), permitiendo si es necesario el

corte del tubing justo sobre aquel punto (tubing cutter), restableciendo el fullbore.

2.9. SIDE POCKET MANDRELS

Los Side pocket mandrels son nipples que tienen un pocket (bolsillo) sobre el ladoequipado como landing receptáculo sobre el cual se colocara un mandril especial.El side pocket tiene un hueco comunicado con ellado exterior donde puede ser instalado:

- válvula ciega (dummy valve), y en este caso elside pocket mandrel trabaja como unaherramienta de comunicación;

- válvula de gas lift;- válvula de inyección química (en este caso

puede ser instalado una control line).

Los side pocket mandrils tienen las siguientesventajas:- garantizan el fullbore

- no hay limitación en el número de uso

Sus desventajas son:- costo elevado- requiere herramientas especiales (kickover tool)

para fijar/recuperar la válvula;- dificultad de recuperación en pozos con

producción de arena;- poco apropiado en pozos desviados por la

dificultad relacionada al uso del kickover tools

Limitacióndel diámetro

No-gonipple

Válvula

Sidepocket

Huecoexterno


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2.10. BLOW OUT PREVENTER (BOP)

El equipamiento de seguridad (Blow Out Preventer) es instalado sobre el wellhead paraprevenir algun flujo descontrolado del pozo. Durante las diferentes fases de workover ycompletación, el BOP es instalado sobre la brida del tubing spool después de matar elpozo y la remoción del Xmas tree.

Cuando se trabaja con equipamiento de wireline o de coiled tubing sobre un pozocompletado y en producción, se instalan BOPs especiales sobre el Xmas tree.

Durante la fase de completación y de workover el BOP constituye la barrera mecánica,que puede controlar alguna eventual manifestación del pozo que ha tenido lugar despuésde superar la primera barrera (hidráulica) consistente en la gradiente del fluido decompletación del pozo.

El tipo de BOP que esta montado sin el Xmas tree, se dice, que es el BOP instalado alinicio de la primera completación y durante todas las operaciones de workover, y es lamisma utilizada durante la perforación.

La presencia del BOP sobre el pozo no constituye una situación final (permanente), estemporal y es necesario durante la situación donde se debe operar sin el Xmas tree(completación y/o workover).

Normalmente la primera completación es un apéndice de la fase de la perforación y por lotanto, utilizan el mismo tipo de equipo, el mismo stack BOP, con la inserción de un spoolde conexión con el tubing spool.

Durante los siguientes workovers, por alguna razón podría ser necesario durante la vidaproductiva del pozo, que el equipo sea podría mas pequeño y la medida de lasubestructura podría no permitir el uso completo del stack BOP.

2.10.1. Configuración y características

Para la configuración del BOP se recomienda:

- hasta 5,000 psi, stack BOP con 2 sets de rams(1 pipe rams + 1 blind/shear rams) + 1 BOP anular;

- para 10,000 psi, stack BOP con 3 sets de rams(2 pipe rams + 1 blind/shear rams) + 1 BOP anular;

- para 15,000 psi, stack BOP con 4 sets de rams (3pipe rams + 1 blind/shear rams) + 1 BOP anular.

En el caso de completación dual los pipe ram debenpoder cerrarse sin aplastar los tubings, asi en el stackBOP ira insertado una serie de rams auto-alineados(self-alignment rams).


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