Trabajo de Reacondionamiento Listo

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA.MINISTERIO DEL POPULAR PARA LA DEFENSA. UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL DE LAS FUERZAS ARMADAS BOLIVARIANA. SAN TOME_NÚCLEO ANZOATEGUI. PROFESOR: BACHILLERES: JOGLYTH VARGAS ESCUELA DE PETRÓLEO SEMESTRE: 7MO SECCIÓN: N01 SAN TOME, JUNIO DEL 2014 GONZÁLEZ GREGORIO C.I.:18.678.685 MAITA VICENT C.I.: 23.512.866 RONDÓN ANDERSON C.I.: 20.507.679 RUIZ YELITZA C.I.: 20.576.892 SANGUINO NATTACHA C.I.: 21.177.590 VARGAS YECIP C.I.: 20.549.340 INTRODUCCIÓN La completación de un pozo representa la concreción de muchos estudios que, aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo; la producción de hidrocarburos. La Ingeniería Petrofísica, Ingeniería de Yacimientos y de las ciencias de producción y construcción de pozos han venido realizando, en los últimos años, un trabajo en equipo permitiendo una interacción de las ramas que conforman la ingeniería de petróleo. La elección y el adecuado diseño de los esquemas de Completación de los pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño operativo, productivo y desarrollo de un Campo. La eficiencia y la seguridad del vínculo establecido entre el yacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratégica disposición de todos los parámetros que lo conforman, de esta manera podría hablarse de la productividad del pozo en función de la completación, que incluye un análisis de sus condiciones mecánicas y la rentabilidad económica que justifique su existencia. Los equipos de subsuelo utilizados en la completación de los pozos tienen la finalidad de llevar los fluidos, desde la formación productora hasta el cabezal del pozo, de una forma segura tanto para el personal como para las instalaciones; por ello es necesario e importante conocer con detalle los equipos utilizados para realizar la completación. MARCO TEORICO: 1.-EQUIPOS DE SUBSUELO. Son aquellos que se bajan con la tubería de producción y permiten llevar acabo trabajos de mantenimiento en subsuelo, sin tener que matar el pozo o sacar la tubería de producción. También proporcionan facilidades para instalar equipos de seguridad en el subsuelo. Los equipos de subsuelo utilizados en la completación de pozos tienen la finalidad de traer los fluidos desde la formación productora hasta el cabezal del pozo, en forma segura para el personal y las instalaciones. 2.-COMPONENTES DE LOS EQUIPOS DE SUBSUELO. 2.1 TUBERIAS DE REVESTIMIENTO. Son tuberías especiales que se introducen en el hoyo perforado y que luego son cementadas para lograr la protección del hoyo y permitir posteriormente el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta superficie. También son conocidas como: Revestidores, Tubulares, Casing. La razón primaria de colocar una tubería de revestimiento en un pozo, es proporcionar protección al hoyo en una forma segura, confiable y económica. Entre las funciones más importantes de las tuberías de revestimiento están: Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación. Evitar contaminaciones de aguas superficiales. Suministrar un control de las presiones de formación. Prevenir la contaminación de las zonas productoras con fluidos extraños Al cementarlo, se puede aislar la comunicación de las formaciones de interés. Confinar la producción del pozo a determinados intervalos. Facilitar la instalación del equipo de superficie y de producción. 2.2 TIPOS DE REVESTIDORES El número de sarta de revestimiento que se colocan en un pozo es función de la naturaleza de las formaciones por atravesar y de la profundidad final de hoyo. Las diferentes sartas de revestimiento que se pueden colocar en un pozo son: 2.2.1 Conductor marino / tubería hincada o pilote de fundación: Es la primera sarta de revestimiento que se utiliza en la perforación con el objetivo de proteger el suelo superficial no consolidado y blando, asegurando la estabilidad de la superficie donde es colocado el equipo de perforación y guiar la sarta de perforación y las subsecuentes tuberías de revestimiento dentro del hoyo. La profundidad de asentamiento varía entre 90’ y 150’, con un tamaño entre 26” y 45”. Estos conductores marinos son clavados con martillos hidráulicos o vibratorios y el nombre que se le da a esta sarta está relacionado al tipo de operación que se realiza: Conductor marino: perforación costa afuera con impiderreventon es superficiales. Pilote de fundación: perforación costa afuera con impiderreventon es submarinos. Tubería hincada: perforación en tierra. 2.2.2 Revestidor Conductor: Es un tubo guía de diámetro grande (16” a30”) que se coloca a profundidades someras, cementada hasta superficie o lecho marino, y es la primera tubería de revestimiento sobre la cual se montan las VIR’s. Se utiliza para reforzar la sección superior del hoyo y evitar que la circulación de fluidos de perforación lo lave demasiado. La profundidad de asentamiento varía entre 150’ y 250’.Sus principales funciones son: Evitar que las formaciones someras no consolidadas se derrumben dentro del hoyo. Proporcionar una línea de flujo elevada para que el fluido de perforación circule hasta los equipos de control de sólidos y a los tanques de superficie. Proteger formaciones de agua dulce superficiales de la contaminación por el fluido de perforación. Permite la instalación de un sistema desviador de flujo y de un impidereventón anular. 2.2.3 Revestidor de Superficie: Tiene como objetivo fundamental protegerlas formaciones superficiales de las condiciones de perforación más profundas. La profundidad de asentamiento varía entre 300’ y 3500’ dependiendo del área operacional y generalmente se cementa hasta superficie. Entre sus funciones más importantes están: Evitar la contaminación de yacimientos de agua dulce. Proporcionar un gradiente de fractura suficiente para permitir la perforación del próximo hoyo. Servir de soporte para la instalación del equipo de seguridad (VIR’s). Soportar el peso del resto de las tuberías que serán colocadas en el pozo. Por esta razón se cementan hasta superficie. 2.2.4 Revestidor Intermedio: Este tipo de revestidor proporciona integridad de presión durante las operaciones de perforación subsecuentes. También se le llama Protectora porque protege las formaciones de altos pesos de lodo, con profundidades de asentamiento entre 11000’ y 12000’. Sus funciones más importantes son: Facilita el control del pozo si se encuentran zonas de presiones anormales. Aísla formaciones problemáticas, lutitas deleznables, flujos de agua salada o formaciones que contaminan el fluido de perforación. Permite bajar la densidad del lodo para perforar zonas de presiones normales que se encuentran debajo de zonas presurizadas. 2.2.5 Revestidor de Producción: Es la sarta de revestimiento a través dela cual se completa, produce y controla el pozo durante toda su vida productiva y en la cual se pueden llevar a cabo muchas reparaciones y completaciones. Este revestidor se coloca hasta cubrir la zona productiva y proporciona un refuerzo para la tubería de producción (“tubing”) durante las operaciones de producción del pozo. Por lo general, no se extiende hasta la superficie y es colgada en la sarta de revestimiento anterior a ella. La profundidad de asentamiento es la profundidad total del pozo. Las principales funciones son: Aislar las formaciones o yacimientos para producir selectivamente. Evitar la migración de fluido entre zonas. Servir de aislamiento al equipo de control (cabezal) que se instalará para manejar la producción del pozo. 2.2.6 Camisa o “Liner”: Camisa o “Liner” Intermedia o Protectora: Las camisas protectoras o intermedias son sartas que no se extienden hasta la superficie y se cuelgan de la anterior sarta de revestimiento. El propósito de esta sarta es prevenir problemas de pérdida de circulación cuando se requieren altos pesos de lodo. Proporciona la misma protección que el revestidor intermedio. Camisa o “Liner” de Producción: Este tipo de tubería se coloca en la sección interior del revestidor de producción. Su uso principal se realiza en pozos exploratorios debido a que se pueden probar las zonas de interés sin el gasto de una sarta completa. Luego si existe una producción comercial de hidrocarburo, se puede conectar la sarta hasta superficie. En la mayoría delos casos se corre con una herramienta especial en el tope del mismo que permite conectar la tubería y extenderla hasta la superficie si se requiere. Normalmente, va colgado a unos 500’ por encima del último revestidor cementado hasta la profundidad final del pozo. 2.2.7 Revestidor removible o Tie Back: Los liners de producción generalmente se conectan hasta superficie (en el cabezal del pozo) usando una sarta de revestimiento “tie back” cuando el pozo es completado. Esta sarta se conecta al tope del liner con un conector especial. El tie back aísla revestidor usado que no puede resistir las posibles cargas de presión si continúa la perforación, proporcionando integridad de presión desde el tope del liner al cabezal del pozo. También permite aislar un revestimiento gastado que no puede resistir incrementos de presión o aislar revestimientos intermedios en casos de incrementos de producción. 2.3 TUBERÍA DE PRODUCCIÓN Es una serie de tubos que se usa para trasportar el fluido y, al mismo tiempo, sirve de guía a la sarta de cabilla que acciona la bomba. La tubería de producción se utiliza para aislar zonas productivas y contener presiones de formación. Tiene que estar diseñada para soportar presiones de inyección provistas, por ejemplo, por una estimulación por fractura, producción asistida por Gas Lift, e incluso para cementación, que en este tipo de tuberías suele ser muy crítica. En caso de falla del tubing, es la cámara de contención de los fluidos de reservorio. Es una tubería especial utilizada para producir el pozo y que puede reemplazarse o repararse durante la vida del pozo. Su función es llevar el fluido desde la formación productora hasta el cabezal del pozo. 2.3.1 Selección y diseño: Es una parte fundamental en la Completación de un pozo, para ello existe un conjunto de prácticas aceptables; entre estas se pueden citar las establecidas por la API y las cuales se comentan en los informes siguientes: a) Specification for casing, tubing and drill pipe, API standard 5A. b) Bulletin on performance properties of casing and tubing, API bulletin 5C2. c) Recommended practice for care and use of casing and tubing. 2.3.2 Grado de acero: Son recomendados en las especificaciones API para tuberías de producción son: J-55, C-75, C-95, N-80 y P-105.Cuando se requieren tuberías que deban soportar mayores esfuerzos que una de grado J- 55 se puede usar C-75 ó C-95. La tubería de grado C recibe tratamiento térmico para darle mayor dureza. 2.3.3 Especificaciones del API: Son relacionadas con las propiedades físicas de la tubería miden: Valores máximos y mínimos de los esfuerzos cedentes. Valores mínimos de presión interna cedente. Porcentaje mínimo de elongación en secciones de prueba de dos pulgadas de largo. Valores de dureza típica. Torque recomendado. El límite máximo de los esfuerzos cedentes y la mínima elongación son factores muy importantes, los cuales son tomados muy en cuenta por los fabricantes. 2.3.4 Tipos De Inspección De Las Tuberías 2.3.4.1 Visual: Toda tubería se va a colocar dentro de un pozo debe ser revisada visualmente antes de ser instalada, algunos de los efectos q se pueden detectar visualmente son los siguientes: a) Defectos de fabricación, tales como rotura, abolladuras, soldaduras, escamas. b) Defectos de la fabricación de sus roscas. c) Daños que pueden ocurrir en el cuerpo de la tubería y/o en sus roscas durante el transporte y manejo d esas tuberías. 2.3.4.2 Prueba Hidrostática: Una vez que la tubería se instala en el pozo se le hace una prueba de presión hidrostática estas pruebas se realizan a presiones por el orden del 80% del esfuerzo cedente mínimo. Sin embargo una prueba hidrostática exitosa no representa una garantía suficiente de que no existan defectos en la fabricación de las tuberías sometidas a tales pruebas. Es posible que existan defectos de fabricación que solo se detectan después de transcurrido varios ciclos de cambio en las presiones y las temperaturas de trabajo de esas tuberías. 2.3.4.3 Electromagnética: En este método se introduce en la tubería un cable conductor en forma de resorte para medir la respuesta de la tubería al paso de corriente. Existen varios métodos ´para realizar estas pruebas y cada una de ellos se identifica mediante la empresa que lo patrocina por ejemplo: sonoscope, tuboscope, scanalog, scanograph. Esencialmente en cada uno de esos métodos se investiga fundamentalmente, defectos internos de la tubería incluyendo corrosión. Mediante partículas magnéticas: Es donde se induce un campo magnético en la tubería. Esto permite que partículas regadas en la parte externa de la tubería se alinien para indicar defectos longitudinales de ella. Este método de inspección no es tan confiable como el electromagnético, ya que solo se limita a la parte externa de la tubería. Niveles de profundidad de las tuberías: Se alcanzan los límites de tensión evaluadas a operaciones normales de temperatura y presión para diversos factores de seguridad. Factor de seguridad 1.5 1.6 1.75 Grados profundidades (pie) J-55 10200 9600 8000 C-75 13900 13000 11900 N-80 14800 13900 12700 P-105 19500 18300 16700 Tabla Nº 1 2.3.5 Diseño De Colapso De Las Tuberías El factor de diseño para el caso de colapso de la tubería no debe ser inferior 1.00 y se debe basar en una diferencia de presión que puede ocurrir, por ejemplo cuando el espacio anular está lleno de fluido y la tubería vacía. La tubería no debe ser sometida a pruebas de presiones pulsantes mayores que la presión de trabajo dividida por 1.1, a menos que previamente dicha tubería sea sometida a pruebas con presiones mayores que la presión pulsante. 2.3.6 Clasificación De Las Tuberías 1º Tuberías de alta resistencia: Son aquellas que soportan esfuerzos mayores que 8000 lpc y su grado es de C-75, N-80, C-98, y P-105.Las tuberías de alta resistencia pueden presentar problemas debido a la eliminación de la ductilidad y al aumento de la sensibilidad a roturas, lo cual es particularmente notable en tuberías P-105. 2º Tubería de baja resistencia: Son generalmente dúctiles, por esta razón la concentración de los esfuerzos se ejecuta parcialmente mediante la plasticidad del elemento. Cuando exista un cierto grado de humedad solo se necesitan trazas de H2S para que se produzca debilitamiento de la tubería, este proceso de debilitamiento se le conoce comúnmente con el nombre de corrosión sulfurosa. 3º Acción del H2S: Cuando existe un cierto grado de humedad solo se necesitan trazas de H2S para que se produzca debilitamiento de la tubería. Este proceso de debilitamiento se le conoce comúnmente con el nombre de Corrosión Sulfurosa. 4º Criterios de Inspección: Generalmente, los criterios de inspección son diferentes para cada empresa. Los criterios de inspección pueden ser los siguientes: Para tuberías de grado J-55 solo se deben realizar inspecciones visuales, de una manera muy cuidadosa. Por lo general, estas tuberías no presentan defectos, por lo tanto, no se justifica usar otro método de inspección que no sea el visual. Para tuberías nuevas de grado C-75 y de mayor grado se debe usar una inspección electromagnética. Aquellas tubería que presenten defectos de 5 a 12.5% de su espesor de pared no deben usarse. Uniones con defectos igual o mayores al 12.5% del espesor de la tubería no deben usarse. Acoplamientos de tuberías de grado C-75 y mayores deben ser inspeccionadas con el método de partículas magnéticas y por el método visual. Tuberías de grado N-80 y mayores deben ser inspeccionadas mediante el método electromagnético, si presentan defectos de corrosión y/o de servicio a la vista. 5º Conexiones de las tuberías: Existen dos tipos de conexiones de tuberías aceptables por la API: la UN y las EUE. Las conexiones UN poseen roscas de 10 vueltas. Tienen una resistencia menor que la del cuerpo del tubo. Las conexiones EUE poseen 8 vueltas por roscas y una resistencia superior a la del cuerpo del tubo. 6º Diámetros exteriores convencionales: Son para las diversas conexiones y las correspondientes cuando se construyen tuberías modificadas, con el fin de permitir más holgura en el espacio anular se muestran en la siguiente tabla. Tipos de Roscas Convencional (pulg.) Modificadas (pulg.) 2 3 / 8 API NU 10 vueltas. API EUE 8 vueltas. Modificadas. 2.875 3.063 2.875 2.642 2.910 2.700 2 7 / 8 API NU 10 vueltas. API EUE 8 vueltas. Modificadas 3.500 3.688 3.500 3.167 3.460 3.220 Tabla Nº 2 3.- EQUIPOS DE SUBSUELO PARA POZOS DE FLUJO NATURAL. 3.1 Empacaduras Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento (o la tubería de producción y el hoyo abierto). Su función es evitar el flujo vertical de fluidos, desde la empacadura y por el espacio anular. 3.2 Tipos De Empacaduras Los diferentes tipos de empacaduras pueden ser agrupados en clases principales; luego se pueden subdividir de acuerdo a métodos de asentamientos, dirección de la presión a través de la empacadura y número de orificios a través de la empacadura. De esta forma se tienen: Recuperables, Permanentes, Permanentes – Recuperables. Existen alrededor de 10 fabricantes de empacaduras, sin embargo, en la industria petrolera nacional las más utilizadas son de las marcas, Baker,Otis, Camco, en diámetros de 4 ½, 5½, 7 y 9 5/8 pulgadas. 3.2.1 Empacaduras Recuperables Son aquellas que se bajan con la tubería de producción o tubería de perforación y se pueden asentar: por compresión, mecánicamente e hidráulicamente. Después de asentadas pueden ser desasentadas y recuperadas con la misma tubería. Las empacaduras recuperables son parte integral de la sarta de producción, por lo tanto, al sacar la tubería es necesario sacar la empacadura. Las empacaduras recuperables se pueden clasificar tomando en cuenta la dirección del diferencial de presión en: 3.2.1.1 Empacaduras Recuperables De Compresión: Una empacadura de compresión se asienta aplicando el peso de la tubería de producción sobre la empacadura y se recupera tensionando. Por estas razones, no se desasienta aplicando una fuerza hacia abajo, bien aplicando peso de la tubería de producción (compresión) o bien aplicando presión por el espacio anular sobre la empacadura. Sus características particulares la hacen apropiadas para resistir diferenciales de presión hacia abajo. Son principalmente utilizadas en pozos verticales, relativamente someros y de baja presión. Pueden soportar presiones diferenciales desde abajo si se les incorpora un anclaje hidráulico de fondo dentro del ensamblaje de la empacadura. Figura N°1. Empacadura de compresión 3.2.1.2 Empacaduras Recuperables De Tensión: Estas empacaduras se asientan rotando la tubería de producción ¼ devuelta a la izquierda y luego tensionando. Para recuperarla, se deja caer peso de la tubería de manera tal de compensar la tensión y luego se rota la tubería a la derecha ¼ de vuelta, de manera que las cuñas vuelvan a suposición original. Se usan en pozos someros y donde se anticipen presiones diferenciales moderadas desde abajo. Las presiones desde abajo solo sirven para incrementar la fuerza de asentamiento sobre la empacadura. Son usadas preferiblemente en pozos de inyección de agua y en pozos someros, donde el peso de la tubería de producción no es suficiente para comprimir el elemento sellante de una empacadura de asentamiento por peso o empacadura a compresión. Figura N°2. Empacaduras de Tensión 3.2.1.3 Empacaduras Recuperables De Compresión – Tensión: Estas empacaduras se asientan por rotación de la tubería más peso o con rotación solamente. No se desasientan por presiones aplicadas en cualquier dirección, por lo tanto pueden soportar un diferencial de presión desde arriba o desde abajo. Para recuperarlas, solamente se requiere rotación de la tubería de producción hacia la derecha. Cuando se usan en pozos de bombeo mecánico se dejan en tensión y actúan como anclas de tubería. Cuando se utilizan en pozos de inyección de agua permiten mantener la tubería de producción en peso neutro, lo que elimina la posibilidad de que se desasienten debido a la elongación de la tubería o por contracción de la misma. Su mayor desventaja se debe a que como deben ser liberadas por rotación de la tubería, si hay asentamiento de partículas sólidas sobre el tope de la empacadura se hace imposible realizar cualquier trabajo de rotación, sin embargo, eso se soluciona usando un fluido libre de partículas sólidas como fluido de empacadura. 3.2.1.4 Empacaduras Recuperables Sencillas Y Duales De Asentamiento Hidráulico: El asentamiento de las empacaduras sencillas se realiza cuando existe un diferencial de presión entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento. La principal ventaja de las empacaduras recuperables con asentamiento hidráulico, es que la tubería eductora puede ser corrida en el pozo y el cabezal de producción instalado antes del asentamiento de la empacadura. Estas empacaduras son particularmente apropiadas en pozos altamente desviados donde la manipulación de la tubería de producción puede presentar dificultades. Las empacaduras duales se utilizan en completaciones múltiples cuando se requiere producir una o más arenas. 3.2.2 Empacaduras Permanentes Estas se pueden correr con la tubería de producción o se pueden colocar con equipos de guaya fina. En este último caso, se toman como referencia los cuellos registrados en el perfil de cementación para obtener un asentamiento preciso. En caso de formaciones con temperatura de fondo alta (400ºF - 450ºF), el método más seguro de asentamiento consiste en utilizar un asentador hidráulico bajado junto con la tubería de producción. Una vez asentada la empacadura, se desasienta el asentador hidráulico y se saca la tubería junto con la tubería de producción. Las empacaduras permanentes se pueden considerar como una parte integrante de la tubería de revestimiento, ya que la tubería de producción se puede sacar y dejar la empacadura permanente asentada en el revestidor. Usualmente para destruirla es necesario fresarla, por lo que frecuentemente se denomina empacadura perforable. Figura N°3. Empacaduras Permanentes. 3.2.2.1 Unidades Sellantes Para Empacaduras Permanentes: Las unidades sellantes que se corren con la tubería de producción, se empacan en el orificio de la empacadura permanente. Adicionalmente existen los niples sellantes con ancla. Este último arreglo permite que la tubería de producción sea colgada bajo tensión. Tabla N° 3. Unidades Sellantes para Empacaduras Permanentes. 3.3 Empacadura De Producción Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería eductora y el revestimiento de producción, a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio anular, hacia arriba. Estas empacaduras son utilizadas bajo las siguientes condiciones: a) Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones dealta producción o presiones de inyección. b) Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos. c) Para aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones múltiples. d) En instalaciones de levantamiento artificial por gas. e) Para proteger la tubería de revestimiento del colapso, mediante el empleo de un fluido sobre la empacadura en el espacio anular entre la tubería eductora y el revestimiento de producción. 3.3.1 Mecanismo Básico De Una Empacadura De Producción Para que una empacadura realice el trabajo para el cual ha sido diseñada, dos cosas deben suceder: primero un cono debe ser empujado hacia las cuñas a fin de que ellas se peguen a la pared del revestidor y segundo el elemento de empaque (gomas) debe ser comprimido y efectuar un sello contra la pared del revestidor. Sus componentes básicos son: a) Elementos sellantes: Estos elementos son normalmente construidos de un producto de goma de nitrilo y se usan en aplicaciones tales como: instalaciones térmicas, pozos cretácicos y pozos productores de gas seco. Se ha comprobado que los sellos de goma de nitrilo son superiores cuando se utilizan en rangos de temperaturas normales a medias. Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime de manera tal que forma un sello contra la pared de la tubería de revestimiento. Durante esta compresión, el elemento de goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la tubería. Esta expansión junto con la maleabilidad del mencionado elemento ayudan a que estos vuelvan a su forma original al ser eliminada la compresión sobre la empacadura. Algunas empacaduras incluyen resortes de acero retráctiles moldeados dentro del elemento sellante para resistir la expansión y ayudar en la retracción cuando se desasiente la empacadura. Existen cuatro tipos de elementos sellantes que se usan de acuerdo al tipo de servicio: ligero, mediano, duro y especiales. (I, II, III y IV, respectivamente). Tabla N° 4. Tipo de Elementos Sellantes. b) Cuñas: Las cuñas existen en una gran variedad de formas. Es deseable que posean un área superficial adecuada para mantener la empacadura en posición, bajo los diferenciales de presión previstos a través de esta. Las cuñas deben ser reemplazadas si ya se han utilizado una vez en el pozo. c) Elementos de asentamiento y desasentamiento: El mecanismo más simple de asentamiento y desasentamiento es el arreglo de cerrojo en “J” y pasador de cizallamiento que requiere solamente una ligera rotación de la tubería de producción al nivel de la empacadura para el asentamiento y puede, generalmente, ser desasentada por un simple levantamiento sobre la empacadura. Este procedimiento es aplicable a las empacaduras recuperables. d) Dispositivos de fricción: Los elementos de fricción son una parte esencial de muchos tipos de empacaduras para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas. Pueden ser flejes, en resortes o bloque de fricción, y si están diseñados apropiadamente, cada uno de estos proporciona la fuerza necesaria para asentar la empacadura. e) Anclas hidráulicas: Las anclas hidráulicas o sostenedores hidráulicos proporcionan un método confiable para prevenir el movimiento que tiende a producirse al presentarse una fuerza en la dirección opuesta de las cuñas principales. Por ejemplo, una empacadura de cuñas simples que se asiente con peso puede moverse hacia arriba en el hoyo, cuando se lleva a cabo una acidificación o fractura, sin embargo, este movimiento se puede evitar mediante el uso de sostenedores hidráulicos o de una ancla hidráulica. 3.4 Parámetros A Tener En Cuenta Al Momento De Seleccionar Una Empacadura. Las funciones que se espera debe cumplir la empacadura. El ambiente en el cual se usará la empacadura y el diseño mecánico de la misma. Tipo de Empacadura. Tipo de Completación. Direccion de la Presión. Procedimiento del asentamiento de la empacadura. Procedimiento de desasentamiento de la empacadura. Costos. 4. NIPLE DE ASIENTO Es un dispositivo tubular insertado en la tubería de producción que se coloca en el pozo a una determinada profundidad. Internamente son diseñados para alojar un dispositivo de cierre para controlar la producción en la tubería de producción. 4.1 Tipos de niples de asiento 4.1.1 Niples selectivos: Su principio de funcionamiento está basado en el conjunto de cerraduras que hacen juego con las llaves colocado en un mandril de cierre. Estos pueden ser colocados más de uno en una corrida de tubería de producción, siempre que tenga la misma dimensión interna. Pueden ser colocados más de uno en una corrida de tubería de producción, siempre que tenga la misma dimensión interna. Ventajas: Permite probar la tubería de producción. Permite colocar válvulas de seguridad. Permite colocar reguladores en fondo. Permite colocar un niple de parada. Permite colocar empacaduras hidráulicas. Taponar el pozo hacia arriba o hacia abajo o en ambas direcciones 4.1.2 Niples de asiento no selectivo: Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Su principio de funcionamiento es de impedir el paso de herramientas de diámetro no deseado a través de él ("NO-GO"), para localizar los dispositivos de cierre, por lo tanto el diámetro exterior del dispositivo debe ser ligeramente mayor que el diámetro interno más pequeño del niple. Estos niples son colocados, generalmente, en el punto más profundo de la tubería de producción. Figura N°4. Niples de asiento no selectivo. 4.1.3 Niples Pulidos: Son pequeños niples tubulares construidos del mismo material que el niple de asiento, el cual no tiene receptáculo de cierre pero es pulido internamente para recibir una sección de sellos. Estos niples pueden ser usados al mismo tiempo que los niples de asiento, las camisas deslizantes, juntas de erosión y otros equipos de completación. Su función primordial radica en la posibilidad de aislar en caso de filtraciones en la junta de erosión, haciendo uso de herramientas de guaya fina y mediante un ensamblaje. Estos niples pueden ser usados al mismo tiempo que los niples de asiento, las camisas deslizantes, junta de erosión y otros equipos de completación. Figura N°5. Tipos de Niples. 4.1.4 Niple Perforado: Consiste en un tubo del mismo diámetro de la tubería de producción y en el cual se perforan huecos o ranuras. Este niple permite desviar los fluidos desde la tubería de producción al espacio anular y viceversa, lo cual es importante cuando se desea circular el pozo debido a problemas de obstrucción o para prepararlo para la entrada de un equipo de reparación. Figura N°6. Niples perforados 4.1.5 Niples de Flujo: Los Niples de flujo se instalan por debajo y por encima de algunos componentes en la tubería para protegerlos de daños causados por la erosión. Generalmente están disponibles en tamaños de 4 a 10 pies de longitud y son construidos de tubería pesada, estas secciones de tubería sirven para la controlar la turbulencia de los fluidos y evitar que erosionen la parte interna de la tubería. 4.1.6 Niples de Estallido: Los Niples de Estallido son juntas de tubería de paredes gruesas, disponibles en longitudes desde 2 hasta 20 pies, estos se instalan en la tubería de completación para soportar la acción abrasiva de los fluidos que salen de las perforaciones (erosión Externa). 5.- VÁLVULAS DE SEGURIDAD Estos son dispositivos diseñados para cortar el flujo en un pozo en caso de una falla o daño en algún equipo de superficie. 5.1 Clasificación De Las Válvulas De Seguridad Las válvulas de seguridad se clasifican, de acuerdo con la localización desde donde son controladas, en válvulas de seguridad de control superficial y válvulas de control subsuperficial. 5.1.2 Las Válvulas De Control Superficial: Estas válvulas cumple su función una vez recibida una señal automática o manual desde la superficie. El método de control puede diferir, pero es el mismo principio de una presión aplicada desde la fuente ubicada en la superficie, para mantener la válvula abierta. Entre los métodos de control tenemos los siguientes: 1º Lineal de control. Ventajas Requiere poca halargura radial adicional. Mínimo volumen de fluido de control. Mecánicamente fuerte. Desventajas. Pequeña línea sometida a daño. Requiere cuidado para evitar taponamiento de la línea de control. Requiere de gran volumen de fluido de control. 2º Control concéntrico. Ventajas. Adaptable a la tubería de Completación. Poco susceptible a taponamiento. Mecánicamente fuerte. Desventaja. Alto costo inicial. No siempre es posible utilizarlos en condiciones normales. Requiere de gran volumen de fluido de control. 3º Control por el revestidor. Ventajas. Requiere poca holgura radial adicional. Bajo costo inicial. Poco susceptible a taponamiento. Desventaja. Requiere prevenir goteo en conexiones. Requiere que la presión en el anular sea controlada. 5.1.3 Válvula De Seguridad De Control Subsuperficial: Estas válvulas cumple su función de cierre del flujo cuando existe una variación en las condiciones de fondo, sin que se requiera de ninguna emisora de señal en la superficie. Existen dos tipos de estas válvulas: válvula de seguridad operada por presión y válvula de seguridad diferencial. Válvula de seguridad operada por presión. Emplea una cúpula o domo y un fuelle. Este tipo de válvula permite el manejo de un gran volumen de flujo o gas, mientras mantiene seguro control de pozo. Válvula de seguridad diferencial. Opera bajo el principio de una barra y un resorte de presión. Estos dispositivos son empleados para protección contra el flujo incontrolado, por causa de daño o falla del equipo de seguridad superficial. 6.-EQUIPOS ADICIONALES PARA LA PRODUCCIÓN. Son aquellos que se bajan con la tubería de producción y permiten llevar a cabo trabajos de mantenimientos subsuperficial, sin tener que pasar por el pozo o sacar la tubería de producción. También proporcionan facilidades para instalar equipos de seguridad en el subsuelo. 6.1 Función. Los trabajos con equipos de producción se realizan con guaya fina, la cual permite lo siguiente: 1º Taponar la tubería de producción para: a) Reparar o reemplazar el cabezal de producción (árbol de navidad). b) Probar fugas en la tubería de producción. c) Hacer producción selectiva, a través de una camisa deslizante. d) Permitir la bajada de un cañón en un pozo de alta presión. 2º Circular el pozo sobre la empacadura para: a) Matar el pozo, desplazando el fluido contenido en la tubería de producción por otro de mayor densidad. 3º Calcular válvulas de seguridad subsuperficiales. 4º Colocar equipos especiales, tales como: a) Estranguladores de fondo. b) Reguladores de fondo. c) Válvulas de levantamiento artificial por gas. d) Válvulas para inyección de químicos. e) Registradores de temperatura y presión de fondo. 6.2 Clasificación Los equipos de producción son los siguientes: 6.2.1 Igualador sustituto: Estos dispositivos ofrecen un medio para igualar la diferencia de presión a través de un equipo de control subsuperficial, antes de que sea reabierta o reintegrada la tubería de producción. Son usualmente colocados entre el control de producción y el dispositivo de cierre. Existen tres tipos los cuales son: a) Con tapones desplazantes. b) Normalmente cerrados con carga de resorte. c) Con válvula con manga con sellos tipos O. 6.2.2 Tapones recuperables con aductor: Son empleados para taponar la tubería de producción y tener la posibilidad de realizar así trabajos de mantenimientos y reparación subsuperficial. Existen tres tipos básicos de tapones recuperables, los cuales son asentados en niples o en la tubería de producción o aductor y recibir así presión por encima, por debajo o en ambas direcciones, bajo condiciones de operación. A continuación se presenta: a) Tapón por debajo: Consiste en un ensamblaje con un tapón de cabezal cargado con un resorte, al sella sobre un asiento de metal dispuesto en el sustituto igualador, pudiéndose realizar este sello también con asiento de goma en adicción con el metal. b) Tapón de circulación: Soporta presión solamente por encima y se puede circular a través de él. Su diseño varía con los requerimientos, teniendo así dispositivos de cierre con bola y asiento, válvula y sello o tipo de válvula check de goma. c) Tapón de cierre en ambas direcciones: Es comúnmente empleado para separación de zonas de Completación del tipo selectivas. 6.2.3 Estranguladores de fondo: Consiste en un dispositivo de anclado en la parte inferior de la tubería de producción. Estos permiten reducir o prevenir el congelamiento de los equipos de control. Disminuyendo el punto de caída de presión en el fondo del pozo; reducir la inundación del agua a través de la estabilización de la presión de fondo; reducir la relación gas-petróleo bajo ciertas condiciones y reducir la producción cuando así se desee. 6.2.4 Reguladores de fondo: Es un ensamblaje que consiste en una válvula asentada por un resorte cargo. Cuando existe una presión diferencial a través de la herramienta, la válvula se mueve hacia arriba, permitiendo al pozo fluir y así reducir su presión. La caída de presión puede ser variada, mediante el ajuste de la tensión del resorte en el regulador. Entre las aplicaciones del regulador de fondo tenemos que ayudar a eliminar los calentadores necesarios en la superficie, mantener una presión superficial fluente, segura y trabajable; disminuye la formación de hidratos en el cabezal y la línea de flujo. Puede empleado como taponamiento estacionario de pozos que no han sido equipados con niples de asiento con una presión de entrada por encima de 1500lpc y donde se emplea un cierre tipo cuña es empleada. 7.- OPERACIONES DE SUPERFICIE (OPERACIONES CON GUAYA) Son actividades que se realizan con el propósito de colocar equipos y herramientas en el pozo, a fin de permitir la producción de los fluidos del mismo en forma eficiente y segura, minimizando o anulando los riesgos 7.1 Condiciones Operacionales a) Presión del Pozo: Permite seleccionar las características físicas del equipo de superficie (lubricador, válvulas de seguridad. b) Profundidad: Para determinar la longitud de la guaya y peso de las herramientas. c) Tipo de Yacimiento y Completación: Esto para evitar atascamiento por la configuración mecánica y/o presencia de escamas, parafinas, asfáltenos, etc.). d) Fluidos de Producción: La producción de H2S y CO2 incide directamente sobre la guaya. 7.2 Factibilidad De Efectuar El Trabajo Con Guaya: Una vez verificada todas las condiciones antes expuestas, se puede proceder a realizar todo trabajo menor al pozo productor y/o inyector seleccionado. Cabe destacar que aunque el programa contempla todas las acciones por efectuar, frecuentemente existen desviaciones; que se deben a situaciones imprevistas y obligan a una rápida corrección, con el fin de continuar con el programa de actividades. Representación Gráfica de los Equipos de Superficie: Representación Gráfica del Cabezal del Pozo: 7.3 Equipos De Superficie 1º Lubricadores: Son herramientas de trabajo que cumplen la función de equipo de seguridad. Son tubos interconectados que establece la continuidad de la tubería de producción por encima de la válvula de seguridad. Tipos:  Baja Presión (0 - 5000 lpc).  Alta Presión (5000 - 20000 lpc) Especiales (contra H2S y CO2). 2º El Prensa Estopa: Es un dispositivo que es instalado en el tope del lubricador, permite pasar la guaya a través de él y queda sellado con la presión del pozo. Partes: Preventor interno Packing La Polea 3º Válvula de Seguridad (BOP’s): Es un equipo de rams hidráulico y manual utilizados para prevenir o controlar reventones, es un medio de aislamiento de presión del pozo al lubricador sin cortar o dañar la guaya. Tipos: Hidráulicas y Mecánicas 4º Indicador de Peso: Es un dispositivo que indica la carga total de la guaya y de las herramientas a una profundidad dada. Está compuesta por una célula de carga, un reloj indicador de profundidad y una manguera de 50pies de 1/4´ colocada al árbol de navidad, que transmite la tensión al abrir el damper. Tipos: Mecánico, Hidráulico y Electrónico. 5º Unidad de Potencia: Es una unidad que transmite potencia al carrete de guaya, está compuesta por un motor de 4 cil. Y un acoplamiento hidráulico con una bomba de aceite que maneja entre 20 y 40 GPM. Para proveer la energía al rollo. Tiene un tanque de almacenamiento de 300 lts. Y 2 mangueras de 1´ de 50pies de largo y de alta presión, las cuales están conectadas a los carretos de guaya. Tipos: Existen 2 tipos de unidades de potencia de 40 y 60 HP, ambas viene para 2000 r.p.m. 6ºUnidad de Guaya: Se conoce como Carreto de guaya, está compuesto por una bocina de amplio tamaño para recibir las diferentes guayas, las cuales oscilan entre 18000 y 25000 pies. Este sistema posee 4 velocidades de transmisión con reversa. Posee un sistema de freno de banda para detener brutalmente al momento de realizar los golpes de tijera. Posee un contador y medidor de longitud, que permite saber la profundidad de la herramienta y equipos de la Completación. 7º Guayas: Son líneas de acero al carbono y de acero inoxidable que, por su resistencia y flexibilidad, permiten realizar servicios al pozo, de acuerdo con las profundidades máximas, manteniendo la productividad y las presiones del pozo en condiciones de operación. 8º El Tubo Telescópico: Conocido también como gin-pole, es el equipo que armado y colocado en el árbol de navidad, sirve de soporte al aparejo para subir y manejar los equipos de superficie sobre el pozo. El mismo consiste en tres secciones conformadas por tubería de 2-1/2´ y 1-1/2´ de diámetro, tanto en la sección inferior como en la intermedia y la superior, respectivamente. Todas tienen una longitud de 8pies, las cuales se insertan entre si dentro del tubo inferior, donde está la sección de apoyo. 9º El Perro de Cadena: Es un equipo que permite con una cadena y unos ganchos en los extremos, sujetar el tubo telescópico al árbol de navidad para poder amarrarlo. 10º EL perro de Guaya: Es un dispositivo que sirve para sujetar la guaya en cualquier punto ante diverso problemas existentes en el pozo, dejando en él las herramientas en su interior sujetos con la guaya o cuando se desea levantar el lubricador, si hay algún problema en el Carreto de la guaya. 11º El Cross-Over: Es una pieza cilíndrica metálica con combinaciones de roscas en sus extremos, utilizadas para adaptar los lubricadores a las conexiones diferentes encontrados en los cabezales de los pozos. 12º Grúa o Señorita: Es un equipo portátil diseñado para levantar peso de grandes proporciones, según sus características. Función: Transportar herramientas y equipos de subsuelo. 7.4 Tipos De Guayas Tipos: Existen dos tipos de guayas, los monofilamentos y multifilamentos. 7.4.1 Guayas Monofilamentos Son las guayas finas más usadas en la operaciones de subsuelo, por su resistencia y flexibilidad. Su diámetro es de 0.092´, 0.105´ y 0.108´. Su tensión de ruptura esta entre 1500 y 2000 lbs. Tipos De Guayas Monofilamentos: Guayas de Acero al Carbón: Se utilizan en cualquier pozo, sin problemas de H2S y/o CO2. Guayas de Acero inoxidable: Se usan en ambientes de H2S o en los cuales ocurren problemas de corrosión debido al alto contenido de CO2. 7.4.2 Guayas Multifilamentos Son guayas gruesas comúnmente empleadas para reemplazar las finas, tienen un diámetro mayor y pueden ser de 3/16´, 1/2´ y 5/16´, esto cuando se requiera de mayor resistencia. Se usan generalmente en trabajos de achiques, pesca (cuando no hay alta presiones), bajar tubería de extensión y otros. Tipos De Guayas Multifilamentos: Guayas de Acero: Están compuestos de cordones y alma, siendo ésta generalmente de fibra textil, se usan porque tienen mayor resistencia para diámetro y peso, su longitud no varía a condiciones atmosféricas y son de larga duración. Elementos Básicos del Diseño: Grado de Acero, Número y forma de alambres en el cordón, Tipo y colocación del alambre, preformado y tipo de alma. Clasificación de Cordones: Redondo, aplastado, recubiertos agrupados y *concéntricos. 7.5 Equipos De Guayas 7.5.1 Herramientas Básicas De Guaya 7.5.1.1 Cabeza De Guaya: Es un dispositivo en forma cilíndrica, con un cuello de pesca que forma la primera parte del juego de herramientas básicas, que permite la interconexión entre estas y la guaya. Componentes: • Aro: Disco metálico que sujeta la guaya. • Espaciador: Pinza metálica cóncava que separa el resorte del nudo. • Resorte: Espiral de acero que actúa como amortiguador entre el nudo de la guaya y el tope interno del “rope socket” . 7.5.1.2 Barra De Peso: Es un dispositivo cilíndrico y de acero al carbono, por su longitud y peso refuerza la acción del martillo. También es el segundo componente del juego de herramienta. Función: Instalar y remover los equipos de control de flujo y vencer a la vez el diferencial de la presión del pozo para poder llegar a la profundidad requerida. 7.5.1.3 Martillos: Son los dispositivos encargados de transmitir las fuerzas y los golpes que ejercen las barras de peso al instalar o remover los equipos de control de flujo en el subsuelo. TIPOS DE MARTILLOS: 1º Mecánicos (Tipo Tijeras): Está formado por dos eslabones en forma de U entrelazados, los cuales se desplazan uno dentro del otro; al cerrarse o abrirse violentamente por el peso y longitud de la barra, se ejecuta la acción del martillo. Este golpe depende de la densidad y la viscosidad del fluido en la tubería, como también del tamaño y de la profundidad donde esté la herramienta. 2º Mecánicos (Tipo Tubular): Es un eje cilíndrico que se desliza hacia abajo para cerrar y hacia arriba para golpear. Funciona como un tubo telescópico. La configuración de la camisa permite realizar los trabajos con menos riesgo, por ejemplo: la pesca de guaya y la limpieza de arena. 3º Hidráulicos: Es una herramienta diseñada para suministrar impactos de mayor potencia que los obtenidos con los mecánicos, esta potencia es proporcional a la tensión aplicada a la guaya y al peso de las barras. Los más utilizados son de 1-1/2pies a 2pies de largo y diámetros de 1-1/2´, 1-3/4´ y 1- 7/8´ con cuello de pesca de 1-3/8´. 7.5.1.4 Muñeco: Es similar a un pedazo de barra, con las mismas dimensiones. Está formado por una bola y un cilindro hueco, donde gira la bola que le da flexibilidad al conjunto. Es parecido a una unión universal. Función: Dar flexibilidad a la barra y que la herramienta tenga más movimiento mientras esta trabaja dentro de las tuberías, con los mandriles de LAG o engancha alguna herramienta y otro equipo que se encuentre recostado a la tubería. 7.5.2 Herramientas Auxiliares De Subsuelo 7.5.2.1 Verificador De Fondo Y De Punta De Tubería: El chequeo de fondo y la localización de punta de tubería tienen gran importancia, debido a que se obtiene información de los daños que puede tener un pozo por arenamiento, formación de escamas y sedimentación. Con estos procesos se puede detectar la posibilidad de utilizar equipos mayores para la reparación del pozo o para su limpieza, estimulación o servicios con unidad de tubería continua. Es una operación que permite conocer la profundidad exacta donde se encuentra la punta de la tubería, con el fin de correlacionar. Para ubicar la punta de la tubería se utiliza como herramienta el localizador de punta de la tubería. Partes: Un cuerpo cilíndrico con una ranura longitudinal donde va insertada la lámina de forma cónica en su parte inferior. Una lámina con la parte superior libre y la inferior fijada al cuerpo de un pasador. Un resorte que impulsa la parte no fija de la lámina hacia fuera. 7.5.2.2 Calibrador/Cortador: Es una herramienta metálica con ranuras longitudinales de diferentes medidas, la cual se coloca a lo largo de un cuerpo para verificar los diámetros de la tubería. Función: Calibrar la tubería y servir como herramienta para cortar ó limpiar sustancias adheridas a su pared interna, tales como parafinas, carbonatos y asfáltenos. 7.5.2.3 Calibrador/Pasador: Es una herramienta cilíndrica metálica cónica en sus extremos. Posee un sistema de comunicación a través del cuerpo que le permite bajar dentro del fluido del pozo para verificar el colapso de la tubería. Función: abrir restricciones menores que puedan haber sido causadas por daños mecánicos de la tubería, tales como colapso ó aplastamiento. 7.5.2.4 Bloque De Impresión: Es una pieza cilíndrica plana de acero relleno de plomo, constituida por un pin y un cuello de pesca para conectarse a las herramientas de guaya. Función: Se baja en el pozo y se detiene sobre el pescado, cuando sale a superficie la impresión queda en el plomo indicando el tamaño, forma y posición del tope del pez. Con esta información se determina el tipo de herramienta que se necesita para la operación de pesca y limpieza de obstrucciones. 7.5.2.5 Toma Muestra: Es una herramienta cilíndrica metálica y hueca por dentro. En su parte superior tiene un gancho (pin) para acoplarse al HBG, y en la inferior una zapata especial con bola que funciona como retenedor. Función: Recuperar las muestras del material sólido en la máxima profundad alcanzada en el pozo. 7.5.2.6 Bomba De Arena “SAND BAILER”: Es una herramienta cilíndrica hueca conformado por un pistón viajero que en su parte inferior posee un cheque y en su parte superior un “pin” para conectarse a las herramientas básicas de guaya. Funcionamiento: Cuando la herramienta descansa sobre el puente de arena este se cierra y el pistón abre dentro del cilindro succionando la arena, quedando de esta manera dentro del cilindro. 7.5.2.7 Bomba Hidrostática: Es una herramienta cilíndrica hueca de 5pies de largo que en su parte superior posee un “pin” para conectarse a la herramientas básicas de guaya . Funcionamiento: Cuando la herramienta desciende y golpea la obstrucción creando un diferencial de presión, la arena ó barro entran al cilindro previamente sellado para recuperar la muestra. 7.5.2.8 Cepillo: Es una barra sólida reforzada a lo largo de su cuerpo, para recibir secciones de guaya las cuales son sujetadas con tornillos al diámetro de la tubería que se va a limpiar. Función: Además de servir para raspar parafinas, puede ser usado para limpiar la tubería, los niples y las camisas, pescar pequeños trozos de guaya, detectar una punta libre, etc. 7.5.2.9 Caja Ciega: Es una pieza de acero sólido con un pin para conectarse a las herramientas *e *guaya. Función: Es utilizada cuando se requiere golpear una herramienta o un pedazo de metal para sacarlo fuera de la tubería, o llevarlo hasta una posición que permita trabajar con mayor facilidad, también se emplea para cortar la línea en el nivel de la cabeza de guaya. 7.6 Esquema Del Arreglo De Los Equipos De Subsuelo 7.7 Actividades Realizadas Con Guayas 7.7.1 LIMPIEZAS DE OBSTRUCCIONES: Estas se realizan con el propósito de eliminar todos los impedimentos que se encuentran acumulados en la tubería de producción durante la vida útil del pozo, para así lograr una mayor productividad del yacimiento. Obstrucciones: Son obstáculos que impiden el libre paso de las herramientas, a través de la tubería al ser esta calibrada, interrumpiendo el funcionamiento normal del pozo. Tipos de Obstrucciones: Arena, Escamas, Asfalto, Colapso y tubería partidas. 7.7.2 LIMPIEZA DE ARENA: Es una obstrucción que generalmente por su gran magnitud impide las operaciones normales del pozo y disminuye su cuota de producción.. Herramientas: Toma Muestra, Bomba de arena “Sand Bailer”,Bomba Hidrostática. – Cepillo. 7.7.3 LIMPIEZA DE ESCAMA: Son Aquellas acumulaciones de carbonatos de calcio que se fijan en las paredes de las tuberías creando una gran restricción en el pozo. Herramientas: Portador de químico. - Cortador. - Camarita. - Cepillo. - Sempler Catcher 7.7.4 PORTADOR DE QUÍMICA “DUMP BAILER”: Es una herramienta cilíndrica hueca que en su parte inferior posee un pistón de goma con dos sellos para retener el fluido. En su parte superior posee un “pin” para conectarse a las herramientas básicas de guaya. Funcionamiento: Cuando la herramienta desciende y golpea la obstrucción corta el pasador y deposita el contenido de ácido para limpiar la obstrucción de escamas. 7.7.5 MANGAS: Son dispositivos que forman parte de la tubería de producción, diseñados para establecer la comunicación entre el pozo y el yacimiento. Herramientas Utilizadas: Llave tipo B, Llave Selectiva, Cortador /Calibrador Llave Tipo B: Es una herramienta cilíndrica conformada por un núcleo, un juego de cuña, 2 resortes los cuales están instalados paralelamente con un pasador. Llave Selectiva: Es una herramienta cilíndrica que posee 2 cuñas que se usan paralelamente al núcleo de la herramienta en su constitución es parecida a la llave tipo B, con la diferencia de que tiene en la parte inferior, un sistema de localización que en forma selectiva le permite seleccionar la manga para su apertura. 7.7.6 SEPARATION TOOL: Es un equipo de producción que se instala en la tubería y en las mangas, se utiliza para aislar las zonas existentes por debajo de la cual se instala y fluye el pozo de dicha manga a través de el 7.7.7 PACK-OFF: Es un accesorio de producción el cuál se instala en la sarta de producción del pozo, cuya función es aislar la comunicación existente entre la tubería de producción y el espacio anular, asegurando así la continuidad de la producción del pozo en cuestión. 7.8 Tipos de Actividades con Guayanas 7.8.1 Tipos de Actividades con Guayana Fina Calibración Chequeo de fondo Limpieza general (obstrucciones , arenas , escamas , asfalto ) Tapones Mangas Instalación de separation tool Instalación de pack off Herramientas de apertura general Localización de fugas Pesca de guaya Pesca de herramientas y equipos Trabajo de levantamiento por succión Toma de registros de presión Toma de registros de temperatura 7.8.2 Tipos de actividades con guaya gruesa / eléctrica 1º Guaya Gruesa Operaciones de pesca Operaciones de suabeo 2º Guaya Eléctrica Bajada y asentamiento de empacadura permanentes Operaciones de cañoneo Registros de producción Registros de cementación Registros de saturación (carbono/oxigeno) Trabajo de levantamiento por succión Bajadas y asentamientos de tapones (paraguas) Registro de hoyo desnudo 7.9 Coiled tubing: Es la unidad integrada que permite viajar dentro y fuera del hoyo con una sarta continua de tubería, a altas velocidades y altas presiones. Consta principalmente de varios equipos de superficie potencialmente hidráulico, los cuales pueden ser colocados en una plataforma portátil, camiones o en la plataforma de aguas (gabarras) Equipos principales de superficie Cabeza inyectora Carreto de tubería Válvulas de seguridad (stack Bop’s) Unidad de potencia hidráulica Consola de controles 8.- EQUIPOS DE SUBSUELO PARA POZOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL El propósito de los métodos de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la formación productora, con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos, sin que se generen problemas de producción: arenamiento, conificación de agua, entre otros. Existen diversos Métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se encuentran: los convencionales y no convencionales. 8.1 MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CONVENCIONALES: Son aquellos que poseen una aplicación común en la industria petrolera, ya que son los más utilizados en la producción de crudo actualmente. Dentro de este grupo encontramos: Bombeo Mecánico. Levantamiento Artificial por Gas. 8.1.1 BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL El bombeo mecánico es el método de levantamiento artificial más usado en mundo. Consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida de energía a través de una sarta de cabilla. La energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El bombeo mecánico convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la producción de crudo pesado y extra pesado, aunque, también se usa en la producción de crudos medianos y livianos. 8.1.1.1 Equipo De Subsuelo Entre los equipos de subsuelo que se deben considerar en este tipo de levantamientos, son: 1º Ancla De Tubería: Controla los movimientos de la tubería, eliminar los esfuerzos durante la acción de bombeo, mantiene la tubería en una posición constante y reduce la fricción entre las cabillas y la tubería. 2º Sarta De Cabilla: Es el elemento de conexión entre la unidad de bombeo, instalada en la superficie y la bomba de subsuelo. Mediante esta se trasmite el movimiento reciproco a la bomba para deslizamiento de fluido, generalmente son fabricadas en acero y por lo tanto, poseen propiedades de elasticidad, aunque existen cabillas de fibra de vidrio y las continuas, cada una de ellas diseñadas para diferentes diámetros y longitud. 3º Cabillas Api O Convencionales: Existen tres tipos de cabillas API de acuerdo al material de su fabricante C., D, K. Las longitudes de las cabillas pueden ser de 25 o 30 pies, utilizando niples de cabillas (tramos de cabillas de menor longitud), en los casos que ameriten para obtener la profundidad de asentamiento de la bomba, otros elementos adicionales de la sarta de cabilla s podrían ser una barra (Sinker Bar), diseñado para adicionar peso al colocar en la parte inferior de la barras de peso es de 1 ½ a 2 pulgadas. En pozos productores de crudo pesado; donde se crea una especie de colchón que aumenta el efecto de flotación de las cabillas durante su carrera descendiente, dificultando el desplazamiento del pistón dentro del barril de la bomba 0, con una consecuente disminución de la eficiencia volumétrica de la bomba, es ventajoso utilizar barra de peso en la sarta de cabillas, ya que facilita el desplazamiento de crudo viscoso al mantener tensión en la sarta de cabillas. 4º Cabillas No Api O Continuas: Son aquellas cabillas que no cumplen con las normas API, ellas son; Electra, continuas, fibra de vidrio dentro de las cuales las más usadas son las cabillas continuas, su elongación es 3.8 veces mayor que las cabillas de acero para la igual carga y diámetro. 5º Bomba De Subsuelo: Es el primer elemento que se debe considerar al diseñar una instalación de bombeo mecánico para un pozo, ya que del tipo, tamaño y ubicación de la bomba depende el resto de los componentes. Es una bomba de desplazamiento positivo. Componentes De La Bomba De Subsuelo. a) Barril o cilindro de la bomba: es una pieza cilíndrica pulida en la cual se almacena el fluido b) El embolo o pistón: es el elemento movible dentro de la bomba. Su diámetro determina la capacidad de desplazamiento y su resistencia es menor que el que la del cilindro c) La válvula viajera: está ubicada en el pistón, el tipo bola y asiento, permite la entrada del fluido del barril al pistón. d) La válvula fija de tipo bola y asiento: esta facilita la entrada del fluido desde el pozo hasta el barril de la bomba. e) Anclaje o zapata: es la combinación de las partes reunidas inferiormente para obtener el anclaje de la bomba y efectuar un sello hermético. 8.1.2 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción. El gas inyectado tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso. De esta manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo hasta la superficie. 8.1.2.1 Equipo De Subsuelo. Los componentes del equipo de subsuelo, en este tipo de levantamiento, son los mandriles y las válvulas de inyección. 1º Mandriles: Son tuberías con diseños especiales. En sus extremos poseen roscas para conectarse a la sarta de producción formando, de este modo, parte integrada de ella. Sirven de receptáculo para instalar la válvula de levantamiento o inyección a la profundidad que se necesite. Tipos Básicos De Mandriles a) Mandril De Cierre De Niples De Asiento El mandril de cierre de niples de asiento posee las siguientes características: Provee un cierre completo. Los ajustes de cierre son fijados mecánicamente al receptáculo de cierre en el niple de asiento. Están equipados con aros de sellos para alta presión y alta temperatura y se asientan internamente en el niple de asiento. Su presión nominal de diseño es de 10000 psi de presión diferencial. Cierra y sella una presión diferencial en ambas direcciones. Son fáciles de colocar y recuperar, debido a sus dimensiones externas. b) Dispositivo para cierre del eductor Estos están diseñados para cerrar y aislar los equipos removibles de control de subsuelo, en la tubería de producción, que no han sido equipados con niples de asiento. Este tipo de dispositivo utiliza unas copas o elementos de sello, con las cuales aísla. Su presión de diseño está por debajo de las 10000 psi. Se bajan con guaya, con una herramienta de corrida, y se recuperan con una herramienta de tensión, haciendo uso de ellos en condiciones de bajada o corrida y de sacada o recuperación. c) Mandriles Convencionales Los mandriles de Gas-Lift Convencionales están diseñados para válvulas de gas-Lift instaladas en la parte exterior de la tubería. La parte interior de un mandril Convencional no tiene el bolsillo lateral. d) Mandriles con bolsillo lateral Estos son diseñados para instalarse en los controles de flujo, como válvulas para levantamiento artificial con gas, en la tubería de producción. Existen dos tipos básicos de estos mandriles. El primer tipo, consiste en un mandril estándar, con perforaciones en el lado exterior de la camisa hacia el revestidor y el fondo de la misma está comunicado con la tubería de producción. En el segundo tipo, las perforaciones están en el interior hacia la tubería de producción y el fondo de la misma está en contacto con el espacio anular. Las válvulas que se instalan en estos mandriles se clasifican en dos grupos: recuperables con guaya fina y no recuperables con guaya fina. Las no recuperables con guaya son poco usadas debido a que el reemplazo de alguna de ellas ameritaría sacar la tubería de producción, sustituirla y luego introducirla de nuevo en el pozo. Estos son diseñados para instalar en ellos controles de flujo, como válvulas para levantamiento artificial con gas, en la tubería de producción. Figura N°7. Mandriles con bolsillo lateral. Las válvulas que se instalan en estos mandriles se clasifican en dos grupos que se describen a continuación: Recuperables con Guaya fina: Consiste en un mandril estándar, con perforaciones en el lado exterior de la camisa hacia el revestidor, y el fondo de la misma está comunicado con la tubería de producción. No recuperables: Las perforaciones están en el interior hacia la tubería de producción y el fondo de la misma está en contacto con el espacio anular. 2º Válvulas Son reguladores de presión de fondo, su función primordialmente es regular el paso del gas, generalmente la entrada desde el anular hacia el eductor. Prácticamente todas las válvulas LAG utilizan el efecto de presión actuando sobre el área de un elemento de la válvula (fuelle, punta del vástago, etc.) para provocar la acción deseada. El conocimiento de presión, fuerza y área se requiere para comprender la operación de la mayoría de las válvulas. 8.2 MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL NO CONVENCIONALES: Son todas aquellas tecnologías desarrolladas y/o mejoradas en los últimos años. Entre estas se encuentran: Bombeo Electrosumergible. Bombeo de Cavidad Progresiva. Bombeo Hidráulico. 8.2.1 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE Se considera un método de levantamiento artificial, que utiliza una bomba centrífuga ubicada en el subsuelo para levantar fluidos aportados por el yacimiento desde el fondo del pozo hasta la estación de flujo. Se basa en el principio de centrifugación de fluidos, un rotante gira a alta velocidad y expulsa el fluido hacia la periferia del rotor donde es ingresado a una tubería de descarga, este tipo de bombas tienen diferentes estados de centrifugación, es decir, no es un solo rotor, si no varios que colocados en formas sucesivas uno sobre el otro y alimentándose entre ellos para ganar mayor presión. Este método es aplicable cuando se desea producir grande volúmenes de fluido en pozos medianamente profundos. 8.2.1.1 Equipo De Subsuelo: El equipo que integra el sistema de bombeo electrosumergible está constituido por los siguientes subsuelo, comunicados a través del cable de potencia. 1º Sensor de presión: Es un equipo que se coloca acoplado a la parte final del motor. Está constituido por circuitos que permiten enviar señales a la superficie a través del cable de voltaje primario de alimentación al motor, las cuales son registradas mediante un instrumento instalado en el panel de superficie, convirtiéndose en señales de presión de fondo a la profundidad de operación de la bomba. 2º Motor: Es la fuente de potencia que genera el movimiento a la bomba para mantener la producción de fluidos. Los motores usados son de tipos dipolares, trifásicos, jaula de ardilla, de inducción. Formados por 20 rotores acoplados al eje, ubicados en los estatores y recubierto por una carcasa de acero. Se encuentran lleno de un aceite mineral altamente refinado, de alta resistencia dieléctrica, que ayuda a lubricar los cojinetes del motor y transfiere el calor generado del a su carcasa. Los fabricantes ofrecen una gran disponibilidad de motores adaptados al diámetro de la tubería derevestimiento. 3º Protector: Se encuentra ubicado entre el motor y la bomba y facilita la conexión de estos elementos. Se encarga de mantener los fluidos del pozo fuera del motor. Existen diferentes clases de protectores, como son: tipo laberinto, tipo bolsa y tipo modular. Su escogencia va depender de las características del pozo y el fluido. 4º Sección de entrada: Se encuentra entre el protector y la bomba. Existen dos tipos básicos de entrada: a) Entrada Estándar. La cual permite el ingreso del fluido directamente a la bomba. Este tipo de entrada no separa el gas libre, se utiliza en pozos. b) Separador de Gas. Es un equipo con algunas partes especiales diseñadas para desviar el gas libre y evitar que ingrese a la bomba, concediéndole a ésta una mayor eficiencia y también, la reducción de efectos, tales como la cavitación de la bomba, las fluctuaciones de carga del motor y las pérdidas en la presión de levantamiento. 5º Bomba centrífuga: Es el corazón del sistema BES, compuesta de etapas múltiples. Cada una de éstas consta de un impulsador rotativo, el cual imparte energía cinética al fluido que pasa a través de la bomba a una continua aceleración, y un difusor estacionario que cambia esta energía cinética en potencial. De acuerdo con la forma de los pasajes de la bomba, ésta se clasifica como de flujo radial o mixto. La configuración y el diámetro del impulsor de la bomba determinan la cantidad de energía que se trasmite al fluido. Existe una gran variedad de tipos de bomba, que los fabricantes manufacturan según el diámetro del revestidor del pozo. Entre ellos se destacan: tipo compresión, flotante y flotante bajo. 6º Cable De Potencia: Es uno de los componentes principales del sistema electrosumergible, por su función y costo. El cable trifásico, está constituido de tal forma que puede resistir temperaturas, las presiones y las impregnaciones de los fluidos del pozo. El conductor es de cobre de uno o más hilos de fases. Los fabricantes manufacturan cables especiales para altas temperaturas. 8º Equipo misceláneo: Está constituido por los equipos utilizados durante la instalación del sistema electrosumergible y que facilitan su operación. Entre estos tenemos: a) Válvula de Retención: por ella se conecta 2 ó 3 tubos por encima de la bomba. Su función es disminuir la presión hidrostática sobre los componentes de la bomba. b) Válvula de Drenaje: se instala un tubo por la válvula de retención y se utiliza como factor de seguridad para circular el pozo desde el revestidor a la tubería o viceversa. c) Centralizadores: como su nombre lo indica, su uso es centrar el motor y la bomba en pozos ligeramente desviados. También evita que el cable se dañe por el roce de la tubería de revestimiento. d) Guarda Cable: se impulsan para proteger el cable de la conexión al motor, o cable plano, del roce con el revestidor, por ser esta conexión de mayor diámetro externo en todo el equipo. e) Soporte de Tuberías: se utiliza para prensar el cable que viene de la conexión del motor al conjunto protector - bombas y las tuberías de producción. Estos flejes metálicos se colocan uno por cada 15 pies y el tamaño depende de la tubería de producción. 8.2.2 BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA Este método consiste en el desplazamiento positivo de un volumen, ocasionado por una diferencia de presión producto de la transformación de la energía cinética en potencial cuando se combina el movimiento longitudinal a lo largo del mismo. La bomba de cavidad progresiva o tornillo, es un equipo utilizado para el levantamiento artificial de crudo desde el subsuelo hasta la superficie. En los últimos años se ha incrementado el uso de este tipo de bombas, el cual actualmente se está perfeccionando para minimizarlos problemas operacionales encontrados en el campo. Este método al igual que los otros métodos de levantamiento artificial está formado por un equipo de subsuelo y otro de superficie. 8.2.2.1 Equipos De Subsuelo 1º Bomba: La bomba es de desplazamiento positivo rotatorio. Su funcionamiento se basa en el principio de la bomba Moineao para transportar los fluidos. Está constituido básicamente por dos elementos: estator y rotor a) Estator: es un cilindro de acero (tubo), recubierto de un elastómero sintético (goma endurecida) en forma de doble hélice. Se debe prestar mucha atención al seleccionar el elastómero, ya que su vida útil depende de la gravead del crudo, la temperatura, agentes corrosivos, gas, arena y otros. b) Rotor: suspendido y rotado por las cabillas, es la única pieza móvil en la bomba. Consiste en una hélice externa con un área de sección transversal redondeada, torneada a precisión esta hecho de acero al cromo para darle mayor resistencia contra la abrasión. Tiene como función principal bombear el fluido, girando de modo excéntrico dentro del estator y creando cavidades que progresan en forma ascendente. 3º Niple De Paro Es un trozo de tubo que va colocado en un extremo del estator y define así la posición de este, es decir, el estator, en principio, no posee tope o base. Al colocar el nicle de paro en cualquiera de sus extremos, queda definido ese extremo como la base. La importancia de este niple estriba en que constituye el punto base para el espaciamiento de la bomba. En la parte inferior puede ser instalada cualquier herramienta necesaria como el ancla de gas, el filtro de arena, las empacaduras, etc. 8.2.3 BOMBEO HIDRÁULICO Es el método poco utilizado en Venezuela. Se considera una técnica que se usa durante un corto tiempo, debido a su característica especial de alcanzar aproximadamente 1800 pies de profundidad. Su potencia es transmitida mediante un fluido presurizado que es inyectado a través de la tubería. Este fluido es conocido como fluido de potencia o fluido de motor y es usado por una bomba de subsuelo que actúa como un transformador para convertir la energía de dicho fluido a energía potencial o de presión. Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo. 8.2.3.1 Equipos De Subsuelo: Los equipos de subsuelo están integrados por componentes: 1º Sistema De Fluido Motor En los sistemas de bombeo hidráulico, el fluido motor transmite la potencia a la bomba de subsuelo y, a la vez, lubrica todas las partes móviles de la misma. El transporte del fluido motor y del fluido producido se realiza a través de un sistema de tuberías que depende del tipo de sistemas de fluido o de potencia: bien sea de fluido cerrado o de fluido abierto. a) Sistema de fluido cerrado (fma): en este caso, el fluido motor no se mezcla con el pozo, lo cual hace necesario el uso de tres tuberías en el fondo del pozo: una para inyectar el fluido de potencia, una de retorno del mismo y otra del fluido de producción. b) Sistema de fluido abierto (fma): en el sistema abierto, el fluido motor se mezcla con el fluido del pozo, lo cual hace necesario el uso de dos tuberías en el fondo: una para inyectar el fluido de potencia y otra para el retorno de la mezcla. 2º Bombas Hidráulicas: Las bombas hidráulicas de subsuelo constituyen el principal componente del sistema en el fondo del pozo. El principio de operación de estas bombas es similar al de las bombas de cabillas. Las bombas hidráulicas utilizan un pistón accionado por cabillas y dos o más válvulas de retención. La bomba puede ser de simple acción o de doble acción. Una bomba de acción simple sigue prácticas de diseño similares a las de una bomba de cabillas. Se denomina de acción simple porque desplaza el fluido hasta la superficie, en el recorrido ascendente o en el descendente (no en ambos). a) Bomba de doble acción: La bomba de doble acción tiene válvulas de succión y de descarga en ambos lados del pistón. Por esta razón esta bomba desplaza el fluido hasta la superficie en ambos recorridos, ascendente y descendente, con la acción combinada de apertura y cierre de las válvulas de succión y de descarga del pistón. b) Bombeo por cabilla e hidráulico: En una instalación de bombeo por cabillas la unidad de superficie y la bomba de subsuelo se unen por medio de la sarta de cabillas. En cambio, en una unidad de bombeo hidráulico, la cabilla se encuentra en el interior de la bomba. Las bombas de cuatro vías se usan en el motor para cambiar la alta presión del fluido de potencia a baja presión y descarga en ambos lados del pistón del motor, de manera alternativa. Estas válvulas del motor se utilizan con bombas de doble acción, para dar igual fuerza en el recorrido ascendente y descendente. 3º Bomba Tipo Chorro (Jet) Esta clase de equipo no tiene partes móviles, lo que la hace resistente a los fluidos corrosivos y abrasivos. Además, s adapta a todos los ensamblajes de fondo del bombeo hidráulico tiene alta capacidad y puede manejar el gas libre del pozo, pero requiere mayores presiones a su entrada que las bombas convencionales, para evitar la cavitación. Su eficiencia es menor que la de los equipos de desplazamiento positivo, por lo cual necesita mayor potencia. Es un equipo hidrodinámico y opera, principalmente, a través de la transferencia de momento entre dos corrientes de fluido adyacentes. El fluido de potencia de alta presión pasa a través de la boquilla, donde la energía potencial del fluido (energía de presión) se transforma en energía cinética. Esto hace que el chorro de fluido adquiera altas velocidades. La mezcla del fluido del pozo con el fluido de potencia, en un área constante del conducto o tubo de mezcla, hace que se transfiera cierta cantidad de movimiento al fluido del pozo. Los fluidos son conducidos a un difusor de área expandida, que convierte la energía cinética remanecente en presiones estáticas suficiente para levantar los fluidos hasta la superficie. Los tamaños físicos de la boquilla y el conducto de mezcla determinan las tasas de flujo; mientras que la relación de sus áreas de flujo establece la relación entre el cabezal producido y la tasa de flujo. CONCLUSIÓN Los equipos de subsuelo son utilizados en la completación de un pozo con el objetivo de traer los fluidos desde la formación hasta el cabezal del pozo, en forma segura para el personal y las instalaciones, Evitan los derrumbes en el pozo durante la perforación, las contaminaciones de aguas superficiales y en zonas productoras con fluidos extraños, la eficiencia y la seguridad del vínculo establecido entre el yacimiento y la superficie dependerán de la correcta instalación de los diferentes equipos utilizados en la completación de pozos petroleros. Los equipos de Completación de subsuelo son aquellos que se instalan en la tubería de producción y permiten alojar los equipos de control del flujo. Las empacaduras son de gran importancia por ser una herramienta de fondo la cual brinda un sello entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento, su función primordial es evitar el movimiento vertical de los fluidos desde la empacadura por el espacio anular; entre estas están: empacaduras recuperables, permanentes y permanentes recuperables. Los niples de asiento se colocan en el pozo a una determinada profundidad, estos diseñados para alojar herramientas dentro de él; además de estos equipos están los mandriles que son utilizados para cerrar y sellar controles de producción, estos son unas de las herramientas más importantes, ya que existen otros accesorios que se utilizan en la completación dependiendo del trabajo que se quiere realizar. BIBLIOGRAFÍAS: Esta página fue modificada por última vez el 26 ene 2014, a las 20:24.Petroleo.Wikipedia®.Disponible en: http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo {2014, 07 de abril} Julioesper. El petróleo II. © Monografias.com S.A. 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