Syllabus Produccion I - Udabol Virtual

FACULTAD DE INGENIERIA
RED NACIONAL UNIVERSITARIA
UNIDAD ACADÉMICA SANTA CRUZ
Facultad de Ingeniería
Ingeniería en Gas y Petróleos
SEPTIMO SEMESTRE
SYLLABUS DE LA ASIGNATURA
PRODUCCIÓN I
Elaborado por: Ing. Alejo Espinoza Gallardo
Gestión Académica I/2007
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UDABOL
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA
Acreditada como PLENA mediante R. M. 288/01
MISION DE LA UNIVERSIDAD
Desarrollar la Educación Superior Universitaria con calidad y
competitividad al servicio de la sociedad.
Estimado (a) alumno (a):
La Universidad de Aquino Bolivia te brinda a través del Syllabus, la oportunidad de contar con
una compilación de materiales que te serán de mucha utilidad en el desarrollo de la asignatura.
Consérvalo y aplícalo según las instrucciones del docente.
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SYLLABUS
Asignatura:
Producción I
Código:
PET - 207
Requisito:
PET-203, PET- 216
100 horas Teórico
Prácticas
5
Carga Horaria:
Créditos:
I. OBJETIVOS GENERALES DE LA ASIGNATURA.
1.
2.
3.
4.
5.
Conocer y programar las operaciones de terminación de un pozo productor de petróleo.
Conocer y programar las instalaciones superficiales como sub.-superficiales.
Seleccionar los Packer de producción.
Conocer los mecanismos de anclaje y sus objetivos de anclaje del packer.
Programar y seleccionar los baleos y sus objetivos.
II. PROGRAMA ANALÍTICO DE LA ASIGNATURA.
UNIDAD 1
Tema 1.- TERMINACIÓN DE POZOS
Introducción.1.1.- Comportamiento de los Yacimientos
1.1.1.- tipos de yacimientos
1.2.- Operaciones de Terminación.
1.3.-Plan de operaciones.
1.4.- Diseño de terminación de pozos
1.4.1.- tipos de terminación
1.5.- Objetivos de una Terminación.
1.6.- Diseño de una tubería de producción.
1.7.- Clases de Terminación.
UNIDAD 2
Tema 2.- TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN
Introducción
2.1.- Tuberías de producción.
2.1.1.- clasificación de las tuberías
2.2.- Sellos en las conexiones.
2.3.- Enroscado API.
2.4.- Conexiones de la tubería.
2.5 Diseño de la tubería.
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UNIDAD 3
Tema 3.- PACKERS Ú OBTURADORES
Introducción
3.1.- Packers de producción.
3.1.1.- tipos de Pakers
3.2.- Clasificación: Por la de recuperar. Por los esfuerzos de asentamiento. Por el sistema de asentamiento
y sello.
3.3.- Objetivos de los packers.
3.4.- Métodos de conexión tubería y packer.
3.5.- Consideraciones de la selección de un Packer.
3.6.- Usos y restricciones de un Packer.
UNIDAD 4
Tema 4.- ACCESORIOS DE UN ARREGLO DE PRODUCCIÓN
Introducción
4.1.- Accesorios sub. superficiales
4.2.- Camisa deslizable.
4.3.- Tapón de fondo.
4.4.- Asiento niple.
4.5.- Pup Joint.
4.6.- Blast joint.
UNIDAD 5
Tema 5.- ACCESORIOS SUPERFICIALES
Introducción
5.1.- Instalaciones sub.superficiales del pozo.
5.2.- Colgadores de cañería.
5.3.- Arbolitos de producción.
5.4.- Estranguladores.
UNIDAD 6
Tema 6.- BALEOS Ó PUNZADOS EN CAÑERIAS DE PRODUCCIÓN
Introducción
6.1.- Punzado o Baleo de cañerías.
6.2.- Tipos de baleos.
6.3.- Balas de acero, cargas moldeadas.
6.4.- Explosivos de alta y baja potencia.
6.5.- Explosivos primarios y secundarios.
6.6.- Cañones para cañerías y tuberías..
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III. ACTIVIDADES PROPUESTAS PARA LAS BRIGADAS UDABOL
Las brigadas UDABOL constituyen un pilar básico de la formación profesional integral de nuestros
estudiantes. Inmersos en el trabajo de las brigadas, los estudiantes conocen a fondo la realidad del
país, y completan su preparación académica en contacto con los problemas de la vida real y la
búsqueda de soluciones desde el campo profesional en el que cada uno se desempeñará en el futuro
próximo.
La actividad de la brigada permite a nuestros estudiantes llegar a ser verdaderos investigadores,
capaces de elaborar y acometer proyectos de desarrollo comunitario y, a la vez, adquirir hábitos de
trabajo en equipos multidisciplinarios, como corresponde al desarrollo alcanzado por la ciencia y la
técnica en los tiempos actuales.
La ejecución de diferentes programas de interacción social y la elaboración e implementación de
proyectos de investigación y desarrollo comunitario derivados de dichos programas confiere a los
estudiantes, quienes son sin dudas, los más beneficiados con esta iniciativa, la posibilidad de :
- Desarrollar sus prácticas pre-profesionales en condiciones reales y tutorados por sus docentes,
con procesos académicos reenseñanza y aprendizaje en verdadera “ aula abierta”.
- Trabajar en equipos, habituándose a ser parte integral de un todo que funciona como un sistema,
desarrollando un lenguaje común, criterios y opiniones comunes, y planteándose metas y
objetivos comunes para dar soluciones en común a los problemas.
- Realizar investigaciones multidisciplinarias en un momento histórico en que la ciencia atraviesa
una etapa de diferenciación, en que los avances tecnológicos conducen a la aparición de nuevas
y más delimitadas especialidades.
- Desarrollar una mentalidad, crítica y solidaria, con plena conciencia de nuestra realidad nacional.
De acuerdo a las características de la carrera y de la asignatura las actividades a realizar, por los diferentes
grupos de estudiantes se realizaran trabajos de investigación y participación en las brigadas generales:
1. Trabajo de Investigación a través del Internet y Catálogos de las herramientas de una operación
de terminación, que serán efectuados por grupos.
2. Participación en las actividades de las brigadas definidas por la universidad para esta gestión
II/2006.
3. Participación a Conferencias con temas de especialidad relacionados directamente con la materia y
la carrera, dictadas por Nuestra Universidad u otras Universidades.
4. Visitas a empresas del área de la Industria del Petróleo en nuestro medio haciendo uso de los
convenios existentes.
IV. EVALUACIÓN DE LA ASIGNATURA
PROCESUAL O FORMATIVA
A lo largo del semestre se realizarán exposiciones, repasos cortos y otras actividades de aulas; además de
los trabajos de brigadas realizados con la universidad .Cada uno se tomará como evaluación procesual
calificándola entre 0 y 50 puntos y se promediará según lo establecido.
DE RESULTADOS DE LOS PROCESOS DE APRENDIZAJE O SUMATIVA (examen parcial o final)
Se realizan 2 evaluaciones parciales con contenido teórico y práctico, sobre 50 puntos cada una.
El examen final consistirá en un examen teórico y practico, sobre 60 puntos, la defensa del último informe
de visita, sobre 40 puntos de la nota final.
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V. BIBLIOGRAFÍA BASICA.

CHI U IKOKU The Pennsylvania State University. NATURAL GAS PRODUCTION ENGENEERING
New Cork, Chichester, Toronto, Singapore 1998.

BC. CRAFT, HAWKINS. INGENIERÍA APLICADA DE YACIMIENTOS PETROLIFEROS. Louisiana
University, 1978

WILLIAM D. McCAIN.Jr. THE PROPERTIES OF PETROLEUM FLUIDS. (second edition) texas
1990
BIBLIOGRAFIA COMPLEMENTARIA

L. P.DAKE. Developments in petroleum science 36 THE PRACTICE OF RESERVOIR
ENGINEERING. ELSEVIER, Edinburgh, Scotland 1994

MC. Cain Jr., W.D., Reservoir Fluid Property Correlations – State of the Art, SPERE, May 1999
NOTA: Los Libros citados estarán a disposición en la biblioteca.
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VI. CONTROL DE EVALUACIONES
1° evaluación parcial
Fecha 9na. semana
Nota final dr la 3era unidad
2° evaluación parcial
Fecha 14ta. semana
Nota final 5ta unidad
Examen final
Fecha 19na. semana
Nota final 6ta unidad
APUNTES
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VII. PLAN CALENDARIO.
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PROGRAMA DE CONTROL DE CALIDAD
WORK PAPER # 1
UNIDAD O TEMA: TERMINACIÓN DE POZOS
TITULO: Comportamiento de los yacimientos, Operaciones de Terminación. Plan de
operaciones. Diseño de terminación de pozos.
FECHA DE ENTREGA: Primera semana
PERIODO DE EVALUACIÓN: Primer Parcial
COMPORTAMIENTO DE LOS YACIMIENTOS
INTRODUCCIÓN
En la materia o asignatura de “PRODUCCIÓN I”, es hacer notar que un pozo productor de petróleo es solo
una parte de un sistema complejo el cual comprende el yacimiento, los pozos mismos y las instalaciones
superficiales. Cada elemento del sistema afecta a los otros y para lograr una operación eficiente es
esencial garantizar una compatibilidad mutua.
En consecuencia, el ingeniero de producción deberá tener un conocimiento profundo de la ingeniería de
yacimientos y conocer totalmente los avances en los pozos petroleros y la tecnología del equipo superficial.
Es necesario hacer énfasis en los principios que hay que tomar en cuenta en el diseño y operación de
pozos productores. Es de esperarse que la comprensión de dichos principios ayude al ingeniero a
adaptarse a las restricciones y oportunidades ofrecidas por las condiciones de los yacimientos, la
disponibilidad y avances del equipo y todos los factores económicos inherentes a las operaciones de la
empresa. Una introducción adecuada puede ser la visión general de los principales tipos de terminación de
un pozo diseñado para extraer aceite, agua y gas, desde las formaciones hasta la superficie.
Hay esencialmente cuatro formas para hacer producir los pozos: estos pueden ser pozos fluyentes, se
puede utilizar el bombeo neumático continuo, el bombeo hidráulico o mecánico o el bombeo neumático
intermitente. Cada uno de estos métodos tiene sus propias variantes y existen combinaciones entre dichas
formas. Los pozos fluyentes pueden tener terminaciones sencillas y el flujo pasa por la tubería de
producción; pueden tener o no un empacador instalado entre la tubería de revestimiento (TR) y la de
producción (TP); .también, pueden colocarse estranguladores en la tubería de producción, en el cabezal o
en las líneas superficiales de flujo; la terminación puede hacerse con agujero de diámetro pequeño y
utilizarse un controlador de intervalos (de inyección) para controlar la descarga o para obtener un gasto
permisible, pero restringido. El bombeo neumático puede ser continuo o intermitente (o una combinación de
ambos); es posible usar varios tipos de mandriles para bombeo neumático, la técnica puede combinarse
con otros tipos de bombeo, por ejemplo, con un embolo viajero. El bombeo mecánico tiene varias
modalidades (las mas comunes son: varillas de succión, bombeo de movimiento reciproco y de movimiento
centrifugo). Dentro de cualquiera de las anteriores se encuentran varias técnicas, por ejemplo, unidades
convencionales o balanceadas por aire, bombeo de carrera larga y otros.
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Producción intermitente (producción por medio de baches), que puede ser el resultado del uso de un
embolo viajero, de la instalación de una cámara de acumulación, de la operación de bombeo neumático
intermitente y ofertas técnicas.
Cada una de estas técnicas básicas de producción tiene un amplio rango de operación; en la figura 1.1 se
ilustra un intento para demostrarlo, el cual es una adaptación y simplificación de un diagrama de Babson
(referencia 1). Este enfoque tan general debe aplicarse sin embargo con la idea de que no solo se tienen
las Líneas que limitan en forma vaga y sujeta a amplias zonas de combinación, sino que hay muchos facto
res que deben tomarse en cuenta al decidir cual técnica de producción es mejor para un pozo en particular
o un grupo de ellos. Se necesita considerar algunos parámetros obvios:
1. Profundidad del pozo.
2. Relaciones gas/liquido (RGL) actuales y previstas.
3. Problemas de depósito de arena y parafina.
4. Desviación del agujero.
5. Diámetro de la tubería de revestimiento.
6. Relación del comportamiento de la entrada de flujo actual y ruptura
(IPR; índice de productividad o potencial del pozo).
7. Presión de la formación y declinación de dicha presión.
8. Planes de recuperación secundaria y terciaria.
9. Vida futura y producción acumulativa estimada.
10. Disponibilidad de gas a alta presión.
11. Dificultad de la reparación (por ejemplo, en terminaciones marinas).
12. Viscosidad del aceite.
13. Relaciones agua/aceite, actuales y futuras.
14. Criterios económicos y de beneficios, como guía para fijar las políticas y necesidades de la
compañía.
En este primer tema, se enfatizaran algunos aspectos del comportamiento de los yacimientos en los
cuales debe estar alerta el ingeniero de producción. No se ha hecho intento alguno para analizarlos total y
rigurosamente. El objetivo ha sido presentarlos en una forma razonablemente científica, pero de tal manera
que el ingeniero de producción pueda comprender los principios fundamentales que están relacionados y
aplicarlos Para resolver los problemas.
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El éxito definitivo en la terminación del pozo, su expectativa de vida y su productividad reclina en la mejor
comunicación posible entre el pozo y la formación. Esta comunicación esta sujeta a
Factores técnicos, tecnológicos y geológicos como a sus respectivos estudios. La base de este
proyecto se fundamenta en la evaluación y análisis de la penetración de las cargas explosivas sus
características dinámicas del jet y los factores geológicos que afectan al rendimiento de las cargas.
El análisis de la longitud de penetración en la formación, el tamaño del diámetro de entrada en la cañería
como en la formación esta significativamente afectada por varios factores como ser: Dinámica de las
cargas, el rendimiento (Las condiciones en el fondo del pozo, el grade de los revestimientos (casing), y la
forma de posesionar los cañones (gun to casing-clearance), el diseno de las cargas, las pruebas y
evaluación que se realizan en superficie bajo los procedimientos y normas del Instituto Americano del
Petróleo (API) ( Recomendaciones Practicas (RP-4 3-para las Secciones I y Seccion 11).
Otro de los factores principales que afecta la disminución de la longitud de penetración son las
Condiciones físicas y ambientales geológicas in-situ como (la resistencia de la roca v tension efectiva de la
formación).
El objetivo de baleo ó punzado es poder analizar la longitud de penetración en la formación y el diámetro
de entrada del orificio que son afectada por los factores que son mencionados en la parte de arriba. Todos
estos factores pueden ser simulados por el programa SPAN para diferentes pozos con un ambiente
particular (geología, presión, temperatura, fluido del reservorio, etc.). De esta manera, poder realizar el
diseño de las perforaciones para la terminación del pozo utilizando el software SPAN.(Schlumberger
Perforating Análisis Software).
En Bolivia, los pozos exploratorios mas profundos que atraviesan la estructura del sistema geológico
Devoniano sobre todo en formaciones como: Huamampampa, Icla y Santa Rosa en el bloque de San
Alberto presentan características geológicas muy particulares, donde la fuerza o resistencia de las rocas
son bastantes altas y las formaciones son naturalmente fracturadas, como lo es la formación Santa Rosa
CUESTIONARIO WORK PAPER Nº 1
1. Explique que es un pozo productor, pozo improductivo y pozo inyector.
2. Que entiende por terminación de pozo, explique.
3. Que tipos de sistemas de producción de pozos conoce mencione tres de ellos.
3. Explique, en que tipo de yacimiento se forma la condensación retrógrado y en que momento.
4. Para que se utiliza los estranguladores o chokes durante la producción.
5. Que diferencia existe entre la tubería de producción y tubería de revestimiento.
6. Que diferencia existe en la terminación de pozos productores de hidrocarburos con pozos productores
de agua,
7. Que componentes principales integran el sistema superficial para la recolección de los hidrocarburos
producidos.
8. Que función específica desempeña un separador dentro de una batería.
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PROGRAMA DE CONTROL DE CALIDAD
WORK PAPER # 2
UNIDAD O TEMA: COMPLETACIÓN O TERMINACIÓN DE POZOS
TITULO: Introducción. Sarta de herramientas en el sistema de producción,
Empacaduras o Packers, Selección de Packers.
FECHA DE ENTREGA: Tercera semana del semestre
PERIODO DE AVALUACIÓN: Primer Parcial
CUESTIONARIO WORK PAPER Nº 1
La completación de un pozo representa la concreción de muchos estudios que, aunque realizados por
separado, convergen en un mismo objetivo: la obtención 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.
Antes de conocer la teoría de completación de pozos, es importante conocer con detalle algunos conceptos
fundamentales en el área a estudiar:
1.1 SARTA DE PRODUCCIÓN O EDUCTOR
Estas constituyen arreglos de tubulares y equipos de fondo; pueden ir desde arreglos sencillos hasta
arreglos muy complicados. Su objetivo primordial es conducir los fluidos desde la boca de las perforaciones
hasta la superficie. Los Grados API para tubería mayormente empleados son: J-55, C-75, C-95 y P-105.
Los grados C-75 y C-95 son diseñados para soportar ambientes ácidos, son más resistentes y costosos
que el J-55, este último presenta un buen comportamiento en ambientes básicos. Existen dos tipos de
conexiones, para tuberías de producción, abaladas por la American Petroleum Institute (API). La conexión
API “NU” (NOT-UPSET), que consta de una rosca de 10 vueltas, siendo la conexión menos fuerte que la
tubería. La conexión de tubería “EUE” (EXTERNAL UPSET), dicha conexión posee mayor resistencia que
el cuerpo de la tubería y es ideal para los servicios de alta presión.
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1.2. 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 de alta 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.
1.2.1. MECANISMO BÁSICO.
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 1-2. Tipo de Elementos Sellantes.
Tipos
Elementos
Sellantes
I
II
III
Un solo elemento
Dos o mas
Dos o mas
Especiales para CO2
IV
y H2S
Presión de
Trabajo
(lb/pulg2)
5000
6800-7500
10000
Temperatura
de trabajo
(ºF)
250
275
325
15000
450
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.
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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.
Revestidor
Elemento Sellante
Cono
Cuñas
Desasentada
Asentada
Fig. 1-4. Empacaduras.
1.2.2. 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.
1.2.2.1. 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:
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a) Empacaduras de recuperables 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 las 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.
Fig. 1-5. Empacaduras de Compresión.
b)
Empacaduras recuperables de tensión: Estas empacaduras se asientan rotando la tubería de
producción ¼ de vuelta 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 su posición 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.
Fig. 1-6. Empacaduras de Tensión.
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c) 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.
d) 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.
1.2.2.2. 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.
Fig. 1-7. Empacaduras Permanentes.
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CUESTIONARIO WORK PAPER Nº 2
1.- En que consiste la operación de Terminación ó completación de un pozo productor.
2.- De que elementos principales consta una sarta o herramienta de Terminación de pozos, mencione la
más importante que considere Ud.
3.- Que es un Packers, cuando se lo utiliza.
4.- De que electos consta una Empacadura, esquematice indicando sus componentes.
5.- Como se determina la elección de un Packers y que condiciones se deben de cumplir.
6.- Clasificación de los Packers de acuerdo a su uso y su estructura
7.- Clasificación de los Packers de acuerdo a su tipo de sellado
8.- Grafique o esquematice un arreglo de terminación de pozos mostrando sus elementos principales
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WORK PAPER # 3
UNIDAD O TEMA: BALEOS Ó PUNZADOS EN CAÑERIAS DE PRODUCCIÓN
TITULO: Introducción, .- Punzado o Baleo de cañerías. .- Tipos de baleos
FECHA DE ENTREGA: Quinta semana del semestre
PERIODO DE EVALUACIÓN: 2° parcial
INTRODUCCION
PUNZADO O BALEO DE CAÑERÍAS.
El arreglo de los Baleos ó perforaciones.
Objetivo de las Perforaciones. El objetivo primordial del uso de la perforación con cañón es el de proveer
una efectiva comunicación del flujo entre la cañería de producción y el reservorio. Para activar esta
comunicación, los cañones de disparo perforan un lugar geométrico a través de la cañería, el contorno de
cemento y en la formación. Los pies perforados en la formación dependen del tipo y tamaño del canon,
características físicas del reservorio y las condiciones de tensiones de la formación.
La longitud varía desde unos pocos a unas docenas o más de pulgadas.
La facilidad con que el reservorio produce a través de estas perforaciones depende de un número de
factores que interactúan de una manera compleja. Esta interacción resulta en una restricción manifestada
como una caída de presión entre el reservorio y las paredes del pozo (o la superficie, si se considera el
total del sistema). La caída de presión es llamada “Daño" en el sistema. Las consideraciones de daño,
generalmente no incluyen perdidas en la tubería y el equipo superficial. Los factores que contribuyen al
Daño se pueden señalar en tres amplias categorías: A).- La geometría. B).- Condiciones de las
perforaciones y. C).- Las características de la formación.
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Geometría de los baleos ó perforaciones.
Generalmente es caracterizada por cuatro parámetros: Densidad de disparo (números de perforaciones por
pie), longitud de penetración (en el reservorio), fase de disparo (tendencia angular o distribución) y
diámetro de las perforaciones (en la cañería y reservorio). Estos factores son ampliamente controlados por
el operador. Cuando se optimiza, para una especifica terminación de pozo, el daño resultante de estos
factores, pueden acercarse a cero, o puede llegar a ser negativo y el sistema de perforación viene a ser
como, o mejor que, un pozo abierto o sin cañería. La relativa Influencia de los parámetros de la geometría
individual en el flujo depende fuertemente del tipo de terminación. La optimización de algunos factores para
una terminación, puede dar resultados insatisfactorios en otro tipo de completación.
El Diseño de terminaciones con baleo debería ser simple, si solamente los factores geométricos son
tornados en cuenta. Los más modernos sistemas de perforaciones pueden proporcionar una eficiencia de
flujo igual o mejor que las comparables a las terminaciones de pozo abierto. Desafortunadamente, otro
problema existe detrás de la envoltura del cemento o en las paredes del pozo.
Entorno de Perforaciones. Como muestra la figura operaciones de perforaciones con trepano y el
cemento pueden crear una zona de permeabilidad reducida alrededor de las redes del pozo como
resultado de una
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Invasión de filtrado o taponamiento de la formación debido a partículas finas. Complementando, una zona
dañada con permeabilidad reducida es creada alrededor de las perforaciones corno resultado del proceso
de penetración. Baleos con Bajo balanceado o “Under balanced”, (la presión de formación mayor a la de la
columna hidrostática) pueden mejorar significativamente la limpieza al realizarse la perforación. Al
contrario, el uso de fluidos tipo tapón en la terminación puede crear significativos problemas en la limpieza
al balear, particularmente cuando se combina con la perforación sobre balanceada, también llamado Over
balanced, (Presión de formación menor a la columna hidrostática).
Característica de la formación. Las propiedades físicas y condiciones de tensiones in-situ influyen a la
penetración, el grado y extensión de la formación rompe alrededor de las perforaciones. La permeabilidad
y características de los fluidos de formación, determinan en gran manera el nivel de la presión diferencial
requerida para limpiar las perforaciones con el fluido del reservorio quo pasa a través del mismo.
Permeabilidades anisótropas o lutitas laminadas puede significativamente influenciar el comportamiento
del flujo cuando el pozo es baleado con baja densidad de disparo.
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Diseño de terminaciones. Los factores medioambientales y de la formación pueden ser más importantes
que la perforación en si. Influenciando críticamente la efectividad de la terminación. El alcance del diseño
de la operación en la terminación se incrementa significativamente cuando los efectos de medio ambiente y
formación son incluidos. La lista de chequeo para planear una terminación efectiva viene a ser extensiva.
Para un diseño óptimo se tendrá que tomar en cuenta los siguientes factores:
• Si hay otros pozos baleados y terminados en el reservorio de interés, y tener información para revisar. El
procedimiento del proceso de la terminación será simplificado enormemente si esta información es
disponible.
• Tener la operación del baleo, siendo planeado y seleccionado el fluido de perforación para minimizar el
daño alrededor de las paredes del pozo.
• Tener el registro disponible quo indique las características y propiedades del fluido de formación.
• Todos los datos que han sido obtenidos de los núcleos y muestras.
• Resultado de las pruebas de formación, DST. Estabilizar las propiedades básicas del reservorio.
• La geometría indicada en la perforación tomando en cuenta el tipo de terminación, las características de
la formación y el entorno del baleo.
• El método de baleo más indicado.
• Diseñar la presión de baleo (bajo balanceado) para una limpieza optima al perforar.
• Especificar el fluido de terminación para no efectuar daño a la formación.
• Planear las pruebas a realizar después de la perforación (DST, registros de producción, etc.) para valuar
la terminación.
Al no considerar uno o más de los factores o al estimar incorrectament0e sus influencias pueden resultar
en un fracaso el desempeño del pozo.
Planificación de Herramientas. Tomando en cuenta aspectos importantes en pozos que resultaron con
pobre desempeño, tales como la razón del problema, un daño mayor que el pronosticado, inadecuada
función de los baleos, bajo balanceado equivocado, cañones fuera de la profundidad designada. Donde la
revisión de los registros no siempre es la solución adecuada. El análisis de la presión transiente indicará un
alto daño no deseado, el cual solo confirma lo que en realidad conocemos: el pozo es+d enfermo.
Desafortunadamente, el análisis de presión transiente no es el único componen+e individual de daño.
Adicionalmente deberán ser implementados procedimientos de diagnósticos. Los registros de producción
envuelven múltiples y poderosos datos que son de mucha ayuda. Las pruebas de presión como "Build up o
Drown down" pueden proveer información con respecto a las características del reservorio. Un Análisis
Nodal puede direccionar todo el sistema y puede aislar problemas en áreas específicas. Pero la pregunta
tediosa persiste. ¿Podrá el proceso de diseño de terminación original ser más efectivo?
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1.- Cuales son los objetivos principales para efectuar un Baleo en cañería de producción.
2.- Como varia la longitud de la penetración de los baleos y que parámetros se consideran para un alcance
efectivo.
3.- Indique los factores que contribuyen a la caída de presión (Daño) y de un resumen de ellos.
4.- En que consiste la Geometría de los Baleos ó perforaciones.
5.- Por que se forma daño en las perforaciones de la pared del pozo.,
6.- Muestre el entorno de un baleo realizado en la roca reservorio.
7.- Que factores se tendrá que tomar en cuenta para un diseño óptimo en la terminación de pozos.
8.- Como se efectúa una planificación de las herramientas de terminación
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WORK PAPER # 4
UNIDAD O TEMA: CARGAS EXPLOSIVAS
TITULO. FACTORES QUE AFECTAN EL RENDIMIENTO DE LAS CARGAS
FECHA DE ENTREGA: : Quinta semana del semestre
PERIODO DE EVALUACIÓN Examen final
CARGAS EXPLOSIVAS Y FACTORES QUE AFECTAN EL RENDIMIENTO DE LAS CARGAS
INTRODUCCION
En 1888 C.E. Munroe observe que el algodón explosivo formaba una concavidad cuando detonaba en una
muestra de acero. Poco después se estudio los efectos de la penetración y cavidades que formaba el
explosivo al ser detonado en diferentes muestras de acero, las cavidades formadas en las diferentes
muestras producidas por el explosivo formaban penetraciones de una mitad del diámetro de cavidad Fig.
(6-30).
Para Munroe los efectos producidos por el explosivo en las muestras como la cavidad y penetración no le
parecieron muy importantes. Hasta que mas tarde en 1930 un Suizo H. Mohaupt descubrió que las
penetraciones ocurrieron a causa del revestimiento del explosivo con un forro metálico (liner), formando
una cavidad en la muestra de acero. Este descubrimiento forma la fundación teórica moderna de cargas
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explosivas. Las primeras cargas explosivas fueron desarrolladas y usadas en la segunda guerra mundial
como armas antitanques incluyendo la bazoka. Después de la segunda guerra mundial en 1948, la
tecnología de las cargas explosivas fue aplicada comercialmente en la industria petrolera para la
perforación de los pozos petroleros. Desde entonces muchos adelantos científicos se realizan en el diseño
de diferentes tipos de cargas explosivas mediante el use de simuladores de computadora, cámaras
fotográficas de alta velocidad y el empleo de rayos-x, etc., para poder estudiar las características dinámicas
del jet cuando se forma al detonar la carga.
DINAMICA DE LAS CARGAS EXPLOSIVAS
Las perforaciones se crean en menos de un segundo por la forma de las cargas que usan un efecto
explosivo de cavidad, que se fundamenta en arnas de tecnología militar, con un liner de metal para
aumentar al máximo la penetración. Las cargas de perforación consisten de cuatro componentes como nos
muestra la Fig.
1. Contenedor exterior (Outer case)
2. Explosivo principal de la carga (Main explosive)
3. Iniciador (Primer)
4. Recubrimiento metálico (liner)
1 CONTENEDOR EXTERIOR (Outer Case}
Es una caja de contención que recubre una parte de la carga explosiva, esta diseñada para retener la
fuerza de detonación de la carga es suficientemente resistente a lo largo del proceso de la formación del
jet. Esta contención es también crítica para poder prevenir la interferencia con cargas adyacentes en el
conjunto de los cañones. Los metales como el acero, zinc, aluminio son los mas comúnmente utilizados
como contenedor exterior de la carga (outer case). A pesar del material usado, el diseño del empaquetado
la resistencia del material y ajustes de fabricación son necesarios para asegurar el desempeño correcto de
la carga.
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2.- EXPLOSIVO PRINCIPAL DE LA CARGA (Main Explosive)
El explosivo principal de la carga es diseñado normalmente basándose en el rango de temperatura y
tiempo de exposición a los que son expuestos dentro del pozo. De igual importancia es la capacidad del
explosivo para ser prensado mecánicamente en una forma cónica típica de una carga explosiva. La
distribución de la mezcla explosiva debe ser lo mas homogéneo y uniforme, para que se forme un jet lo
mas simétrico posible y pueda penetrar lo mas profundo dentro de la formación.
3.- EL INICIADOR {Primer)
El iniciador (Primer) provee de anexo entre el cordón detonante (detonating cord} y el explosivo
principal de la carga. Se compone comúnmente del mismo material explosivo de la carga principal pero
tiene sensibilidad mayor de detonación.
3.- RECUBRIMIENTO METALICO (Liner)
En el centre de la carga explosiva se encuentra el recubrimiento metálico cónico (liner). El
Colapsamiento del liner bajo la fuerza de detonación de la carga principal es la acción critica en la
formación del Jet de perforación. Inicialmente el liner era construido con un metal solidó. Estos diseños
exitosamente produjeron el jet de alta densidad pero había tendencia a tapar los túneles de las
perforaciones con fragmentos, esto era una anomalía quo se producía durante la formación del jet y se lo
llamo “Slug”.
El diseño del liner y la elección de los materiales con que se fabrican, determinan las
características de la perforación y no así la cantidad de explosivo en la carga. El explosivo provee de
emergía para el colapso del liner para formar un súper jet sonido de alta energía, que viaja a velocidades
hasta de 8000 m/seg. En el impacto enormes presiones son generadas en la punta del jet Fig.(6-32), que
son dirigido hacia una pequeña superficie del casing, cemento y formación.
Fig. 6-32 Impacto de la punta del jet en la formación generando grandes velocidades y presiones
Hoy en día modernos diseños de liners están basados en la mezcla de diferentes polvos de metales que
dan al jet suficiente densidad para una mayor profundidad de penetración sin el efecto secundario
indeseable de la formación del taponamiento "slug". El cobre es el material más común utilizado en el
diseño del liner. Los materiales comunes en la fabricación del liner son los metales como el cobre,
tungsteno, estaño, zinc y plomo. Estos polvos de diferentes materiales son mezclados juntos para proveer
un jet uniforme de gradiente óptimo de densidad y velocidad. Esta uniformidad de densidad y velocidad es
crítica para proveer un desempeño uniforme del jet.
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PROCESO DE DETONACION DE UNA CARGA EXPLOSIVA
Una vez colocada la carga explosiva dentro del cañón Fig. (6-33) y posesionado dentro del pozo, la
detonación empezara en un tiempo cero (To) con la iniciación de un detonador. Este inicia una onda
explosiva al frente que viaja abajo del cordón detonante alrededor de 7000 m/seg. Con presiones alrededor
de 3 millones de psi [20 Gpa]. El cordón detonante en un contacto cercano con el iniciador (primer) en la
región de la carga explosiva hará detonar al mismo primer, el cual iniciara la detonación del explosivo
principal de la carga. La detonación de la carga explosiva aumenta en velocidad y avanza esfericamente
hasta alcanzar la velocidad Terminal de alrededor de 8000 m/seg. y genera una presión de 4.5 millones de
psi [30 Gpa]. Esto ocurre simplemente con anterioridad a la llegada al frente de la onda del vértice del
recubrimiento metálico cónico (liner). A este punto (Ti) la caja exterior (case) se expande radicalmente
sobre el eje de simetría de la carga mientras el liner es empujado al interior de la carga. En el punto de
impacto sobre el eje cerca del vértice del liner, las presiones aumentan a mas de 15 millones de psi [100
Gpa]. Desde este punto el liner se separa en dos flujos axiales: En la parte del frente el moviendo del fluyo
es mucho mas rápido formando punta del jet y mientras el movimiento de flujo en la parte de atrás es mas
lento. La punta del jet viaja alrededor de 7000 m/seg. mientras la parte de atras viaja alrededor de 500
m/seg, formando un gradiente de velocidad optimo para formar una densidad del jet requerida para poder
penetrar el casing, cemento y la formación (T2) Para entender mejor el proceso de penetración se puede
pensar, como el jet alcanza altas velocidades rápidamente expandiéndose con un impacto de 15 millones
de psi [100Gpa]. Como J el jet impacta en el casing, la enorme presión causa que el material del casing
fluya de una forma plástica.
Como el jet pasa a través del casing, cemento y formación, de la misma manera se agota la energía de la
punta del jet, hasta que esta es consumida en el final del túnel de perforación (T3). Una buena penetración
se logra alcanzando altas presiones junto con la formación de alta densidad de jet que es logrado por la
combinación de los diferentes metales (dependiendo del diseño del liner). Consiguientemente la calidad de
una carga explosiva de perforación depende de lograr un jet largo y uniforme con el gradiente óptimo de
velocidad.
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fig. 6.33 proceso de detonación
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1.- Que son los efectos de la penetración y cavidades cuando se efectúa una detonación explosiva.
2.- Indique y explique cuatro componentes de los que consisten las cargas de baleo ó perforación.
3.- Que metales son utilizados como contenedor exterior de la carga el acero.
4.- Explique que es el INICIADOR {Primer) dentro de Las cargas de baleo ó perforación.
5.- Que parámetros se toman para el diseño del liner y la elección de los materiales.
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6.- Muestre mediante un esquema el Impacto de la punta del jet en la formación.
7.- Explique el proceso de detonación de una carga explosiva.
8.- Diagrame un arreglo de producción mostrando los baleos habilitados a producción y los aislados por
improductivos.
9.- Como se diseña un arreglo de DST-TCP en pozos horizontales.
10.- Muestre las causas por el que se origina colapsamiento de la cañería de producción ó Liner.
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VISITA TÉCNICA # 1
UNIDAD O TEMA: Reconocimiento de los equipos de producción superficial y
subsuperficial
FECHA PREVISTA: Segunda semana del mes de agosto 2006
RECURSOS NECESARIOS: MOVILIDAD
OBJETIVO DE LA ACTIVIDAD: Recabar información durante la visita a la
Empresa Repsol y complementar con información extraída de internet
FORMAS DE EVALUACIÓN: Presentación del informe y exposición en el sistema
Power Point, ( por grupos).
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PROGRAMA DE CONTROL DE CALIDAD
VISITA # 2
UNIDAD O TEMA: Herramientas utilizadas en el arreglo subsuperficial
FECHA PREVISTA: Cuarta semana del semestre
RECURSOS NECESARIOS: MOVILIDAD
OBJETIVO DE LA ACTIVIDAD: Conocer los diferentes arreglos que se utilizan en
la terminación de pozos, arreglos en nuestro medio
FORMAS DE EVALUACIÓN: Presentación del informe y exposición: por grupos .
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VISITA # 3
UNIDAD O TEMA: Baleos y explosivos utilizados en la terminación de pozos.
FECHA PREVISTA: Sexta semana del semestre
RECURSOS NECESARIOS: MOVILIDAD
OBJETIVO DE LA ACTIVIDAD: Conocer los diferentes Cargas, baleos y
explosivos que se utilizan en la terminación de pozos, operación de
bajada del cañón y ubicación de profundidad en el reservorio
FORMAS DE EVALUACIÓN: Presentación del informe y exposición: por grupos.
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