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8/18/2019 03 Ingeniería y Diseño de la Terminación (1).pdf
1/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos1/60
Terminación de Pozos de Petróleo y Gas
Ingeniería y Diseño
de la Terminación
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2/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos2/60
Diseño del Sistema de Terminación - Opciones
Agujerodesnudo
o revestido • Tasa de producción conjunta• Profundidad y presión del
yacimiento
• Propiedades de la formación• Propiedades de los fluidos• Localización del pozo
Flujo Naturalo Asistido
De zona simpleÓ múlti-zonas
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3/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos3/60
Clasificación de los pozos de Petróleo y Gas
Relación Rendimiento
Gas / Líquido de Líquido Clase de Pozo(SCF/BBL) (BBL/MMCF)
100 PETRÓLEO>50,000
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4/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos4/60
Pozos de Flujo Multifásico
Los principales regímenes de flujo multi-fásicoreconocidos en pozos de petróleo y gas son:
• Flujo de burbujeo• Flujo de bolsa• Flujo de transición o turbulento
• Flujo anular o flujo de neblina
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5/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos5/60
Flujo Tipo Burbuja
El flujo tipo burbuja se caracteriza
por:
• Pequeñas burbujas de gasdistribuídas uniformemente
• Fase continua líquidaTambién caracterizado como:• Flujo de burbujas• Flujo de burbujas dispersas
Pequeñasburbujas degas
distribuidasuniformemente a través dela fase líquida
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6/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos6/60
Flujo Tipo Bolsa
El flujo tipo bolsa se caracteriza
por:
• La serie de bolsillos de gasdentro los baches de líquido
• Una fase continua líquida• Volúmenes de gas llamados“burbujas de Taylor”
Burbujas detamañovariable
distribuídasen formairregular através de lafase líquida
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7/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos7/60
Flujo de Transición/Turbulento ó Caótico
El flujo de transición se caracteriza por:
• Distribución caótica del flujo• Ninguna de las fases es continua
• La fase líquida se mueve a la vezhacia arriba y hacia abajo en elconductor
Arreglocaótico
de flujo
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8/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos8/60
Flujo Anular ó de Tipo Neblina
El flujo anular/tipo neblina secaracteriza por:
• Una fase continua de gas• Un líquido atrapado en el flujo
de gas como (niebla)
• Una película anular de faselíquida
Fasecontinua degas
Películaanular defase líquida
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Fundamentos sobre Terminación de Pozos10/60
Factores de Yacimiento, Pozo y Localización
Parámetro Implicaciones en el DiseñoAlta Presión
de 3,000 a 10,000 psiLas conexiones de rosca API no son aceptablesTubería y acoples en acero de diseño especialCapacidad especial de controlar el pozo
Baja Presión< 1000 psi
Las conexiones roscadas son generalmetne aceptadas
Puede requerirse levantamiento artificialAlto riesgo de presentarse daño de la formación
Pozo Profundo> 10,000 ft
Alta presión potencialAplicar modelo de tensión en la tubería de producciónTamaños de revestidor/liner pueden estar restringidos
Sistema especial de levantamiento artificialCorrosión potencial debido a la combinación de altatemperatura y alta presión
Localización del Pozo:
Costa AfueraÁreas Urbanas
Medio Ambientes Especiales
Requerimientos y regulaciones especiales
Requerimiento de válvulas de seguridad subsuperficialesLimitaciones de acceso y de servicio del pozoRequerimientos especiales de seguridadLimitaciones ambientalesConsiderar factores asociados con daños en el cabezalLevantamiento artificial adecuado a las condiciones
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11/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos11/60
Factores Asociados con la Roca y Fluidos del Yacimiento
Parámetro Implicaciones en el diseño
Muy baja permeabilidad< 1 md Fracturamiento hidráulico requerido
Baja permeabilidadde 1 a 50 md
Fracturamiento hidráulico posiblemente requeridoAlta presión de arrastre a trávés de las perforaciones
Permeabilidad moderada
de 50 a 200 md
Poco beneficio con el fracturamiento hidráulicoAcidificación de matríz posiblemente sea requeridaRiesgo de daño de formaciónModerada presión de arrastre a través de las perforaciones
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Fundamentos sobre Terminación de Pozos12/60
Factores Asociados con la Roca y Fluidos del Yacimiento
Parámetro Implicaciones en el diseño
Alta permeabilidad> 1 Darcy
La pérdida de circulación puede ser un problemaLa resistencia de la formación puede no permitir una
Producción de alta velocidadLa formación puede sufrir daño con facilidad
Permeabilidad moderada
Sulfuro de Hidrógeno
Dióxido de Carbono
Producción de Agua
Inyección de Agua
Requerimiento de cumplir regulacionesPuede requerir protección a la corrosión
El gas es considerado agrio o amargoConsiderar el uso de de inhibidor o protector especialpara el acero si la presión parcial del CO2 es >10 psiPosibilidad de problemas por depositación de costrasPuede requerirse levantamiento artificialConsiderar protección de la oxidación
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13/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos13/60
Pozos de Flujo Multifásico
Varios factores y su interacción determinan el tipo de flujo:
• Tasa de flujo de la fase líquida• Tasa de flujo de la fase gaseosa• Densidad del líquido
• Densidad del gas• Tensión interfacial• Geometría de la tubería conductora
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14/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos14/60
Análisis Nodal
Sistema aplicado para optimizar la producción en pozos depetróleo y gas. Su metodología consiste en:
• Optimizar el sistema de terminación hacia la produccióndel yacimiento
• Identificar las restricciones y factores limitantes de laproducción
• Identificar los medios de incrementar la eficiencia de laproducción
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15/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos15/60
Evaluación de Pérdidas Friccionales de Presión
Gas
Liquid
Estación
(nodo) delSeparador
Estranguladoren superficie
Nodo delyacimeiento
(límites o fronteras)
Nodo en cabezal
del pozo
Nodo del Pozo
Nodo delyacimiento
(cercanías del pozo)
SSSV
Restriccionesen el
subsuelo
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16/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos16/60
Nodos y Variables Típicos
• Capacidad de flujo del yacimiento
• Perforaciones (punzados) en el revestimiento
• Restricciones
• Válvulas de seguridad
• Estranguladores en superficie
• Tamaño de la tubería de producción
• Tamaño de la línea de flujo en superficie
• Presión del separador o calentador
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17/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos17/60
Componentes del Sistema del Análisis Nodal
Flujo de salida
Flujo de entradaFlujo de entrada
Componentes del Nodo del pozo
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18/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos18/60
Relación de Desempeño del Flujo, IPR
Presión estática del yacimiento
P R E S I Ó N
E N
E L N O D O
(
P - p s i )
Relación de desempeño del flujo
(Inflow Performance Relationship = IPR)
TASA DE FLUJO (Q) - BPD ó MSCF/Dia
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Fundamentos sobre Terminación de Pozos19/60
Desempeño del Flujo de Salida
Presión inicial del nodo
P
R E S I Ó N
E N
E L N O D O
( P
-
Curva del flujo desalida
TASA DE FLUJO (Q) - BPD ó MSCF/Dia
p s i )
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20/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos20/60
Punto de Operación – Flujo Estable
Punto de Operación
P
R E S I Ó N
E N
E L N O D O
( P
- p s i )
Curva del flujo
de salida
Curva del flujo deentrada
Operating pressure
Tasa de flujode operación
TASA DE FLUJO (Q) - BPD ó MSCF/Dia
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21/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos21/60
Métodos para Predecir las Pérdidas de Presión
Método Fluido del Pozo Comentarios
Duns & Ros aceite, agua, gas Tiende a ser conservativo y sobre predecir las
(1963) caídas de presión. Buen método donde existenvarios patrones de flujo
Hagedorn & Brown aceite, agua, gas Predice la mínima presión en tubería pero no(1965) para flujo de burbuja. La predicción del líquido
levantado puede ser menor que el flujono deslizante. Usar con precaución
Hagedorn & Brown aceite, agua, aire Tiende a ser optimista, predice bajas caídas decon Griffith presión. Correlación preferida en ausencia
de otros datos.
Orkiszewski aceite, agua, gas Tiende a ser conservativo y a predecir altas
(1967) caídas de presión
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22/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos22/60
Métodos para Predecir las Pérdidas de Presión
Método Fluido del Pozo Comentarios
Duns & Ros aceite, agua, gas Optimista, precice bajas caidas de presión(1972)
Beggs & Brill aire, agua usar sólo para pozos desviados (>45°). Tiende a(1973) predecir altas caídas de presión
Beggs and Brill aire, agua Desarrollado para pozos desviados. Tiende acon Palmer predecir altas caídas de presión
Cornish aceite y gas No predice una mínima TPC.(1976) No es generalmente apropiado para el diseño.
Kleyweg y otros aceite, agua, gas Desarrollado para levantamiento con gas en(1983) pozos desviados.Uso limitado para (>70°).
Ansari N/A Ligeramente conservativo pero consistente para
(1989) todos los patrones de flujo. Da un TPC correcto
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23/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos23/60
Selección del Modelo de IPR (Tipo de Yacimiento)
Tipo de Pozo Condicionesde Producción Modelo de IPR sugerido
aceite sub saturado Pwf > Pb PI lineal o ecuación de flujo radial
aceite saturado Pwf < Pb Vogel ó Fetkovich
dañado o de Pwf > Pb Standing ó PI linealaceite saturado S > +3 si hay mucho daño (S > 7)
aceite sub saturado a PR > Pb Vogel compuesto y PI linealPR pero saturado a Pwf
productores de aceite WC>O el indicado arriba para aceite + PI linealy agua (o ecuación de flujo radial para el agua)
zona de agua WC>90% PI lineal o ecuación de flujo radial
alta tasa de q > 25 stb/d/ft Blount-Jonesaceite saturado P
wf< P
b
pozo de gas Ecuación de Pseudo-presión(m(PR) - m(Pwf) = Aq = Bq
2)
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S ó ( )
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Fundamentos sobre Terminación de Pozos25/60
Selección del Modelo de IPR (Desarrollo)
Ecuación delFlujo Radial Modelos IPRdel Yacimiento IPR Empíricos
Planeación del DesarrolloDiseño detallado Validar resultados y Método primario Validar resultados(campo grande) evaluar completación destacar riesgos de daño
Diseño detallado Método primario si está disponible, validar resultados(campo pequeño/pozo) evaluar completación usar para IPR futuro destacar riesgos de daño
Optimizar trabajos deW.O. Estimar daño y - Método primario
evaluación del desempeño determinar la causa
Estudios de campo Validar resultados Predice IPR futuro Métod primario para(predicciones de (alternativo a la IPR corrientelevantamiento artificial / estimulación) .
compresión)
Planeación del W.O. Método primariop Predice IPR futuro Métodos primarios parapara IPR del W.O. IPRs corrientes
Plan de desarrollo Definir entradas del Método primario Validar resultados delrevisado modelo modelo de yacimiento
P t d O ió Fl j I t bl
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26/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos26/60
Punto de Operación – Flujo Inestable
Punto de operaciónaparente (inestable)
P
R E S I Ó N
E N
E L N O D O
( P
- p s i )
Curva del Flujode Salida
Curva del IPR
TASA DE FLUJO (Q) - BPD ó MSCF/Dia
P t d O ió D bl I t ió
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Fundamentos sobre Terminación de Pozos27/60
Punto de Operación – Doble Intersección
Punto de operaciónaparente (inestable)
P
R E S I Ó N
E N
E L N O D O
( P
- p s i )
Curva del flujode salida
Curva del IPR
Punto de operaciónaparente (estable)
TASA DE FLUJO (Q) - BPD ó MSCF/Dia
Densidad de Cañoneo
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Fundamentos sobre Terminación de Pozos28/60
Densidad de Cañoneo
T A
S A
D E F L U J
O (
Q -
e . g . , M
S C F / D a y )
Baja tasa de flujo
DENSIDAD DE TIROS PERFORADOS POR PIE2 104 6 8 12
Máximo Efecto
Óptima
Efecto menorEfecto mínimo
Ef t d l T ñ d T b í T d Fl j
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Fundamentos sobre Terminación de Pozos29/60
Efecto del Tamaño de Tubería en Tasa de Flujo
T A S
A
D E F L U J O
( Q
- e . g . ,
M S C F / d í a )
41 2 3 5
DIÁMETRO INTERNO DE LA TUBERÍA, pulg
6
CT de 1 ½”
Tuberíade 2-3/8”
Tuberíade 2-7/8”
Tuberíade 3 ½”
Tuberíade 4 ½”
Tuberíade 5 ½”
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Tamaño de la Tubería Restricciones
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Fundamentos sobre Terminación de Pozos31/60
Tamaño de la Tubería - Restricciones
Mínima tasa de flujo
(remoción de condensado) P R E S I Ó N
D E F O N D
O D
E L P O Z O
( B H P - p s
i )
Máxima tasa de flujo(erosión) Tub. 2-3/8”
Tub. 3 ½”
Mínima tasa de flujo(remoción de agua)
TASA DE FLUJO (Q - e.g., MSCF/día)
Profundidad de Asentamiento
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Fundamentos sobre Terminación de Pozos32/60
Profundidad de Asentamiento
T A S
A
D E F L U J O
( Q
- e . g . ,
M S
C F / d i a )
PROFUNDIDAD DE LA TUBERÍA (pies)
2000 4000 6000 8000
Tub. 2-3/8”
Tub. 2-7/8”
Selección del Equipo de Completación
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Fundamentos sobre Terminación de Pozos33/60
Selección del Equipo de Completación
El proceso de selección del equipo para la terminación sebasa sobre todo en los datos dimensionales, que incluyen:
• Longitud (profundidad)
• Diámetros interno y externo (ID/OD)
• Desviación de la trayectoria del pozo
• Refuerzos y perfiles en los tubulares del pozo
• Tamaño y tipo de conexión de la tubería
Especificaciones de la Sarta de Producción
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Fundamentos sobre Terminación de Pozos34/60
Especificaciones de la Sarta de Producción
Las sartas de tubería de producción se especifican con:
• Tamaño y dimensiones – Diámetro externo, OD – Peso por pié y espesor de pared
– Diámetro exterior de los acoples• Grado del acero
– Resistencia mínima a la cedencia
• Tipo de fabricación – Tubería sin costura /tubería soldada con arco• Tipo de acoples
–Reforzado/ No reforzado
• Tipo de Rosca – API – Tipo premium (del fabricante)
Grados de acero para tubería de producción
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Fundamentos sobre Terminación de Pozos35/60
Grados de acero para tubería de producción
Los grados de acero para la tubería de producción están
especificados por el API así:
• Grados API estándar – J-55, C-75, C-95, N-80, P-110
• Grados especiales – Ejemplo: C-75 y C-95 para servicio con H2S
• Grados de alta resistencia – Con resistencias de cedencia arriba de 80,000 psi – Más sensibles a daños o defectos
• Defectos de manufactura• Daños por transporte o manejo• Fragilidad por presencia del sulfuro de hidrógeno
Conexiones de tubería – Acople Independiente
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Fundamentos sobre Terminación de Pozos36/60
Conexiones de tubería Acople Independiente
Conexión No-Reforzada(rosca 8 redonda, 8RD - NU)
Conexión con refuerzo exterior,(rosca 8 RD, EUE)
Conexiones de tubería – Acople Integral
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Fundamentos sobre Terminación de Pozos37/60
Conexiones de tubería Acople Integral
Conexión Integralcon refuerzo exterior, EU
Ejemplo de Conexión Integral: rosca“Hydril” (rosca plana en dos etapas)
Selección y Diseño de la Sarta de Producción
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Fundamentos sobre Terminación de Pozos38/60
y
Los objetivos de la selección y diseño de la sarta se relacionantípicamente con las siguientes áreas:
• Facilitar la instalación
• Optimizar la producción
• Simplificar el mantenimiento
• Facilitar trabajos de estimulación o de reparación
• Proveer para contingencias
Factores para diseño de la sarta de producción
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Fundamentos sobre Terminación de Pozos39/60
p pLos criterios para selección y diseño incluyen:
• Presión de trabajo y Cargas de Tensión• < 80% de la resistencia a la cedencia del material• Limitaciones por presión y colapso del tubular
• Tasa de Producción• Tasa de flujo compatible con área de flujo
• Medio ambiente encontrado en el pozo• Propiedades de los fluidos: corrosion, depósitos
• Tipo y geometría de las conexiones
• Tamaño y tolerancia anular
• Cargas y esfuerzos• A través de toda la vida de la completación
Factores de longitud y fuerzas aplicadas – 1
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40/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos40/60
g y p
Influencias Mecánicas
Cambios en lalongitud y en las
fuerzas aplicadasa la sarta
Influencias de Presión
Influencias detemperatura
Influencias delos fluidos
Influencias de laGeometría del Pozo
Factores de longitud y fuerzas aplicadas – 2
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41/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos41/60
Influencias debidas a loscambios de temperatura
Temperatura de Superficie -(Inicial/Final)
Temperatura de Fondo -(Inicial/Final)
Densidad del fluido en tubería -(Inicial/Final)
Densidad de fluido en revestidor -(Initial/Final)
Capacidad de flujo(estrangulador de fondo)
Influencias relacionadascon los fluidos
Factores de longitud y fuerzas aplicadas – 3
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42/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos42/60
Influencias Mecánicas Influencias relacionadascon la geometría del pozo
Grado de acero en tuberíaGrado de acero en revestidorTensión aplicada (al levantar)
Compresión aplicada (al asentar)Fuerzas friccionalesPandeo helicoidalEsfuerzos de fibra en la tuberíaTipo de empacador instalado
Mecanismo para asentar empacadorMovimiento del empacador o tuberia
Tubería ID/ODGrado del acero (ID)
Radios de tubería y revestidorEspesor de pared de tubería(peso por pie)Profundidad de asentamiento (MD)Profundidad Vertical Verdadera
Diámetro de sello del empacadorÁrea terminal de la tubería
Factores de longitud y fuerzas aplicadas – 4
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43/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos43/60
Influencias relacionadascon la Presión
Presión aplicada a la tubería
Presión de flujo por la tuberíaPresión en el revestidor (Inicial/Final)Factor de flotación (Inicial/Final)Efecto de balonamiento y pistoneoPresión de pandeo
Presiones extremas (alta o baja)
Fuerzas aplicadas a la tubería
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44/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos44/60
Las cargas y esfuerzos sobre la completación pueden estar afectadas por:
• Temperatura – cambios en temperatura
• Presión – cambios en la presión
• Peso de los componentes
• Densidad y gradiente de los fluidos
• Fuerzas friccionales – especialmente en pozos desviados
Empacadores y Movimientos de la tubería
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45/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos45/60
Sin MovimientoLibre Movimiento Movimiento Limitado
Efecto de Flotación sobre la Sarta Sumergida
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46/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos46/60
1Punta libre
A
AA
BB
DCC
2Sarta Telescópica
3Sarta Telescópica
4Sarta taponada
Ejemplo de Fuerzas sobre la Sarta – 1
8/18/2019 03 Ingeniería y Diseño de la Terminación (1).pdf
47/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos47/60
A
B
D
ID
OD
E
SB
C
Ejemplo de Fuerzas sobre la Sarta – 2
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48/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos48/60
A
B
D
ID
OD
E
SB
F
C
Ejemplo de Fuerzas sobre la Sarta – 3
8/18/2019 03 Ingeniería y Diseño de la Terminación (1).pdf
49/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos49/60
A
B
C
ID
OD
E
SB
F
Ejemplo de Fuerzas sobre la Sarta – 4
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50/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos50/60
A
B
ID
OD
D
SB
C
Cambios de Longitud debido a los esfurezos
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51/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos51/60
Los cambios de fuerza y sus efectos sobre la longitud dela sarta instalada se deben evaluar para permitir:
• La selección del empacador apropiado
• Evaluación de daños potenciales en la tubería• Espaciado y asentamiento preciso de la completación
Se diferencian cuatro causas o efectos que originancambios de longitud en la sarta instalada:
• Efecto de Pistón
• Efecto de Pandeo• Efecto de Balonamiento• Efecto de Temperatura
Efecto de Pandeo
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52/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos52/60
R = Factor de Separación RadialTubing doblado Pandeo por Compresión
Punto Neutral
R
R =
ID del revest – OD de la tubería
2
Contacto conla pared del
revestidor
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53/60
Efecto de Balonamiento
8/18/2019 03 Ingeniería y Diseño de la Terminación (1).pdf
54/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos54/60
Actúa acortando la sarta yaumentando la tensión
Alta Presión
Baja Presión
Efecto de Balonamiento Inverso
8/18/2019 03 Ingeniería y Diseño de la Terminación (1).pdf
55/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos55/60
Actúa alargando la sarta yreduciendo la tensión
Baja Presión
Alta Presión
Efecto de la Temperatura
8/18/2019 03 Ingeniería y Diseño de la Terminación (1).pdf
56/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos56/60
HEAT
El enfriamientoaumenta la tensión
El calentamientoreduce la tensión
Frío
Neutral (al ser instalada)
CALOR
Efecto de la Temperatura
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57/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos57/60
Factores claves que influyen en el efecto de la temperatura:
• Temperatura en el fondo del pozo
• Cambios en la temperatura de la fuerza
• Temperatura promedio final en la tubería
• Temperatura promedio inicial en la tubería
Fuerzas aplicada mecánicamente
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58/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos58/60
Tensión en la junta superior
(1) Peso de la sarta de tubería
(2) Fuerzas en el empacador
(3) Flotación
Condición Incial y Final del PozoPresión final aplicadaPresión inicial aplicada
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59/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos59/60
Temperatura final en superficie
Presión final aplicada
Presión final en el revestidor
Fluido final en tubería*
Fluido final en el anular*
BHST Final
Profunidad taponada
revestidor
Tubería
Fuerza aplicadasobre el empacador
Profundidaddel empacador
Conducto de sellodel empacador
Presión inicial aplicada
Presión inicial en elrevestidor
Temperat inicial de superficie
Fluido inicial entubería*
Fluido inicial enanular*
BHST Inicial
Profundidad de lazona
*Densidad y Nivel del fluido
Cálculo de Esfuerzos en la Tubería
8/18/2019 03 Ingeniería y Diseño de la Terminación (1).pdf
60/60
Fundamentos sobre Terminación de Pozos60/60
Fluido deTratamiento
Fluido determinación
Ensamblaje de sellosen posición superiorAsentamiento de
recorrido medio
Fluido determinación
Ensamblaje de sellos enposición inferior
FluidoProducido
Fluido determinación
Fluido determinación
1Instalación
3Tratamiento
2Producción