Tecnologia Del Gas

INDICE

INDICE 2

INTRODUCCION 3

CONCEPTOS CLAVE PARA LA COMPLETACION DE POZOS 4

SARTA DE PRODUCCION O EDUCTOR 4

EMPACADURA DE PRODUCCION 4

MECANISMO BASICOS 4

EQUIPOS DE SUBSUELO 6

CLASIFICACION DE LOS EQUIPOS DE SUBSUELO 7

COMPLETACIÓN DE POZOS 7

FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEÑO DE LACOMPLETACIÓN DE POZOS 7

CLASIFICACIÓN DE LAS COMPLETACIONES DE ACUERDO ALAS

CARACTERISTICAS DEL POZO. 8

CONFIGURACIÓN MECÁNICA DE LOS POZOS. 12

FACTORES QUE DETERMINAN EL TIPO DE CONFIGURACIÓN MECÁNICA. 12

TIPOS DE COMPLETACION DE ACUERDO A LA CONFIGURACIÓN MECÁNICA. 12

METODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 15

BOMBEO MECANICO CONVENCIONAL 16

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 18

BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA. 20

BOMBEO HIDRÁULICO 21

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS (LAG) 22

REACONDICIONAMIENTO, RECOMPLETACIÓN (Ra/Rc) Y SERVICIOS A POZOS 23

CONCLUSIONES 24

BIBLIOGRAFIA 25

WEBGRAFIA 25

LINKGRAFIA 25

INTRODUCCION

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.

Después que un pozo ha sido completado, se debe completar adecuadamente Antes de ponerlo en producción. Una Tecnología complicada se ha desarrollado Para estas técnicas y se ha desarrollado equipos para tal fin. La selección de este equipo y las técnicas aplicadas solo pueden ser posibles cubriendo todos puntos y mediante la Investigación de factores que son específicos del yacimiento y Estudio de la producción del pozo.

1. CONCEPTOS CLAVE PARA LA COMPLETACION DE POZOS

1.1. SARTA DE PRODUCCION 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.

1.2. EMPACADURA DE PRODUCCION

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:

• Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción o presiones de inyección.

• Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.

• Para aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones múltiples.

• En instalaciones de levantamiento artificial por gas.

• 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 BASICOS

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 contrala 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 denitrilo 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).

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 depresión 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 deasentamiento y desasentamiento es el arreglo de cerrojo

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