WELL COMPLETION

PROGRAM
The purpose of well completion is to provide
communication between the reservoir and the surface
production facilities.
TYPICAL WELL COMPLETION CONFIGURATION
 Why well completion is so important ?

 To effectively drain out the reservoir fluids to

surface. Proper completion design is crucial in
maximizing recovery.

 To provide subsurface and surface flow control

and safety. Several zones could be produced
selectively or commingle it.

 Isolate gas and water zones.

 To support wellbore and avoid excessive sand

production.
The well completion provides :

• Pressure control
• A replaceable conduit for produced fluids
• Selectivity of produced intervals
• Simple well killing facilities
• Potential for the exclusion of solids
 Well Completion Design Consideration

Method of W
h an ical ell
Mec r ation
Completion
id e
Cons Ty
p
6 Co e o
mp f W
7 let ell
ion
5
Consideration

ELEMENTS OF
Reservoir

4 WELL COMPLETION
DESIGN
1
ata
D nt
2 ign em e
3 s r
De qui
Desi Re
g
Proc n cial S tudies
ess Spe ement
R e q uir
1. Design Data Requirement
Well Testing Data

• Production rate
• Productivity Index, Skin and AOF
• Basic Sediment and Water
• Reservoir Pressure, Pr
• Bottom Hole Flowing Pressure, Pwf
Temperature
• Gas Oil Ratio (GOR), Gas Lliquid Ratio
(GLR) and Watercut (WC)
• Type of fluid (oil, gas or water)
• Degree API
• Viscosity
• Density
• H2S, CO2 content
• Fluid composition
1. Design Data Requirement ( cont..)

Reservoir Rock Properties

• Depth
• Thickness
• Porosity and Permeability
• Capillary pressure
• Rock strength (Brinell Hardness Number
and compressive strength)
• Stresses
• Young Modulus
• Poissons ratio
• Formation grain size (sieve analysis)
 2. Design Process – Tubing Selection

IPR with various Water Cut and GORsensitivity

TPC

> 60% WC GOR 100 scf/stb

Pressure, Psi
Increasing water cut

Increasing GOR
IPC 40% WC GOR 400 scf/stb
Pressure, Psi

10% WC High GOR scf/stb

Production Rate, Q Production Rate, Q

Notes: IPR – Inflow Performance Relationship; TPC – Tubing Performance Curve; GOR- Gas Oil Ratio
 IPR with THP and Pr Sensitivity

Increasing THP

THP 500 psi Initial Pr

Pressure, Psi
Pressure, Psi

THP 200

THP 100 psi

Depleted Pr

Production Rate, Q Production Rate, Q

Note: Pr – Reservoir Pressure

Completion Tubing Sizes

Tubing size ranges from 2 3/8”

2 7/8”

3 1/2”

4”

4 1/2”
5 1/2”
7”

To as large as 9 5/8”
TUBING SIZE SENSITIVITY
 Typical Casing Program

Conductor

Surface
casing

Intermediate
casing

Production
casing

Production
liner
 Completion Accessories
1/4” control line
Tubing hanger
Flow coupling
SCSSV
Gaslift mandrel
(Side pocket mandrel)

Production casing
Landing/Seating Dual packer
nipple
Tubing
Telescopic joint
Blast joint
SSD

No-go nipple Single packer

Wireline Entry
Guide

Perforation
3. Special Study Requirement

• PVT

• Core Analysis

• Metallurgy

• Formation Water/Crude Analysis

 4. Reservoir Considerations

• Production rate /Inflow performane

• Formation strength
• Fluid type (corrosion, scale and
wax/asphaltene)
• Reservoir permeability
• Reservoir pressure
• No. of reservoirs
• Reservoir management
 5. Types of Well Completion
There are various types of well completion :
• Single string / selective single
• Dual string
• Gravelpack
• slim well
• monobore
• horizontal
• multilateral
• twin well / triple well
• Y Block completion
• smart / intelligent well
 Well Completion: Single String Types
With and without gravel packed

Cased Hole Cased Hole Cased Hole Cased Hole

Selective Zone Gravel Packed Selective Zone
Gravel Packed
 Well Completion Dual Strings Types
With & Without Gravel Packed

Cased Hole No Gravel Packed

Cased Hole With All Gravel Packed/
Short String Selective/Non Selective
Only Shallower Reservoirs Gravel Packed
 Slim Well

Drilling small hole sizes and completing with

smaller casing scheme.

This will enable faster drilling with less casing

tubular, cement and associated drilling materials
hence lower cost.
 Monobore Big bore Monobore

(e.g. 3 1/2” tubing

with 3 1/2” liner) 4”-7” tubular
 DUAL SLIMHOLE MONOBORE

Flush Joint

23” hole
Horizontal Well
 Twin well - Horizontal

Two wells in
one conductor

Requires special wellhead

and x-mas tree arrangement
TAML (Technology Advancement MultiLateral)

Size 51B Baker GT

Dual 3.1/2"X3.1/2" Dual Completion

Baker 9.5/8"X3.1/2"X3.1/2"
Dual Completion Module (DCM)

Level 6 FORMation
Junction 9.5/8"X7"X7"

Size 80-40 Locator Seal Assembly

7" SC1AH Packer

- 4.00" Sealbore Extension

- Xover 4.1/2" 12.6 N Vam to 3.1/

2" 9.2ppf New Vam

- 7" SC1AH Packer

3.1/2" Float Shoe,
- 4.00" Sealbore Extension
Float Collar and
Landing Collar - Xover 4.1/2" 12.6 N Vam to 3.1/2" 9.2ppf New Vam

- Perforations in - Perforations in
N-Series Sands 3.1/2" Float Shoe, Float
N-Series Sands
Collar and Landing Collar

LOWER
LATERAL

Level 6
EW-117
Level 6 Multilateral
Triple Well Head

• The Triple Wellhead is

now a proven technology

• It will make a marginal

field economical to be
developed

• It has the potential also

to enhance project
economics with
installation of smaller
platforms to drill the
same number of wells
Triple well

• Three wells drilled

and completed
from one shared
conductor

• It provides 6
production strings
 Y Block Typical Dual
Completion string Completion

Without Y Block,
selectivity on short
string is not possible
(for gravelpack
completion).
 SCSSV Line PES 5 Line Flatpack
PT Gauge I Wire
Control Valve Hydraulic Line
Over the Coupling
Umbilical Clamp

SMART well with PES Taper Lock Clamp

(Stabilizes Flatpack End)

downhole inflow 9 5/8" PES HF-1 Hydraulic Feed Through Packer

control and P/T Note all lines fed thru from Flatpack to respective tool

gauges
3 1/2" SCSSV

3 1/2" PES Triple Gauge

1/4" Hydraulic
Tube from Gauge w External Port to Lower
transducer to LV
Valve Zone

Hydraulic Splice Sub w Cover Sleeves

(Acts as Hydraulic Termination Point & Take off for Hydraulic lines
to surface, also a hydraulic tee for "common hydraulic line")

3 1/2" CC-1 Sleeve

bottom CC-1 Sleeve)

3 1/2" LV Ball Valve

1/4" Hydraulic
Tube terminated
from PDG to LV

Dual Zone Completion with Triple P/T

Gauge Mandrel

Advantages
1-Shorter Manufacturing Time
2-Significantly Lower Capex
3-Two Less Electronic Connections
 26” conductor
SMART
• Under Balanced Drilling
@ 600 ftah

18 5/8” surface casing

@ 1600 ftah (1445 ft.tvd,
• SMART Commingling
• Expandable Sand Screen
37 deg)

7” Tbg L80 CS

2 SMART VALVES
13 3/8” csg at 4000 ftah
(2461 ftss, 69 deg) • Triple Gauge
• Interval Control Valve
• Lubricator Valve
••••

3 1/2” Tbg L80 CS

3.1/2” SSD
H1 1
3.1/2” Ball Valve
with P/T gauges H 2 ICV
LV
SSD 3
9 5/8” csg @ 7864 ftah
(3630 ftss, 69 deg)

150 ftah (50 ft tvd)

8 1/2” hole,
L1 L
TD at 8113 ft
(3890 ftss, 69 deg) L2
 6. Methods of Well Completion
Open Hole Cased Hole

• Cased hole
• Open hole
 METHOD OF WELL COMPLETION

Conventional Slimhole Slimhole-

Single/dual Single monobore

24” /
26” 20”x 26”
13-3/8”
3-1/2” tbg

13-3/8” 9-5/8”

9-5/8” 7” 2 x 7”

3-1/2” 7” 2 x 3-1/2”
4-1/2”

TD = 5450-8000 ft
Sequence of Completion Operations :

• Well cleanout
• Perforate
• Kill well
• (Sand exclusion - if required)
• Run and set completion string
• Install X-mas tree
• Flowline Tie-in
• Unloading well
• Handover to production
Well Preparation And
Cleaning Clean Out
Assembly

Bit and
Scraper
+
Cleanout
Fluid

reservoir reservoir

reservoir reservoir
Well Perforating
Perforating
gun
Assembly

reservoir reservoir

reservoir reservoir
Running Completion

reservoir reservoir

reservoir reservoir
Install Christmas Tree

well
Production Flow Line Tie-In

To
Production
system

well
Production
header
Unloading Well and
Handover To Production
Operations

reservoir reservoir

reservoir reservoir
 7. Mechanical Considerations

• Safety
• Simplicity/Reliability
• Well Surveillance/Monitoring Requirement
• Tubing Stress and Movement
• Future Slick/E-line Intervention Technology
• Future Work-over and Abandonment.
There are different ways of completing wells
with different types of artificial lift
Types of artificial lift :
• Gas lift
• Sucker rod (Bean Pump)
• Progressing Cavity Pump (PCP)
• Electrical Submersible Pump (ESP)
• Subsurface Hydraulic Jet Pump (SHJP)
• Plunger Lift
 Artificial lift – Gaslifting Well

Produced fluid Gas Sold or Flared

SEPARATOR
Injection
gas
GAS LIFT WELL

Oil & Water out

GAS SOURCE
WELL
 Artificial Lift
Gaslift System

Side Pocket Mandrel with

Gas-Lift Completion—SPMs Gas-Lift Valve
and Retrievable Valves
 Artificial Lift
Sucker rod (Bean Pump)
 Artificial Lift
Sucker Rod Pump (SRP)
 Artificial Lift
Progressing Cavity Pump (PCP)
 Artificial Lift
Progressive Cavity Pump (PCP)

PCP Down Hole Equipment PCP Surface Facilities

 Artificial Lift
Progressive Cavity Pump (PCP)
 Artificial Lift
Electrical Submersible Pump (ESP)
 Artificial Lift
Electrical Submersible Pump (ESP)
 Artificial Lift
Hydraulic Jet Pump (HJP)
Artificial Lift

Hydraulic Jet Pump (HJP)

Artificial Lift
Plunger Lift
THANK YOU
DISEÑO DE FLUIDO DE CONTROL
AGENDA

FLUIDOS DE CONTROL

Fundamentos Teoricos de Fluidos de Control

Compatibilidad con la formacion
Pruebas de Laboratorio
Mejores practicas operacionales recomendadas
Tecnologias diferenciadas complementares

2
 PRINCIPALES FUNCIONES DE LOS FLUIDOS
DE CONTROL
 Controlar presiones de las formaciones.

 Circular y transportar solidos.

 Proteger el yacimiento.

 Permanecer estable en condiciones de superficie y fondo del pozo.

 Ser manejable de manera segura.

 Ser ambientalmente seguro o manejable con control de exposición al medio ambiente

 Tener un costo efectivo

3
 1960’s 1970’s

UN BREVE
HISTORIA DE
LOS
SALMUERAS
Y FLUIDOS,

1970’s 1980’s

4
 1990’s 1990’s

UN BREVE
HISTORIA DE
LOS
SALMUERAS
Y FLUIDOS,

2000’s 1980’s

5
PRINCIPALES CRITERIOS PARA DISEÑO DEL
FLUIDO DE CONTROL

 Compatibilidad con la formacion

1. No causar cambio de mojabilidad de la roca
2. No causar hidratacion de arcillas de la formacion

 Compatibilidad con el crudo de la formación

1. No formar emulsion con el crudo de la formacion

 Compatibilidad con el agua de formacion

1. No causar precipitacion con el agua de la formacion

6
RESERVOIR ROCK
SANDSTONE FORMATION

9
 DAMAGE MECHANISMS – FINES
MIGRATION

Damage Mechanisms – Formation Incompatibility

7/25/2023 Confidential Information © 2010 M-I SWACO 10

 DAMAGE MECHANISMS – FORMATION
INCOMPATIBILITY

7/25/2023 Confidential Information © 2010 M-I SWACO 11

DAMAGE
MECHANISMS
CLEAR BRINE FLUIDS

12
DAMAGE MECHANISMS – CLEAR BRINE
FLUIDS

13
DAMAGE MECHANISMS – FORMATION
INCOMPATIBILITY
EMULSION (CRUDE OIL VS BRINE)

14
DAMAGE MECHANISMS – FORMATION
INCOMPATIBILITY
EMULSION (CRUDE OIL VS BRINE)
DAMAGE MECHANISMS – WETTABILITY
CHANGES

16
DAMAGE MECHANISMS – FORMATION
INCOMPATIBILITY

17
FORMATION SAMPLES ANALYSIS – THIN
SECTION

18
FORMATION SAMPLES ANALYSIS – XRD
19
FORMATION SAMPLES ANALYSIS – SEM
RETURN
PERMEABILITY
TESTS

1. Clean core samples via flowing miscible solvents (toluene, toluene/methanol and methanol) through
samples until effluent is clear.
2. Saturate core with Formation water by vacuum.
3. Centrifuge saturated core to Swi.
4. Mount sample in hassler cell vertically with well bore side of core facing up.
5. Measure initial permeability by flowing LVT-200 (for low permeability cores) in the production
direction -reservoir side of core to well bore side of core (bottom to top). Flow at increasing flow
rates ex. 2, 4, 6 ml/minute until permeability is stable. Monitor for fines migration.
6. Inject completion brine from wellbore side to formation side approximately 3 pore volumes.
7. Shut-in and statically age the core for 16 hours at temperature and pressure.
8. Measure the return (regain) permeability as in step 5.
9. Remove core and photograph.
21
RETURN PERMEABILITY TESTS

1 - Measure Initial Permeability Mineral Oil Core saturated w/

Formation Water

Core w/ Completion Fluid

2 – Inject Completion Fluid into opposite side
Mineral Oil

Mineral Oil Core w/

3 – Measure Return Permeability
Completion Fluid

22
RETURN PERMEABILITY TEST

23
FLUIDOS DE CONTROL
PRUEBAS DE LABORATORIO
WO/CF TESTING

7/25/2023
25
COMPLETION/WORKOVER FLUIDS CRUCIAL PROPERTIES
DENSITY

7/25/2023
26
FIELD TESTING – DENSITY

7/25/2023
27
COMPLETION/WORKOVER FLUIDS
CRUCIAL PROPERTIES

7/25/2023
28
COMPLETION/WORKOVER FLUIDS
CRUCIAL PROPERTIES

7/25/2023
29
COMPLETION/WORKOVER FLUIDS
CRUCIAL PROPERTIES

7/25/2023
30
DENSITY

7/25/2023
31
FIELD TESTING COMPLETION BRINES
PH

7/25/2023
32
FIELD TESTING COMPLETION FLUIDS
CLEANLINESS

7/25/2023
33
FIELD TESTING COMPLETION FLUIDS

7/25/2023
34
FIELD TESTING COMPLETION FLUIDS -
TSS

7/25/2023
35
SOLIDS CONTENT

7/25/2023
36
FIELD TESTING COMPLETION FLUIDS – TURBIDITY

7/25/2023
37
FIELD TESTING COMPLETION FLUIDS – TURBIDITY

7/25/2023
38
NEPHELOMETRIC TURBIDITY UNITS (NTUS)

7/25/2023
39
TURBIDITY METER (NTU READINGS)

7/25/2023
40
TURBIDITY

7/25/2023
41
IRON CONTENT

7/25/2023
42
IRON CONTAMINATION

7/25/2023
43
IRON CONTAMINATION

7/25/2023
44
IRON PREVENTION

7/25/2023
45
CRUDE VS CF/WO FLUIDS
COMPATIBILITY TESTING

25/75, 50/50, 75/25 % V/V Chequeo presencia residuos

CRUDE VS CF/WO FLUIDS
COMPATIBILITY TESTING

Formulació Formulación Formulación Formulación Formulación

Tiempo
n1 2 3 4 5
2min 100 % 100 % 100 % 100 % 80 %
4 min 100 % 100 % 100 % 100 % 90 %
6 min 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %
8 min 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %
10 min 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %
15 min 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %
30 min 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %
1 hora 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %

47
CRUDE VS CF/WO FLUIDS
COMPATIBILITY TESTING

7/25/2023
48
WATER FORMATION VS CF/WO FLUIDS
PRECIPITATION TESTING

 Bottle test to check precipitation tendency.

 Try to find out alternative brines that not precipitate

 Precipitation can be reduced by using scale inhibitors

7/25/2023
49
 5 MINUTOS

WO/CF Fluids
Continuous Improvements
10 MINUTOS

15 MINUTOS

20 MINUTOS
FLUIDOS DE COMPLETACION

25 MINUTOS

Procedimiento: API RP 42
0 MINUTOS
Caracterización del
Reservorio Disponible
SI INFORMACION NO
30 MINUTOS EXISTENTE
2 MINUTOS

Análisis de fluidos del pozo Análisis Información

a intervenir. Campos Cercanos
Tecnología: TURBISCAN
5 MINUTOS

10 MINUTOS

Diseño del fluido de

Completación y Control.

15 MINUTOS
Software: VCS 1.3 Ingeniería: In situ

Evaluación Post-Trabajo
20 MINUTOS

25 MINUTOS Generación de nueva

información

30 MINUTOS

MEJORA CONTINUA

50
7/25/2023
 WO/CF Fluids
Typical Composition

COMPONENTE CARACTERÍSTICAS PRODUCTO

Es usado en sistemas de lodos de

INHIBIDOR DE
ARCILLA
aguas frescas hasta agua saturada con KLAHIB, KLASTOP, ULTRAHIB
sal
Compuesto no emulsificante. Previene
SURFACTANTE la formación de emulsión entre SAFE BREAK 611
salmueras y fluidos de reservorio.
Aditivo para tratamiento de
SOLVENTE MUTUAL estimulación, prevención o EGMBE
descomposición de emulsiones.
KCl, Suministra iones de potasio para
Cloruro de Potasio, Formiato de
DENSIFICANTES inhibir el hinchamiento de arcilla y la
Sodio
dispersión,
De tipo aldehido, eficaz para el control
BIOCIDA de bacterias en los fluidos de base SAFECIDE, MY ACIDE 25G
agua.

51
7/25/2023
 Caracterización de
Muestra de crudo
01 Master Schedule 02 03 yacimientos

• Revisar nuevos pozos • API de revisión, BSW, Salinity • Pozos similares, api, bsw
• Revisión de nueva operación • Arena, producción, • Masterlog de revisión de CI
con Ing. Operaciones
• Historial del Pozo

Preparar el programa
06 de fluidos de 05 Resultados 04 Create an elab
Completación
• Revisar el Programa WO con • Solicitar prueba de
Ing. • Resultados de la revisión
laboratorio
• Prácticas recomendadas para • Si no tenemos buenos
• Hacer una fórmula FORMULATION
el funcionamiento resultados, regresa al paso 04
• Verifique pozos similares
• Optimizar el volumen de • POTASSIUM CHLORIDE

píldoras y controlar el fluido KLA-CURE

• SAFE-BREAK PRIME

EGMBE SOLVENT
CARBOSAN 1516
 Comprobar los parámetros
01 Personal 02 del agua in situ 03 Resultados

• Experiencia en el campo
• Presente estos resultados
• Verifique el producto químico • Revisión NTU, TSS, PH, CA +
para coman y RECAP
en el pozo •
•
•

Preparar un control de
06 Make final report 05 Preparar píldoras 04 fluidos

• Verifique VCS para revisar los

parámetros rpm, gpm para • Revisar operaciones
• Presente DMR para coman asegurarse de que limpiamos simultáneas
• Resumen actual el pozo. • Instrucción de trabajo estándar
• Seguir mejorando • Sofware especializado para • Revise si el tanque de la
píldoras anti pérdida plataforma está limpio
• reunión de seguridad

53
 PRUEBA DE COMPATIBILIDAD DE FLUIDOS API RP-42
Diseño de fluidos previos cada pozo Microemulsion Analysis

Baño Maria Eberbrach

Espectrofotómetro

Robinson
centrífuga

Medidor de
turbidez
54
 WO/CF FLUIDS
LAB TESTS (API 42RE)
0 MINUTOS

Las pruebas se realizan mezclando cada uno de los crudos 2 MINUTOS

con cada una de las salmueras y la solución rompedora.

Se agitan durante un minuto. 5 MINUTOS

Se observa el rompimiento de la emulsión creada para cada

una de las mezclas las cuales se sometieron a baño maría a
10 MINUTOS

190 °F durante 30 minutos. 15 MINUTOS

F # 1 F # 2 F #3 F #4 F #5 F #6 20 MINUTOS

P R O D UC T O
% V/ V % V/ V % V/ V % V/ V % V/ V % V/ V
KC l 4 lb/bbl 4 lb/bbl 4 lb/bbl 4 lb/bbl 4 lb/bbl 4 lb/bbl
ULT R A H IB 0.13% 0.13% 0.13% 0.13% 0.13% 0.13% 25 MINUTOS

S A F E - B R E A K 6 11 0.13% 0.26% 0.39% 0.52% 0.65% 0.78%

EGM B E 1.00% 1.10% 1.20% 1.30% 1.40% 1.50% 30 MINUTOS

M Y A C ID E 0.03% 0.03% 0.03% 0.03% 0.03% 0.03%

55
7/25/2023
 WO/CF FLUIDS
LAB TESTS (API 42RE)

Muestra de crudo del campo, se realiza mezclas 25-75%, 50-50% y 75-25%

volumen de crudo /volumen de salmueras Cloruro de Potasio. mezclas se la
formula con surfactante, inhibidor, Bactericida y solvente mutual.
Se realiza la mezcla en un volumen de 50 ml entre los dos fluidos, para su
posterior análisis de resultados llevados a una relación del 100%.

FORMULAS F#1 F#2 F #3 F #4 F #5 F #6

PUNTAJE TOTAL 72.8 90.8 84.5 83.6 83.6 89.9

56
7/25/2023
 WO/CF FLUIDS
LAB TESTS (API 42RE)

57
7/25/2023
 WO/CF FLUIDS
LAB TESTS - TURBISCAN

La prueba consiste en realizar el análisis

mediante el Turbiscan, cuya técnica consiste
en emitir fotones de luz hacia la muestra.
Estos fotones son dispersados varias veces por
objetos en suspensión (gotas, partículas
sólidas, burbujas, etc.) que emergen desde la
muestra y son detectados por el dispositivo de
medición del equipo.

• Esto permite la cuantificación de varios

parámetros, como Retro-Dispersión (BS) o
Transmisión (T) que a la vez nos indica el
estado de dispersión de una emulsión o su
estabilidad y el tiempo que se demora en romper
o no la emulsión.

58
7/25/2023
 WO/CF FLUIDS
FIELD TESTS

59
7/25/2023
 WO/CF FLUIDS
FIELD TESTS – CONFIRMATION FOR RECOMMENDED
PARAMETERS

Contenido de
FASES NTU TSS pH
hierro
Agua del río/ Fuente 2.86 2 7.3 0.49
Agua del rio/Fuente + KCl 38.7 13 9.2 1.34
Salmuera Filtrada 2.47 5 9 0.36
Salmuera después de adicionar Químicos 8.68 9 9.8 0.63
Salmuera + Químicos en el tanque antes del
11.3 12 9.8 1.48
desplazamiento
Salmuera + Químicos en el retorno (final del
31.1 22 10.1 3.49
desplazamiento).

60
7/25/2023
 WO/CF FLUIDS
BETTER PRACTICES

61
7/25/2023
 → Minimiza la invasión durante el cañoneo o en trabajos de WO.
LOSS CONTROL → Barrera de baja permeabilidad, limita la invasión profunda de sólidos
– PERF-N-PEEL y líquidos.

PÍLDORA → Diseñado para reiniciar la producción fácilmente sin tratamiento

remedial.
ORGANOFÍLICA. → Bajas fuerzas de adhesión y cohesión del cake para una fácil remoción
durante el contraflujo.
 Realizar un sello temporal mediante un diseno de diferentes
INFORMACIÓN agentes puenteantes organofilicos frente a la cara de la arena, para
Y DISEÑO DE realizar trabajos de limpieza de arena en pozos

PUENTEO POZO RESERVORIO

Ui
DIAMETRO DE PORO (um)

POZO EJEMPLO 114 44

9,366’ – 9,396’ (30’)

PILDORA ANTIPERDIDA
PRODUCTOS PARA 30
DESCRIPCION PRESENTACION CONCENTRACION
BBLS
THRUTROL 25 kg/sx 6.00 lb/bbl 4 sxs
FLO-VIS PLUS 25 lb/sx 2.0 lb/bbl 3 sxs
KLA-CURE 5 gal/can 0.13% 1 CAN
SAFE-BREAK 611 galon 0.13% 2 GAL
CALCIUM CARBONATE C 25 kg/sx 2.0 lb/bbl 2 sxs
CALCIUM CARBONATE M 25 kg/sx 16.0 lb/bbl 9 sxs
SAFE-CARB 40 50 lb/sx 10.0 lb/bbl 6 sxs
THRUCARB 20 50 lb/sx 22.0 lb/bbl 14 sxs
CARBOSAN 1516 25 lts/can 0.06% 1 CAN
Agua Fresca 30 bbl
INFORMACIÓN
Y DISEÑO DE
PUENTEO
Well control
Well Control and Well Integrity

Well Control
A collective expression for all activities that can be applied to contain
formation pressure and to prevent uncontrolled flow of fluids and
gases from the formation, into another formation, or to the surface or
environment.
Well Integrity
A quality or condition of a well in being structurally sound with
competent pressure seals by application of technical, operational and
organizational solutions that reduce the risk of uncontrolled flow of
fluids or gases from the formation, into another formation, or to the
surface or environment throughout the well life cycle
Definitions

Well Barrier:
An object or element (e.g. fluid) that alone or in combination with other
elements will create a Well Barrier Envelope, capable of containing
Kick: well pressure and preventing the uncontrolled flow of fluids or gases
Intrusion of formation fluids into the wellbore. It occurs because the from the formation, into another formation, or to the surface or
pressure exerted by the column of drilling fluid is not enough to environment if properly deployed
overcome the pressure exerted by the fluid in the formation
Primary Well Barrier:
Kick Fluid:
The barrier that is in direct (primary) contact with the potential outflow
Oil, gas, water or any combination that enters the borehole from a source, i.e. the elements that see pressure during normal operation
permeable formation
Blowout: Secondary Well Barrier:

An uncontrolled flow of gas, oil, or other well fluids into the atmosphere The barrier envelope or combination of barrier elements defined as the
or into another formation ultimate defense to prevent a potential outflow to the surface and the
environment, should any of the primary barrier elements fail. The
secondary well barrier is normally a Blowout Preventer stack (BOP)
Definitions

Well Balanced (At Balance)

When Bottom Hole Pressure = Formation Pressure

Well Under-balanced:
When Bottom Hole Pressure < Formation Pressure

Well Over-balanced:
When Hydrostatic Pressure > Formation Pressure
Well Control Presentation - Objectives
 Barrier principles – fluid and mechanical

 Well Information – conditions and limitations

 Surface equipment – shut in procedures

 Calculations

 Pressure control methods – kill methods

 Problems

 Pressure control management

Barrier Principles
 Fluid, substance or device that prevents flow of well-bore
fluids

 Surface barriers – pressure control, xmas tree

 Downhole barriers – mechanical plugs, fluid

 Primary barries - out of hole – xmas tree

 Secondary barriers – back up safety devices – bop’s

 Tertiary barriers – only used in the event of an emergency –

cutter valves, shear rams
Barrier Principles – integrity
 All mechanical barriers must be tested

 Preferably from the direction of flow

 Tests on closed barriers must be leaktight

 Leakrate form closeable barriers must meet API

criteria

 Xmas tree valves not down hole safety valves

 400cc/min or 900scf/hour

 Subsea completions are problematic

Barrier Principles – hydrostatic barriers
 Liquids provide hydrostatic barriers

 Drilling mud's, completion brines sea and fresh water

 HP must be greater than pore pressure at top of

producing interval

 Fluid level and condition need to be monitored

 Overbalance normally 200psi

 Can be adjusted to counter high losses in wells that

cannot support this differential
Pressure Calculations
• TVD – True vertical depth

• Measured from a point

equivalent to the datum point
vertically to the depth or device

• Measured depth

• Measured from datum point

following the production tubing
to the required depth or device
Pressure Calculations
• Applied pressure

• The pressure generated by

the reservoir and read at
the xmas tree (MPWHP)

• Hydrostatic Pressure

• The pressure generated by

the fluid in completion
Pressure Calculations
 Fluids exert pressure which is caused by the density,
or weight of the fluid

 This is normally expressed in pounds per gallon

(ppg) or pounds per cubic foot (lbs/ft3). Other
abbreviations for these are lbs/gal and ppf3

 As the pressure developed by a fluid is relative to

the true vertical depth (TVD), it is often expressed
as psi per foot (psi/ft)

 This is termed the fluids pressure gradient

Pressure Calculations
 A cubic foot contains 7.48 US gallons

 Therefore, a cubic foot of fluid weighing 1 ppg

would weigh 7.48 pounds (lbs)

 7.48lbs divided by 1 ft2 = 7.48lbs/ft2

 1ft2 = 12 in x 12in area = 144in2

 7.48lbs divided by 144 in2 = 0.052 psi

 This relationship between a fluid weight in ppg

and gradient pressure in psi/ft is always the
same, therefore 0.052 is always a constant.
Well Control Equipment – WO Rig
Class 1 BOP (1,000 psi) Configurations Main Characteristics:
▪ MASP: 1,000 psi
▪ Surface BOP
▪ Location: Land only
▪ H2S: <10 ppm
▪ Rams: 1 Hyd Annular/1 Mech Ram or 2 Mech Rams
▪ Line connection: Thread
▪ Valves per wing: 1 x Gate or plug
▪ Choke valves: 1 manual
▪ Kill valves: 2 manual
▪ Rams config (top to bottom):
1. Pipe rams (or annular)
2. Blind
Well Control Equipment – WO Rig
Class 2 BOP (3,000 psi) Configurations Main Characteristics:
▪ MASP: 3,000 psi
▪ Surface BOP
▪ Location: All (land and offshore)
▪ H2S: All
▪ Rams: 1 Hyd Annular/1 Hyd Ram or 2 Hyd Rams
▪ Line connection: Flanged/Weco/Hub
▪ Valves per wing: 2 x Gate
▪ Choke valves: 1 hydraulic & 1 manual
▪ Kill valves: 2 manual
▪ Rams config (top to bottom):
1. Pipe rams (or annular)
2. Blind
Well Control Equipment – WO Rig
Class 3 BOP (5,000 psi) Configurations Main Characteristics:
▪ MASP: 5,000 psi
▪ Surface BOP
▪ Location: All (land and offshore)
▪ H2S: All
▪ Rams: 1 Hyd Annular (3K or 5K) and 2 Hyd Rams (5K)
▪ Line connection: Flanged
▪ Valves per wing: 2 x Gate
▪ Choke valves: 1 hydraulic & 1 manual
▪ Kill valves: 2 manual
▪ Rams config (top to bottom):
1. Annular
2. Blind
3. Pipe rams
Well Control Equipment – WO Rig
Class 4 BOP (10,000/15,000 psi)
Configurations Main Characteristics:
▪ MASP: 10,000 / 15,000 psi
▪ Surface BOP
▪ Location: All (land and offshore)
▪ H2S: All
▪ Rams: 1 Hyd Annular (5K or 10K) and 3 Hyd Rams (10K or 15K)
▪ Line connection: Flanged
▪ Valves per wing: 2 x Gate
▪ Choke valves: 1 hydraulic & 1 manual
▪ Kill valves: 2 manual
▪ Rams config (top to bottom):
1. Annular
2. Pipe rams #1
3. Blind
4. Pipe rams #2
Annular Preventer
▪ Also called “the bag”
▪ Can close around any pipe size and geometry
▪ Most preventer will seal even if no pipe is in the well
(50% of working pressure only and will damage the
Cameron (SLB) DL Annular
elastomer)
▪ Most annular preventers are designed for a maximum
recommended closing pressure of 1500 psi
▪ Allow the pipe to be stripped into wells under
pressure.
▪ Closure pressure is hydraulically regulated so it
remains constant as pipe (and tool joints) are stripped
in
▪ 3 Main Manufacturers:
▪ Cameron cooper (Schlumberger):
Hydril (GE) GK Annular Shaffer (NOV) Spherical Annular
▪ Hydril (a subsidiary of GE):
▪ Shaffer (NOV):
▪ Copies… Source: WELL CONTROL FOR COMPLETIONS AND INTERVENTIONS, HOWARD CRUMPTON
Annular Preventer
Care and Use: Stripping Operations:
▪ Always check the color code on the annular ▪ The annular BOP allows the drill pipe (or
element. Check for compatibility issues with workstring with integral joint) to be stripped into a
well as the seal can be maintained as connection
the fluids used.
passes.
▪ H2S exposure causes a slow hardening of
▪ Stripping is unlikely to be possible during most
materials and loss of elasticity in most completion or workover operations, as threaded
annular elements. and coupled connections will damage the rubber.
▪ Apply opening hydraulic pressure to the ▪ The accumulator pressure shall hold a constant
annular when tripping pipe to ensure the closing pressure. Tool joints shall be moved
element packing fully retracted. through the preventer slowly.
▪ Keep a record of how many times the annular ▪ The annular seal element can be replaced with
element was pressure tested and pipe in the hole. It is necessary to have pipe rams
(or VBR) below the annular preventer closed,
open/closed.
locked, and tested.
▪ The rubber element has a limited number of
open/close cycles.
Annular Preventer
Annular Preventer Color Coding
Manufactur Elastomer Color Supplier Recommended Use
er Code
Water-based fluids with less than 5% oil and operating
Natural
Hydril Black R temperature
rubber
greater than 230F. Suitable for H2S service
Oil-based muds with aniline points between 165 and 245F;
Hydril Nitrile Red S suitable for H2S service and operating temperatures
greater than 20F
Oil-based muds with operating temperatures between 20
Hydril Neoprene Green N
and 230F; suitable for H2S service
Natural
Shaffer Red 1 or 2 Low temperature operations with water-based fluids
rubber
Shaffer Nitrile Blue 5 or 6 Oil- and water-based muds; suitable for H2S service
Oil and water-based fluid; suitable for H2S service
Cameron Nitrile Black n/a
Temperature range from 230 to 250F
Rams BOP
▪ Ram Types
▪ Pipe rams: Seal around a specific size
of production tubing or drill pipe.
▪ VBRs: Designed to seal around a
range of pipe sizes. Pipe ram for a Cameron type “U” preventer.
▪ Shear rams: To cut tubing and drill
pipe.
▪ Blind rams: To seal the wellbore
when there is no pipe across the
BOP.
▪ SBRs: Combine the cutting action of
the shear ram and the sealing action
of the blind ram. Variable Bore Ram
Rams BOP
▪ Closing:
▪ As the piston area is larger than the shaft Simplified diagram of a ram preventer.

area, the closure force provided by the

hydraulic pressure will be higher than the
opening force from well pressure.
▪ Closing ratios are generally in the range from
6:1 to 9:1
▪ Opening:
▪ It is highly unlikely there will ever be a need Closing ratio
to open rams when pressurized.
▪ If is needed to open the rams, the hydraulic
pressure needs to overcome the wellbore
pressure that acts against the large surface
area at the back of the ram.
Opening forces
▪ Wellbore pressure is, in fact, helping keep the
ram in the closed position. Source: WELL CONTROL FOR COMPLETIONS AND INTERVENTIONS, HOWARD CRUMPTON
Rams BOP
Choke Manifold
▪ It is an arrangement of high-pressure lines and ▪ Must permit returns to flow directly to the pit,
valves that allow a kick to be removed from the discharge manifold or other downstream piping
well in a controlled manner using either manual or
without passing through a choke.
remotely operated chokes.
▪ Two gate valves with full rated working pressure
▪ The choke manifold configuration is the first thing
that the WSS shall make him/herself familiar when must be provided in this un-choked path
arriving at a rig for the first time.
▪ Have a choke manifold lay-out with the proper
valves configuration for bullheading, forward
circulation and reverse circulation.
▪ It must have a working pressure rating equal to or
greater than that of the preventer stack in use.
▪ Choke manifolds should be configured to allow re-
routing of flow (in the event of eroded, plugged,
or malfunctioning parts) without having to the
well killing operation.
Choke Manifold

20,000 psi (Class 4) Choke Manifold 1,000 psi (Class 1) Choke Manifold
Source: WELL CONTROL FOR COMPLETIONS
AND INTERVENTIONS, HOWARD CRUMPTON
Accumulator Unit
▪ The accumulator unit (Koomey unit), consists API RP 53, specification 16D,7 and
of four basic components: recommended practices 16E.8
▪ Requires a BOP system to have enough
▪ Accumulator bottles.
usable hydraulic fluid volume (with its pumps
▪ Pumping system (air and electric). inoperative) to satisfy the greater of the two
▪ Manifold. following requirements:
▪ Fluid reservoir ▪ Close from a full open position at zero wellbore
pressure all of the BOPs in the BOP stack plus
50% reserve.
▪ The remaining pressure should exceed the
minimum calculated (using the BOP closing
ratio) operating pressure required to close any
ram BOP (excluding the shear ram) at the
maximum rated wellbore pressure of the stack.
Accumulator Unit
Charging Pump Requirements: ▪ Most accumulator bottles are charged up to
▪ The Closing Unit will include one (1) electric pump and two 3,000 psi (protected by a pressure relief valve
(2) back-up air pumps for accumulator charging:
normally set to 3,300 psi)
Charging pumps testing:
▪ The pressure of the hydraulic fluid is reduced
▪ With the accumulator system isolated, the charging pumps
are turn on and should be capable of: by using a pressure regulator
▪ Closing annular preventer (excluding diverter) on minimum ▪ Setting for most 3,000 psi systems:
size drill pipe to be used
▪ 3,000 psi for the accumulator
▪ Opening hydraulic operated choke line valve (HCR)
▪ Provide final pressure at least equal to the grater of the ▪ 1500 psi for control the choke manifold and BOP
minimum operating pressure recommended by the rams
manufacturer of both the annular BOP and choke valves.
▪ 800-1,200 psi for the annular preventer.
▪ The cumulative output capacity of the pump systems shall
be sufficient to charge the entire accumulator system from
pre-charge pressure to the system rated working pressure
within 15 min.
Source: WELL CONTROL
FOR COMPLETIONS
AND INTERVENTIONS,
HOWARD CRUMPTON
Accumulator Volume Calculations – Example
▪ Define usable volume:
▪ Boyle’s Law: 𝑃1 𝑉1 = 𝑃2 𝑉2 = 𝑃3 𝑉3
▪ Bottle volume: 11 gallons
▪ N2 Bladder volume @ 1,000 psi (pre-charge pressure): 10 gallons
▪ Minimum operating pressure: 1,200 psi
▪ Maximum operating pressure: 3,000 psi
– Note: ignore the gas Z factor and temperature variations
1,000 ×10
▪ 𝑉2 = = 8.33 𝑔𝑎𝑙𝑙𝑠
1,200
1,000 ×10
▪ 𝑉3 = = 3.33 𝑔𝑎𝑙𝑙𝑠
3,000
▪ 𝑈𝑠𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 = 𝑉2 − 𝑉3 = 8.33 − 3.33 = 5 𝑔𝑎𝑙𝑙𝑠
Float Valves
▪ Normally not used in completions and workover
operations.
▪ Float valves will prevent the ability of doing reverse
circulation.
▪ Float valves are installed inside a sub above the bit :
▪ To prevent sudden influx entry into the workstring
▪ To prevent back flow of annular cuttings from plugging bit
nozzles
▪ Float valves types:
▪ Spring loaded piston closing against a seat (check valve)
▪ Spring loaded plain flapper (no SIDPP read out available)
▪ Spring loaded ported flapper (permits SIDPP read out at
surface)
In Pipe Shut-off Devices
▪ Kelly valves ▪ Full opening safety valve (FOSV or
▪ Positioned between the swivel and the kelly. TIW valve)
▪ A second valve is also place on the bottom of ▪ If a kick is taken while tripping pipe, the
the kelly
well is normally shut-in by stabbing a
▪ Top Drive valves FOSV into the string.
▪ Two ball valves similar to the ones used with a ▪ The valve (in the open position) and the
kelly.
wrench must be kept readily at the rig
▪ Inside blow out preventer (gray valve) floor at all times
▪ Non-return valve that is used when drill pipe or ▪ Since the FOSV is normally threaded
tubing needs to be stripped into the well.
with DP connections, the proper
▪ It prevents upwards flow, but allows fluid to be crossovers must be available
pumped down the pipe.
▪ IT has an internal a rod that is used to hold the
valve off-seat until it has been made up to the
tubing.
In Pipe Shut-off Devices

Full opening safety valve (FOSV or TIW Valve) Inside BOP (gray valve).

Source: WELL CONTROL FOR COMPLETIONS

AND INTERVENTIONS, HOWARD CRUMPTON
Mud Gas Separator
▪ Having the proper gas handling equipment is
vital for the safe removal of the large volume
of gas that is often present following a kick.
▪ Note: Flowing a well to an open tank is not
allowed in any ISM operations.
▪ The mud gas separator, also called the gas
buster or poor-boy degasser (different
locations have different terminologies)
▪ Note: A diffuser is not a mud-gas separator.
Some people call a diffuser as a gas-buster.
▪ Shall be the first device installed downstream
of the choke
▪ Shall be filled up with water prior to star
circulating the kick out
Mud Gas Separator
M-I Swaco Portable Mud-Gas Separator Tank with Gas Diffuser
Mud Gas Separator – Calculations
▪ If the gas rate limit of the mud gas separator is overcome, the
hydraulic seal will break and the gas will migrate to the liquid
storage tank.
▪ The maximum working pressure of the mud gas separator
vessel is equal to the hydrostatic pressure of the fluid in the
mud leg.
▪ Normally operate in the 10 to 20 psi range.
▪ Several parameters shall be taken in consideration when
sizing the mud-gas separator:
▪ Mud/Brine density
▪ Vent line characteristics (capacity is limited by ID and length)
▪ Mud leg height
▪ Technical reference:
▪ SPE-20430-PA: Mud/Gas Separator Sizing and Evaluation, G.R. D
MacDougall
▪ InTouch #3320133: Mud Gas Separation Sizing Calculator

Source: WELL CONTROL FOR COMPLETIONS

AND INTERVENTIONS, HOWARD CRUMPTON
Mud Gas Separator – Calculations
Circulating
 Reverse circulation

 Down the annulus and up the completion

 Good method when cleaning out solids with work string

 Internal capacity less than annular capacity – faster flow for given
pump rate

 Reduced pump rates can achieve the same lifting capacity

 Less chance of lost circulation and BHA sticking

Bullheading or Squeeze Kill
 Pumping fluids to force well fluids back into the formation

 Used on Completion without production tubing

 Circulation device cannot be function

 Pump rate has to be greater than the free fall of the kill fluid

 This prevent oil contamination or gas cutting

 Used in wells with small tubing and high permeability's

 On well larger than 3 ½”/low permeability – time consuming and

difficult
Problems – Handling of Well fluid
 On a live well - consideration given to the produced wellbore fluids

 Manifold arrangements

 How much fluid is there

 Bleed down to production, test separator or flare pit

 Will it be gas or oil

 Is there H2S present

 Closed drain systems

Problems – Hydrates
 Can be expected whenever gas and water are present

 When pressure and temperature condition are favorable they will form

 Can for where there is a small pressure drop – stuffing box or joint leak

 Glycol water mixture used for prevention – 50/50 mixture

 Once formed - three ways of removing, increase temp, decrease

pressure or dissolve the ice plug

 Injecting methanol – can dissolve the grease seal, xmas tree valve
lubrication
Problems – H2S
 Equipment service type must be confirmed

 Color band not used now

 If unsure – do not use the piece of equipment

 Characteristics – heavier than air, kills sense of smell, flammable and

burns with blue flame, soluble in water

 Exposure time – 10ppms for 8 hours - without BA

 Read OF QHSE Standard 15

Problema IADC WellSharp® Sample Exams - IADC.org
LA SERIE DEFINITORIA
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Intervención en pozos - Arco guía

Mantenimiento y reparación (cuello de
cisne)

Rick von Flatern

Redactor jefe Cadena CT
Carrete
Cabezal
Pocos pozos de petróleo y gas funcionan con eficacia y producen ininterrumpidamente inyector
desde la producción inicial hasta el abandono. Las piezas móviles y las juntas se Stripper
desgastan, los tubos tienen fugas, los sensores fallan y la presión de la formación BOP
disminuye. Para solucionar estos y otros problemas, los operadores recurren a
especialistas en intervención de pozos. Las intervenciones se dividen en dos categorías
generales: ligeras o pesadas. En las intervenciones ligeras, los técnicos introducen
herramientas o sensores en un pozo activo mientras se mantiene la presión en la > Unidad de tubería flexible. La tubería flexible se y desenrolla de un gran carrete
superficie. En las intervenciones pesadas, el equipo de perforación puede tener que mediante un cabezal inyector. El cabezal inyector accionado hidráulicamente utiliza una
retirar toda la sarta de terminación del pozo para realizar cambios importantes en la serie de deslizadores para agarrar y extraer la tubería del carrete o del pozo y a través de
una guía arqueada denominada cuello de cisne. El cuello de cisne dobla la tubería hacia el
configuración del pozo, lo que requiere matar el pozo deteniendo la producción en la cabezal del pozo o para volver a enrollarla en el carrete. La tubería flexible entra y sale del
formación. pozo a través de un preventor de reventones (BOP), que contiene componentes que sellan
la tubería para contener la presión del pozo. Un segundo conjunto de arietes de sellado
(no mostrados) en BOP puede cerrarse contra la tubería flexible para proporcionar una
barrera de presión alternativa en caso de que falle el BOP.
Polea

El lado luminoso
Equipos de El personal de servicio de pozos suele realizar intervenciones ligeras con slickline, wireline
control de o coiled tubing. Estos sistemas pueden permitir a los operadores limpiar el pozo de
la presión
arena, parafina, hidratos u otras sustancias que pueden formar obstrucciones y reducir o
detener completamente la producción. Los operadores también utilizan las intervenciones
ligeras para cambiar o ajustar el equipo de fondo de pozo, como válvulas o bombas, y para
recopilar datos de presión, temperatura y caudal de fondo de pozo. En muchos casos,
como las intervenciones ligeras son relativamente baratas y requieren un equipo
mínimo, se incluyen en los programas rutinarios de mantenimiento de pozos.
Una línea de acero es un hilo delgado que transporta herramientas y sensores dentro
y fuera del pozo (izquierda). Las intervenciones con línea de acero incluyen la extracción
de arena y parafina, la instalación o recuperación de válvulas de control del subsuelo y la
instalación de sensores en el pozo para registrar las temperaturas y presiones del
Lubricador fondo. La línea de acero se enrolla y desenrolla en un tambor accionado
hidráulicamente. Puede desplegarse un cable más pesado desde un segundo tambor
cuando la resistencia a la tracción necesaria para completar una operación supere la
capacidad nominal del cable de acero. Los cables de acero también transportan
Válvula de
cable herramientas y sensores de fondo de pozo por cable; la ventaja de los cables de acero
es que los datos de fondo de pozo pueden enviarse a la superficie casi en tiempo . El
cable actúa como conducto para la energía eléctrica y la transferencia de datos entre la
Polea superficie y las herramientas y sensores de fondo de pozo. Una vez que el pozo se ha
Tambor de puesto en producción, el cable se puede utilizar para llevar a cabo la producción.
cable o línea registros u otros sensores.
de acero
La tubería flexible también transporta herramientas al fondo del pozo, pero su uso
principal es como conducto para fluidos (arriba). Los ingenieros utilizan la tubería
flexible para lavar la arena o las incrustaciones inhibidoras de la producción que se han
acumulado en el interior de la tubería de producción o para colocar ácido u otros
Navidad Célula de tratamientos en lugares precisos del pozo. Como la tubería flexible tiene cierta rigidez, puede
árbol carga ser más eficaz para empujar las herramientas de línea de acero o de cable, que suelen depender
de la gravedad o de tractores para desplazarse por el fondo del pozo en pozos de gran
inclinación. Si se desea obtener datos en tiempo real, se puede insertar un cable en la
> Montaje básico de una línea de acero o cable. Un alambre o cable va del tambor a la tubería flexible y conectarlo a un sensor que se transporte al fondo del pozo.
polea inferior, que lo redirige hacia arriba, hacia una segunda polea. La polea situada en la Los sistemas de intervención ligera suelen incluir un mecanismo que garantiza la
parte superior del equipo de control de presión gira el cable 180° y lo introduce en el contención de las presiones del pozo a medida que el cable de acero, el cable metálico
pozo. La válvula del cable situada encima del árbol de Navidad contiene arietes opuestos
(no mostrados) que pueden cerrarse para sellarse entre sí sin tener que retirar el cable, o la tubería flexible lo atraviesan hasta el interior del pozo. La estanqueidad de los sistemas de
proporcionando así una alternativa de barrera de presión en caso de que falle el equipo de slickline y wireline se mantiene mediante equipos situados por encima de la boca del pozo. Los
control de presión situado más arriba en el sistema. sistemas de tubería flexible utilizan un sistema autónomo de control de la presión que permite
el paso de la tubería hasta la boca del pozo.
Oilfield Review invierno 2014/2015: 26, no. 4.
Derechos de autor © 2015 Schlumberger.
www.slb.com/defining

Elevación de cargas pesadas En ocasiones, los operadores se muestran reacios a utilizar lodos de alto peso
Para intervenciones pesadas, los equipos de perforación retiran el cabezal del pozo y otras para realizar intervenciones pesadas, ya que los fluidos densos pueden dañar de forma
barreras de presión para permitir el acceso total al pozo. Para contener la presión de la permanente las formaciones agotadas por la presión. Una opción es realizar la
formación durante la intervención, rellenan el pozo con lodo de contención. Este lodo es intervención pesada con el pozo bajo presión, como en las intervenciones ligeras,
un fluido denso que crea una presión hidrostática en la formación superior a la presión de utilizando una unidad de snubbing. Las operaciones de snubbing utilizan un gato
poro de la formación. hidráulico para snub, o empujar, juntas de tubería en un pozo activo contra la presión del
Las intervenciones pesadas requieren un equipo de perforación para retirar y volver a pozo. Aunque las operaciones de snubbing son similares a de coiled tubing, en las
instalar los herrajes de terminación. En muchos casos, el objetivo del operador es primeras se utilizan juntas de tubería rígida o casing y pueden realizarse en pozos con
sustituir las piezas con fugas o desgastadas. Normalmente, esto requiere sustituir sólo presiones significativamente más altas que las posibles con coiled tubing. Dado que el
las piezas defectuosas y volver a introducir el equipo de terminación en el pozo. En equipo de entubación es más robusto que el utilizado en las operaciones con tubería
algunos casos, sin embargo, los operadores realizan reparaciones para adaptar la flexible, puede emplearse para realizar casi todas las operaciones que normalmente
terminación a las condiciones del yacimiento que han cambiado como resultado de la requieren el uso de un equipo de perforación.
producción. Estos cambios pueden incluir el inicio de la producción de agua y arena o
una presión de formación demasiado baja para empujar los fluidos a la superficie. Trabajo en alta mar
Suponiendo que la formación tenga reservas con potencial económico, un operador Desde la introducción de los pozos submarinos en la década de 1970, las empresas de
puede realizar ajustes que corten la producción de agua, desplieguen equipos de control servicios han desarrollado métodos para realizar intervenciones ligeras sin necesidad de
de arena o introduzcan sistemas de elevación artificial en el pozo. costosas unidades de perforación mar adentro. Utilizando embarcaciones
Los operadores pueden llevar a cabo un tipo especial de reacondicionamiento -una especialmente diseñadas, las empresas de servicios llevan a cabo operaciones con
reterminación- para abandonar una zona y abrir y completar otra que se probó y se slickline, cable y tubería flexible a través de cabezas de pozo submarinas utilizando
dejó tras la tubería cuando se perforó el pozo. En algunos casos, se puede utilizar una métodos sin tubo ascendente o con tubo ascendente (abajo a la izquierda).
línea de acero para cerrar la primera zona introduciéndose en el pozo con una Las intervenciones sin elevador despliegan herramientas con cable y línea de acero
herramienta especial para cerrar un manguito deslizante que se había colocado a través de desde una embarcación de intervención submarina hasta un paquete de control de
las perforaciones como parte de la completación original. A continuación, la línea de presión submarino en la boca del pozo. Estas operaciones en aguas abiertas se limitan
corte se utiliza para abrir un manguito y permitir la producción de una zona actualmente a aguas relativamente poco profundas de menos de 400 m [1.300 pies]. El
secundaria. uso de tubería flexible en operaciones en aguas abiertas se limita casi exclusivamente a las
Sin embargo, debido a las condiciones iniciales del pozo, los manguitos no suelen ser operaciones que requieren intervenciones hidráulicas, como la colocación de lodo "kill
una opción viable, por lo que los operadores deben abandonar primero zona de producción weight" o la realización de tratamientos de estimulación o de aseguramiento del flujo.
primaria colocando un tapón de cemento. A continuación, instalan un nuevo equipo de Las intervenciones submarinas también pueden realizarse a través de un tubo
comple- mentación para producir en la secundaria. ascendente, o sarta de revestimiento, que conecta el cabezal de pozo submarino a un
sistema de superficie. Dado que los elevadores deben desplegarse desde plataformas de
perforación en alta mar, este método es más caro que los métodos sin elevador. Sin
Cable o línea de acero
embargo, el tubo ascendente extiende el pozo hasta la superficie, lo que permite a los
Tubos en espiral ingenieros utilizar todas las opciones de intervención ligeras y pesadas disponibles.

Intervenir o no intervenir
Las intervenciones son una elección económica; los operadores deben sopesar el
coste de la operación con el valor de la producción adicional potencial. La decisión de
intervenir puede tomarse ya en la fase de planificación cuando, por ejemplo, los operadores
incluyen manguitos deslizantes en la terminación. O los ingenieros pueden considerar que
Control Directrices Umbilical ROV la producción potencial de la zona secundaria justifica la instalación de una terminación
umbilical
de pozo inteligente equipada con sensores permanentes y manguitos deslizantes
Tubería flexible,
slickline o accionados a distancia que requieren poca o ninguna intervención para alcanzar las
wireline reservas conocidas detrás de la tubería.
Las decisiones de los operadores también se ven influidas por métodos de
intervención nuevos o mejorados. Por ejemplo, los ingenieros han desarrollado una
línea de acero que permite la comunicación bidireccional digital y puede desplegarse
Anclaje ROV
utilizando una unidad de línea de acero estándar. Esta línea de acero digital confirma la
Interv profundidad de la herramienta y las operaciones a medida que se realizan, y permite a los
ención en
pozos ROV operadores llevar a cabo numerosas operaciones que antes sólo podían realizarse con
paquete unidades de cable más pesadas y grandes. Los mayores retos y oportunidades de
intervención se encuentran en alta mar.
BOP submarino La recuperación de los pozos submarinos llega al 20%, frente al 50% o 60% de los pozos
terrestres y de plataforma. La diferencia radica en el proceso de toma de decisiones
Cabezal de pozo
económicas. Dado que las intervenciones en pozos submarinos a más de 400 m de profundidad
submarino
deben realizarse desde costosas plataformas marinas, las ganancias de producción previstas no
> Equipo de intervención en pozos ligeros sin tubo ascendente. Utilizando una embarcación suelen justificar el coste de la intervención. Al aumentar la capacidad de profundidad de
monocasco con capacidad de posicionamiento dinámico, los proveedores de servicios intervenciones ligeras mucho menos costosas, los expertos creen que pueden
llevan a cabo con cable y línea de acero sin tubo ascendente. Se puede utilizar un vehículo aumentar la recuperación final en aguas profundas algunos yacimientos entre un
operado a distancia (ROV) para ver la operación y para supervisar y guiar el aterrizaje del 15% y un 30%.
paquete de intervención en el cabezal del pozo submarino. El paquete de intervención del
pozo incluye el hardware de control de presión y el BOP submarino. Un umbilical de control
permite a los técnicos manipular el BOP y las válvulas del árbol submarino desde la
superficie.

Oilfield Review
LA SERIE DEFINITORIA
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Introducción a los tubos en espiral

presión y la superficie, un conducto continuo para el transporte de ftuidos y un método para

Matt Varhaug
hacer funcionar este conducto dentro y fuera de un pozo presurizado.
Redactor jefe
La resistencia y rigidez de la tubería flexible, combinadas con su capacidad para circular
fluidos de tratamiento, ofrecen claras ventajas sobre las técnicas con cable en las de reparación.
Además de las operaciones de perforación y terminación, las empresas petroleras y de gas
utilizan la tubería flexible para ayudar a buscar equipos perdidos y para transportar
herramientas de registro de pozos. Se ha utilizado para empujar o arrastrar equipos a través
de pozos muy desviados u horizontales y superar restricciones, o para empujar obstrucciones
más allá de una zona de interés. El registro de pozos se realiza normalmente con herramientas
que almacenan los datos en la memoria; sin embargo, algunas operaciones de registro utilizan un
cable opcional para suministrar energía a la superficie y lecturas cuando se utilizan
herramientas en el fondo del pozo con TF. Los operadores también emplean tubería flexible para
explorar y colocar tapones puente y obturadores mecánicos, hidráulicos o insertables para
establecer el aislamiento zonal.
Las plataformas de perforación o reacondicionamiento, símbolos emblemáticos de los Una de las aplicaciones comunes de la tomografía computarizada es la limpieza y eliminación de
yacimientos petrolíferos, no siempre son necesarias para las operaciones de perforación, materiales de relleno que restringen el flujo a través de la tubería o el revestimiento (abajo).
terminación o mantenimiento. Cada vez se utiliza más la unidad de tubería flexible para El material de relleno puede impedir la producción al bloquear el flujo de petróleo o gas.
muchas operaciones de intervención en pozos y determinadas aplicaciones de perforación. También puede impedir la apertura o el cierre de dispositivos de control de fondo de pozo,
El término "coiled tubing" (CT) hace referencia a una longitud continua de tubería de acero manguitos y válvulas. Las fuentes habituales de relleno son la arena o el material fino
de pequeño diámetro y al equipo de superficie asociado, así como a las técnicas de extraído del yacimiento, los materiales de sostén utilizados durante las operaciones de
perforación, terminación y reparación. La tecnología de tubería flexible para yacimientos fracturación hidráulica, los residuos de las reparaciones y las incrustaciones orgánicas. La
petrolíferos se desarrolló inicialmente para trabajar en pozos en producción. Más recientemente, eliminación del relleno suele implicar la circulación de un fluido de limpieza, como agua o
esta tecnología ha ganado aceptación entre los operadores para una gama cada vez mayor de salmuera, a través de una boquilla de chorro situada en el extremo de la CT. Los fluidos circulantes
aplicaciones de reparación y perforación y por su capacidad para reducir los costes globales. La transportan los residuos de vuelta a la superficie a través del espacio anular entre la sarta de
tendencia a ampliar el alcance de los pozos favorece el uso de CT por su capacidad para CT y la tubería de terminación.
perforar o transportar herramientas y equipos en pozos de gran ángulo.
En el centro de cualquier operación de CT en superficie hay una unidad de tubería flexible
(CTU), cuya característica más destacada es un carrete desde el que se enrolla una longitud
continua tubería de acero flexible. Para desplegar la tubería en el fondo del pozo, el operador
de la CT la desenrolla del carrete y la conduce a través de un cuello de cisne, que dirige la
CT hacia abajo hasta un cabezal inyector, donde se endereza justo antes de entrar en el pozo.
Al final de la operación, la tubería flexible se extrae del pozo y se vuelve a enrollar en el
carrete. En el centro del carrete de almacenamiento, una junta giratoria de alta presión permite
bombear los fluidos a través de la tubería mientras el gira para enrollar o desenrollar la
tubería.
Desde la cabina de control de la CTU, el operador de la CT controla el cabezal inyector
accionado hidráulicamente para regular el movimiento y la profundidad de la sarta de CT.
Debajo del cabezal inyector hay un conjunto de separador que proporciona un sellado
dinámico alrededor de la sarta de tuberías, lo que resulta esencial para introducir y extraer la
tuneladora de pozos activos. Un conjunto de preventores de reventones entre el stripper y el cabezal
Flujo de
del pozo proporciona funciones de control de presión secundarias y de contingencia. Todo el
fluidos
proceso se supervisa y coordina desde la cabina de control de la CTU.
Los tubos en espiral están disponibles en de 0,75 a 4,5 pulgadas. Su longitud puede oscilar entre
600 y 9.000 m [2.000 y más de 30.000 pies]. El tubo se enrolla en una sola longitud continua, lo que
evita tener que hacer o deshacer conexiones entre juntas. Esto permite una circulación Anillo de
continua dentro y fuera del pozo. deriva

Una amplia gama de aplicaciones Boquilla de Pared del tubo

La tecnología de tubería flexible se utiliza con frecuencia para desplegar herramientas y Rotat (ing) (cabeza)
chorro Escala
materiales a través de la tubería de producción o el revestimiento mientras se realizan trabajos
de reparación en pozos en producción. La tubería flexible cumple tres requisitos clave para las
operaciones de fondo de pozo en pozos activos al proporcionar un sellado dinámico entre la
> Eliminación mecánica de incrustaciones. Se puede utilizar una herramienta de chorro
formación
para eliminar las incrustaciones de un pozo en producción. La herramienta consta de un
cabezal giratorio con boquillas opuestas desplazadas tangencialmente y un anillo de
deriva. La acción de chorro de las boquillas elimina las incrustaciones de las paredes
tubulares, mientras que el anillo de deriva permite que la herramienta avance sólo después
de que el diámetro tubular interno esté limpio. Fluidos no abrasivos
se bombean a través de la boquilla para eliminar las escamas blandas; las perlas abrasivas se
Oilfield Review verano de 2014: 26, nº 2. Derechos de autor ©
utilizado para eliminar incrustaciones duras. Cuando los tubulares están completamente
obstruidos, se utiliza el chorro abrasivo junto con un cabezal de fresado motorizado.
2014 Schlumberger.
Por su ayuda en la preparación de este , gracias a Rich Christie, Sugar Land, Texas, EE UU.
www.slb.com/defining

La tecnología de tubería flexible también se extiende a las operaciones de perforación de

pozos, es decir, la perforación de orificios en el revestimiento para iniciar la producción en un . En Tubos en espiral
muchos pozos, las pistolas de perforación se introducen en el fondo del pozo con cable; sin embargo, Flujo de
fluidos
como las herramientas de cable dependen de la gravedad para llegar a la zona objetivo, es posible
que no alcancen la profundidad objetivo en pozos horizontales o muy desviados. Una alternativa
consiste en transportar las pistolas al fondo del pozo al final de la CT, lo que permite utilizar
sartas de pistolas mucho más largas y desplegarlas en ángulos mayores que con cable. Estas
operaciones pueden realizarse incluso con la tubería colocada.
Su capacidad para hacer circular o inyectar ftuidos hace que la CT sea especialmente
adecuada para iniciar la producción en un . Cuando los fluidos de perforación o reacondicionamiento
ejercen presiones hidrostáticas superiores a la presión de formación, los fluidos del
yacimiento no pueden penetrar en el pozo. El bombeo de gas nitrógeno a través de la sarta
de CT y hacia la columna de fluidos es un método común para reducir la presión hidrostática
dentro del pozo para iniciar la producción. La sarta CT se lleva hasta su profundidad objetivo
y el nitrógeno se bombea a través de la sarta para reducir la densidad de la columna
hidrostática. Cuando la presión hidrostática de la columna de fluidos desciende por debajo de
la presión del yacimiento, el pozo puede explotar. Pantalla
Los operadores suelen utilizar la tubería flexible como conducto para la colocación precisa de
cemento en el fondo del pozo. El cemento se utiliza para sellar perforaciones o revestimientos.

Flujo de
fluidos
Grava
fugas, para el aislamiento zonal primario o secundario y para tapones utilizados en operaciones de arranque > Lavado del paquete de grava. A medida que la criba del paquete de grava desciende hacia el
o abandono. Una compresión de cemento permite al operador taponar fugas de la tubería de revestimiento o encima de la , se activan las bombas de superficie. El caudal de bombeo es suficiente para
perforaciones existentes bombeando lechada de cemento a presión en estas aberturas. El cemento fluidificar la grava sin hacer que vuelva a circular por la tubería. Mientras las bombas están
rellena las aberturas entre la formación y la de revestimiento, formando un sello. Para colocar un tapón activas, la CT desciende lentamente en la grava hasta que la pantalla alcanza su profundidad
de ajuste. Una bola bombeada a través de la sarta de CT libera el tamiz antes de que la
de cemento, se hace circular una lechada de cemento hasta la posición deseada mediante una CT y, a sarta de CT se devuelva a la superficie.
continuación, se retira la sarta de CT hasta un punto situado por encima de la parte superior del cemento.
Si es necesario, se aplica una ligera presión de apriete, el cemento que quede en la tubería se desplaza
mediante una lechada de cola y, a continuación, se extrae la CT del pozo. la sarta de CT se lleva hasta la profundidad GP. A continuación, se bombea grava a través de la tubería
Los programas de tratamiento de pozos pueden utilizar CT para transportar ftuidos de flexible. La sarta de CT se recupera hasta la superficie y se acopla un conjunto de pantalla GP. A
estimulación que aumenten la producción restaurando o mejorando la permeabilidad del yacimiento. En medida que el tamiz cilíndrico se desplaza hasta la parte superior de la grava, se bombea
un tratamiento matricial, los fluidos se bombean a un yacimiento a una presión superior a la del fluido a través de la CT para agitar la grava y asentar el tamiz en su lugar a través de las
yacimiento pero inferior al umbral de fractura de la formación. Esta técnica empuja los fluidos a perforaciones (arriba). A continuación, la cadena de CT se extrae a la superficie. La GP
través de los espacios porosos de la formación sin iniciar fracturas. Una operación similar, la mantiene la arena en su lugar mientras permite que los fluidos de formación pasen a través de
acidificación de fracturas, bombea los fluidos a una presión que inicia intencionadamente las ella. En caso de que el lijado comience más adelante en la vida de un pozo que no tiene un GP, la
fracturas. tubería flexible ofrece un medio para instalar una terminación GP a través de la tubería, en la
La CT puede facilitar la instalación de la tubería de producción y el equipo de compleción que los filtros GP se instalan a través de la tubería de producción existente sin quitar el hardware
asociado. En algunos pozos, puede dejarse una sarta o sección de CT en el pozo como parte permanente de terminación original.
de la compleción. Las terminaciones con TF suelen ser una forma económica de prolongar la vida útil de La tecnología CT se ha extendido a las operaciones a agujero descubierto, para incluir la
pozos antiguos. Las instalaciones típicas incluyen sartas de velocidad, parches de tubería y paquetes perforación y las actividades asociadas. La perforación con tubería flexible (CTD) puede adaptarse
de grava a través de la tubería. a diversas aplicaciones, incluidos pozos direccionales o no direccionales. La CTD se lleva a cabo con
Por ejemplo, en algunos pozos, los operadores optan por instalar TC de forma permanente un motor de fondo de pozo y, en comparación con las aplicaciones de perforación convencionales,
como una cadena de velocidad dentro de la tubería de producción existente. En esta utiliza velocidades de broca más altas y menor peso sobre la broca. En pozos direccionales, se
aplicación, la CT reduce el área de flujo transversal de la tubería de producción, con lo que se requiere un conjunto de dirección para dirigir la trayectoria del pozo. La CTD se utiliza tanto en
obtiene una mayor velocidad de flujo para una tasa de producción dada y se permite que los aplicaciones de perforación con sobrebalance como con bajo balance.
fluidos salgan del pozo de forma más eficiente.
La tubería flexible puede servir tanto de transporte como de medio para parchear tubulares de Ventajas significativas
producción. Se puede colocar un parche en una terminación para cubrir daños mecánicos o Los equipos y técnicas de CT presentan varias ventajas sobre los utilizados en las operaciones
erosión en la tubería, para cerrar permanentemente un manguito deslizante o para aislar convencionales de perforación y reparación. Estas ventajas incluyen una rápida movilización y
perforaciones. Los empaquetadores colocados en la parte superior e inferior del parche lo montaje, menos personal, menor ambiental y reducción del tiempo asociado a la manipulación de
mantienen en su posición y proporcionan el sellado entre la terminación existente y la sarta de la tubería durante la entrada y salida del pozo. Estas ventajas son especialmente importantes
CT. en pozos profundos o de gran inclinación. La tubería flexible puede ayudar al operador a evitar
La tubería flexible también se utiliza en programas de terminación para transportar equipos, el riesgo de dañar la formación inherente a la destrucción de un pozo al permitir la circulación
fluidos y materiales de fondo de pozo. Con frecuencia, los pozos perforados en arenas no continua durante de intervención en el pozo. Estas ventajas pueden suponer un importante
consolidadas requieren la malla metálica de un empaque de grava (GP) para evitar la ahorro de costes con respecto a las técnicas convencionales de perforación o reparación.
producción de arena. Las instalaciones habituales de GP implican un procedimiento de lavado.
Primero,

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