terminacion de pozos petroleros

TEMA 2
TERMINACIONES DE POZOS PETROLEROS
2.1

INTRODUCCION

Al final de la fase de la perforación el pozo generalmente queda con el casing, cementado
externamente, taponado en el fondo y lleno con un fluido (lodo) cuya densidad es igual a la
densidad usada en la última sección del pozo.

La siguiente fase, llamada "completación", o terminacion consiste en preparar el pozo para
producirhidrocarburos en forma continua, segura y controlable (producción).
En esta fase, un equipamiento especial será bajado al pozo y en particular:
• un packer para aislar la zona de producción y para proteger el casing;
• un tubing para enviar el hidrocarburo a superficie
• un colgador (hanger) para enganchar y soportar el tubing
• válvula de seguridad, válvula de circulación etc.
Paraalcanzar la fase de producción, adicionalmente, será necesario
• balear el casing de acuerdo a los niveles productivos y
• reemplazar el BOP con un árbol de producción (Christmas tree).
Durante la fase de perforación, se debe garantizar la seguridad del pozo con una serie de barreras
cuya función es la de prevenir las pérdidas incontrolables de hidrocarburos:
 una barrera hidráulica creada por ellodo de perforación



diferentes barreras mecánicas compuestas de varios casings y el BOP instalado sobre la
cabeza del pozo.
Una vez que se completa la perforación, la zona de producción es protegida con tubing para tener
la producción de hidrocarburos del pozo bajo condiciones seguras.
Durante la fase de completación, las barreras "temporales" usadas durante la perforación, seránreemplazadas por una serie de barreras finales las cuales quedarán en el pozo durante toda la vida
productiva del pozo.
2.2.-

EQUIPO DE TERMINACIONES O COMPLETACION

Xmas Tree u Arbolito de navidad: controla el flujo y esta compuesto de una serie de válvulas
(manual o actuante) que funciona como elemento de seguridad. En ausencia del Xmas tree, la
seguridad es garantizada por los BOPs.
•Tubing Hanger: soporta el tubing y provee continuidad, tanto hidráulica como mecánica.
Externamente, te asegura un sellado hidráulico del anular, mientras que internamente puede
alojar el BPV (Back Pressure Valve) o un tapón especial/check valve.
• Tubing: provee una conexión mecánica e hidráulica entre el packer y el tubing hanger y
transporta el fluido de producción a superficie. Suscaracterísticas mecánicas deben garantizar su
resistencia al ambiente en el que trabaja (presión y corrosión) y su aplicabilidad a las
características del proyecto de completación (diámetros externos e internos, espesor, tipo de
acero, etc.). Sus hilos deben desarrollar un sello hidráulico correcto.
• Packer: asegura el anclaje del tubing, así como el aislamiento y protección del anular de los
fluidosde formación. Está equipado con cuñas para el sellado mecánico en el casing y con jebes o
caucho para el sellado hidráulico.
Los packers pueden ser permanentes o recuperables, sentados mecánica o hidráulicamente.
• Landing Nipples: alojan los dispositivos de seguridad o de control de flujo, los cuales esteran
anclados internamente (sellado mecánico) a un perfil especial donde se
sellaranhidráulicamente.
• Safety valves: su función es detener el flujo de el pozo en casos de emergencia.
Existen dos tipos de válvulas de seguridad (safety valves):
- Controlado desde la superficie (SCSSV: Surface controlled sub-surface safety valves): mediante
presiones a través de una línea de control (control line); pueden ser del tipo recuperable por
tubing o recuperable por wireline;
- Controladoen el pozo (SSCSV: Sub-surface controlled safety valves): estos operan directamente
por la condición del pozo (caudal o presión); solo son recuperables por wireline.
• Válvulas de circulación (SSD: Sliding Side Door);estas permiten la circulación entre el tubing con
el anular y son operadas por wireline. No son elementos de seguridad.
2.3.- TIPOS DE TERMINACIONES O COMPLETACIONES
Los...