Produccion Ing Justiniano
Produccion Ing Justiniano
Produccion Ing Justiniano
TUBERIAS DE PRODUCCION Y
PACKERS
Ing. Lizeth Justiniano Alvarez
TUBERIA DE PRODUCCION
Es el componente principal de la
sarta de producción y se define
como un conducto tubular que
conecta el arreglo de fondo a
partir del packer con el árbol de
navidad hasta la superficie y esta
colgada el los colgadores del árbol
de navidad, que son instalados
para diámetros coincidentes con
la tubería y su función es el de
controlar el flujo de fluidos en el
interior del pozo.
PROGRAMACION DE TUBERIAS DE
PRODUCCION
Se efectúa en base al tipo de terminación considerando los
siguientes datos:
• Profundidades de las arenas productoras.
• Geometría del pozo.
• Presiones de pozo (presión de formación de fondo de pozo,
presión fluyente y presión de surgencia.
• Diámetro de la cañería de revestimiento
• Características del fluido de pozo.
• Tipo de terminación de pozo
• Volumen de producción de petróleo, gas y agua.
• Método de producción que se aplicara en el pozo (flujo
natural o levantamiento artificial.
Las especificaciones de las tuberías están
señaladas comúnmente por las normas API
que proporcionan datos sobre grados,
diámetros, capacidades, presiones de trabajo y
son constituidos de acero al carbono de alta
resistencia para:
• Presiones de trabajo variables entre 2000 a
25000psi.
• Diámetros variables entre 2, 2 1Τ2 , 2 3Τ8 , 2 7Τ8,
3, 3 1Τ2, 4 , 4 1Τ2 ‘
• Longitudes variables entre 8, 8,5, 9, 11
metros.
• Grados de tuberías : H40, J55, N80, P110
GRADO DE TUBERIAS
J-55
300000
𝜎= = 60454,503𝑝𝑠𝑖
4,962
COLAPSO
Fuerza capaz de deformar un tubo por el efecto
resultante de las presiones externas.
RESISTENCIA AL COLAPSO
Es la condición mecánica de una tubería
originada por la aplicación de una carga,
superior a su capacidad de resistencia a la
deformación.
Los colapsos en tuberías de revestimiento y
tuberías de producción suelen ser problemas
serios, que pueden derivar en la perdida de un
pozo y por lo tanto ocasionar incremento en los
costos de operaciones
RESISTENCIA AL COLAPSO
El API 5C3 presenta cuatro formulas las cuales
permiten predecir el valor mínimo de resistencia
al colapso del material.
TIPOS DE COLAPSO
• Colapso por Cedencia
• Colapso Plástico
• Colapso Elástico
• Colapso de transición
COLAPSO POR CEDENCIA
𝑂𝐷 − 𝐼𝐷 5,5 − 4,892
𝑡= = = 0,304𝑖𝑛
2 2
𝐷ൗ = 5,5
𝑡 0,304 = 18,092
REVENTAMIENTO (BURST)
La falla por reventamiento
(estallido) de una tubería es
una condición mecánica que se
genera por la acción de cargas
de presión actuando por el
interior de la misma.
La resistencia que opone el
cuerpo del tubo se denomina
resistencia al reventamiento.
RESITENCIA AL REVENTAMIENT0
Para predecir la resistencia al reventamiento de
tuberías se utiliza la ecuación de Barlow. Se
recomienda para tubos de espesor delgado, y es
avalada por el API como estándar en sus
especificaciones.
2𝜎𝑦
𝑃𝑏𝑟 = 0,875
𝑑 Τ𝑡
Donde:
𝑃𝑏𝑟 = Resistencia al reventamiento (psi)
𝜎𝑦 =Cadencia (psi)
d = diámetro nominal (plg)
t = Espesor nominal (plg)
PACKER DE PRODUCCION
Es una herramienta de fondo
denominado obturador de pozo
que se instala como parte del tubing
para aislar el espacio anular entre el
tubing y el casing con el objeto de
evitar el flujo de fluidos del fondo
del fondo de pozo a la base del
árbol de navidad.
El packer es también el elemento
que delimita la altura de fondo que
abarca desde el nivel inferior de la
arena productora hasta la altura de
anclaje del packer.
OBJETIVOS DE SU INSTALACION
Aislar niveles productores
Delimitar el fondo de pozo seleccionados para su
explotación
Facilitar trabajos de
intervención de pozos
tales como las
reparaciones , los
reacondicionamientos y
las estimulaciones
CRITERIO DE SELECCIÓN DEL PACKER
Diámetro de las cañerías y diámetro de las tuberías
• Presiones de formación
Presiones • Presión de fondo de pozo
• Presiones fluyentes
• Presión hidrostática en el espacio anular
Tipo de intervención • Cementación forzada con packer de alta presión para cementación
forzada
programada para el pozo • Acidificación de formaciones con packer para acidificación
• Fracturamiento hidráulico con packer para Fracturamiento
COMPONENTES PRINCIPALES DEL
PACKER
Elemento Sellante, son los cilindros de caucho
altamente resistentes que forman parte del
mecanismo de accionamiento del sistema de anclaje
y están prendidos a las cuñas del packer.
Cuñas, son unos elementos mecánicos que son
accionados sobre la cañería al cual se adhiere para
originar junto con el elemento sellante, otro
elemento de aislamiento en el espacio anular y en
conjunto puede aguantar presiones de trabajo
desde 1000 hasta 25000psi.
COMPONENTES PRINCIPALES DEL PACKER
Válvula de Circulación, es el mecanismo o conducto por donde
circula el fluido de pozo en el interior del packer.
2. PK-RH-OTIS:
2 7Τ8" × 2 3Τ8 "× 2" × 9 5Τ8 ", 10 − 15000𝑝𝑠𝑖, 𝑇𝑇
CLASIFICACION DE PACKERS
Los packers se clasifican de acuerdo a su sistema
de anclaje en:
FACTORES QUE AFECTAN A LA
ESTABILIDAD DEL PACKER
Son dos las causas que tienden a desanclar el
packer una vez instalado en el pozo:
a) Fuerzas debida a causas derivadas de las
tensiones y compresiones que se originan a lo
largo de la tubería encima del packer.
b) Causas derivadas de las variaciones de
temperatura en el interior del pozo
Estas dos causas originan en la columna esfuerzos
adicionales en la tubería y que son descargados
sobre el packer provocando dilataciones y
contracciones en todo el sistema.
FACTORES QUE AFECTAN A LA
ESTABILIDAD DEL PACKER
1° Cuando se concluye la terminación del pozo el espacio anular
esta lleno de fluido o de lodo de terminación cuya temperatura
va subiendo paulatinamente hasta alcanzar la temperatura del
pozo en un tiempo «t» originando la dilatación de la tubería en
una magnitud de:
∆𝐿 = 𝐿 × ∆𝑇 × 𝑐
Donde:
∆𝐿= Dilatación de la tubería por efecto de la temperatura de pozo
𝐿= Longitud total de la tubería (plg)
∆𝑇= Diferencia de temperaturas 𝑇1 − 𝑇2
𝑇1 = Temperatura final del pozo
𝑇2 = Temperatura inicial
𝑐= Coeficiente de dilatación del acero (tubing) = 9 × 10−6 (plg/°F)
FACTORES QUE AFECTAN A LA
ESTABILIDAD DEL PACKER
2° Cuando el pozo (petrolífero o gasífero) es puesto en
producción se origina un efecto de tensión y compresión
sobre la tubería la que es descargada sobre el packer
provocando variaciones en su longitud por su dilatación y
contracción.
𝐿×𝐹
∆𝐿 =
𝐴×𝐸
Donde:
∆𝐿= Dilatación de la tubería por efecto de compresión o tensión
𝐿= Longitud total de la tubería (plg)
𝐹= Fuerza de tensión o compresión (lb)
𝐴= Area transversal del tubing (𝑝𝑙𝑔2 )
𝐸= Modulo de Young = 30 × 106 𝑙𝑏Τ𝑝𝑙𝑔2
FACTORES QUE AFECTAN A LA
ESTABILIDAD DEL PACKER
3° Cuando el pozo es cerrado por algún problema que se
presente durante la producción, el flujo cesa lo cual baja
la temperatura en el sistema de circulación originando
contracciones y asentamientos de la tubería que se
descargan sobre el packer, con tendencia a desanclarlo.
𝜎𝑇𝑜 = 𝑐 × ∆𝑇
Donde:
𝑐= Coeficiente de dilatación del acero
𝑐 = 𝑆 𝐴𝑒𝑇𝑏 − 𝐴𝑖𝑇𝑏
𝑆= Esfuerzo de resistencia del tubing a los efectos de tensión y
compresión (psi)
∆𝑇= Diferencia de temperaturas 𝑇1 − 𝑇2
𝑇1 = Temperatura antes del cierre
𝑇2 = Temperatura después del cierre
CALCULO DE CARGAS QUE ACTUAN
SOBRE EL PACKER
𝑃1 = Presion de fondo de pozo de
abajo hacia arriba ↑ +
𝑃2 = Presión hidrostática del fluido
de terminación en el espacio
anular que ejerce de arriba hacia
abajo ↓ −
𝑊 𝑇𝑏 = Peso de la tubería que
actúa sobre el packer de arriba
hacia abajo ↓ −
CALCULO DE CARGAS QUE ACTUAN
SOBRE EL PACKER
Las cargas totales a la que esta sometida el
packer anclado se calcula con la siguiente
ecuación:
𝑊𝑇𝑜 𝑃𝐾 = 𝑃1 𝐴𝑖𝑐 − 𝐴𝑖𝑇𝑏 − 𝑊 𝑇𝑏 − 𝑃2 𝐴𝑖𝑐 − 𝐴𝑒𝑇𝑏