Diseño de Pozo

Diseño de pozo Introducción La sección Diseño y Planificación de pozos de petróleo está apoyado en bibliografía de primer orden como “ Practical Well Planning and Drilling Manual ” por Steve Devereux y publicado por Pennwell. Es un excelente material respaldado por casos prácticos y argumentos técnicos.

Ante la deserción de personal de primera clase en perforación de las compañías operadoras debido a diversos factores. Surgen las alianzas como una alternativa para la ejecución de proyectos de perforación. Hay al menos tres factores necesarios para una alianza : Compromiso, Comunicación y Competencia. Esto toma tiempo conseguirlo en el sitio. Una alianza no entra en acción desde el inicio y por lo tanto la gerencia necesita comprometerse ante los contratiempos de arranque. Otra clara tendencia es que mucha gente de planeamiento y supervisión de pozos no ha tenido la suficiente exposición en los pozos. Usted puede tomar la persona más brillante y enviarla a un programa de alto nivel y a todos los cursos posibles. Sin embargo, sin el conocimiento práctico- el tino para la perforación que viene con los años en los taladros- ellos raramente llegarán a ser gente de perforación de primera clase. Tenderán a usar su PCs como un compañero senior para la toma de decisiones y serán excesivamente influenciados por la gente alrededor de ellos.

Hay dos claves para perforar a buen costo efectivo y los esfuerzos de planificación deberían ser diseccionados a estas dos claves. La primera es evitar problemas, que está principalmente relacionado a las propiedades del lodo y a buenas prácticas de perforación. Hacer el trabajo apropiadamente, evitar atajos no planeados a menudo conducen a problemas innecesarios.

La segunda clave es maximizar el progreso, que está más relacionado a optimizar la selección de broca/BHA, optimizar parámetros de perforación, buena planificación, y buenas prácticas de perforación.

El éxito de un pozo es determinado primero por el esfuerzo dedicado a la producción del mejor plan de pozo posible, y segundo por la competencia del supervisor durante la perforación.

Diseño de pozos de petróleo cubre tópicos relacionados al análisis de datos y su aplicación con otras informaciones relevantes para producir el diseño de pozo y el programa de perforación. Los temas principales que necesitan ser cubiertos para el planeamiento del pozo son descrito con ciertos detalle.

Trabajo preliminar para el diseño del pozo Visión del proceso de planeamiento Adquisición y revisión de datos • • • •

Propuesta del pozo Offset data Experiencia en el área Datos referentes al área

Análisis de datos • Preparar sumarios de las secciones del pozo • Preguntas/Seguimiento

Reuniones de diseño de pozo Ensamblaje del equipo : • Discutir todos los aspectos del diseño • Acordar quien lo hace

Diseño del pozo Estado final del pozo, incluyendo : • Hardware, casing, cabezal, árbol de navidad, control de sólidos, diseño de completación.

• Requerimientos direccionales • Documentar las principales decisiones hechas

Circular el diseño para emitir comentarios Distribuir para la emisión de comentarios, incluyendo : • Departamento de requisiciones • Departamento de perforación • Otros críticos caliificados

Escribir el programa de perforación • •

Métodos por los cuales el diseño de pozo será seguro y eficientemente implementado.

Mostrar las asunciones y decisiones hechas durante la escritura del programa ( justificación técnica )

Circular el programa para la emisión de comentarios Distribuir para la emisión de comentarios, incluyendo : • • • •

Departamento de requisiciones Departamento de perforación Otros críticos calificados Aprobación una vez finalizado

Reunión de pre-arranque • Distribuir el programa a nivel de supervisiores ( Perforadores, geólogos, T/P, Monitores, etc. ) 1.1.1

Adquisición de datos y análisis

El éxito o fracaso de un pozo, desde el punto de vista de perforación, es fuertemente dependiente de la planificación del pozo previo al arranque. La calidad de la planificación del pozo de turno depende fuertemente de la calidad e integridad de los datos usados en el planeamiento. El ingeniero de perforación exitoso es un detective natural, husmeador acerca de cada información útil para analizar.

El punto de inicio en el seguimiento del análisis de datos es la propuesta del pozo.

Usualmente la necesidad de perforar un pozo inicia como un requerimiento del departamento de exploración o producción. Ellos juntarán un paquete de información para perforación que definirá lo que el pozo debería alcanzar y donde estaría.

Lista de chequeo de la propuesta del pozo La propuesta debería contener los siguientes elementos muy relevantes para un pozo específico : 1. Objetivos del pozo ( exploratorio, avanzada, desarrollo, o workover )

2. Prever una escala de tiempo ( Fecha de arranque inicial/como muy tarde deseada ) 3. Datos de diseño de pozo esenciales : • Requerimientos de precompletación y completación con diseño de completación conceptual.

• Trabajo de preparación requerido antes de correr la completación, incluyendo packers permanentes, gravel packs, especificaciones de fluido de completación, etc.

• Intervalos a cañonear; tipo de cañones ( si se conoce ) • Completación o bolsillo de registro requerido bajo la perforación de fondo • Perfil de completación definiendo completamente los elementos con sus profundidades; tubing, packers, válvulas de seguridad de subsuperficie, nicles, bombas electrosumergible, etc.

• Requerimientos de prueba de la completación • Trabajos de estimulación futuros previstos, incluyendo bombeo de fluidos, uso de presiones durante las estimulaciones, posible gas lift, etc.

• Temperaturas y presiones anticipadas durante la vida productiva del pozo.

• Composición del fluido del yacimiento probable; algo de H2S o CO2 posible?

• Opciones previstas para futuras intervenciones, incluyendo trabajos de wireline/coiled tubing, workover, o recompletaciones ( p.e., en otra zona una vez que la zona primaria se ha depletado ) • Estado del árbol de navidad y completación a la entrega de perforación ( p.e., taponado y despresurizado, matado, configuración de válvulas, etc. ) • Tipo de abandono previsto al final de la vida productiva del pozo.

• Cualquier otra información relevante no cubierta arriba.

• Ploteo de gradientes de presión de poro y fractura vs profundidad ( es útil para conocer el ploteo de PPFG para mostrar los casos mejores y peores. ) • Información de gas somero ( p.e., de survey sísmico somero y offset wells. ) • Correlación geológica/sísmica, incluyendo todas las posibles fallas que puedan ser encontradas.

• Correlación litológica/petrofísica • Objetivos direccionales del pozo ( mostrar restricciones de fondo de pozo para justificar objetivos ) • Ubicación de superficie incluyendo survey del sitio y mapa batimétrico, si es aplicable.

• Aislamiento de yacimiento zonal requerida • Perfil de temperatura probable con la profundidad • Cualquier otras restricciones en el sistema de lodos a ser usado ( p.e., para registros o daño de formación ) • Cualquier otras restricciones en el diseño del pozo o programa de perforación para los objetivos del pozo.

• Cualquier otra opción que debería ser incorporada en el diseño de pozo, tales como sidetracks posteriores a diferentes yacimientos, etc.

• Una lista de offset wells relevantes 4. Funciones especializadas deberán ser especificadas : •

Programa de registro de wireline

• • • • •

Programa de coring Requerimiento de surveys geológicos/mud logging Requerimiento de otras evaluaciones ( p.e., servicios paleontológicos, etc. ) Requerimientos de pruebas de producción Estado final deseado del pozo; entregarlo a producción, suspenderlo o taponarlo y abandonarlo.

5. Firma de aprobación del jefe del departamento patrocinador – esto es para asegurar responsabilidad.

Primero, revise la propuesta y asegúrese que todos los elementos necesarios están presente como los de la lista de chequeo de arriba. Luego trate de identificar algunos riesgos superficiales o subsuperficiales de la propuesta y discútalos con el departamento auspiciante para ver si su propuesta puede ser modificada para eliminar o reducir los riesgos. Revise cada elemento de la propuesta en detalle. Existe alguna clarificación requerida? Mire en particular en los objetivos direccionales; estos deberían ser tan grande como sea posible e idealmente indicarán lo que define las fronteras del objetivo ( fallas, proximidad a otros pozos, etc. ). Si las fronteras del objetivo son difíciles luego usted conoce que si el pozo cabecea fuera de ese objetivo, usted puede tener que sidetrack para regresar al objetivo. Esto también le da a usted el objetivo posible más grande de tal manera que más tarde pueda diseñar su pozo para alcanzar el objetivo a menor costo. Esto llega a ser más importante si objetivos múltiples o restricciones intermedias en el wellpath son dados. A menudo lo que pasa es que el objetivo es un círculo de radio establecido alrededor de una locación definida y no de dan indicaciones hacia donde usted puede desviarse, que dirección es más crítica, etc.

Exploración rara vez aprecia el efecto en el costo del pozo que un objetivo apretado innecesario ocasiona. En realidad, si a usted le han dado el área máxima para llegar, no tiene que apuntar al centro pero si a un sitio que le de flexibilidad para llevar un comportamiento direccional que no sea completamente como lo planeado.

Fuentes de offset data. Ahora que la locación y profundidades del objetivo/formaciones son conocidas, usted puede buscar offset wells relevantes. Excepto para un pozo de categoría exploratorio, hay bastante fuentes disponibles dentro de la compañía. Esto incluye reportes de pozos finales ( los cuales, si están escrito apropiadamente, serán su mejor fuente de información, reportes de perforación diario, etc. Si la gente que trabajó en el pozo está todavía con la compañía, tome nota de ello de tal manera que pueda contactarlo si más tarde surgen preguntas.

Otra información sobre offset wells puede estar disponible de fuentes externas a la compañía. Por ejemplo, si los registros de lodo están extraviados o incompletos, pregunte a la compañía de servicio de lodos que estuvo en el pozo si ellos todavía tienen los reportes diarios de dicho pozo. Los registros de brocas a menudo están disponibles en las compañías vendedoras de brocas. Los registros de wireline son usualmente archivados al menos por 10 años previo a su disposición por la compañía de logging. Los reportes IADC y geolograph que son muy útiles todavía podrían estar en algún sitio de la compañía contratista.

Otra información externa puede incluir mapas mostrando estructuras, características superficiales ( para planeamiento de acceso al sitio, ubicar fuentes de agua, y evitar áreas sensitivas ), y offset wells. Además, registros del gobierno son una importante fuente de información. En algunos si no es en la mayoría de las áreas de todo el mundo, las regulaciones demandan que la información del pozo sea archivada. Se podría hablar con la gente responsable de los pozos en el área.

Sumarios de las secciones del pozo. Hay un buen método de sumariar grandes cantidades de datos de offset wells en una forma que es comprensible “ de un vistazo. ” Estos documentos pueden ser actualizados conforme los pozos son perforados. Ellos son invalorable más tarde para aquellas llamadas del taladro de las 2 a.m. cuando tienen problemas, así como para actualizar los programas de pozos subsecuentes. El supervisor de perforación en sitio puede usarlos para referencia si se los anexa al plan del pozo. Son también útiles para incluirlos al final de los reportes del pozo. Son llamados sumarios de sección del pozo debido a que cada hoja resume una sección del pozo para todos los pozos perforados en ese tiempo.

Un sumario de sección del pozo es creado para cada sección del pozo. Información de cada offset well es mostrada una a lado del otro en columnas que están divididas filas por formación. Comparaciones pueden ser hecha rápidamente en las mismas formaciones entre varios pozos. A mano izquierda la formación es descrita para mostrar litología y áreas problema con notas sobre esfuerzos compresivos ( derivados de registros sónicos ) y otra información relevante. Para cada pozo hay 3 columnas adyacentes. La columna de la izquierda muestra profundidades de topes de formaciones y espesores. La columna central muestra una representación de cada corrida de broca, incluyendo BHAs usados, desgaste de las brocas, etc. Una flecha muestra cada corrida de broca e información considerando la corrida es escrita. La columna de la derecha muestra datos en parámetros, rata de perforación, propiedades de lodo, y notas cortas donde sea necesario.

Bajo cada sección del pozo está una caja para incluir comentarios sobre trabajos de casing/cemento, huecos fuera de gauge, y algunos problemas de registros u otros comentarios que merecen la pena.

Es muy fácil usar estos sumarios para consultar mientras se planea. Es recomendable que usted lo haga de la información disponible antes de hacer cualquier cosa en el plan del pozo. Estos sumarios no deberían ser inundados con demasiado detalles o perderán su utilidad. Usted puede fácilmente usarlos para identificar áreas que necesitan más estudio.

(Ver figura 1-1. )

Detalles de Formación

Pozo1 Profundidad Corrida de broca Parámetros, BRT Comentarios

Guitar 1010 Lst, Sh interbeds Lst : Sensitiva RPM Sh: Sensitiva WOB

ATM05, 20-13-13 BHA locked

Esfuerzo compresivo 9-12,000 psi Shale – 18,000 psi Derrumbes @ < 0.5 psi/pie Pérdidas @ 0.5 psi/hr hueco apretado en viajes, saca con cuidado

Pozo 2 Profundidad Corrida de broca Parámetros, BRT Comentarios

Lodo plímero KCl 1084 0.49 psi/pie

ATM05, 18-13-13 BHA locked

Hueco apretado en conn.

WOB 30-35 RPM 100-150

7-20 m/hr viaje de chequeo @ 1353 No se observa arrastre 100k o/p @ 1350 POH

sale broca a 1531 521 @ 15.8 m/hr, saca broca-8m/hr PI 33.6 1/1/BT/A/E/I/JKD/PR huevo en buenas cond. en viaje -------ATM22GD,20-13-13 inicia a 7m/hr

WOB 33-55 RPM 120-140 Rima 1 vez antes

WOB 30-60

saca broca 1843, saca broca- 7 m/hr 759 @ 11.3 1/1/BT/M/F/I/ID/PR, PI 29.0 -------ATM11HG, 18-13-13 inicia con 7m/hr

RPM 100-150

BHA locked

BHA locked

(892) Ejemplo de sumario de la sección del pozo

Lodo polímero KCl 0.49 psi/pie hueco apretado en conn 1171-1295 bckrmg., No más problemas.

7 m/hr

Detalles de Formación

Pozo1 Profundidad Corrida de broca BRT

Parámetros, Comentarios

Pozo 2 Profundidad Corrida de broca Parámetros, BRT Comentarios

Plectrum

1902

ROP increm.

1870

Sst, Lst, Sltst, Sh Posible pérdida total

Esfuerzo compresivo 6-9000 psi con shale hasta 15,000 psi

Incrementa arena Con profund.

saca broca 1964, 433 @ 7.3 2/1/NO/A/E/I/NO/TQ PI 16.7 ------MF27D, 20-16-16 BHA locked

12 m/hr

hueco en buenas cond. en viaje WOB 30-55 RPM 100-150

Parámetros prom. : WOB/RPM 30-47/ 110-130 GPM/PSI 600/2100 lodo 0.49 psi/pie

saca broca 2059, 95 7.6 0/0/NO/A/E/I/NO/TW Hay crack en DC? PI 8.8 no hay indicación de torque ------WOB 10-50 MF27D, 20-15-15 RPM 110-140

Saca broca 2111, 52 @ 4.1 3/2/CT/H/E/I/NO/TQ PI 2.7 (244) -------Ejemplo de sumario de la sección del pozo

Torque 5,000 pie/lb 10 m/hr promedio

hueco doblado?

10 m/hr

Detalles de Formaciรณn

Pozo1 Profundidad Corrida de broca BRT

Parรกmetros, Comentarios

Pozo 2 Profundidad Corrida de broca Parรกmetros, BRT Comentarios

Gstring

2146

MF27DL, 20-15-15

Ream f/ 2059

2107

BHA locked

WOB 10-50 (TQ)

Esfuerzo compres.

7,500-12,000 psi Lst w/Sst treaks Bridge Sst, Slsts, Sh with Lst streaks Sand: 12-20 m/hr Shale: 3-6 m/hr Esfuerzo compres.

7,500-12,000 psi

(26) 2172

RPM 100-150 Torque perf saca broca 2253, 142 @ 4.5 3/3/CT/H/E/I/BT/TQ, hueco apretado PI 8.1 saca hasta 2060

----SS84FD, 18-16-16

Comentarios : General, Problemas de casing y Cementaciรณn, etc.

Ejemplo de sumario de la secciรณn del pozo

4.5 m/hr hueco apretado conn

2131

4.5 m/hr 7.5 m/hr Stab twistoff ( ran with this bit only) saca broca 2220, 377 @ 10.0 1/1/BT/H/F/I/CT/TW, No o/p POH PI 20.6 RIH ------lodo 0.49 psi/pie

Con los sumarios de la sección del pozo completo, usted tiene una visión detallada de todos los pozos relevantes. Ahora observe cada formación y liste los problemas vistos en ellas : hueco apretado, hueco agrandado, amagos, tubería pegada, etc. Para cada problema haga un análisis completo y establezca : • Qué factores contribuyeron de los que pueden ser visto de la información?

• Que otros factores pueden haber sido relevantes pero no fueron notados en los registros?

• Cómo puede este problema ser eliminado, o al menos reducido?

• Qué acciones pueden ser tomadas si el problema es visto en el próximo pozo para mitigar los efectos del problema?

Si es posible evite confiar en las conclusiones de otra gente que haya reportado sobre el problema. Es mejor mirar en la fuente de información usted mismo y sacar sus propias conclusiones. Déjeme darle el ejemplo de un caso real.

Un pozo mar afuera fue planeado en el mediterráneo. De acuerdo a la prognosis, la presión de poros se íva a incrementar desde la presión hidrostática normal solamente 500 m bajo el lecho marino. Offset wells, usando lodo base aceite reportaron condiciones de borde de pozo muy inestable en lutitas someras del plioceno con gran cantidad de derrumbes. En un reporte de una concesión previa había información sísmica y sónica, concluyendo que el incremento de tiempo de tránsito sónico fue debido a lutitas subcompactadas/sobrecompactadas. En superficie, esto fue consistente con los problemas de perforación que fueron experimentados.

Una mirada cercana al sumario de la sección del pozo revela unos hechos interesantes.

Usaron lodo base aceite en el primer offset well, los fondos arriba después de un viaje de limpieza había traído gran cantidad de derrumbes. La densidad del lodo fue incrementada, pero el problema empeoró. Sin embargo, ellos continuaron incrementando la densidad del lodo y todavía los niveles de derrumbes incrementaban cada vez que se realizaban viaje de limpieza, lo cual era a menudo. El tercer offset well fue perforado con un hueco piloto a través de estas lutitas y perforado con agua de mar sin flujo del pozo.

Desafortunadamente, muestras de las zarandas de este intervalo no fueron disponibles para estos offset wells. Sin embargo, todas las evidencias parecían ser consistente con lutitas fracturadas, no sobrepresurizadas. El lodo usado en el nuevo pozo incluyó aditivos para taponar estas fracturas conforme fueron perforadas, la densidad del lodo fue minimizada, no se realizaron viajes de limpieza y los perforadores fueron advertidos para realizar buenos viajes y conexiones para minimizar presiones de surgencia y suaveo. Esta estrategia fue exitosa y las lutitas del plioceno fueron perforadas y revestidas rápidamente usando un lodo KCl-PHPA-Glycol con menos derrumbes. No hubo problemas durante viajes o corrida de casing.

Notas operacionales de campo. Los reportes diarios de perforación a menudo dejan mucha información relevante no registrada. Los programas de perforación rara vez dan suficiente información al supervisor de perforación acerca de las formaciones a través de

las que se espera perforar. Ambas preocupaciones pueden ser superadas escribiendo y actualizando notas operativas de campo.

Toda la información disponible relacionada a cada formación debería ser resumida para referencia futura cuando se planifique o se perfore.

1.2 Diseño del pozo : General El diseño del pozo define el estado final deseado del pozo. El diseño, por lo tanto, define diseño de casing, grados, pesos, conexiones, y posición de asentamiento ( relativo a profundidades o topes de formaciones ). Topes de cemento y requerimientos particulares serán notado. Definirá si el pozo va a ser completado, probado, suspendido, o abandonado.

Estado de precompletación ( p.e., packers permanentes, perforación de intervalos, control de arena de fondo, fluido de completación ) y diseño de completación requerido, cabezal, y árbol de navidad serán especificado. Ubicación superficial y requerimientos direccionales también serán parte del diseño de pozo.

Una vez que el diseño del pozo es conocido luego el programa de perforación puede ser escrito para conseguir un diseño de pozo seguro y de costo eficaz.

Los pasos a tomar para diseñar el pozo incluye lo siguiente : • •

•

•

• •

Resumir y evaluar toda la información offset relevante. Esta primera etapa es vital si usted quiere escribir el mejor programa de perforación posible ).

Identificar todos los peligros potenciales ( superficie y subsuperficie ) y áreas problemas potenciales de perforación. Para cada peligro o problema potencial juntar tanta información como sea posible, establecer las causas raíces del problema y determinar como pueden ser tratados. Asegurar que el diseño del pozo toma los toma en cuenta para minimizar el impacto y permitir una recuperación segura. A esta etapa el bosquejo de los requerimientos de puntos de casing y comportamiento del lodo puede comenzar a ser claro.

Identificar el diseño de la completación o requerimientos del drill stem test ( DST ), incluyendo fluidos, control de arena de fondo, o otros equipos de control de fondo ( p.e., packres ). Esto debería ser hecho antes del diseño de casing puesto que esto podría tener impacto en el casing.

Escoger puntos de casing que permitan que los tolerancias de amagos sean mantenidas, minimizar los peligros potenciales de fondo de pozo, y minimizar los problemas potenciales de perforación. Identificar las propiedades del casing ( diámetro externo, peso, grado, conexiones, etc. ) para cada sarta de casing, tomando en cuenta el plan direccional. Esto es un proceso interactivo debido a que el plan direccional puede depender del diseño de casing y viceversa. Si el taladro es conocido a esta etapa, asegurar que el conductor y casings puedan ser manejados ( diámetro interno de la mesa rotaria, carga de la torre, equipo de manejo ).

Especificar los requerimientos de cementación. Topes de las lechadas de cemento; cualquier requerimiento particular ( p.e., esfuerzo compresivo alto para punzonado).

Definir los requerimientos de cabezal y árbol de navidad.

• • •

• • •

Chequear todos los ítems de la propuesta y asegurar que el pozo está diseñado para satisfacerlos; obtener adendum o enmiendas del departamento auspiciante si es necesario.

Emita el documento del diseño de pozo para su aprobación.

Estime tiempo y costos para preparar la autorización para gastos ( AFE ) y la curva de tiempo/profundidad ( Nota : Una estimación más precisa puede ser hecha después de terminar el programa de perforación pero el time scale usualmente establece que el AFE es hecho lo más pronto. ) Identificar los ítems principales de tiempo largo y obtener aprobación para ordenarlos a buen tiempo.

Cheque las infraestructuras ( caminos, campos de aterrisaje, bases de soperte, etc. ) estén en sitio y ajustadas para el propósito.

Defina la fecha de inicio lo más temprano posible ( logísticas, permisos/aprobaciones, disponibilidad del taladro, tiempo, AFE, infraestructura, etc.).

1.3 Diseño de Precompletación y completación Precompletación cubre los requerimientos del pozo que necesitan ser satisfechos después que las operaciones de perforación han sido cesadas y antes de correr la sarta de completación. Precompletación cubrirá pre-intalación de equipos de control de sólidos de fondo, corrida de packers antes del tubing, etc.

Completación cubrirá las herramientas y tubing que son corridos como parte de la sarta del tubing de producción. Esto incluirá mallas de control de sólidos, válvulas de seguridad de fondo, etc.

El tipo de completación a ser corrido será determinado por las necesidades de producción del pozo. Tamaño de tubing, tipos de conexiones, accesorios a correr, etc. Dependerán de factores tales como fluidos a ser producidos, relación gas/petróleo ( GOR ), potencial de producción, técnicas de recuperación terciaria planeada, requerimientos de control de arena, etc.

El tamaño de casing no debería ser más grande que el requerido para requerimientos de evaluación de formación y tamaños de equipos de perforación y producción a fin de perforar los pozos a un costo efectivo que se ajuste al propósito. El dimensionamiento de fondo de un pozo convencional con un tamaño de casing puede ahorrar sobre el 20% del costo de la perforación del pozo.

1.3.1

Cómo la completación se relaciona al diseño del pozo

La completación afectará el diseño del pozo entero, especialmente el diseño del casing. La completación propuesta debe ser considerada para todas las etapas del ciclo de vida de los pozos : corrida de la completación, prueba de presión, producción, estimulación, workover, y abandono.

Refiérase a los requerimientos de la propuesta del pozo en considerar lo que se necesita conocer acerca de la completación.

Preparación para la completación. Puede haber algún trabajo requerido después del casing o liner de producción sea cementado y antes que la completación sea corrida. Este trabajo puede ser sólo una corrida de broca y raspador o podría ser necesario instalar un packer, punzonar, y gravel pack, etc.

Las siguientes preparaciones pueden afectar la sarta de casing/liner de producción, incluyendo el cemento : •

•

• •

• •

El punzonado de intervalos requiere cemento de alto esfuerzo compresivo ( 2000 psi es recomendado ) y una covertura de 360˚ de aislamiento zonal. Si es un pozo de gas, aditivos de bloqueo de gas puede ser usado. Donde se anticipa futuras recompletaciones de otras zonas, estos intervalos también necesitan cemento diseñado cuidadosamente. Pozos con temperatura estática de fondo sobre 230˚ F requieren silicato de fluor en el cemento para estabilidad del cemento de largo periodo.

El bolsillo requerido bajo el fondo del punzado ( p.e., caida de cañones después del punzonamiento ) afectará la TD final. Bajo el bolsillo estará el shoetrack ( normalmente 2 juntas de casing más el equipo de flotación ) y un bolsillo bajo el zapato.

Gradientes de fluidos, temperaturas, y presiones de superficie potenciales impondrán la resistencia de casing requerida para llevar a cabo algunos tratamientos antes de que completación sea corrida.

El asentamiento de packers permanentes en el pozo funcionarán sobre un rango de tamaños y pesos de casing. El packer correcto por tanto debe ser usado. Si el packer está solamente disponible para ajustarse a un cierto diámetro interno de casing, éste podría afectar la escogencia del casing. Donde casing de pared más pesada ( ID más pequeño ) is corrido en la parte superior. El packer tendrá luz a través del ID más pequeño cuando se corra y debe ser suficiente la claridad. Casing de drift especial podría también ser usado.

Si la completación va a ser receptada dentro de liner de borde pulido ( PBR ), el liner debe incorporar un PBR y generalmente requrirá correr un polishing mill antes de la completación. Esto podría ser combinado con una corrida de broca y raspador.

Es esencial que el liner lap selle. El liner hanger pueden incorporar el packer integral, que son asentados después de la cementación; esto puede ahorrar tiempo comparado a correr un tieback packer y puede aislar la formación de la presión del pozo mientras el cemento está todavía fluido ( p.e., cuando se reversa el exceso de cemento ).

Otros trabajos preparatorios que pueden afectar el diseño del pozo aparte de los casings incluyen : •

Las características del fluido de completación pueden ser dictadas por el tipo de punzonados, características físicas del yacimiento, y química de los fluidos del yacimiento.

Corrida de la completación. Las siguientes circunstancias pueden afectar el diseño del pozo:

•

•

• •

Diámetro externo ( OD ) de los accesorios del tubings ( tales como perfiles, bolsillo de mandriles, packers etc. ) pueden dictar el rango posible del ID del casing. En algunos casos una sarta de casing telescópico is requerida; por ejemplo si una completación de 7” es corrida en un casing de 9 5/8”, el SSSV nipple puede ser demasiado grande para el ID de 9 5/8”. Se podría correr un casing de 10 ¾” en la parte superior y cambiar a 9 5/8” bajo la profundidad SSSV. Por supuesto esto presenta más complicaciones para la corrida y cementación.

Si una completación doble es corrida, el tamaño de tubing, collares, y accesorios debe ser cuidadosamente chequeado para asegurar que existe suficiente luz dentro del casing de producción. Recuerde que las sartas tendrán un movimiento relativo la una con la otra durante la corrida conforme la junta telescópica ocupa la diferencia de los joints corridos. Además, los accesorios del tubing se pueden mover opuesto a los collares de la otra sarta.

En pozos de alto ángulo, la desviación práctica máxima para herramientas de cable o wireline es alrededor de 60˚. Esto puede necesitar estrategias alternativas tales como usar coiled tubing o, si es posible, herramientas de bombeo hacia abajo.

El tipo de completación también dictará que clase de sistema de cabeza de pozo a usar y como éste debe ser configurado.

Prueba de presión a la completación • Gradientes de fluido, temperaturas, y presiones de superficie potenciales dictará el esfuerzo de casing mínimo requerido durante las pruebas de presión. Liqueos de tubing y packers también deben ser considerados en términos de donde la presión puede ser ejercida para ocasionar colapso o reventón. Factores de corrección de temperaturas ( TCF ) son necesarios en pozos más calientes. ( Nota : TCF a 200˚ F = 0.81 para aceros japoneses ) • En pozos desviados, considerar el potencial para desgaste de casing y el efecto en el rango de presión del casing. La resistencia al reventón será determinada por la parte más delgada de la pared del casing.

Production •

• • •

Gradientes de fluidos, temperaturas, y presiones de superficie potenciales dictarán la resistencia del casing requerida durante la producción. Liqueos de tubing y packers deben también ser considerados en términos de donde las presiones para ocasionar colapso o reventón. Factores de corrección de temperatura son necesarios en pozos más calientes.

En pozos desviados, considerar el potencial para desgaste de casing y el efecto en el rango de presión del casing.

Fluidos producidos y temperaturas podrían afectar el grado del casing usado.

Los fluidos producidos podrían afectar la química del fluido de completación.

Estimulación incluyendo levantamiento por gas

•

Gradientes de fluidos, temperaturas, y presiones de superficie potenciales dictarán la resistencia del casing requerida para llevar a cabo algunos tratamientos durante las estimulaciones.

• Las presiones de inyección de gas lift deben ser consideradas para reventón de casing; tambi´en recuerde que si el casing de producción liquea, ésta presión será ejercida contra el casing previo.

Reacondicionamientos y recompletaciones.

•

•

Previsiones puede ser necesaria para una completación diferente en el futuro; por ejemplo conforme el pozo se depleta puede ser deseado correr válvulas para levantamiento por gas, bombas sumergibles, u otras herramientas. El diseño de casing tendrá que tomar en cuenta estas posibilidades futuras.

Sobre otras zonas que podrían ser producidas, el diseño de casing tiene que asegurar que las zona requeridas son accesibles ( p.e., no detrás de casing múltiples ), y que la cobertura de cemento a esa profundidad tenga alta resistencia a la compresión y buen aislamiento zonal.

Abandono Eventualmente el pozo será abandonado. Regulaciones gubernamentales pueden requerir ciertas acciones a ser tomadas. Por ejemplo, En Egipto es requerido que todo el anular tenga cemento entre el casing y hueco abierto, aunque zonas permeables no puedan estar presente. Esto no es un requerimiento actual en el Mar del Norte. Es importante conocer estos detalles en la etapa de diseño del pozo para evitar trabajos innecesarios en el futuro.

Restauración del sitio después del abandono debería también ser considerado en la etapa de diseño para minimizar gastos más tarde.

1.3.2 Monobore Completions ( Donde se tiene acceso completo a la zona de producción a través del tubing de producción ) permite tamaños de huecos sean reducidos sin pérdidas de producción con completaciones tradicionales. ( ver figura 1-3) Ventajas de pozos monobore, de tamaño reducido 1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

Costo de pozo reducido.

Los niveles de actividad incrementan conforme los pozos son más baratos.

Las capacidades de las instalaciones existentes pueden ser extendidas.

Idealmente adaptado a completaciones a través de varios yacimientos donde los yacimientos son producidos y abandonados desde el fondo hacia arriba o la producción puede ser mezclada.

La estabilidad del borde de pozo es incrementa en algunas formaciones ( p.e., lutitas fracturadas ).

Perforación con coiled tubing – subbalance especialmente – puede proporcionar oportunidades de ventanas laterales de pozos existentes.

Fluidos de perforación y completación más caros pueden ser usados para minimizar impairment puesto que los volúmenes requeridos son menores.

8.

9.

10.

Las completaciones monobore permiten fullbore acceso al yacimiento y dan más flexibilidad en el manejo del yacimiento. La mayoría o todos los trabajos de intervención al pozo podrían ser hechos bajo presión; no matando el pozo se eliminará impairment debido al control para workovers.

Puede ser útil para pozos profundos donde algunas sartas de casing son necesitadas La reducción en consumibles y tangibles puede facilitar los problemas de logística en áreas remotas. Offshore rigs necesitan menos reabastecimiento.

PBR Monobore Completion

Openhole Prepacked Sceen Completion

Cemented Completion

Fig. 1-3 Ejemplo de esquemas de completaciones monobore posibles

11.

12.

13.

Pozos exploratorios pueden ser perforados como slip, cheap, throughaway wells en ves de productores potencialmente caros. Las zonas objetivo pueden ser perforadas usando cores continuos recuperables con wireline para tener mejor información petrofísica y geológica. Las plataformas de las locaciones pueden ser optimizadas y los pozos diseñados para producción pueden ser perforados desde una ubicación optima.

Donde la producción no es una limitación ( p.e., pozos de observación, inyección ) luego pozo de tamaño reducido puede completamente alcanzar los objetivos a un costo mínimo.

Cabezales de pozo y BOP más pequeños compactos pueden ser usados.

Desventajas de los pozos de tamaño reducido

1.

2.

Lack of contingency hole sizes.

Una completación monobore puede ser menos adaptable que una completación convencional para pozos que requieren la capacidad para seleccionar diferentes zonas.

3.

Pocos taladros dedicados a pozos de tamaño reducido están disponibles y habrá una falta de incentivo para contratistas de perforación para invertir en ellos, a menos que las operadoras encuentren maneras de crear incentivos.

4.

En pozos de tamaño reducido verdadero, el control del pozo presenta más retos y requiere mejor entrenamiento y equipo para detectar y manejar los amagos más pequeños, capacidades anulares bajas, y caídas de presión anular más altas.

5.

El compromiso es requerido tanto de la gerencia de la operadora y de la contratista y compañías de servicio, donde la gente senior encuentra duro de comprometer a un cambio radical. Un gerenciamiento efectivo y comprometido del proyecto es un requisito para el éxito.

6.

Los pozos de tamaño más reducido generalmente mean reduced contractor and suplier profits. Nuevas estratégias de contratación son requeridas para alinear los objetivos de la contratista y operadora, las cuales incluirán compartir riesgos y recompensas del desarrollo del campo.

7.

El planeamiento y ejecución de pozos de tamaño reducido requieren de altos niveles de pericia de ingeniería de perforación e involucrar equipos multidisciplinarios (incluyendo personal de la contratista y compañías de servicio).

8.

Densidades de lodo limitada debido a la alta densidad equivalente de circulación (ECDs ).

9.

Potencial limitado para reusar el borde de pozo original para sidetraccks para otros yacimientos.

10. Información obtenida es limitada si el tamaño del pozo impide a todas las herramientas de registro requeridas.

Desarrollos relacionados 1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

Completaciones monobore Perforación con coiled tubing Desarrollos en equipo de fondo ( p.e., motores, sartas de perforación, brocas ).

Sistemas computarizados para el monitoreo eficiente de la operación y detectar influjos muy pequeños. ( < 1 bbl ).

Mejor entendimiento de la inestabilidad del pozo y lodos superiores ahora disponibles comparados a los anteriores han reducido el riesgo de perder el pozo cuando se perfora huecos más pequeños que en el pasado.

Mejor entendimiento de la hidráulica de fondo de pozo.

Todos los equipos de logging regular existen for holes down to 4 1/8” hole, 150˚C, 15,000 psi.

Full capacidad de pruebas de producción ahora existen con herramientas 3 1/8” OD.

1.3.3 Completaciones multisartas Donde un pozo penetra varias zonas que necesitan ser producidas pero no pueden ser mezcladas, es posible correr dos sartas de completacion usando un packer doble especial

para separar las zonas. El planeamiento para usar completaciones dobles evidentemente introduce algunas consideraciones especiales.

Las dos sartas generalmente van en un packer doble, así como en el hanger RDH Baker ( retrievable dual hydraulic ). Habrá dos sartas desde arriba del packer hasta los hangers asentados en la cabeza de pozo. Bajo el packer doble generalmente estará una cola corta de tubería en un lado y una sarta larga con el ensamblaje sello en el otro lado. Cuando la completación es corrida, el ensamblaje sello en la sarta larga se ensartará en el packer previamente asentado en el fondo del pozo, de manera que la producción viene de la sarta larga from below this seal assembly and the dual packer.

La sarta larga puede también producir selectivamente de diferentes zonas. Puertas laterales deslizables que puede ser abierta o cerrada con wireline se puede abrir la sarta larga entre diferente ensamblajes sellantes.

Justo arriba del packer doble, la sarta larga tiene una junta telescópica ( TJ). Esto permite que las sartas se igualen antes del asentamiento de las cuñas, y debido a que la longitud de los juntas varia ligeramente, si no hay TJ luego se tendría que hacer mucho esfuerzo para levantar las juntas para encajar el par de longitudes. Algunas veces la TJ puede llegar a estar completamente abierta o completamente cerrada y una junta corta tiene que ser ubicada en una de las sartas para dejar la TJ alrededor de 50% abierta.

Otro problema es la ubicación de accesorios. Mandriles con bolsillos laterales pueden ser undolor de cabeza particular. Puesto que ellos no son redondo sino de sección elíptica, se debe tener cuidado de no ubicar los niples donde ellos se podrían mover opuestos al bolsillo del mandril durante la corrida ( p.e., debido al movimiento de la junta telescópica ). Es posible que el mandril con bolsillo lateral, si la sarta opuesta está alineada con su sección más ancha, aplastará nicles, collares, o algunas veces al mismo tubing, dependiendo de la luz dentro del casing de producción.

Si está planeando un pozo que se beneficiaría con una completación doble, valdría la pena encontrar a alguien que tenga experiencia operacional en correr completaciones dobles para ayudar en el diseño del pozo.

1.3.4. Fluidos de completación A menudo los pozos son perforados y las completaciones son corridas en un fluido de empaquetamiento que es diseñado para proteger el pozo durante la producción. Esto requiere consideraciones de cuidado y un experto en la etapa de diseño del pozo. Esta sección cubre los puntos importantes detrás de las decisiones del fluido de completación, pero es importante darse cuenta que esta área especializada debería hacerla un experto en diseño de fluido de completación.

Los fluidos de completación deben ser nada dañino a la formación de manera que ellos no comprometan la productividad. Aparte de ser químicamente y físicamente compatible con el yacimiento y sus contenidos, el contenido de sólidos del lodo debe ser mantenido tan bajo como sea posible. Cualquier sólido debe ser removido por acido u otros tratamientos.

El daño por sólidos precipitados o emulsiones pueden ser formado pozo abajo por reacción química entre fluidos de formación y lodo o filtrados de salmuera, que también necesitan ser prevenidos.

La reología y las propiedades de pérdida de fluido tienen que ser controladas. Aditivos no dañinos u aquellos que puedan ser fácilmente removidos son necesarios para diseñar estas

propiedades. Carbonato de calcio, graduado por el tamaño dependiendo del tamaño de los poros de la formación , forman un agente de perdida de fluido efectivo que es soluble en ácido. El yield point ( YP ) y los geles deberían ser suficientes para evitar asentamiento de sólidos a menos que una salmuera libre de sólidos sea usada.

1.3.5. Salmueras Las salmueras pueden ofrecer sistemas libres de sólidos con densidades hasta 1.07 psi/pie ( 20.5 lpg ). Otra consideración es usando sólidos como materiales pesante que son solubles en ácido, tal como carbonato de calcio y carbonato de hierro.

Mientras balancean las presiones de formación, las salmueras diseñadas apropiadamente no crean daño de formación ni taponamiento del yacimiento con sólidos irremovibles ni causan reacciones con los fluidos o sólidos de formación. Interacciones potenciales de salmueras en el yacimiento incluyen : • • • • •

Escala de la reacción de una salmuera divalente con dióxido de carbono disuelto, produciendo un carbonato insoluble ( sales divalentes contienen sales de calcio o zinc, p.e., el ión metal tiene una valencia de dos ) Precipitaciones de cloruro de sodio del agua de formación cuando esta se expone a algunas salmueras.

Precipitados de compuestos de hierro en la formación resultado de la interacción con hierro soluble en el fluido de completación ( más comúnmente con bromuro de zinc, ZnBr2 ).

Reacción de las arcillas de la formación con la salmuera.

Corrosión de casing y tubulares ( not such a problem with monovalent brines )

Considerar la corrosion y propiedades biodegradables para los fluidos de completación que permanecerán en el pozo por largo tiempo. Hay inhibidores de corrosión disponibles para adaptarse a lodos y salmueras. El pH no debería ser demasiado alto o demasiado bajo para prevenir daño a tubulares, cemento, y elastómeros. Los biocidas pueden ayudar a controlar la actividad bacteriana.

Selección de un sistema de salmuera.

Hay tres criterios principales a usar en la selección de un sistema de salmuera para un pozo particular.

1.

Densidad.

Salmueras diferentes tienen diferentes rangos de densidades posibles.

La densidad en el fondo del pozo puede ser significativamente diferente a la densidad en superficie debido a efectos de presión y temperatura. Esta diferencia es mayor con las salmueras más pesadas. La densidad deseada limitará la escogencia de la salmuera a usar.

2.

Compatibilidad. El sistema de salmuera debe ser compatible con los sólidos y fluidos del yacimiento para asegurar que los aditivos sólidos, precipitados, o emulsiones no los formen y bloqueen el yacimiento; y minimizar los problemas con el pozo ( p.e., corrosión ).

3.

Costo. Configuraciones de salmuera diferentes son posibles para satisfacer los dos criterios previamente listados, pero el costo puede variar significativamente dependiendo de la sal (es) usada.

Los aditivos pueden ser usados en base al sistema de salmuera para controlar otras propiedades tales como pérdidas de fluidos.

Sales usadas en las salmueras. Las sales genéricas usadas en campos petroleros para la formulación de salmueras incluyen cloruro de sodio, cloruro de potasio, cloruro de calcio, bromuro de sodio, bromuro de calcio, cloruro de amonio, bromuro de calcio, y bromuro de zinc. Otras sales menos usadas incluyen cloruro de magnesio, cloruro de amonio, formato de sodio, y formato de potasio.

Algunas de estas sales pueden ser mezcladas juntas la receta al mejor costo-efectivo a una cierta densidad. Esto es comúnmente el caso cuando se mezclan salmueras de alta densidad usando bromuros caros.

Algunas sales, especialmente cloruro de calcio, son fabricadas a una variedad de purezas.

Cuando se comparan los costos de sales para formulación de salmueras, base los cálculos en la pureza de la sal que será realmente adquirida.

El costo por unidad de químico real es el que sería comparado Efectos de temperatura y presión en las salmueras.

A menudo lo que se pasa por alto durante la planificación de la salmuera es el efecto de la temperatura y presión en el fondo del pozo sobre la densidad en una columna de salmuera. Cuando se calcula la densidad requerida esto debe ser considerado, especialmente cuando se usan salmueras de alta densidad. Esto depende de varios factores : tipo de salmuera, densidad de la salmuera, profundidad del pozo, temperatura ambiente, y temperatura de fondo de pozo.

Compañías especializadas pueden correr un programa para su pozo específico, ploteando el efecto de temperatura sobre la densidad de la salmuera contra la profundidad ( figura1-4 ).

Esto permite que la densidad promedio a una profundidad pueda ser calculada. Esto determinará la densidad que debe ser alcanzada en superficie para producir la densidad deseada in el pozo.

Temperatura fondo de pozo ˚F Temperatura de superficie ˚F Profundidad vertical verdadera pie Densidad de salmuera en superficielpg Mezcla de salmuera de cloruro de calcio/bromuro de calcio Profundidad Pie 0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,100

Temperatura ˚F 60 93 127 161 194 228 262 295 329 365

Presión Psi 0 1,365 2,723 4,074 5,416 6,751 8,078 9,397 10,708 12,083

Densidad Lpg 13.19 13.13 13.05 12.98 12.91 12.83 12.75 12.68 12.60 12.50

Fig. 1-4 Efecto de temperatura en densidad de salmuera Vs Profundidad

Este reporte indica que la densidad promedio en el pozo es 12.85 lpg a TD Punto de cristalización de la salmuera y punto estético. El punto de cristalización de la salmuera es la temperatura a la cual los cristales de sal empiezan a desprenderse de la solución y además se reduce la densidad de la salmuera. La temperatura a la cual la salmuera será transportada y almacenada excedería el punto de cristalización en al menos 10 ˚F ( 6˚C ). La cristalización puede también tapar las líneas y dañar las bombas.

Hay tres temperaturas relativas a la ocurrencia de la cristalización : Aparición del primer cristal ( FCTA ), temperatura de cristalización verdadera ( TCT ), y el último cristal a disolver ( LCTD ).

Ajustando la densidad de la salmuera usando sales secas se afecta el punto de cristalización.

Con soluciones de sales simples, añadiendo más de la misma sal inicialmente baja la temperatura del punto de cristalización de una solución. Por ejemplo, el punto de cristalización más bajo obtenible para salmuera de cloruro de calcio es cuando la densidad alcanza 10.8 lpg. más adición de cloruro de calcio seco a esta solución levanta el punto de cristalización, aunque la densidad continue to increase. Para salmuera de dos sales con un punto de cristalización de 30˚F ( -1˚C ), la adición de sal seca levanta la temperatura del punto de cristalización ( ver fig. 1-5 )

Temperatura

Temperatura del punto de cristalización para una densidad de una salmuera particular

Punto Eutetico Densidad Fig. 1-5 Gráfico de temperatura vs Punto de Cristalización

Salmueras aditivas. Un fluido mejorado con sólidos es necesario para operaciones de completación y workover cuando el uso de una salmuera limpia ocasiona pérdida de grandes volúmenes de fluido a la formación. Carbonato de calcio graduado es a menudo usado debido a que es completamente soluble en ácido. Tratamiento de la salmuera con inhibidor de corrosión, secuestrante de oxigeno, y bactericida es recomendado.

Dependiendo de las condiciones del pozo, otros tratamientos tales como inhibidor de escala o secuestrante de sulfuro de hidrógeno pueden ser requeridos.

Puesto que el secuestrante de oxígeno será gastado por el oxígeno de la atmósfera, este será añadido a la salmuera justo antes del bombeo en la circulación final. En condiciones ideales se debería usar una bomba de injección directamente en la línea de succión de las bombas de desplazamiento.

1.3.6

Puntos a chequear en el diseño de la completación

A pesar de que el departamento de perforación usualmente no diseña la pre-completación y completación ( puesto que esta es una tarea especial como se vio en los factores mencionados en la sección previa ), es importante chequear el diseño y estar seguro de que no hay problemas prácticos con ello. Algunos puntos específicos a chequear incluyen : • •

•

Luz dentro del casing de producción planeado. Varios accesorios serán corridos en el tubing de completación como packers, mandriles, nicles, etc., que tienen que ajustarse dentro del casing.

Sartas de completación doble o triple. Si accesorios de completación son corridos a la misma profundidad en las diferentes sartas, que pueden causar problemas en la corrida. Por ejemplo, Un mandril lateral no tiene sección transversal redondeada, pero si se corre en una completación doble de 3 ½”, esta tiene que ser bien alineada o la otra sarta de tubing puede ser aplastada dentro del casing de 95/8” de 47 lpp. Líneas de control e inyección pueden ser corridas ( p.e., a una válvula de seguridad subsuperficial controlada desde superficie ). La luz en estas completaciones complejas debe ser examinada y puede requerir rediseño y/o procedimientos de corrida especial.

En un pozo desviado, las herramientas de wireline difícilmente bajarán sobre 50˚ de inclinación. Si perfiles en la sarta son corridos que requieren intervención de slickline

•

•

(para operar puertas laterales deslizables o asentar o recuperar válvulas de inyección ), luego se necesita ajustar el plan direccional para asegurar que ellos puedan ser alcanzados con slickline. De otra manera es posible diseñar estos accesorios para ser trabajados con coiled tubing si un reposicionamiento no es posible.

Los componentes de la completación deberían ser chequeados bajo las diferentes condiciones de operación para estallido, colapso, y tensión. Las diferentes condiciones operativas pueden incluir varias de las siguientes :

Corrida

Espaciamiento y asentada

Pruebas de presión

Estimulación, incluyendo trabajos de frac y ácidos.

Producción durante la vida del pozo (presiones de yacimiento inicial y depletada).

Cementación forzada

Abandono/pesca El tubing de la completación deberían ser chequeados bajo las diferentes condiciones de operación por posible pandeo. Si un ensamblaje sellante anclado o un packer corrido en el tubing es usado, referido en la sección 1.4.14, “ cálculo por pandeo (Nb)” calcular si el tubing se pandeará justo arriba del packer. Incluir en el cálculo de fuerzas axiales cualquier peso de asentamiento que será dejado en el ensamblaje sellante.

Todas las condiciones de operación relevantes listadas en el punto previo deberían ser consideradas. Además, reducciones del límite elástico debido a incremento de temperatura pueden ser significativos. Referido en la sección 1.4.9. “ Factores que afectan el límite elástico de la tubería ” Si un ensamblaje sellante de anclaje no es corrido pero una un ensamblaje sellante que se asienta en un packer, luego cuando se calcule el esfuerzo axial el efecto de bombeo del seal assembly tiene que ser añadido. Esta fuerza es el producto de ( Presión interna – Presión externa )x( área del borde sellante del packer ), o Fuerza =

∆P X 0.7854 X d2

Donde ∆P es la presión diferencial ( positiva si la presión interna es mayor que la presión externa ) y d es el diámetro del borde del packer.

Si el peso asentado sobre el tubing es mayor que la fuerza de bombeo, o si un ensamblaje anchor seal es corrido, use la fuerza de asentamiento planeada en vez de la fuerza de bombeo cuando se calcula la fuerza de pandeo.

El pandeo pondrá alto esfuerzo sobre la completación y puede hacer difícil o imposible correr herramientas de wireline ( dependiendo de la longitud de onda del pandeo ).

Los componentes de la compledtación deberían ser chequeados por compatibilidad con los fluidos producidos, tratamientos químicos, y fluidos del packer. La presencia de H2S, CO2,

cloruros, agua ,etc., afectarán el material usado y puede establecer que aleaciones de acero sean usadas. Referido en la sección 1.4.19, “ Grado de materiales.”

Es recomendado que cuando se considere acciones de esfuerzos en una sarta de tubing de completación, un programa de computadora dcebería ser usado para fácilmente analizar el diseño y considerar escenarios diferentes. Sin embargo, el ingeniero siempre debería confirmar los resultados comparándolos con cálculos manuales básicos. Pocos programas son perfectos y estos solo toman one mistyped digit to render the computed analysis inaccurate.

Mal, si usted asume que es un buen diseño cuando hay un defecto fatal, esto puede fallar catastróficamente en el servicio.

Los varios métodos para calcular las fuerzas físicas sobre el tubing y lo relacionado a esto para requerimientos de resistencia son los mismos de aquellos que están en el diseño de casing. Estos tópicos son cubiertos en la siguiente sección 1.4 y pueden ser usados como referencia para tubing.