Capitulo I.- terminacion de pozos.pdf

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS

TERMINACION AVANZADA DE POZOS Tecnología aplicada al sistema de producción del pozo Ing. Celestino Arenas Martinez MBA.

CAPITULO 1

TERMINACION DE POZOS

Contenido

1.1.

Introducción Introducció n .................. ................. ................. .................. ................. .................. ............... 1

1.2.

Definición de completación ................ .................. ................. .................. .................. ......... 1

1.3.

Historia y evolución de las completaciones completacio nes ................ ................. .................. ................. .... 2

1.4.

Completación Completació n de pozos .................. ................. .................. ................. .................. ............... 3

1.4.1

Factores que determinan el diseño de la completación de pozos. .................. ............... 3

1.4.2

Clasificacion Clasifica cion de completaciones completacione s de pozos ................. ................. .................. ................. . 4

1.4.3

Configuración Configuraci ón mecánica de los pozos. ................. ................. .................. ................. ..... 11

1.4.4

Factores que determinan el tipo de configuración configuraci ón mecánica. ................ ................. ..... 11

1.4.5

Tipos de completación de acuerdo a la configuración configuraci ón mecánica. ................ ................ 12

1.4.6

Terminación de pozos horizontales horizontale s .................. ................. .................. ................. ........ 21

1.4.7

Terminacion térmica .................. ................. .................. ................. .................. ............. 28

1.4.8

Terminacion tipo Monobore ................. .................. ................. .................. .................. . 34

1.4.9

Terminacion multilaterales multilatera les ................ .................. ................. .................. .................. .... 36

1.5

Otras modalidades modalidade s de terminación ................. .................. ................. .................. ............. 40

1.6

Equipos: ................ ................. ................. .................. ................. .................. .................. .... 46

1.7

Plan de operaciones ................. ................. .................. ................. .................. ................. .. 47

2.

CONCLUSIONES ................. ................. ................. .................. ................. .................. ............. 49

3.

GLOSARIO ................. ................. ................. .................. ................. .................. .................. .... 50

4.

BILBIOGRAFIA ................. ................. ................. .................. ................. .................. ................ 52


Contenido

1.1.

Introducción Introducció n .................. ................. ................. .................. ................. .................. ............... 1

1.2.

Definición de completación ................ .................. ................. .................. .................. ......... 1

1.3.

Historia y evolución de las completaciones completacio nes ................ ................. .................. ................. .... 2

1.4.

Completación Completació n de pozos .................. ................. .................. ................. .................. ............... 3

1.4.1

Factores que determinan el diseño de la completación de pozos. .................. ............... 3

1.4.2

Clasificacion Clasifica cion de completaciones completacione s de pozos ................. ................. .................. ................. . 4

1.4.3

Configuración Configuraci ón mecánica de los pozos. ................. ................. .................. ................. ..... 11

1.4.4

Factores que determinan el tipo de configuración configuraci ón mecánica. ................ ................. ..... 11

1.4.5

Tipos de completación de acuerdo a la configuración configuraci ón mecánica. ................ ................ 12

1.4.6

Terminación de pozos horizontales horizontale s .................. ................. .................. ................. ........ 21

1.4.7

Terminacion térmica .................. ................. .................. ................. .................. ............. 28

1.4.8

Terminacion tipo Monobore ................. .................. ................. .................. .................. . 34

1.4.9

Terminacion multilaterales multilatera les ................ .................. ................. .................. .................. .... 36

1.5

Otras modalidades modalidade s de terminación ................. .................. ................. .................. ............. 40

1.6

Equipos: ................ ................. ................. .................. ................. .................. .................. .... 46

1.7

Plan de operaciones ................. ................. .................. ................. .................. ................. .. 47

2.

CONCLUSIONES ................. ................. ................. .................. ................. .................. ............. 49

3.

GLOSARIO ................. ................. ................. .................. ................. .................. .................. .... 50

4.

BILBIOGRAFIA ................. ................. ................. .................. ................. .................. ................ 52


INDICE DE FIGURAS Fig. 1-1. Completación Completación a Hueco Abierto.......................................................................... 6 Fig. 1-2. Completación Completación con Forro No Cementado. Cementado. .......................................................... 8 Fig. 1-3. Completación Completación con Forro Liso o Camisa Perforada. Perforada. ........................................... 10 Fig. 1-4. Completación Completación con revestidor Cañoneado. ........................................................ 12 Fig.1-5. Completación Completación sencilla simple ............................................................................. 14 Fig. 1-6. Completación Selectiva..................................................................................... Selectiva..................................................................................... 15 Fig. 1-7. Completación Completación Múltiple Simple ........................................................................... 16 Fig. 1-8. Completación Doble Doble con una Tubería de Producción y una

Empacadura de

Producción. Producción...................................................................................................................... 17 Fig. 1-9. Completación Doble con Tuberías de Producción Paralelas y

Múltiples

Empacaduras Empacaduras de Producción. Producción. ......................................................................................... 19 Fig. 1-10. Terminación vertical triple con 3 tuberías ........................................................ 21 Fig. 1-11. Terminación vertical triple ............................................................................... 21 Figura 1-12. Tipos de pozos horizontales. ...................................................................... 25 Fig. 1-13 Tipos de pozos horizontales ............................................................................ 25 25 Figura 1-14. Completación Completación a hoyo abierto o desnudo. .................................................... 27 Figura 1-15. Terminación con Camisa Ranurada. ........................................................... 28 Figura. 1-16. Terminación con camisa ranurada y empacaduras externas . .................... 28 Figura 1-17. Terminación con revestidor cementado y perforado .................................... 29 Fig. 1-18 inyección alterna de vapor ............................................................................... 30 Fig. 1-19 inyección continua de vapor............................................................................. 31 Fig. 1-20 Tecnología SW-SAGD ..................................................................................... 32 Fig. 1-21 Extracción de petróleo asistido por vapor ........................................................ 33 Fig. 1-22 Combustión Combustión IN SITU ........................................................................................ 34 Fig. 1-23 Calentamiento eléctrico en fondo f ondo..................................................................... 35 Fig. 1-24 Completaciones Monobore. ............................................................................. 36 Fig. 1-25 Clasificación Clasificación de las conexiones en seis niveles ............................................... 39 Fig. 1.26 Esquema del mecanismo y partes del bombeo mecánico tipo balancín ………42 Fig. 1.27 Partes de una bomba de succión de pozos petroleros ..................................... 42 Fig. 1.28 Detalles básicos de una instalación de bombeo bombeo hidráulico para pozos petrolíferos………………………………………………………………………………………44 Fig. 1.29 Detalles básicos de una instalación de levantamiento artificial artificia l por gas ………45


1.1. Introducción Después que un pozo ha sido completado, se debe completar adecuadamente Antes de ponerlo en producción. Una Tecnología complicada se ha desarrollado Para estas técnicas y se ha desarrollado equipos para tal fin. La selección de este equipo y las técnicas aplicadas solo pueden ser posibles cubriendo todos puntos y mediante la Investigación de factores que son específicos del yacimiento y Estudio de la producción del pozo. Planificar una Completación desde su concepción hasta el final, es un proceso complejo en muchas formas. Se deben considerar muchos factores, sin embargo, en la mayoría de los casos, una gran proporción pueden resolverse rápidamente o eliminarse dependiendo de la complejidad del diseño de completación, Lo básico de cualquier diseño debe mantener siempre presente durante el proceso.

1.2. Definición de completación La completación de Pozos Envuelve un proceso que se extiende mucho más allá que la instalación de tubería y equipos en el pozo. Para resaltar los aspectos más importantes, presentamos la siguiente definición de la terminología: Completación: Es el diseño, seleccione instalación de tubulares, herramientas y equipos en un pozo con el propósito de converger, bombear y controlarla producción o inyección de fluidos. Basados en esta definición, Instalar y cementar el casing de producción o liner, así como también registros, cañoneo y pruebas, son parte del proceso de completación Sumado a esto, un equipo complejo de cabezal y el procesamiento y requerimientos de almacenamiento afectan la producción de un pozo y pueden derivar en variaciones en el diseño y en la configuración de la completación.

Página 1


1.3. Historia y evolución de las completaciones c ompletaciones

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1.4. Completación de pozos Se entiende por completación o terminación al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a otros usos, como inyección de agua o gas. Los trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubería lisa o ranurada, la realización de empaques con grava o el cañoneo del revestidor y, finalmente, la instalación de la tubería de producción.

1.4.1 Factores que determinan el diseño de la completación de pozos. La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de completación y los trabajos efectuados durante la misma. La selección de la completación tiene como principal objetivo obtener la máxima producción en la forma más eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los factores que determinan dicha selección, tales como:

a) Tasa de producción requerida. b) Reservas de zonas a completar. c) Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar. d) Necesidades futuras de estimulación. e) Requerimientos para el control de arena. f) Futuras reparaciones. g) Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, etc.

h) Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo. i) Inversiones requeridas.

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1.4.1.1. Criterios de diseño Los criterios de diseño de las terminaciones dependen de: -

Técnicas de producción (productividad del pozo).

-

Posibilidades de reparación futuras (problemas mecánicos de fondo y otros).

El mejor diseño proveerá la operación más rentable de un pozo de petróleo o gas a lo largo de su vida útil. Un diseño deficiente llevara a elevados costos operativos, abandono prematuro, y reservas no recuperadas.

1.4.2 Clasificacion de completaciones de pozos De acuerdo a: -

Caracteristicas de la formacion

-

Formacion consolidada

-

Formacion no consolidada

-

La configuracion mecanica

-

Sencilla (simple o slectiva)

-

Multiple (simple o slectiva)

-

Monobore

CARACTERISTICAS DE LAS FORMACIONES

1. Formación consolidada

a) completación a hoyo desnudo b) completación a hoyo desnudo con tubería ranurada c) completación con revestidor cementado y cañoneado Página 4


2. Formación no consolidada

a) empaque con grava a hoyo desnudo b) empaque con grava interno

1.4.2.1. Completación a Hueco Abierto. Este tipo de completación se realiza en zonas donde la formación está altamente compactada, siendo el intervalo de completación o producción normalmente grande (100 a 400 pies) y homogéneo en toda su longitud. Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completación se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se espera producción de agua/gas ni producción de arena ó derrumbes de la formación.

Fig. 1-1. Completación a Hueco Abierto.

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Entre las variantes de este tipo de completación encontramos:

a) Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) y cementar el revestidor de producción: En este tipo de completación las muestras de canal y la interpretación de los registros ayudan a decidir si colocar el revestidor o abandonar el pozo por ser no económico.

b) Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) el revestidor de producción: Ventajas: 

Se elimina el costo de cañoneo.



Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado.



Es fácilmente profundizable.



Puede convertirse en otra técnica de completación; con forro o revestidor cañoneado.



Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el daño a la formación dentro de la zona de interés.



La interpretación de registros o perfiles de producción no es crítica.



Reduce el costo de revestimiento.

Desventajas: 

Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua, excepto si el agua viene de la zona inferior.



No puede ser estimulado selectivamente.



Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no es compacta.

Como la completación a hueco abierto descansa en la resistencia de la misma roca para soportar las paredes del hueco es de aplicación común en rocas carbonatadas (calizas y dolomitas). Página 6


1.4.2.2. Completación con Forro o Tubería Ranurada. Este tipo de completación se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido a problemas de producción de fragmentos de rocas y de la formación, donde se produce generalmente petróleos pesados. En una completación con forro, el revestidor se asienta en el tope de la formación productora y se coloca un forro en el intervalo correspondiente a la formación productiva.

Dentro de este tipo de completación encontramos la siguiente

clasificación:

a) Completación con forro no cementado: En este tipo de completación un forro con o sin malla se coloca a lo largo de la sección o intervalo de interés. El forro con o sin malla puede ser empacado con grava para impedir el arrastre de la arena de la formación con la producción.

Fig. 1-2. Completación con Forro No Cementado. Página 7


Entre los requerimientos necesarios para que este tipo de completación se lleve a cabo, están los siguientes: formación no consolidada, formación de grandes espesores (100 a 400 pies), formación homogénea a lo largo del intervalo de completación, etc.

Ventajas: 

Se reduce al mínimo el daño a la formación.



No existen costos por cañoneado.



La interpretación de los perfiles no es crítica.



Se adapta fácilmente a técnicas especiales para el control de arena.



El pozo puede ser fácilmente profundizable.

Desventajas: 

Dificulta las futuras reparaciones.



No se puede estimular selectivamente.



La producción de agua y gas es difícil de controlar.



Existe un diámetro reducido frente a la zona o intervalo de producción.

b) Completación con forro liso ó camisa perforada: En este caso, se instala un forro a lo largo de la sección o intervalo de producción. El forro se cementa y se cañonea selectivamente la zona productiva de interés.

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Fig. 1-3. Completación con Forro Liso o Camisa Perforada.

Ventajas: 

La producción de agua / gas es fácilmente controlada.



La formación puede ser estimulada selectivamente.



El pozo puede ser fácilmente profundizable.



El forro se adapta fácilmente a cualquier técnica especial para el control de arena.

Desventajas: 

La interpretación de registros o perfiles de producción es crítica.



Requiere buenos trabajos de cementación.



Presenta algunos costos adicionales (cementación, cañoneo, taladro, etc.)



El diámetro del pozo a través del intervalo de producción es muy restringido.



Es más susceptible al daño la formación.

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1.4.2.3. Completación con Revestidor Cañoneado. Es el tipo de completación que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o más). Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la tubería de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar, cañoneando selectivamente frente a las zonas de interés para establecer comunicación entre la formación y el hueco del pozo.

Fig. 1-4. Completación con revestidor Cañoneado.

Ventajas: 

La producción de agua y gas es fácilmente prevenida y controlada.



La formación puede ser estimulada selectivamente.



El pozo puede ser profundizable. Página 10

TERMINACION DE POZOS 

Permite llevar a cabo completaciones adicionales como técnicas especiales para el control de arena.



El diámetro del pozo frente a la zona productiva es completo.



Se adapta a cualquier tipo de configuración mecánica.

Desventajas: 

Los costos de cañoneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos grandes.



Se reduce el diámetro efectivo del hoyo y la productividad del pozo



Pueden presentarse trabajos de cementación.



Requiere buenos trabajos de cementación.



La interpretación de registros o perfiles es crítica.

1.4.3 Configuración mecánica de los pozos. De acuerdo a la configuración mecánica del pozo, la completación del mismo puede clasificarse en Completación Convencional y Completación Permanente. Se entiende por “Completación Convencional” aquella operación en la cual existe una

tubería mayor de 4 ½ pulgadas de diámetro externo dentro del pozo y a través de la cual fluyen los fluidos de la formación hacia la superficie. La mayoría de las partes mecánicas o equipos de subsuelo pueden ser removidos, es decir, no tienen carácter permanente. Respecto a la “Completación Permanente” son

aquellas operaciones en las cuales la tubería de producción y el cabezal del pozo (árbol de navidad), se instalan de tal manera que todo trabajo subsiguiente se lleva a cabo a través de la tubería de producción con equipo manejado a cable.

1.4.4 Factores que determinan el tipo de configuración mecánica. a) Tipo de pozo (productor, inyector, etc). b) Número de zonas a completar. c) Mecanismo de producción. d) Procesos de recuperación secundaria (inyección de agua, inyección de gas, etc). Página 11


e) Grado de compactación de la formación. f) Posibilidades de futuros reacondicionamientos. g) Costos de los equipos. 1.4.5 Tipos de completación de acuerdo a la configuración mecánica.



Completación sencilla: Este tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual las diferentes zonas productivas producen simultáneamente o lo hacen en forman selectiva por una misma tubería de producción. Este tipo de completación se aplica donde existe una o varias zonas de un mismo yacimiento. En completaciones de este tipo, todos los intervalos productores se cañonean antes de correr el equipo de completación. Además de producir selectivamente la zona petrolífera, este tipo de completación ofrece la ventaja de aislar zonas productoras de gas y agua. En caso de que la zona petrolífera no tenga suficiente presión como para levantar la columna de fluido hasta la superficie se pueden utilizar métodos de levantamiento artificial.

Fig.1-5. Completación sencilla simple Página 12


Para la completación sencilla se deben considerar los siguientes factores: -

Profundidad del pozo Diámetros de la tubería y del revestidor Presiones diferenciales Temperatura de fondo

Entre las variedades de este tipo de completación se tiene:

Completación sencilla convencional: Esta tipo de completación se realiza para la producción una sola zona, a través de la tubería de producción.

Completación sencilla selectiva: Consiste en separar las zonas productoras mediante empacaduras, produciendo a través de mangas ó válvulas de circulación.

Fig. 1-6. Completación Selectiva.

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Completación múltiple: Se utiliza cuando se quiere producir simultáneamente varias zonas petrolíferas (yacimientos) en un solo pozo, sin mezclar los fluidos. Generalmente reduce el número de pozos a perforar.

Fig. 1-7. Completación Múltiple Simple

Ventajas: 

Pueden obtenerse altas tasas de producción



Pueden producirse varios yacimientos a la vez



Existe un mejor control del yacimiento, ya que se pueden probar las diferentes zonas con miras a futuros proyectos.

Desventajas: 

En zonas de corta vida productiva, se traduce en mayores inversiones



En caso de trabajos de reacondicionamiento, el tiempo de taladro es elevado. Página 14

TERMINACION DE POZOS 

Aumenta el peligro de pesca de equipos y tubería.

Entre los principales tipos de completaciones múltiples, se destacan:

Completación doble con una tubería de producción y una empacadura de producción: En este tipo de completación, la zona superior produce a través del espacio anular revestidor / tubería de producción, mientras que la zona inferior produce a través de la tubería de producción. Generalmente, se aplica donde la zona superior no requiera levantamiento artificial, no tenga problemas de arena, corrosión, etc..

Fig. 1-8. Completación Doble con una Tubería de Producción y una Empacadura de Producción.

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Ventaja: 

Bajo Costo.

Desventajas: -

La zona superior no puede ser producida por la tubería de producción a menos que la zona inferior esté aislada.

-

El revestidor está sujeto a presión de la formación y a la corrosión de los fluidos.

-

La reparación de la zona superior requiere que se mate primero la zona inferior.

-

La producción de arena en la zona superior puede atascar la tubería de producción

-

La conversión a levantamiento artificial es difícil de implantar

Completación doble con una tubería de producción y dos empacaduras de producción: Mediante este diseño es posible producir cualquier zona a través de la tubería de producción. Esto se lleva a cabo a través de una herramienta de cruce (cross over chocke) que hace que la zona superior pueda ser producida por la tubería de producción y la zona inferior por el espacio anular (revestidortubería).

Ventajas: 

La herramienta de cruce permite que la zona superior sea producida por la tubería de producción.



La herramienta de cruce permite realizar el levantamiento artificial por gas en la zona superior

Desventajas: El revestidor está sujeto a daño por altas presiones de la formación y por la corrosión de los fluidos Página 16


Se deben matar ambas zonas antes de realizar cualquier trabajo al pozo ó de reparar la zona superior. No se pueden levantar por gas ambas zonas simultáneamente.

Completación doble con tuberías de producción paralelas y múltiples empacaduras de producción: Mediante este diseño se pueden producir varias zonas simultáneamente y por separado a través del uso de tuberías de producción paralelas y empacaduras dobles.

Fig. 1-9. Completación Doble con Tuberías de Producción Paralelas y Múltiples Empacaduras de Producción.

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Ventajas: 

Se puede producir con levantamiento artificial por gas.



se pueden realizar reparaciones con tubería concéntricas y con equipo manejado a cable en todas las zonas

Desventajas: 

Alto costo inicial



Las reparaciones que requieran la remoción del equipo de producción pueden ser muy costosas



Las tuberías y empacaduras tienen tendencia a producir escapes y filtraciones.

Completación Triple: Cuando se requiere la producción vertical independiente de tres estratos se opta por la terminación triple. La selección del ensamblaje de las tuberías de educción depende, naturalmente, de las condiciones de flujo natural de cada yacimiento. Generalmente puede decidirse por la inserción de dos sartas para dos estratos y el tercero se hará fluir por el espacio anular. Otra opción es la de meter tres sartas de educción

Ventajas: 

Permite obtener alta tasa de producción por pozo

Desventajas: 

Dificultad para su instalación y remoción de los equipos en los futuros trabajos de reparación.



Son muy susceptibles a problemas de comunicación, filtraciones, etc.

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Fig. 1-10. Terminación vertical triple con 3 tuberías

Fig. 1-11. Terminación vertical triple

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Completaciones a hoyo revestido con empaque con grava El empaque con grava en “Hoyo Revestido” es una de las técnicas de control de

arena más comúnmente utilizada por la industria petrolera. Este método de control de arena utiliza una combinación de rejilla y grava para establecer un proceso de filtración en el fondo del pozo. La rejilla es colocada a lo largo de las perforaciones y un empaque de grava con una distribución adecuada de arena es colocado alrededor de la rejilla y en las perforaciones. Después de esto, la arena del empaque de grava en las perforaciones y en el anular de la rejilla-revestidor filtra la arena y/o finos de la formación mientras que la rejilla filtra la arena del empaque con grava. Desafortunadamente, la eficiencia de una completación con empaque con grava, independientemente de la técnica que se utilice, genera daño al pozo en muchos casos. El daño cercano a la boca del pozo como un resultado de la completación con empaque con grava podría atribuirse a varios mecanismos o más probablemente, es el resultado acumulativo de una variedad de ellos. Estos podrían incluir el taponamiento del empaque y la pérdida del fluido durante la completación. El taponamiento del empaque ocurre principalmente por la migración de finos desde la formación, que invaden el empaque con grava cuando el pozo es colocado en producción. Asimismo, la pérdida de fluido durante el empaque con grava es un problema serio, sobre todo en zonas de alta permeabilidad. Esta pérdida de fluido puede producir una variedad de mecanismos de daños tales como: Problemas de depositación de escama por la interacción del agua de la formación con los fluidos perdidos durante la fase de completación. Daño debido a la alta viscosidad de los fluidos perdidos.

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Daño debido a la presencia de partículas sólidas como carbonato de calcio o sal usados como aditivos para controlar pérdidas de fluidos, bombeados antes del empaque con grava, que pueden crear problemas de taponamiento del medio poroso por sólidos. Esto también crea otros problemas como potencial puenteo en el empaque. Ventajas de una completación a hoyo revestido con empaque con grava. Existen facilidades para completación selectiva y para reparaciones en los intervalos productores. Mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de gas y agua. La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad. Es posible hacer completaciones múltiples. Desventajas de una completación a hoyo revestido con empaque con grava. Se restringe las perforaciones del cañoneo debido a la necesidad de dejar la rejilla en el hoyo. Taponamiento debido a la formación de escamas cuando el agua de inyección se mezcla con el fluido de completación a base de calcio usado durante el empaque con grava. Pérdida de fluidos durante la completación causa daño a la formación. Erosión / corrosión de la rejilla debido a la arena que choca contra cualquier superficie expuesta

1.4.6 Terminación de pozos horizontales

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Los pozos horizontales pueden ser perforados, bien a partir de un pozo vertical ya existente, pozos laterales o re-entradas, o bien pueden ser perforados desde la superficie como un pozo horizontal. Los pozos laterales o re-entradas generalmente poseen una longitud de sección horizontal que puede variar entre los 100 y 700 pies de longitud, mientras que la longitud de los pozos horizontales varía entre los 1000 y varios miles de pies. Las técnicas de perforación para los pozos horizontales y laterales o re-entradas, están divididas en cuatro categorías, dependiendo del radio de curvatura, que viene siendo el radio requerido para cambiar la dirección vertical a la dirección horizontal, las cuatro categorías son: Radio Ultracorto Son pozos cuyo radio de curvatura es de 1 a 2 pies, con ángulos entre 45 y 60 grados por pie, la longitud de la sección horizontal varía entre 100 y 200 pies. Radio Corto El radio de curvatura para esta categoría varía entre 20 y 40 pies con ángulos entre 2 y 5 grados por pie, la longitud de la sección horizontal se encuentra en el rango de 100 a 800 pies. Radio Medio Cuyos radios de curvatura están entre 300 y 800 pies, con ángulos entre 6 y 20 grados por cada 100 pies, su sección horizontal mide entre 1000 y 4000 pies. Radio Largo Con radios de curvatura entre 1000 y 3000 pies, cuyos ángulos están entre 2 y 6 grados por cada 100 pies y longitudes que van desde los 1000 pies en adelante. Las dos primeras categorías son generalmente usadas para la perforación de reentradas o pozos laterales, pozos con secciones horizontales perforadas a partir

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de pozos verticales, las dos últimas categorías se usan preferencialmente para la perforación de pozos horizontales. La figura muestra los distintos pozos horizontales según la tasa de construcción de ángulo.

Figura 1-12. Tipos de pozos horizontales.

Fig. 1-13 Tipos de pozos horizontales

Página 23


1.4.6.1. Tipos de terminación de pozos horizontales El comportamiento y rendimiento efectivo de los pozos (vida útil) dependen en forma directa no solo de las características geológicas y petrofísicas del yacimiento, sino también del esquema de terminación planificada. Entre las opciones de terminación figuran: Terminación a hoyo abierto o desnudo, con camisa ranurada (liner ranurado) con o sin empaque de grava; con camisa ranurada y empacadura externa, cementación y cañoneo del hoyo horizontal revestido. La selección de la terminación dependerá de las necesidades, y experiencia que se tenga sobre el yacimiento o campo. Para la selección del método de terminación a usar en un determinado pozo horizontal, es de suma importancia la consideración de factores tales como: 

Tipo de formación perforada.



Método de perforación usado.



Tipo de fluido de perforación usado.



Requerimiento de estimulación.



Requerimientos de mecanismos de producción.



Condiciones del yacimiento.



Condiciones de abandono.



Terminación A Hoyo Abierto O Desnudo

La terminación a hoyo abierto o desnudo, al igual que en pozos verticales, representa la opción más económica. Sin embargo, su aplicación está condicionada al tipo de formación perforada. Los pozos completados a hoyo abierto son difíciles de estimular y controlar, tanto para la inyección como la producción a lo largo del hoyo horizontal.

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Figura 1-14. Completación a hoyo abierto o desnudo. 

Terminación Con Camisa Ranurada Y Empaque De Grava

Este tipo de terminación generalmente es empleado en formaciones donde se prevé la posibilidad de colapso del pozo horizontal. La camisa o liner r anurado proporciona un control limitado en la producción de arena, y además, es susceptible al taponamiento. Actualmente existen tres tipos, utilizados en la terminación de pozos horizontales: • Camisas perforadas. • Camisas ranuradas. • Camisa pre-empacada.

En formaciones no consolidadas, se ha empleado exitosamente el revestidor ranurado para el control del arenamiento. El uso de empaques con grava, de igual manera, ha arrojado resultados satisfactorios. Esta técnica de terminación proporciona, además una trayectoria conveniente para la inclusión de herramientas de subsuelo, con la tubería continua flexible ( Coiled Tubing ), en trabajos de limpieza, etc. Página 25


Figura 1-15. Terminación con Camisa Ranurada. 

Terminación Con Camisa Ranurada Y Empacaduras Externas

En esta modalidad a la camisa ranurada se le instalan una serie de empacaduras externas, localizadas a lo largo de la sección horizontal del pozo. Estas empacaduras tienen la finalidad de facilitar la aplicación de tratamientos químicos selectivos proporcionando también un mejor control sobre la producción del pozo. La desventaja más representativa ofrecida por este tipo de terminación, se debe a que normalmente la dirección e inclinación de los pozos no es totalmente horizontal, lo que dificulta la bajada a fondo de tuberías ranuradas con empacaduras externas. Además, no hay garantía de que estas encajen totalmente en la zona de interés.

Figura. 1-16. Terminación con camisa ranurada y empacaduras externas

.

Página 26

TERMINACION DE POZOS 

Terminación Con Revestidor Cementado Y Cañoneado

Esta técnica de terminación se usa fundamentalmente en pozos de radio medio y largo, no obstante es una técnica que amerita de ciertas consideraciones respecto al tipo de cemento usado. Para esta terminación, la clase de cemento a emplear debe poseer bajo contenido en agua libre y filtrado, en comparación con la utilizada para la perforación de pozos convencionales. Esto es con el objetivo de evitar la creación de canales de comunicación a través del cemento, en la sección horizontal del pozo. Adicionalmente, la mezcla de cemento debe estar libre de partículas sólidas, para garantizar una buena homogeneidad alrededor del revestidor.

Figura 1-17. Terminación con revestidor cementado y perforado

.

El método de terminación juega entonces un papel muy importante en el éxito del desarrollo de proyectos de pozos horizontales.

Ventajas: 

Alta productividad



Baja rata de flujo/pie



Menos costosos



Recuperación de reservas



Control de arena Página 27




Menores problemas de conificación

Desventajas: 

 

Altos tiempos de exposición del fluido de la formación Los reacondicionamiento no son fáciles Los aislamientos de zonas son difíciles

1.4.7 Terminacion térmica 1.4.7.1. Tipos de inyección 

Inyección alterna de vapor

Es un proceso de ESTIMULACIÓN mediante el cual se suministra energía térmica al yacimiento inyectando vapor de agua. Básicamente consiste en inyectar vapor en un pozo de petróleo durante un determinado tiempo (generalmente de 3 a 5 días), someterlo a un periodo de cierre y seguidamente activarlo nuevamente en producción. El principal efecto que se realiza al momento de la estimulación con vapor es la reducción de la viscosidad del petróleo

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Fig. 1-18 inyección alterna de vapor



Inyección continua de vapor Tecnología SAGD



Es un método de recuperación térmica que consiste en la perforación de dos pozos horizontales, uno productor colocado en la parte inferior del yacimiento y otro inyector de vapor colocado en forma paralela a unos pocos pies sobre el pozo productor.



El vapor forma una cámara cuyo calor es transferido principalmente por conducción al yacimiento.



El petróleo en la vecindad de la cámara es calentado, reduciendo su viscosidad y aumentando su movilidad.

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Fig. 1-19 inyección continúa de vapor

Ventajas: -

Altas tasas de producción y alto porcentaje de recobro

Desventajas: -

Los grandes requerimientos para SAGD lo hacen ineficiente y no económico para yacimientos de crudo pesado que presentan capas delgadas, alta saturación agua, capa de gas, grandes facturas verticales, baka conductividad de la roca, alto contenido de arcilla

-

El control de la producción de arena es critico

-

Presenta excesiva producción de CO2 debido a la quema de combustible para generación de vapor

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

TECNOLOGÍA SW-SAGD

Es un método de recuperación térmica que consiste en inyectar vapor en un pozo horizontal a través de una tubería aislada y simultáneamente producir el petróleo calentado a través de una sarta de producción instalada en el mismo pozo

Fig. 1-20 Tecnología SW-SAGD 

Extracción de petróleo asistido por vapor (VAPEX), Vapor Assisted Petroleum Extraction

Consiste en la inyección de un solvente miscible (vapor de hidrocarburos), que reduce la viscosidad del petróleo pesado. El método puede ser aplicado en un pozo por vez o en pares de pozos. En el enfoque que utiliza un solo pozo, se inyecta solvente desde el extremo de un pozo horizontal.

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Fig. 1-21 Extracción de petróleo asistido por vapo r



COMBUSTIÓN IN SITU

La Combustión en sitio es un proceso de recuperación mejorada que consiste en la generación de calor en el yacimiento mediante la inyección de aire, el cual mediante ignición espontánea o inducida, origina un frente de combustión que propaga calor dentro del mismo. La energía térmica generada por éste método da lugar a una serie de reacciones químicas tales como oxidación, desintegración catalítica, destilación y polimerización, que contribuyen simultáneamente con otros mecanismos tales como empuje por vapor y vaporización, a desplazar el petróleo desde la zona de combustión hacia los pozos productores

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Fig. 1-22 combustión in situ



Calentamiento eléctrico en fondo

El método de calentamiento eléctrico en fondo del pozo utilizando cable calentador; constituye una tecnología alternativa, cuando la inyección de vapor no puede ser técnicamente posible o económicamente inviable en formaciones profundas, arenas productoras delgadas, formaciones de baja permeabilidad, donde otros métodos son necesarios para producir efectivamente esos crudos pesados y viscosos y es una técnica disponible comercialmente y fácil de implementar, que permite lograr un aumento en la producción.

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Fig. 1-23 calentamiento eléctrico en fondo

1.4.7.2. Mecanismo de desplazamiento -

Disminución de la viscosidad del petróleo

-

Expansión de los fluidos

-

Compactación de la roca-yacimiento en caso de existir

1.4.8 Terminacion tipo Monobore La completación MONOBORE es cada vez más habitual en la industria de hoy. La sarta de completación presenta el mismo diámetro (ID) de arriba abajo. •Tecnología aplicada en áreas donde se requiere optimizar los procesos de

producción. • Minimiza intervenciones con taladro.

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Fig. 1-24 Completaciones Monobore.

Ventajas: -

Minimiza incrustaciones de sólidos en la tubería (Área y velocidad de flujo)

-

Incrementa la eficiencia del cañoneo (Diámetro óptimo) y de trabajos de pesca.

-

Reduce caídas de presión.

Desventajas: -

Limita el uso de ciertos accesorios de control de flujo en la tubería.

-

Las válvulas de seguridad de tubería limita efectuar ciertos trabajos de estimulación (fracturamiento).

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1.4.9 Terminacion multilaterales Los pozos multilaterales resultan especialmente adecuados para conectar rasgos verticales y horizontales del subsuelo, tales como fracturas naturales, formaciones laminadas y yacimientos estratificados. Los pozos de drenaje múltiple de alto ángulo u horizontal, interceptan mas fracturas naturales y a menudo permiten incrementar la producción más que si se utilizara un solo pozo horizontal o la estimulación por fracturamiento hidráulico. La perforación de pozos multilaterales debería contemplarse en entornos en los que resultan adecuados a los pozos direccionales u horizontales. Los pozos direccionales, horizontales y multilaterales optimizan el contacto del pozo con el yacimiento y permiten generar regímenes de producción más altos y con menos caídas de presión que los pozos verticales u horizontales.

1.4.9.1. Aplicaciones en yacimientos Los pozos multilaterales reemplazan a uno o más pozos individuales. Por ejemplo un pozo con dos tramos laterales opuestos reemplaza a dos pozos horizontales convencionales, cada uno perforado desde la superficie con columnas de revestimiento y cabezales de pozo independientes. En áreas con riesgos de perforación someros, yacimientos profundos o campos petroleros situados en zonas de aguas profundas, un solo pozo principal elimina el riesgo y el alto costo de perforar hasta la profundidad final dos veces. En tierra firme, esto reduce la cantidad de cabezales de pozos y las dimensiones de las localizaciones de superficie. Una de las ventajas fundamentales de los pozos multilaterales es el máximo contacto con el yacimiento, lo cual aumenta productividad o la inyectividad y permite mejorar los factores de recuperación. La maximización del contacto con el yacimiento aumenta el área de drenaje del pozo y reduce la caída de presión, lo cual mitiga la entrada de arena y la conificacion de agua o gas en forma más efectiva de lo que lo hacen los pozos verticales y horizontales convencionales. Página 36


Toda tecnología nueva implica elementos de riesgo y complejidad técnica, de modo que se deben abordar tanto las ventajas como las desventajas. La pérdida de un pozo multilateral principal produce perdidas de la producción proveniente de todas las ramificaciones. Las terminaciones de pozos multilaterales son más complejas desde el punto de vista mecánico que las de los pozos convencionales y dependen de herramientas y sistemas de fondo de pozo nuevos. El control de pozo durante la perforación o la terminación de tramos multilaterales puede presentar dificultades. Además hay mayores riesgos relacionados cobn el acceso al pozo en el largo plazo para efectuar tareas correctivas u operaciones de manejo de yacimientos. Después de considerar los aspectos positivos y negativos de la tecnología de perforación de pozos multilaterales, así como su impacto en el largo plazo sobre el desarrollo de campos petroleros, se vislumbran varias aplicaciones en yacimientos. Los pozos con tramos laterales múltiples resultan particularmente adecuados para campos con reservas de petróleo pesado, baja permeabilidad o fracturas naturales, formaciones laminadas o yacimientos estratificados, hidrocarburos pasados por alto en distintos compartimientos estructurales o estratigráficos y con producción madura o con agotamiento parcial

1.4.9.2. Clasificación de terminación de pozos multilaterales Los pozos multilaterales se caracterizan de acuerdo con las definiciones establecidas en el foro de Avance Técnico de Pozos Multilaterales (TAML, por sus siglas en ingles), celebrado en Aberdeen, Escocia el 26 de julio de 1999, y recientemente actualizado en una propuesta efectuada en julio de 2002. Estos estándares clasifican a las conexiones en seis niveles, según el grado de complejidad, conectividad y aislamiento hidráulico.

Nivel 1. Pozo de re-entrada sin entubar o conexión sin soporte

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Nivel 2. Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral terminado a agujero descubierto o con tubería de revestimiento desprendida.

Nivel 3. Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral entubado y sin cementar, con tubería de revestimiento conectada mecánicamente al pozo principal (color rojo).

Nivel 4.- Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral entubado y cementado, con tubería de revestimiento del tramo lateral conectada mecánicamente al pozo principal.

Nivel 5. Pozo principal entubado y cementado y tramo lateral entubado, cementado o sin cementar, donde la integridad y el aislamiento hidráulico están provistos por los componentes de terminación adicionales ubicados dentro del pozo principal (empacadores, sellos y tubulares)

Nivel 6. Pozo principal entubado y cementado y tamo lateral entubado, cementado o sin cementar, donde la integridad y el aislamiento están provistos por la tubería de revestimiento primaria en la intersección de la tubería de revestimiento del tramo lateral sin componentes de terminación adicionales dentro del pozo principal.

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Fig. 1-25 Clasificación de las conexiones en seis niveles

1.4.9.3. Consideraciones claves de diseño El primer factor a considerar cuando se planifica la terminación de pozos multilaterales es si se trata de un pozo nuevo o uno existente. Los pozos nuevos ofrecen a los ingenieros la libertad y flexibilidad de diseñar pozos multilaterales desde el fondo hacia la superficie. El sistema de análisis de la producción NODAL y el modelado de yacimientos ayudan a establecer la longitud de los tramos Página 39


laterales y el diámetro de la tubería de producción óptima, lo cual determina el diámetro de las tuberías de revestimiento primario e intermedio. Las opciones de terminación y las configuraciones de los pozos resultan más limitadas en el caso de pozos existentes, pero aun así muchos pozos viejos son candidatos para operaciones de re-entrada utilizando tecnología de pozos multilaterales

1.5 Otras modalidades de terminación Las terminaciones mencionadas anteriormente corresponden todas a las de pozo por flujo natural. Para pozos que desde el mismo comienzo de su vida productiva no puedan fluir por flujo natural, se recurre entonces a la terminación por bombeo mecánico, bombeo hidráulico, levantamiento artificial por gas o bombeo mecánico asociado con inyección de vapor, según las características del yacimiento e intervalos seleccionados para producir. 1.5.1 B om beo m ecánic o

El revestimiento y la manera de terminar el pozo puede ser muy parecida a la antes descrita para pozos de flujo natural, excepto que la gran diferencia estriba en cómo hacer llegar el petróleo desde el fondo del pozo a la superficie. El yacimiento que ha de producir por bombeo mecánico tiene cierta presión, suficiente para que el petróleo alcance un cierto nivel en el pozo. Por tanto, el bombeo mecánico no es más que un procedimiento de succión y transferencia casi continua del petróleo hasta la superficie. El balancín de producción, que en apariencia y principio básico de funcionamiento se asemeja al balancín de perforación a percusión, imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción o de educción, a cierta profundidad del fondo del pozo.

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La válvula fija permite que el petróleo entre al cilindro de la bomba. En la carrera descendente de las varillas, la válvula fija se cierra y se abre la válvula viajera para que el petróleo pase de la bomba a la tubería de educción. En la carrera ascendente, la válvula viajera se cierra para mover hacia la superficie el petróleo que está en la tubería y la válvula fija permite que entre petróleo a la bomba. La repetición continua del movimiento ascendente y descendente (emboladas) mantiene el flujo hacia la superficie. Como en el bombeo mecánico hay que balancear el ascenso y descenso de la sarta de varillas, el contrapeso puede ubicarse en la parte trasera del mismo balancín o en la manivela. Otra modalidad es el balanceo neumático, cuya construcción y funcionamiento de la recámara se asemeja a un amortiguador neumático; generalmente va ubicado en la parte delantera del balancín. Este tipo de balanceo se utiliza para bombeo profundo. Los diámetros de la bomba varían de 25,4 a 120 milímetros. El desplazamiento de fluido por cada diámetro de bomba depende del número de emboladas por minuto y de la longitud de la embolada, que puede ser de varios centímetros hasta 9 metros. Por tanto, el bombeo puede ser de fracciones de metro cúbico hasta unos 470 metros cúbicos/día. Las bombas son del tipo llamado de tubería de educción, ya que el cilindro o pistón de la bomba va conectado a la tubería de educción y se mete en el pozo como parte integral de la sarta a la profundidad deseada de bombeo. El émbolo de la bomba, que lleva la válvula viajera, constituye la parte extrema inferior de la sarta de varillas de succión. La sarta de varillas se mete en la tubería de educción hasta llegar a la válvula fija, ubicada en el fondo del cilindro. Luego se sube la sarta de varillas cierta distancia y por medio del vástago pulido, colgador y riendas se fija en el balancín, de manera que en la carrera descendente no golpee la válvula fija.

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Fig. 1.26 Esquema del mecanismo y partes del bombeo mecánico tipo balancín

Fig. 1.27 Partes de una bomba de succión de pozos petroleros

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Otro tipo de bomba es la integral, en la cual todos sus elementos conforman una sola pieza, que utilizando la sarta de varillas se puede colocar o extraer, sin necesidad de sacar la sarta de educción, para cambiarle algunos de sus componentes o reemplazarla por otra del mismo diseño. Este tipo requiere que la sarta de educción sea provista de un niple adecuado o dispositivo similar para encajarla. Como las válvulas fija y viajera deben ser resistentes a la corrosión y a la abrasión, sus esferas y asientos se fabrican de acero inoxidable, acero templado, metal monel, aleaciones de cobalto, acero tungsteno o bronce. Las varillas de succión son hechas de varias aleaciones de metales. Están sujetas a un funcionamiento mecánico que le impone esfuerzos de estiramiento, encogimiento y vibración; fatiga, corrosión, erosión. Cada varilla tiene en un extremo una espiga (macho) redonda, sólida y roscada, y más abajo del hombrillo, en forma cuadrada, una muesca para encajar la llave para el enrosque y desenrosque. En el otro extremo lleva la caja o conexión hembra, internamente roscada, con muesca exterior o con muesca por debajo de la caja, para otra llave que facilita el enrosque o desenrosque de la varillas una tras otra. Las varillas se fabrican, generalmente, en diámetros de 15,9; 19; 22,2; 25,4 y 28,6 milímetros, con sus correspondientes dimensiones para la espiga, hombrillo, caja, muesca, etc. La longitud de las varillas es de 7,6 y 9,15 metros. El peso de las varillas, en kg/30 metros de longitud, va desde 32,7 a 167,3 kilogramos. Para cada diámetro de tubería de educción existe un diámetro adecuado de varillas, para mayor efectividad de funcionamiento.

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1.5.2. B om beo hid ráulic o

En este tipo de mecanismo de extracción del petróleo del fondo del pozo, se usa como medio impelente del petróleo un fluido que se bombea por la tubería de educción. El petróleo producido y el fluido impelente suben a la superficie por el espacio anular. La mezcla pasa por un separador o desgasificador y luego a un tanque de donde el petróleo producido pasa al almacenamiento y suficiente impelente permanece en el tanque para ser succionado por la bomba y ser bombeado otra vez al pozo

Fig. 1.28 Detalles básicos de una instalación de bombeo hidráulico para pozos petroliferos

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Existe una variada selección de bombas de fondo y equipos afines de superficie para el diseño de bombeo hidráulico continuo o intermitente, de acuerdo con las características de flujo y requerimientos de los pozos. 1.5.3. Levantam iento artificial po r gas

El levantamiento artificial por gas, de los tipos intermitente y continuo, se usa desde hace mucho tiempo. Mayor ventaja ofrece el tipo de inyección continua para hacer producir pozos que mantengan una razonable presión de fondo que sostenga un índice de productividad de líquidos no menor de 0,23 m3/día/kg/cm2 (1,45 brls/día). La selección de uno u otro tipo depende de la presión de fondo, de la disponibilidad del volumen y presión de gas requeridos, como de las características y condiciones del yacimiento. El diseño y la instalación del sistema dependen de la selección de los elementos que van en el pozo: tipo de válvulas; espaciamiento y profundidad de colocación de las válvulas en la sarta; características de las sartas de revestimiento final y de educción; tipo de terminación del pozo y previsiones para posterior desencaje, cambio e inserción de elementos de la sarta, utilizando herramientas manipuladas desde la superficie por medio de un cable o alambre. En la superficie, se dispone todo lo concerniente al manejo del gas que debe utilizarse: características, recolección, presiones, tratamiento, medición, control de volúmenes, compresión, distribución e inyección para la red de pozos del sistema. De igual manera, existen también en la superficie las instalaciones requeridas para recibir la producción de los pozos: gas-petróleo-agua, y efectuar su separación, tratamiento, almacenamiento, distribución y despacho.

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Fig. 1.29 Detalles básicos de una instalación de levantamiento artificial por gas

1.6 Equipos:  

Equipos de subsuelo de completación

  

 

Equipos de subsuelo de



producción

 

Equipos de subsuelo de separación y comunicación

 

Niples de asiento Dispositivos removibles Niples pulidos Acoples de flujo Juntas de erosión y juntas de impacto

Igualador sustituto Tapones recuperables de eductor Reguladores de fondo Estrangulador de fondo Válvula de seguridad

Mangas deslizantes Mandril de bolsillo lateral

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1.7 Plan de operaciones Es necesaria la elaboración de un “Plan de trabajo” basado en toda la información

obtenida con relación al pozo perforado y la de otros pozos similares, además de toda la información geologica tanto en superficie como de reservorio Asimismo, se debe considerar, si se trata de un pozo de desarrollo, todas las características determinadas en el “Plan de Desarrollo del Campo”.

Se debe tomar consideraciones para cada pozo como ser: -

Tipos y volúmenes de fluidos a producir

-

Temperatura de fondo y superficie

-

Profundidad de zona de producción

-

Tasas de producción

-

Ubicación del pozo y entorno

Fundamentalmente, se deben considerar las posibles formaciones productoras, sus profundidades y espesores. La planificación de un pozo comienza con la selección de un programa cañería/trepano. Del diámetro de trepano a ser usado en cada fase dependerá del diámetro externo de la cañería a ser bajada en el pozo. A su vez del diámetro interno de esta cañería dependerá del diámetro siguiente tipo de trepano a ser usado y así sucesivamente. En el proceso de producción de los pozos se tiene: -

Materiales y equipos

-

Personal especializado

-

Tecnología operativas

Entre los materiales y equipos se tienen: -

Las cañerías del pozo

-

Las tuberías en el pozo Página 47


-

El cabezal de producción

-

Sistemas de control y seguridad

-

Los packers u obturadores

-

Maniflod

-

Choques de prueba

Para diseñar una completación se requiere del conocimiento de: Yacimientos





Facilidades e Instalaciones de Superficie.



Casing y Tubing.

Perforaciones.





Herramientas de completación de fondo. – Sistema de control de flujo. – Sistema de empacaduras – Control de arena – Colgadores (Liner Hangers) – Instrumentación – Inyección de químicos.

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2. CONCLUSIONES Las apreciaciones y consideraciones más importantes que conducen a una buena selección del tipo de completación y realización de la misma son: 1. El tipo de hoyo que penetra los estratos perforados. 2. Tanto la inserción y manejo de las sartas y herramientas como su extracción se deben realizar sin causar desgastes y/o daños a los revestidores. 3. Tomar las precauciones requeridas para evitar atascos durante las operaciones de revestimiento y cementación de las sartas. 4. Revisión sobre los incidentes importantes surgidos como: atascamiento de la sarta de perforación, pérdidas parciales o total de circulación, arremetidas por flujo de agua, gas y/o petróleo, etc. 5. Interpretaciones cualitativas y cuantitativas de las características de la formación y sus fluidos, mediante el uso de registros. 6. Estudio de historias de perforación, completación y producción de pozos contiguos, cercanos o lejanos para apreciar los procedimientos empleados anteriormente, así como las posibles reparaciones realizadas y desenvolvimiento de la etapa productiva de los pozos. 7. Mecanismos de producción del pozo. 8. Los gradientes de presión y de temperatura para mantener el fluido de perforación. Igualmente la selección de cementos y aditivos para la cementación de sartas, especialmente la última sarta.

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3. GLOSARIO

Aditivo: producto químico que se mezcla en pequeñas cantidades con un producto del petróleo para mejorar la calidad del producto, dándole a éste ciertas propiedades especiales.

Barrena: pieza de fabricación y especificaciones especiales, que corta los estratos geológicos para hacer el hoyo que llegará al yacimiento petrolífero.

Camisas: una tubería corta de revestimiento o camisa, es una sarta que no se extiende hasta la superficie sino que es colgada del interior y a corta distancia del extremo inferior del revestimiento de producción.

Cañoneo: es la operación de hacer, mediante balas o cargas fulminantes especiales y detonadores eléctricos (cañones), los agujeros o perforaciones en el revestidor, para que los fluidos de la formación fluyan al pozo.

Crudos extrapesados: son aquellos hidrocarburos líquidos que tienen una gravedad menor o igual a 9,9° API y una viscosidad mayor de 10.000 centipoises a condiciones de yacimiento.

Crudos livianos: son aquellos hidrocarburos líquidos que tienen una gravedad comprendida en el rango de 30° API a 40° API (ambos inclusive).

Crudos pesados: son aquellos hidrocarburos líquidos que tienen una gravedad comprendida en el rango de 10° API a 21,9° API (ambos inclusive).

Empacaduras de producción: es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento, a fin de evitar el movimiento vertical de fluidos desde la empacadura por el espacio anular.

Estimulación de pozos: son los trabajos realizados en los pozos, durante el período de la completación o durante su vida productiva, con la finalidad de que el Página 50


estrato productor descargue fácilmente el supuesto volumen de hidrocarburos hacia la superficie.

Gravedad API: escala empírica para medir la densidad de los crudos y los productos líquidos del petróleo.

Mecanismo de Producción: es la energía natural que tiene el yacimiento para producir, es su capacidad de aporte del fluido.

Revestimiento de producción: es utilizado para completar, producir y controlar el pozo durante toda su vida productiva.

Sarta de perforación: es una columna de tubos de acero, de fabricación y especificaciones especiales, y en el extremo de ésta está enroscada la barrena.

Sarta de producción: cumple con el objetivo de llevar el fluido desde la formación productora hasta el cabezal del pozo.

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4. BILBIOGRAFIA 

El pozo Ilustrado, Efrain E. Barberii



Completacion de pozos/herramientas de completación, Ing Guillermo Ortega V.



Completaciones Térmicas, Facilitador Msc. Félix Valderrama /San tome, octubre 2011



Manual de completación. Schlumberger/2003



Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales, Miker Jardon, Ramiro Paez, Gabriel Sotomayor



Terminación de pozos/Ing. Esteban Rojas



Trabajo especial de grado, Manual Teorico practico de ingeniería de completación y rehabilitación de pozos escuela de petróleo de la U.C.V., Segovia Franz Jose/caracas 2005



Trabajo especial de grado, Optimizacion de la productividad de los pozos horizontales de las macollas 2,3 y 4 perforados en el yacimiento morichal del campo cerro negro I, Katherine Morales/caracas 2012



Trabajo especial de grado, sistemas de completación en procesos térmicos en la faja petrolífera del Orinoco, Martelo S. Maria D./caracas 2006



4.1

Tipos de completaciones de pozos, Luis Rodriguez

BIBLIOGRAFIA CONSULTADA EN INTERNET

http://www.monografias.com/trabajos17/completacion-pozos/completacion-pozos.shtml https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish11/win11/def_ciencia pdf http://www.slideshare.net/Richard2272/savedfiles?s_title=gov-curso-decompletacion&user_login=williamcastro790 http://www.slideshare.net/julio1967/completacin-de-pozos http://www.slideshare.net/Richard2272/savedfiles?s_title=produccion-1clase-310637510&user_login=gabosocorro http://www.slideshare.net/georgehsterling/manual-de-completacin http://www.slideshare.net/Pr1nc3zs/tomo11-terminacion-y-mantenimiento-de-pozos

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Capitulo I.- terminacion de pozos.pdf

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