COMPLETACION O TERMINACION TERMIN ACION DE POZOS 1. INT INTRODU RODUCC CCIO ION N La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después de cementada la última tubería de revestimiento y se realiza con el fin de dejar produciendo el pozo. Para realizar una buena completación o terminación del pozo es necesario tener en cuenta algunos aspectos importantes durante esta operación como ser: planeación de la terminación del pozo programa de operación toma de información an!lisis de información an!lisis de registro etc. "dem!s cabe recordar que para tener una buena terminación o completación del pozo es necesario conocer si se #a tenido o si el pozo #a sufrido algún tipo de da$o da$o dura durant nte e la perfo perfora raci ción ón o ceme cement ntac ació ión n de las las ca$e ca$erí rías as para para así así iden identi tific ficar arlo lo y deci decidi dirr de form forma a adec adecua uada da el tipo tipo de esti estimu mula laci ción ón que que se realizara en el pozo. 2.
TIPO DE YACIMIENTO
Los yacimientos se clasifican en base a los #idrocarburos que contienen pero antes de conocer los tipos de yacimientos se debe tomar en cuenta algunos conceptos b!sicos que nos ayuda a determinar con claridad esta clasificación: Fase: "quella parte #omogénea y físicamente distinta de un sistema la cual es separada de otras partes por un límite definido. Diagrama de Fases: %representación gr!fica de las fronteras entre diferentes estados de la materia de un sistema en función de variables elegidas para facilitar el estudio del mismo. %&iagrama de 'ases% Pun! de "ur#u$e!: Punto donde se encuentra una fase liquida con una cantidad infinitesimal de gas ()urbuja*. Pun! de R!%&!: Punto donde se encuentra una fase gaseosa con una cantidad infinitesimal de líquido (+ota*. Tem'eraura Tem'eraura %ri%!nden(rmi%a: ,!-ima temperatura a la cual coe-isten en equilibrio vapor y líquido. Presi)n Cri%!nden#*ri%a: Cri%!nden#*ri%a: ,!-ima presión a la cual coe-isten en equilibrio vapor y líquido. egún los #idrocarburos que contienen los yacimientos se pueden subdividir en dos grandes grupos. •
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Ya%imien!s Ya%imien!s de +as:
+as seco +as /úmedo +as 0ondensado
Ya%imien!s Ya%imien!s de Per),e!: Petróleo de alta volatilidad(0uasi críticos* Petróleo de baja volatilidad ó petróleo negro " su su vez los yacimientos de petróleo de baja volatilidad se se clasifican en: Livi Livian anos os ,edi ,edian anos os Pes Pesados ados y 1-tr 1-tra a pesa pesado dos. s. 1mpe 1mpeza zare remo mos s por por los los yacimientos de gas:
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YACIMIENTOS DE +AS SECO -.1. YACIMIENTOS 1n éstos éstos el gas es el produc producto to princi principal pal.. on yacimien yacimientos tos que contiene contienen n #idrocarburos en su fase gaseosa pero al producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura. 1l gas se genera gracias a un proceso de e-pansión parecido al que ocurre en las bombonas donde la cantidad de gas est! relaciona da con la presión del embace. La mezcla se mantiene en la fase gaseosa en el yacimiento y en superficie. 1l gas es mayoritariamente metano (0/2*. olo se puede obtener líquido por procesos criogénicos (3456'*.
-. -.-. -.
YACIMI CIMIEN ENT TOS DE +AS +AS /M /MED EDO. O.
3endremos un yacimiento de gas #úmedo si: 3yac 7 3cdt. La mezc mezcla la se mant mantie iene ne en la fase fase gase gaseos osa a en el yaci yacimie mient nto o pero pero en superficie se genera algo de líquido. 3iene mayor mayor porcentaje porcentaje de componente componentes s intermedio intermedios s (etano (etano propano...* propano...* 3iene que los gases secos. 1l líquido producido es incoloro y de 6"P8 7 95 La relación gaspetróleo se encuentra entre 95;55 ,P0<)=
1l gas que se produce en los yacimientos de petróleo el gaspetróleo y de con conden densado ado reci recib be el nombre mbre de gas asoci sociad ad ya que se produ roduc ce conjuntamente con #idrocarburos líquidos. 1l gas gas que que se gene genera ra en yaci yacimie mient ntos os de gas gas seco seco se deno denomi mina na gas gas no asociado o gas libre y sus partes líquidas son mínimos.
YACIMIENTOS DE +AS CONDENSADO. CONDENSADO. -.0. YACIMIENTOS 1n esto estos s yaci yacimi mien ento tos s de #idr #idroc ocar arbu buro ros s est! est!n n en esta estado do gase gaseos oso o por por características específicas de presión temperatura y composición. 1l gas est! mezclado con otros #idrocarburos líquidos> se dice que se #alla en estado saturado. 1ste tipo de gas recibe el nombre de gas #úmedo &urante la producción del yacimiento la presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo líquido el cual al unirse en forma de película a las paredes de los poros queda atrapado y no puede ser e-traído. 1sto 1sto pued puede e evit evitar arse se iny inyecta ectand ndo o gas gas a fin fin de mant manten ener er la pres presió ión n del del yacimiento. 3endremos un yacimiento de gas condensado si: La mezcla se mantiene en la fase gaseosa o en el punto de rocío a las condiciones iniciales del yacimiento. 1l gas presenta condensación retrograda durante el agotamiento isotérmico de la presión. 1l líquido producido es incoloroamarillo y de 6"P8 25 95 La relación gaspetróleo se encuentra entre ?555;55555 P0=<)=
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YACIMIENTOS DE +AS SECO -.1. YACIMIENTOS 1n éstos éstos el gas es el produc producto to princi principal pal.. on yacimien yacimientos tos que contiene contienen n #idrocarburos en su fase gaseosa pero al producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura. 1l gas se genera gracias a un proceso de e-pansión parecido al que ocurre en las bombonas donde la cantidad de gas est! relaciona da con la presión del embace. La mezcla se mantiene en la fase gaseosa en el yacimiento y en superficie. 1l gas es mayoritariamente metano (0/2*. olo se puede obtener líquido por procesos criogénicos (3456'*.
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YACIMI CIMIEN ENT TOS DE +AS +AS /M /MED EDO. O.
3endremos un yacimiento de gas #úmedo si: 3yac 7 3cdt. La mezc mezcla la se mant mantie iene ne en la fase fase gase gaseos osa a en el yaci yacimie mient nto o pero pero en superficie se genera algo de líquido. 3iene mayor mayor porcentaje porcentaje de componente componentes s intermedio intermedios s (etano (etano propano...* propano...* 3iene que los gases secos. 1l líquido producido es incoloro y de 6"P8 7 95 La relación gaspetróleo se encuentra entre 95;55 ,P0<)=
1l gas que se produce en los yacimientos de petróleo el gaspetróleo y de con conden densado ado reci recib be el nombre mbre de gas asoci sociad ad ya que se produ roduc ce conjuntamente con #idrocarburos líquidos. 1l gas gas que que se gene genera ra en yaci yacimie mient ntos os de gas gas seco seco se deno denomi mina na gas gas no asociado o gas libre y sus partes líquidas son mínimos.
YACIMIENTOS DE +AS CONDENSADO. CONDENSADO. -.0. YACIMIENTOS 1n esto estos s yaci yacimi mien ento tos s de #idr #idroc ocar arbu buro ros s est! est!n n en esta estado do gase gaseos oso o por por características específicas de presión temperatura y composición. 1l gas est! mezclado con otros #idrocarburos líquidos> se dice que se #alla en estado saturado. 1ste tipo de gas recibe el nombre de gas #úmedo &urante la producción del yacimiento la presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo líquido el cual al unirse en forma de película a las paredes de los poros queda atrapado y no puede ser e-traído. 1sto 1sto pued puede e evit evitar arse se iny inyecta ectand ndo o gas gas a fin fin de mant manten ener er la pres presió ión n del del yacimiento. 3endremos un yacimiento de gas condensado si: La mezcla se mantiene en la fase gaseosa o en el punto de rocío a las condiciones iniciales del yacimiento. 1l gas presenta condensación retrograda durante el agotamiento isotérmico de la presión. 1l líquido producido es incoloroamarillo y de 6"P8 25 95 La relación gaspetróleo se encuentra entre ?555;55555 P0=<)=
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YACIMI CIMIEN ENT TOS DE PET PETR2LE R2LEO O
1n éstos el petróleo es el producto dominante y el gas est! como producto secundario disuelto en cantidades que dependen dependen de la presión y la temperatura del del yaci yacimi mien ento to.. @eci @ecibe ben n el nomb nombre re de yaci yacimi mien ento tos s satu satura rado dos s cuan cuando do el petróleo no acepta m!s gas en solución bajo las condiciones de temperaturas y presión e-istentes lo que ocasiona que cualquier e-ceso de gas se desplace #acia la parte superior de la estructura lo que forma una capa de gas sobre el petróleo. 1n yacimientos de petróleos no saturados también se desarrolla la capa de gas por los vapores que se desprenden en el yacimiento al descender la presión. La mayor parte del gas natural producido #oy en día proviene de yacimientos de gas en solución. 3endremos un yacimiento de Petróleo de alta volatilidad: La 3emper mperat atur ura a de yaci yacimi mien ento tos s (3y (3yac* ac* es lige ligera rame ment nte e infe inferio riorr a la 3emperatura crítica (3c*. La mezcla a condiciones iniciales se encuentra en estado líquido cerca del punto crítico. 1l equilibrio de fase en estos yacimientos es precario sufren de un gran encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo de la presión de burbujeo. 1l líquido producido tiene las siguientes características. 0olor de amarillo oscuro a negro. "P8 7 25 @elación gaspetróleo A555 ?555 P0=<)=. La relación gaspetróleo se encuentra entre ?555;55555 P0=<)=. )o7 ;.? )B<)=
YACIMIENTOS DE +AS4PETR2LEO +AS4PETR2LEO -.3. YACIMIENTOS on aquellas acumulaciones de petróleo que tienen una capa de gas en la parte m!s alta de la trampa. La presión ejercida por la capa de gas sobre la del petróleo es uno de los mecanismos que contribuye al flujo natural del petróleo #acia la superficie a través de los pozos. 0uando 0uando baja la presión presión y el petróleo petróleo ya no puede subir subir espont!nea espont!neamente mente puede inyectarse gas desde la superficie a la capa de gas del yacimiento aumentando la presión y recuperando volúmenes adicionales de petróleo
0. DISENO DISENO DE TERM TERMINA INACIO CION N DE POZOS POZOS 0. 0.1. 1.
PLA PLANEACI NEACION ON DE LA TERM TERMIN INA ACION CION
La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después de cementada la última tubería de revestimiento y se realiza con el fin de dejar produciendo #idrocarburos. 3
1l objetivo primordial de la terminación es obtener la producción óptima de #idrocarburos a menor costo. Para que esta se realice debe #acerse un an!lisis nodal para determinar que aparejo de producción deben de utilizarse para producir el pozo adecuado a las características del yacimiento (tipo de formación mecanismo de empuje etc*. "dem!s en la elección del sistema de terminación deber! considerarse la información recabada indirecta o directamente durante la perforación a partir de: muestras de canal núcleo prueba de formación an!lisis petrofísico an!lisis PC3 y los registros geofísicos de e-plotación.
0.-. FACTORES 5UE DETERMINAN EL DISE6O DE LA TERMINACI2N 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: Tasa de producción requerida. eservas de zonas a completar. !ecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar. "ecesidades futuras de estimulación. equerimientos para el control de arena. #uturas reparaciones. $onsideraciones para el levantamiento artificial por %as, bombeo mecánico, etc. &osibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo. 'nversiones requeridas.
0.0.
PRO+RAMA DE OPERACI2N
1s desarrollado por el ingeniero del proyecto es creado con información de la perforación del pozo a intervenir en caso de ser e-ploratorio y pozos vecinos a él al tratarse de pozo en desarrollo consiste en un plan ordenado de operaciones que incluye la toma de registro la limpieza del pozo el dise$o de disparos y la prueba de intervalos productores con el fin de e-plotar la zonas de interés de potencial económico.
0..
ANALISIS DE INFORMACION
Para desarrollar la planeación de la terminación se deber! de contar con la información del pozo a intervenir y de pozos vecinos esta estar! constituida de: @egistro geofísico muestra de canal corte de núcleo gasificaciones perdida de circulación correlaciones antecedentes de prueba durante la perforación prueba de formación (&3*. 1sta información se evaluara con el propósito de determinar cu!les son las zonas de interés que contengan #idrocarburo y a través de un an!lisis nodal se dise$aran los disparos di!metro
4
de tubería de producción y di!metro de estranguladores para mejorar la producción del yacimiento.
0.3.
MUESTRAS DE CANAL Y CORTE DE NUCLEOS
Las muestras de canal se obtienen durante la perforación son los fragmentos de roca cortados por la barrena y sacado a la superficie a través del sistema circulatorio del sistema de perforación el recorte es recolectado en las temblorina para su an!lisis. 1stas muestras proporcionan la información del tipo de formación que se corta característica de la roca como son: La porosidad (
∅
* permeabilidad (D* saturación del agua (E* saturación del
petróleo (o* comprensibilidad de la roca (0*. Los núcleos son fragmentos de roca relativamente grandes que son cortados por una barrena muestreadora constituida por: 3ambor o barril e-terior tambor o barril interior retenedor de núcleo cabeza de recuperación v!lvula de alivio de presión. La pr!ctica de corte de núcleos se usa preferentemente en !reas no conocida y su operación consiste: 1l equipo muestreador es instalado en el e-tremo inferior de la sarta de perforación y se introduce #asta el fondo del agujero. La barrena empieza a cortar el núcleo perforando solamente la parte del borde e-terior y al mismo tiempo el núcleo va siendo alojado en el barril interior. 0uando se termina de cortar el núcleo este es retenido por el seguro retenedor. Posteriormente es sacado el núcleo del barril muestreador. e e-trae solamente este barril ya que es independiente del equipo. e debe procurar obtener los Fmts que es la longitud del barril el núcleo proporciona mayor información sobre la litología y el contenido de fluido. La decisión de obtener núcleo se toma cuando se presenta una aportación de #idrocarburo en rocas almacenadoras y cuando los r egistros geofísicos indican una zona de posibilidad de contenido de #idrocarburos. 1l corte de núcleo de pared del pozo es realizado con un equipo que trabaja a través de percusión. 1ste tipo de núcleo puede ser orientado para determinar los esfuerzo a lo que es sometida la roca. •
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0.7.
+ASIFICACION Y P8RDIDAS DE CIRCULACION
&urante la perforación se presentan gasificaciones que indican posible acumulaciones de #idrocarburos y proporcionan información apro-imada de una densidad equivalente a la presión del poro. La gasificaciones consiste en la contaminación del lodo de perforación por un flujo de gas que sale de la formación #acia el pozo provocado por una presión diferencial a favor de la formación productora (P' es mayor P/* se debe tener cuidado en este tipo de problema (la gasificaciones* ya que cuando se vuelven incontrolable provocan los reventones o crean peligro de incendio por lo que es recomendable la realización de un buen control de pozo. 1stos problemas de gasificación son 5
muy comunes durante la perforación de pozos petroleros> Pero en especial en los pozos e-ploratorios en donde no se tiene información precisa sobre la columna geológica que se est! perforando. Las pérdidas de circulación se definen como la pérdida parcial o total del fluido de control #acia una formación muy permeable o depresionada. 1ste problema se presenta en ocasiones en la perforación de pozos y se manifiesta cuando retorna parte o no #ay retorno del fluido de perforación. Para que se presente este tipo de problemas se requiere dos condiciones en el pozo: 'ormación permeable y alta presiones diferenciales para que e-ista un flujo #acia la formación. Las causas m!s comunes de este tipo de problema son: 0ausa naturales. on aquellas in#erente a la formación ejemplo: 0avernas o fracturas naturales. 0ausa inducida. on provocada durante la perforación al bajar r!pidamente la sarta de perforación (efecto pistón* al controlar el pozo alcanzando la presión m!-ima permisible y al incremento inadecuado de la densidad del lodo. 1n conclusión las pérdidas de circulación indican las zonas depresionada asi como también nos da una apro-imación de la presión de fractura de la formación. "sí el programa de terminación deber! contener las densidades requerida para el control adecuado del pozo. •
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0.9.
CORRELACIONES
1n la elaboración de programas de terminación es importante la información que proporcionan los pozos vecinos esta servir! para ubicar la zona de interés asi como la geometría de aparejo de producción que se utilizaron dise$o de disparo e #istoria de producción de los pozos. 3oda la información recolectada se evaluara con el objeto de utilizar el programa mencionado.
0..
ANTECEDENTES DE PRUE"AS DURANTE LA PERFORACION
Gna de las pruebas requerida durante la perforación es la prueba de goteo la cual e-ige que después de #aber cementado la tubería de revestimiento rebajado la zapata y se perforen algunos metros se deben de determinar el gradiente de fractura de la formación e-puesta así como la efectividad de la formación. Principalmente si #a e-istido problema durante la cementación como pérdidas de circulación del cemento #eterogeneidad de lec#ada fallas de equipo de bombeo etc. Para determinar el gradiente de fractura se realiza la prueba de goteo esta prueba proporciona también la presión m!-ima permisible en el pozo cuando ocurre un brote para determinar las densidades m!-ima. Htras de la prueba que se realizan en la perforación es la prueba de formación con la cual se obtiene información del comportamiento del flujo de fluidos y de la formación. Las informaciones obtenidas en las pruebas realizadas en la perforación del pozo son de utilidad para optimizar la planeación de la terminación
. ANALISIS DE RE+ISTROS 6
/ace m!s de medio siglo se introdujo el registro eléctrico de pozos en la industria petrolera desde entonces se #a desarrollado y utilizado en forma general muc#o m!s y mejores dispositivos de registro.
.1.
RE+ISTR2 EN A+U;ERO DESCU"IERTO
@egistro &e Potencial 1spontaneo (P*. La curva de potencial espontaneo es un registro de fenómeno físico que ocurre naturalmente en las rocas in situ. La curva P registra el potencial eléctrico producido por la interacción del agua de formación innata el fluido de perforación conductivo y otras rocas selectivas de iones (lutitas* la curva P por lo general define una línea m!s o menos recta en el registro que se llama línea base de lutita en frente de formaciones permeable la curva muestra e-cursiones con respecto a la línea base de lutitas> 1n la capa gruesa estas defle-iones tienden a alcanzar una defle-ión constante definiendo así una línea de arena y la defle-ión puede ser a la izquierda o ala derec#a dependiendo principalmente de las salinidades relativas del agua de formación y del filtrado del lodo el registro P se mide milivoltio (mv*. @egistro de @ayos +amma (+@*. "l igual que el registro del P es un registro de fenómenos físico que ocurren naturalmente en las rocas in situ este registro indican la radioactividad natural de las formaciones. 1n las formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el contenido de arcilla de las formaciones porque los elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcilla y lutitas. Las formaciones limpias generalmente tienen un nivel bajo de radioactividad al menos que contaminantes radioactivo como cenizas volc!nicas o residuos de granito estén presente o que las aguas de formación contengan sales disueltas. 1ste registro puede ser corrido en pozos entubado lo que lo #ace muy útil como correlación en modificación de pozo. @egistro de Porosidad. La porosidad de las rocas pueden obtenerse a partir del registro sónico registro de densidad o el registro de neutrones. @egistro ónico. 1s una #erramienta sónica que consiste en un trasmisor que emite impulso sónico y un receptor que capta y registra los impulso. @egistro de &ensidad. 1l registro de densidad lanza unos rayos gamma de mediana energía lo cual al c#ocar con la formación produce el efecto 0ompton del cual el número de colisiones est! directamente relacionada con el número de electrones de la formación en consecuencia la respuesta de la #erramienta est! determinada por la densidad de electrones (número de electrones por centímetro cubico de la formación.*. @egistro =eutrónico. 1ste registro responde principalmente a la cantidad de #idrogeno en la formación por lo tanto en formaciones limpias cuyos poros estén saturados con agua o aceite el registro de neutrones refleja la cantidad de porosidad saturada con fluido. Las mediciones de los registro neutrónicos de densidad y sónico dependen no solo de la porosidad sino también de la litología de la formación del •
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•
7
fluido en los poros y en algunos casos de la geometría de la estructura porosa.
.-. •
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RE+ISTROS EN A+U;ERO ENTU"ADO @egistro de @ayos +amma. Puede ser corrido en pozos entubado lo que #ace muy útil como una curva de correlación en operaciones de terminación o modificación de pozos por ejemplo al correlacionar los disparos de cambio de intervalos y
3. TOMA DE INFORMACION La toma de información al inicio y durante la vida productiva del yacimiento es muy importante para conocer la situación real del pozo y la posibilidad de mejorar sus condiciones de e-plotación para lo cual se necesita información sobre las características del sistema rocafluido el estado actual de agotamiento del yacimiento la eficiencia de terminación del pozo etc. y así mismo para dar recomendaciones validas sobre la manera en que un pozo debe producir.
3.1.
RE+ISTRO DE PRESION
1-isten registros de presiones en donde una buena medición de la presión es parte esencial de las pruebas de variación de presión en pozo. Para obtener mejores resultados las presiones deben ser medidas cerca de los estratos productores y #ay tres tipos b!sicos de medidores de presión de fondo y son: de cable de línea registro con instalación permanente y de registro recuperable en la superficie.
3.-.
CUR
1l objetivo de las pruebas de presión que consisten b!sicamente en generar y medir variaciones de presiones en los pozos es obtener información del sistema rocafluido y de los mismos pozos a partir del an!lisis de la citada variación de presión. La información que se puede obtener incluye da$o permeabilidad porosidad presión media discontinuidades etc. la cual es 8
esencial para la e-plotación eficiente de los yacimientos. Las diferentes tipos de pruebas de presión son las siguientes: de incremento de decremento prueba de inyectividad de interferencia y de decremento en pozos in yectores.
3.0. •
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RE+ISTRO DE PRESION DE FONDO CERRADO Y FLUYENDO
@egistro de Producción. Los registro de producción son los registro que se pueden tomar después que se #an cementado las tuberías de revestimiento colocado el aparejo de producción y disparado el intervalo productor es decir después de la terminación inicial del pozo estos registros #an permitido conocer con m!s detalle el comportamiento no solo de los pozos sino también de las formaciones. 1ntre los registros de producción se tienen los siguientes: de temperatura de gastos de presiones de di!metro interior de tuberías etc. 1-isten cuatro condiciones b!sicas en relación con el pozo las cuales se determinan con la ayuda de los registro de producción estas condiciones son: 1stado mec!nico del pozo. 0alidad de la cementación. 0omportamiento del pozo. 1valuación de las formaciones. @egistro de ,olinete. 1s un registro medidor continuo de gastos tipo #élice (molinete* que se utiliza para medir las velocidades de los fluidos en el interior de las tuberías de producción y revestimiento la #erramienta es colocada en el centro de la columna de fluido por medio de centrados de resorte y corrida a una velocidad constante en contra de la dirección del flujo la velocidad de la #élice que es una función lineal de la velocidad del fluido respecto a la #erramienta se registra continuamente contra la profundidad. @egistro &e 1valuación &e 0ementación. Los registro de evaluación de la cementación primaria de la tubería de revestimiento de superficial intermedia y de e-plotación se veía inicialmente únicamente la cima de cemento en la parte e-terior ya que dic#o registro indicaba en donde estaba el cambio de temperatura de caliente a frio y en ese momento se detectaba o se veía la cima de cemento. "ctualmente la evaluación de la cementación se realiza con el registro sónico cementación 0)L.
7. DETERMINACION Y TIPO DE DA6O 1l da$o a la formación es un fenómeno que causa una distorsión en el flujo lineal en dirección al pozo debido a restricciones en el tama$o de los poros de la roca ocasionado una caída de presión e-tra en las inmediaciones del pozo.
7.1.
COMPONENTES DEL DA6O
Los tratamiento de estimulación en la mayoría de los casos reducen el factor de da$o sin embargo el efecto total de da$o involucra varios factores donde 9
algunos de ellos no pueden ser alterados el da$o total se representa por la siguiente ecuación. S t =S c +θ + S p + Sd +∑ pseudodano S c +θ
: es el da$o por terminación parcial y !ngulo de desviación.
S p
: es el da$o por efectos del disparo.
Sd
: es el da$o por invasión de los fluidos.
7.-.
EFECTOS DEL DA6O
0on la finalidad de evaluar en forma teórica y cuantitativa los efectos de los danos susceptibles de removerse a través del tratamiento de estimulación para conocer tal efecto se debe considerar un yacimiento que no presenta ningún tipo de da$o (J5* para estimar el potencial natural del pozo. Los efectos producido por los disparos originan un compactamiento de la formación sufriendo alteraciones en sus características físicas las cuales propician el inicio de los problemas asociados con la restricción al flujo a través de las perforaciones y estas se ven incrementadas por los detritos de las pistolas la tubería el cemento y la propia formación.
7.0.
ORI+EN DEL DA6O
1l da$o a la formación puede ser causado por procesos simples o complejos present!ndose en cualquiera de las etapas de la vida de un pozo. 1l proceso de la perforación del pozo es el primer y tal vez el m!s importante origen del da$o el cual se agrava con las operaciones de cementación de tuberías de revestimiento las operaciones de terminación y reparación de pozos e incluso por las operaciones de estimulación. Los mecanismos que gobiernan el da$o a una formación pueden ser: @educción de la permeabilidad absoluta de la formación originada por un taponamiento del espacio poroso o fisuras naturales. @educción de la permeabilidad relativa a los fluidos de la formación resultado de la alteración en las saturaciones de los fluidos o del cambio de la mojabilidad. "umento de la viscosidad de los fluidos del yacimiento debido a la formación de emulsiones o alteraciones en sus propiedades. •
•
•
7..
TIPOS DE DANO
" continuación se describen los tipos de da$o que se pueden presentar durante las diferentes operaciones que se realicen en un pozo petrolero.
7..1. DA6O POR IN
ella o con los componentes mineralógicos de la roca. 1ste tipo de da$o originalmente es causado por la perforación por la invasión del lodo #acia el pozo. 1sta invasión de fluidos genera alguna diversidad de da$o como: &a$o por arcilla: La mayoría de las formaciones productoras contienen en mayor o menor cantidad de arcillas siendo estos minerales potencialmente factores de da$o por su alta sensibilidad a fluidos acuoso lo que provoca su #inc#amiento y
7..-. DA6O POR IN
7..0. DA6O ASOCIADO CON LA PRODUCCI2N La producción de los pozos propicia cambios de presión y temperatura en o cerca de la vecindad del pozo provocando un desequilibrio de los fluidos agua aceite y
7.3.
E
Para lograr la remoción del da$o es necesario evaluarlo y esto se puede realizar tomando en consideración los siguientes puntos: @evisión de operaciones previas a la actual del pozo. Pruebas de laboratorio. 0uantificación del da$o. 11
9. ESTIMULACI2N DE POZO 9.1.
SELECCI2N DEL TIPO DE TRATAMIENTO
&ependiendo del tipo y caracterización del da$o los tratamientos de estimulación de pozos pueden ser de dos formas: estimulación matricial y estimulación por fracturamiento #idr!ulico la diferencia entre estos dos tipos de estimulación recaen en el gasto y presión de inyección. Los par!metros m!s importantes de an!lisis para dise$ar un tratamiento de estimulación son: Permeabilidad. &ensidad de los 3emperatura del de fluidos de yacimiento. Presión Profundidad de la formación. yacimiento. aturación de los Porosidad. formación. fluidos de 'actor de da$o. de ,ineralogía formación. formación.
9.-.
AN=LISIS DE MUESTRAS Y PRUE"AS DE LA"ORATORIO
1l é-ito de un tratamiento en su gran porcentaje depende de los an!lisis y pruebas de laboratorio que sirven para determinar y conocer el mecanismo de da$o presente en la formación a estimular para ello se enlista una serie de an!lisis y pruebas m!s comunes.
9.-.1. ANALISIS DE MUESTRAS
"n!lisis composicional: 1sto nos permite detectar la presencia de emulsiones sedimentos org!nicos y
9.-.-. PRUE"AS DE LA"ORATORIO
Prueba de compatibilidad: &e esta prueba se determina la mezclabilidad #omogeneización dispersión y solubilidad rompimiento de emulsiones y la mojabilidad por agua de los fluidos de tratamiento con los fluidos contenidos en la formación productora. Prueba de emulsión: 1stas pruebas se realizan para determinar la cantidad de !cido separada en el menor tiempo la calidad de las fases acido #idrocarburos (aceite* y la tendencia a precipitados de asf!ltenos o lodo asfaltico.
9.0.
ESTIMULACION MATRICIAL
Los procedimientos de la estimulación matricial son caracterizados por gastos de inyección a presiones por debajo de la presión de fractura esto 12
permitir! una penetración del fluido a la matriz en forma radial para la remoción del da$o en las inmediaciones del pozo. &ependiendo de la interacción de los fluidos de estimulación y el tipo de da$o presente en la roca se divide en dos grandes grupos: 1stimulación matricial no !cida: 1s en la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales de la roca utiliz!ndose para la remoción de da$os ocasionados por bloqueos de agua aceite o emulsión perdidas de fluido de control o depósitos org!nicos. Los fluidos a utilizar son: soluciones oleosas o acuosas alco#oles o solventes mutuos acompa$ados principalmente de surfactantes u otros aditivos afines. 1stimulación acida: 1s en la cual los fluidos de tratamiento reaccionan químicamente disolviendo materiales que da$an la formación y a los sólidos contenidos en la roca. Gtiliz!ndose para la remoción de da$o por partículas de solidos (arcillas* precipitaciones inorg!nicas. Los fluidos a utilizar principalmente son los sistemas !cidos. "lgunos de los !cidos que se usan son> !cido clor#ídrico !cido fluor#ídrico !cidos org!nicos.
Gna vez realizado todas estas operaciones se proceden a continuar con la terminación del pozo.
. TIPOS DE TERMINACION
.1.
CLASIFICACION DE ACUERDO AL TIPO DE A+U;ERO
(ásicamente existen tres tipos de terminaciones de acuerdo a las caracter)sticas del pozo, es decir cómo se termine la zona objetivo: ue%! A#ier!.* +ste tipo de terminación se realiza en zonas donde la formación está altamente compactada, siendo el intervalo de terminación o producción normalmente %rande - a / pies0 y homo%1neo en toda su lon%itud. ue%! A#ier! %!n F!rr! ! Tu#er&a Ranurada.* +ste tipo de terminación se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido a problemas de producción de fra%mentos de rocas y de la formación, donde se produce %eneralmente petróleos pesados. Tu#er&a de Re>esimien! Per?!rada @Ca!neadaB.4 +s el tipo de terminación que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos / a 2 pies0, como en pozos profundos - pies o más0. $onsiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la tuber)a de revestimiento se cementa a lo lar%o de todo el intervalo o zonas a completar, ca3oneando selectivamente frente a las zonas de inter1s para establecer comunicación entre la formación y el hueco del pozo.
.-.
TIPOS DE TERMINACION DE ACUERDO A LA CONFI+URACION MECANICA
1-isten varios tipos de terminación de pozos. 0ada tipo es elegido para responder a condiciones mec!nicas y geológicas impuestas por la naturaleza del yacimiento. in embargo siempre debe tenerse presente que 13
la terminación mientras menos aparatosa mejor ya que durante la vida productiva del pozo sin duda se requerir! volver al #oyo para trabajos de limpieza o reacondicionamientos menores o mayores. "dem!s es muy importante el aspecto económico de la terminación elegida por los costos de trabajos posteriores para conservar el pozo en producción. La elección de la terminación debe ajustarse al tipo y a la mec!nica del flujo del yacimiento al pozo y del fondo del pozo a la superficie como también al tipo de crudo. i el yacimiento tiene suficiente presión para e-peler el petróleo #asta la superficie al pozo se le cataloga como de flujo natural pero si la presión es solamente suficiente para que el petróleo llegue nada m!s que #asta cierto nivel en el pozo entonces se #ar! producir por medio del bombeo mec!nico o #idr!ulico o por levantamiento artificial a gas. "dem!s de las varias opciones para terminar el pozo vertical ('iguras ; a ;5 respectivamente* a#ora e-isten las modalidades de terminación para pozos desviados normalmente los desviados de largo alcance los 8nclinados y los que penetran el yacimiento en sentido #orizontal.
.-.1. TERMINACI2N
La terminación sencilla contempla generalmente la selección de un solo #orizonte productor para que descargue el petróleo #acia el pozo. in embargo e-isten varias modalidades de terminación sencilla. La terminación sencilla cl!sica con el revestidor cementado #asta la profundidad total del #oyo consiste en que el revestidor sea ca$oneado a bala o por proyectil a c#orro para abrir tantos orificios (perforaciones* de determinado di!metro por metro lineal #élico para establecer el flujo del yacimiento #acia el pozo. 1l di!metro del ca$ón que puede ser de K a ;A; milímetros y di!metros intermedios se escoge de acuerdo al di!metro del @evestidor que generalmente puede ser de ;AM a ;MK milímetros y di!metros intermedios convencionales. 1l di!metro del proyectil comúnmente es de 9 a ;F milímetros con incrementos convencionales para di!metros intermedios deseados que pueden ser de F?> ;AM y ;?F milímetros. 0omo el fluido de perforación es generalmente utilizado para controlar la presión de las formaciones se decidir! si ser! utilizado durante el ca$oneo en su estado actual o si se opta por dosificarlo con aditivos específicos o cambiarlo totalmente por un fluido especial.
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Figura 1: ,odalidad de terminación sencilla b!sica pozo vertical
Pues durante el ca$oneo y las tareas subsecuentes el pozo debe estar controlado por el fluido. Por tanto esta etapa de terminación puede tornarse crítica. Luego de ca$oneado el intervalo o los intervalos seleccionados se procede a e-traer el ca$ón del pozo para comenzar después a meter la tubería de producción llamada también de educción. Para el caso b!sico de terminación sencilla como se muestra en la 'igura ; la tubería de producción lleva en su parte inferior una empacadura adecuada que se #inca contra la pared del revestidor. La parte superior de la sarta se cuelga del cabezal del pozo y del cabezal sale la tubería de flujo que lleva el petróleo #asta el múltiple de la instalación de separadores donde se separa el gas el petróleo y el agua. &e aquí en adelante en la estación de flujo y almacenamiento se procede al manejo de estos tres fluidos de acuerdo a sus características. 1n el cabezal del pozo se instalan dispositivos tales como un manómetro para verificar la presión del flujo del pozo un estrangulador (fijo o graduable* para regular el flujo del pozo y las v!lvulas para cerrar el pozo y tener acceso al espacio anular en caso necesario. Htra versión de terminación sencilla permite que selectivamente pueda ponerse en producción determinado intervalo ('igura A*. Para esto se requiere adaptar a la sarta de producción las empacaduras de obturación requeridas y las v!lvulas especiales en frente de cada intervalo para permitir que el petróleo fluya del intervalo deseado y los otros dos estratos se mantengan sin producir. Por las características petrofísicas de la roca especialmente en el caso de caliza o dolomita la terminación sencilla puede #acerse a #oyo desnudo ('igura * o sea que el revestidor se cementa m!s arriba del intervalo productor. Luego se puede estimular o fracturar el intervalo productor. "lgunas veces se puede optar por revestir el intervalo productor utilizando un revestidor corto tubería calada ('igura 2* que cuelga del revestidor de producción. Htra opción de terminación para 15
contener arenas muy deleznables que se emplea muc#o en pozos que producen a bombeo
Figura -: 3erminación sencilla
de Hpción múltiple selectiva
Figura 0: 3erminación sencilla en #oyo desnudo
FI+URA : 3erminación sencilla
con 3ubería calada
FI+URA 3: 3ubería sencilla y empaque con grava
mec!nico es la de empacar el intervalo productor con grava de di!metro escogido ('igura ?* de manera que los granos sueltos de arena 16
impulsados por el flujo al escurrirse por la grava se traben formando así un apilamiento firme y estable que evita que la arena fluya #acia el pozo. 1l empaque puede lograrse colgando una tubería calada especial previamente empacada o con una tubería calada por medio de la cual antes de colgarla se rellena el espacio anular con la grava escogida.
.-.-. TERMINACI2N
0uando es necesario producir independientemente dos yacimientos por un mismo pozo se recurre a la terminación doble ('igura 9*. +eneralmente el yacimiento superior produce por el espacio anular creado por el revestidor y la tubería de educción y el inferior por la tubería de educción cuya empacadura de obturación se #inca entre los dos intervalos productores. "lgunas veces se requiere que el intervalo productor inferior fluya por el espacio anular y el superior por la tubería de educción única que desea instalarse ('igura M*. 1n este caso se puede elegir una instalación que por debajo del obturador superior tenga una derivación a semejanza de una y que permite invertir la descarga del flujo. Htras veces se puede optar por instalar dos tuberías de educción para que los fluidos de cada intervalo fluyan por una tubería sin tener que utilizar el espacio anular para uno u otro intervalo ('igura K*.
Figura 3: 3erminación vertical
doble b!sica
Figura 7: 3erminación vertical doble invertida
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Figura 9: 3erminación vertical
Figura : 3erminación vertical
doble con dos tuberías
triple
.-.0. TERMINACI2N
0uando se requiere la producción vertical independiente de tres estratos se opta por la terminación triple ('igura F*. La selección del ensamblaje de las tuberías de educción depende naturalmente de las condiciones de flujo natural de cada yacimiento. +eneralmente puede decidirse por la inserción de dos sartas para dos estratos y el tercero se #ar! fluir por el espacio anular. Htra opción es la de meter tres sartas de educción ('igura F*.
.-.. OTRAS MODALIDADES DE TERMINACION
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 mec!nico bombeo #idr!ulico levantamiento artificial por gas o bombeo mec!nico asociado con inyección de vapor según las características del yacimiento e intervalos seleccionados para producir
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Figura : 3erminación vertical triple
0on tres tuberías
.-..1.
"OM"EO MEC=NICO
1l revestimiento y la manera de terminar el pozo pueden ser muy parecida a la antes descrita para pozos de flujo natural e-cepto que la gran diferencia estriba en cómo #acer llegar el petróleo desde el fondo del pozo a la superficie. 1l yacimiento que #a de producir por bombeo mec!nico tiene cierta presión suficiente para que el petróleo alcance un cierto nivel en el pozo. Por tanto el bombeo mec!nico no es m!s que un procedimiento de succión y transferencia casi continúa del petróleo #asta la superficie. 1l balancín de producción que en apariencia y principio b!sico 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 ('igura ;;*. La v!lvula fija permite que el petróleo entre al cilindro de la bomba. 1n la carrera descendente de las varillas la v!lvula fija se cierra y se abre la v!lvula viajera para que el petróleo pase de la bomba a la tubería de educción. 1n la carrera ascendente la v!lvula viajera se cierra para mover #acia la superficie el petróleo que est! en la tubería y la v!lvula fija permite que entre petróleo a la bomba. La repetición continua del movimiento ascendente y descendente (emboladas* mantiene el flujo #acia la superficie ('igura ;A*. 0omo en el bombeo mec!nico #ay 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. Htra modalidad es el balanceo neum!tico cuya construcción y funcionamiento de la rec!mara se asemeja a un amortiguador neum!tico>
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generalmente va ubicado en la parte delantera del balancín. 1ste tipo de balanceo se utiliza para bombeo profundo.
Figura 1: 1squema del mecanismo y partes &el bombeo mec!nico tipo balancín.
Los di!metros de la bomba varían de A?2 a ;A5 milímetros. 1l desplazamiento de fluido por cada di!metro de bomba depende del número de emboladas por minuto y de la longitud de la embolada que puede ser de varios centímetros #asta F metros. Por tanto el bombeo puede ser de fracciones de metro cúbico #asta unos 2M5 metros cúbicos
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Figura 11: Partes de una bomba de ucción de pozos petrolíferos
&e varillas se mete en la tubería de educción #asta llegar a la v!lvula fija ubicada en el fondo del cilindro. Luego se sube la sarta de varillas cierta distancia y por medio del v!stago pulido colgador y riendas se fija en el balancín de manera que en la carrera descendente no golpee la v!lvula fija. Htro 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 e-traer sin necesidad de sacar la sarta de educción para cambiarle algunos de sus componentes o reemplazarla por otra del mismo dise$o. 1ste tipo requiere que la sarta de educción sea provista de un niple adecuado o dispositivo similar para encajarla. 0omo las v!lvulas fija y viajera deben ser resistentes a la corrosión y a la abrasión sus esferas y asientos se fabrican de acero ino-idable acero templado metal monel aleaciones de cobalto acero tungsteno o bronce. Las varillas de succión son #ec#as de varias aleaciones de metales. 1st!n sujetas a un funcionamiento mec!nico que le impone esfuerzos de estiramiento encogimiento y vibración> fatiga corrosión erosión. 0ada varilla tiene en un e-tremo una espiga (mac#o* redonda sólida y roscada y m!s abajo del #ombrillo en forma cuadrada una muesca para encajar la llave para el enrosque y desenrosque. 1n el otro e-tremo lleva la caja o cone-ión #embra internamente roscada con muesca e-terior o con 21
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 di!metros de ;?F> ;F> AAA> A?2 y AK9 milímetros con sus correspondientes dimensiones para la espiga #ombrillo caja muesca etc. La longitud de las varillas es de M9 y F;? metros. 1l peso de las varillas en Dg<5 metros de longitud va desde AM a ;9M Dilogramos. Para cada di!metro de tubería de educción e-iste un di!metro adecuado de varillas para mayor efectividad de funcionamiento.
.-..-.
"OM"EO IDR=ULICO
1n este tipo de mecanismo de e-tracción del petróleo del fondo del pozo se usa como medio impelente del petróleo un fluido que se bombea por la tubería de educción. 1l petróleo producido y el fluido impelente suben a la superficie por el espacio anular. La mezcla pasa por un separador o desgasificador
Figura 1-: &etalles b!sicos de una instalación de bombeo
#idr!ulico para pozos petrolíferos
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 ('igura ;*. 1-iste una variada selección de bombas de fondo y equipos afines de superficie para el dise$o de bombeo #idr!ulico continuo o intermitente de acuerdo con las características de flujo y requerimientos de l os pozos.
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.-.3. LE
1l levantamiento artificial por gas del tipo intermitente y continuo se usa desde #ace muc#o tiempo. ,ayor ventaja ofrece el tipo de inyección continua para #acer producir pozos que mantengan una razonable presión de fondo que sostenga un índice de productividad de líquidos no menor de 5A m
La selección de uno u otro tipo depende de la presión de fondo de la disponibilidad del volumen y presión de gas requeridos como de las características y condiciones del yacimiento. 1l dise$o y la instalación del sistema dependen de la selección de los elementos que van en el pozo: tipo de v!lvulas> espaciamiento y profundidad de colocación de las v!lvulas 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 #erramientas manipuladas desde la superficie por medio de un cable o alambre. 1n 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. &e igual manera e-isten también en la superficie las instalaciones requeridas para recibir la producción de los pozos: gaspetróleoagua y efectuar su separación tratamiento almacenamiento distribución y despac#o.
Figura 10: &etalles b!sicos de una instalación 23
de levantamiento artificial por gas
9.
LA SARTA DE EDUCCI2N
"l mencionar los diferentes tipos de terminación de pozos aparece la utilización de una dos y #asta tres sartas de educción según el número de estratos que independientemente ameriten ser producidos. 3an importantes son las especificaciones y dise$o de cada sarta de educción como las de las sartas de revestimiento. Pues ambas por sí y en conjunto adem!s de representar una gran inversión para cada pozo son el pozo mismo. Por tanto la función eficaz y durabilidad de cada sarta son garantía de la seguridad y permanencia del pozo. La manufactura y características de los tubos para sartas de producción se rigen por normas y propiedades físicas recomendadas por el 8nstituto "mericano del Petróleo ("P8* que cubren los siguientes factores: N &i!metro nominal. N &i!metro e-terno. N Peso nominal con acoplamiento liso o recalcado. N 1spesor. N +rado (/25 O?? 0M? =K5 P;5?*. N @esistencia a la tensión aplastamiento y estallido. N 1sfuerzo de torsión de enroscado. N 8nspección transporte mantenimiento y uso. Para satisfacer la variedad de necesidades y condiciones en los pozos los di!metros e-ternos nominales disponibles son: ;F?> A?25> ;M?> K;5> ?AF> 95A> M5A> KKF5> ;5;95 y ;;25 milímetros que corresponden respectivamente a AM
Las tuberías para revestimiento de pozos las tuberías de educción y las tuberías caladas se fabrican sin costura de piezas integrales o soldadas eléctricamente de acuerdo con normas y especificaciones que rigen el aspecto químicometalúrgico de los aceros escogidos> como también el proceso térmico empleado en la confección de las tuberías> el control de calidad de fabricación que incluye pruebas químicas y físicas de tensión aplastamiento y estallido.
.1.
ADITAMENTOS PARA LA SARTA DE EDUCCI2N
&ebido a los requerimientos y opciones de la terminación el dise$o de sarta de educción puede ser sencillo o complejo. /abida cuenta de la profundidad presiones estratos a producir y características de la producción #ay disponibles una variedad de aditamentos complementarios para la instalación y fijación de la sarta en el pozo y otros que formando parte integral de la sarta sirven para ciertas funciones y acciones mec!nicas que de vez en cuando deban #acerse en el pozo por medio de la sarta. 1n el primer caso se tienen la v!lvula de c#arnela que se enrosca en el e-tremo inferior de la sarta. La zapata guía en caso de circulación o cementación que también puede enroscarse en el e-tremo inferior. 0entralizadores que pueden ser ubicados a profundidades escogidas para centrar la sarta en el #oyo. Hbturadores o empacaduras para #incar la sarta en diferentes sitios o para aislar zonas diferentes de producción como en el caso de terminación con varias zonas. =iples o v!lvulas deslizables que por medio del manipuleo con #erramientas colgadas de un alambre o cable pueden abrirse o cerrarse desde la superficie para cortar o iniciar el flujo inyectar fluidos etc. C!lvulas de seguridad para controlar el flujo del pozo en caso de averías en el cabezal. 1stranguladores de fondo. ,andriles para el asiento de v!lvulas para levantamiento artificial por gas. H algunos otros dispositivos para medición permanente de temperatura presión de fondo medidores de corrosión o tuberías de muy peque$o di!metro para circulación de diluente o anticorrosivos.
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Figura 1: ,uestras de tubería de educción
0on empalme sin recalce y con recalce.
1.TERMINACI2N DE POZOS ORIZONTALES
Los tipos de terminación cl!sica del pozo vertical descritos en p!ginas anteriores representan la evolución de la tecnología petrolera desde los comienzos de la industria ;K?F #asta #oy. 1l é-ito de la opción para terminar y producir económica y eficientemente el pozo depende de los conocimientos precisos que se tengan de la geología del subsuelo> de los detalles del programa general de perforación> de las evaluaciones petrofísicas y comerciales de los intervalos petrolíferos delineados y del plan de seguimiento del comportamiento de la producción de #idrocarburos con fines de lograr la m!s larga vida comercial posible de los yacimientos. 1n resumen e-traer el mayor volumen de #idrocarburos correspondiente al !rea de drenaje de cada pozo. Precisamente en la década de los setenta en la industria surgió la idea del pozo #orizontal para e-traer el mayor volumen de los #idrocarburos in siu del !rea de drenaje de cada pozo y por ende de todo el yacimiento. Los adelantos en las aplicaciones y tecnología de la terminación de pozos #orizontales #an sido espectaculares. Pr!cticamente en todas las !reas petrolíferas del mundo se #ace #oy un gran número de pozos #orizontales. in embargo como se ver! por razones operacionales el pozo #orizontal definitivamente no sustituye al pozo vertical. 0ada cual tiene sus méritos según los aspectos geológicos del yacimiento las características de las formaciones y las propiedades de los #idrocarburos in siu. &e los estudios y e-perimentos de laboratorio conjuntamente con e-periencias derivadas de los trabajos de campo se #a logrado en los últimos diez a$os un desarrollo r!pido de #erramientas y tecnología que incluyen: 0ementación de la tubería de revestimiento y de producción en el #oyo #orizontal entre cuyos aspectos destacan: la longitud de la tubería que •
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a veces puede ser muy larga> centralización de la tubería> características del fluido de perforación y de la mezcla aguada de cemento> calibre y #orizontalidad del #oyo de manera de evitar escurrimiento del cemento y dejar ciertos tramos de la parte superior de la tubería sin recubrimiento y protección requeridas respecto a la parte alta del #oyo. 3omar secciones sísmicas utilizando equipo de superficie y el de fondo desplaz!ndolo a lo largo del #oyo #orizontal para #acer correlaciones lo m!s e-actas posibles. /acer perfiles del #oyo #orizontal mediante las técnicas de %,edición ,ientras se PerforaI (,,P*. Gtilizar tubería devanada para #acer ciertos perfiles. "plicaciones de fluidos de perforación y de terminación apropiadamente dosificados para aumentar la capacidad y eficiencia de #oradación de la barrena disminución de la turbulencia del flujo del fluido mantenimiento de sólidos en suspensión y notable reducción de filtrado #acia la formación. ,antenimiento de la trayectoria del #oyo en la formación de peque$o espesor y de contacto crítico petróleo
1.1. TU"ERA CONTINUA O DE
1n la década de los sesenta se #icieron intentos por establecer en la industria petrolera el uso de la tubería continua de educción o tubería devanada especialmente en tareas de servicio y mantenimiento de pozos que necesiten una tubería de peque$o di!metro. Los esfuerzos de entonces no ec#aron raíces.
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Figura 13: 0ementaciones defectuosas afectan la integridad
&e la terminación del pozo #orizontal.
La utilización de tubería continua (o sea la tubería que a semejanza de un cable se devana en un carrete* nació de las necesidades de suministros r!pidos y de flujos constantes de combustibles para los ejércitos aliados durante la invasión de =ormandía 'rancia en junio de ;F22 egunda +uerra ,undial. 1l servicio logrado con estos poliductos de M9A milímetros de di!metro interno ( pulgadas* fue e-traordinario. &esde la costa inglesa A tuberías cruzaron el canal de la ,anc#a para llegar a cada playa de desembarque dominada por las tropas invasoras de la costa francesa. 8ndividualmente ;M tuberías alcanzaron 2K Dilómetros de longitud y otras seis se e-tendieron ;;A Dilómetros tierra adentro. &e ;FM9 en adelante se avanzó en la técnica de fabricación de tubería devanada y ya para ;FK5 se #abía logrado establecer las categorías técnicas deseadas. " partir de noviembre de ;FF; #asta junio de ;FF "le-ander asOaEorsDy 88 et al. escribieron para la revista Qorld Hil una serie de ;9 artículos sobre %3ubería devanada... operaciones y serviciosI que detalladamente cubren los logros y aspectos siguientes: eguridad en el trabajo con tubería devanada. &i!metro del tubo resistencia y comportamiento (pandeo y dobladuras residuales*. 0apacidad de la tubería devanada en operaciones y servicios. Lavado de arena y limpieza de pozos descarga de sólidos a c#orro. 1mpleo de la tubería devanada #oyo abajo en trabajos con alambre fino y registros de pozos. 1stimulaciones de pozos inyección de !cido y lavado a través de las perforaciones a bala. 0onsolidación de arena deleznable. 0ementación. 1nsanc#amiento del #oyo. @escate de piezas y fresado a través de la tubería de educción. Perforación con tubería devanada. 3ubería devanada utilizada como sifón y tubería de producción. • •
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Gso futuro de la tubería devanada. Por las aplicaciones actuales de la tubería devanada se pueden apreciar los adelantos que #an enriquecido y ampliado la tecnología de reacondicionamiento de pozos tarea a la que #an contribuido empresas petroleras empresas de servicio y fabricantes de material tubular de #erramientas y de equipos requeridos para las diferentes etapas de las operaciones de campo.
Figura 17: 1l caso típico de un acondicionamiento de
pozo con tubería devanada puede ser el de lavar y sacar la arena que obstruye la tubería de producción de una profundidad de ;5555 pies 'uente: "le-andre asjaEorsDy 88 Qorld oil marzo ;FFA p. M;.
Las propiedades y características de la tubería devanada responden a determinadas especificaciones técnicas
11. TERMINACI2N DE POZOS COSTAFUERA
La terminación de pozos verticales desviados y #orizontales costafuera en lo que se refiere a las sartas de educción y sus aditamentos no difiere muc#o de las terminaciones en tierra. in embargo la profundidad de las aguas influye muc#o en varios aspectos de la terminación.
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+eneralmente en aguas muy llanas o llanas el cabezal del pozo queda montado sobre una plataforma. &el fondo a la superficie del agua y de allí al piso de la plataforma cuando las distancias no son muy largas no #ay muc#o inconveniente en que las tuberías de superficie revestidoras y de educción lleguen a la plataforma. 1n ocasiones desde una gran plataforma se perforan direccionalmente un cierto número de pozos. La plataforma tiene suficiente !rea propia o !rea au-iliar adyacente para acomodar separadores tanques de prueba de transferencia o de tratamiento bombas y todo cuanto sea necesario para manejar fluidos producidos en el sitio. 0uando las distancias de la costa son muy largas las plataformas est!n provistas de instalaciones y comodidades para el alojamiento y permanencia del personal de trabajo. " medida que la profundidad de las aguas #a ido aumentando porque las operaciones se realizan cada vez m!s lejos de la costa se #a evolucionado en la concepción de dise$os de cabezales y sus componentes. Por ejemplo el cabezal puede permanecer en el fondo del mar. i la instalación est! en contacto directo con el agua se llama %cabezal submarino #úmedoI pero si est! aislado del agua por medio de una c!mara u otro dispositivo se le llama %cabezal submarino secoI. Los tipos de terminaciones submarinas y los avances tecnológicos logrados son fruto de adelantos en la electrónica el radar la telemetría la televisión la soldadura acu!tica la electro#idr!ulica la metalurgia los aditamentos y sellos las v!lvulas y sensores la teleDinesia el buceo la cibernética la computación y muc#as otras ciencias y tecnologías afines. &e tal manera que #oy se puede perforar en profundidad de aguas a m!s de ;.A? metros. 1n el fondo del agua y sobre el lec#o acu!tico se dispone la base del cabezal que primero servir! para la perforación y luego para la producción. &el barco al fondo acu!tico se #ace contacto por medio de una cone-ión especial subiente que facilita el
Figura 17: 3ipo de plataforma para pozos costafuera
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fondo del mar. i la instalación est! en contacto directo con el agua se llama %cabezal submarino #úmedoI pero si est! aislado del agua por medio de una c!mara u otro dispositivo se le llama %cabezal submarino secoI. Los tipos de terminaciones submarinas y los avances tecnológicos logrados son fruto de adelantos en la electrónica el radar la telemetría la televisión la soldadura acu!tica la electro#idr!ulica la metalurgia los aditamentos y sellos las v!lvulas y sensores la teleDinesia el buceo la cibernética la computación y muc#as otras ciencias y tecnologías afines. &e tal manera que #oy se puede perforar en profundidad de aguas a m!s de ;.A? metros. 1n el fondo del agua y sobre el lec#o acu!tico se dispone la base del cabezal que primero servir! para la perforación y luego para la producción. &el barco al fondo acu!tico se #ace contacto por medio de una cone-ión especial subiente que facilita el
Figura 19: 0abezal de pozo
costafuera en en el fondo el lec#o acu!tico.
Figura 1: "preciación artística de un pozo en el fondo acu!tico protegido por una c!mara que lo aisla del agua
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0ontrol y manejo de las #erramientas de perforación. &espués el subiente servir! para producir el pozo a la superficie si no es que su producción es manejada por estaciones submarinas de recolección. Las e-periencias que durante muc#os a$os de operaciones costafuera en aguas llanas #a cosec#ado la industria en Cenezuela en el golfo de ,é-ico en el mar 0aspio y otros sitios #an servido de base y referencias para operaciones a mayores profundidades de agua como en el mar del =orte las costas de 0alifornia "lasDa el mismo golfo de ,é-ico y otras zonas marinas alrededor del mundo. &e igual manera las nuevas e-periencias e innovaciones aplicadas en estas zonas mar adentro a veces se emplean ventajosamente sin o con modificaciones en las operaciones en tierra o en zonas de aguas menos profundas.
1-.CONCLUSIONES
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Para realizar una buena completación o terminación de pozo es importante tener en cuenta las siguientes conclusiones que se #an determinado de acuerdo a la información recabada del tema de investigación y estas son: e concluye que para realizar una planeación y operación de terminación del pozo es importante conocer la información recolectada indirectamente o directamente durante la perforación. Rue para realizar el dise$o de terminación del pozo es necesario evaluar los factores que afectan a la productividad del pozo y a su vida productiva del mismo. Rue para elegir el tipo de terminación es necesario conocer el tipo de la formación en la que se est! trabajando para ello se debe realizar un an!lisis de información otorgado por los registro eléctricos. "ntes de evaluar el índice de productividad del pozo es necesario conocer el tipo de da$o ocasionado durante la perforación y
10.RECOMENDACIONES
Para realizar una terminación o completación adecuada del pozo es necesario tomar las siguientes recomendaciones:
