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Completación de Pozos Petroleros INTRODUCCIÓN
La completación y/o 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 el pozo produciendo hidrocarburo. El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción óptima de hidrocarburo al menor costo. Sin embargo, para que esta se realice debe hacerse un análisis nodal para determinar que equipos, herramientas y accesorios de producción deben emplearse para que el pozo produzca de forma óptima, adecuándose a las características del yacimiento (tipo de formación, mecanismo de empuje, entre otras). Cabe señalar que la elección del sistema de terminación deberá considerar información recabada, indirecta o directamente, durante la perforación, a partir de muestras de canal, toma de núcleos, pruebas de formación, análisis petrofísicos, análisis PVT y los registros geofísicos de explotación para la realización de un programa de operación. El programa de operación de un pozo es elaborado y desarrollado por el ingeniero de proyecto; y es creado en base a informaciones correspondiente de la perforación del pozo a intervenir en caso de ser exploratorio y pozos vecinos vecinos a él, al tratarse de pozos en desarrollo. desarrollo. El mismo consiste en un plan ordenado de operaciones que incluyen la toma de registros, la limpieza del pozo, el diseño de disparos, y la prueba de intervalos productores, con el fin de explorar las zonas de interés de potencial económico.
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ESQUEMA INTRODUCCIÓN ESQUEMA DE FIGURAS ESQUEMA DE TABLAS Definición de Completación Equipos Básicos de Completación
Sarta de Tubería
Obturador o empacadura
Equipo de LAG
Niples de Asentamiento Asentamiento
Niples de flujo
Botellas
Mangas de Circulación
Accesorios de completación
Tapones
Cabezales de Pozo
Revestimiento de Producción o inyección
Camisas y Colgadores
-
Camisas Ranuradas
-
Camisas Lisas
Tipos de Completación de Pozos 1. Según su característica en la cara de la arena 1.1.
Completación a Hueco Abierto
1.2.
Completación a Hoyo Revestido
2. Según el número de tuberías 2.1.
Completación Sencilla
2.2.
Completación Múltiple
3. Otros tipos de Completaciones 3.1.
Completación con Tubería Ranurada no Cementada
3.2.
Completación según la Edad Geológica
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ESQUEMA INTRODUCCIÓN ESQUEMA DE FIGURAS ESQUEMA DE TABLAS Definición de Completación Equipos Básicos de Completación
Sarta de Tubería
Obturador o empacadura
Equipo de LAG
Niples de Asentamiento Asentamiento
Niples de flujo
Botellas
Mangas de Circulación
Accesorios de completación
Tapones
Cabezales de Pozo
Revestimiento de Producción o inyección
Camisas y Colgadores
-
Camisas Ranuradas
-
Camisas Lisas
Tipos de Completación de Pozos 1. Según su característica en la cara de la arena 1.1.
Completación a Hueco Abierto
1.2.
Completación a Hoyo Revestido
2. Según el número de tuberías 2.1.
Completación Sencilla
2.2.
Completación Múltiple
3. Otros tipos de Completaciones 3.1.
Completación con Tubería Ranurada no Cementada
3.2.
Completación según la Edad Geológica
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Completación a hoyo abierto o desnudo Descripción Tipos de completaciones a hoyo abierto o desnudo
Completación a hoyo desnudo-libre
Completación a hoyo desnudo – con con forro ranurado (sin empaque)
Hoyo desnudo desnudo - con forro ranurado ranurado y empaque con con grava
Forros ranurados o rejillas
Forros ranurados
Rejillas
Empaque con Grava -
Completaciones a Hoyo Revestido Empacado con Grava
-
Completaciones a Hoyo Abierto Ampliado con Empacado con Grava
-
Empaque con Grava Tipo “Top Set”
-
Completación con Empaque con Grava Tipo Set-Thru
-
Empaques con Grava "Correctores"
CONCLUSIÓN
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ESQUEMA DE FIGURAS Figura Nº1. Completación sencilla con empacadura Figura Nº2. Completación a Hueco Abierto Figura Nº3. Completación a Hoyo Revestido Figura Nº4. Completación Sencilla sin Empacadura Figura Nº5. Completación Sencilla con Empacadura Figura Nº6. Completación Múltiple de doble zona con una sarta Figura Nº7. Completación Múltiple de dos zonas con dos sartas . Figura Nº8. Completación Múltiple de tres zonas con dos sartas. Figura Nº9. Completación con Tubería Ranurada no Cementada Figura Nº10. Completación de pozo a hoyo desnudo-libre y completación de pozo a hoyo desnudo-con forro ranurado y empacado con grava.
Figura Nº11. Completación a hoyo desnudo-libre Figura Nº12. Completación a hoyo desnudo – con forro ranurado (sin empaque) Figura Nº13. Hoyo desnudo - con forro ranurado y empaque con grava ESQUEMA DE TABLAS Tabla Nº 1. Diámetros de tuberías según la Producción. Tabla Nº 2. Series y Presiones de Trabajo Tabla Nº3. Tamaños de Grava Disponibles Comercialmente
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Completación Es la preparación de un pozo para ponerlo en producción económicamente, consiste en el diseño, la selección e instalación de tubería empacaduras y de más herramientas dentro del pozo, con el propósito de producir el pozo de manera controlada, bombear crudo fuera del mismo e inyectar algún fluido dentro de la formación. Esta etapa es el resultado de diferentes estudios realizados al pozo, empezando por la exploración hasta la evaluación del pozo en flujo algún tiempo después de haber sido perforado. Posteriormente que el pozo es entubado y cementado, cada horizonte productivo es puesto en contacto permanente con el pozo, permitiendo el flujo de fluidos del reservorio hacia la superficie a través de la tubería de producción y el equipo apropiado para controlar la tasa de flujo. El contacto con cada horizonte puede ser alcanzado directamente (a hueco abierto) o por cañoneo a través de la tubería de revestimiento.
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Figura Nº1. Completación sencilla con empacadura En la completación del pozo se debe tener en cuenta los siguientes aspectos: -
Revestimiento del Hoyo: Se refiere a la forma de proteger el hoyo con la tubería de revestimiento, de acuerdo con la profundidad y tipos de formaciones productoras.
-
Disposición del Equipo de Producción: Consiste en el diseño de los equipos de tuberías, empacaduras, niples, entre otro, que conectados entre sí, permiten la producción de zonas con hidrocarburos.
- Número de zonas Productoras: Se refiere a la cantidad de lentes productivos en
posibilidad de ser abiertos a la producción, lo cual depende de su potencial y profundidad.
Equipos Básicos de Completación La selección de los componentes y partes de una completación depende de los requerimientos operacionales del campo, pozo o yacimiento para poder lograr eficiencia, seguridad y una producción económica. Tienen por finalidad llevar los fluidos desde la formación productora hasta el cabezal del pozo en forma segura, para el personal y las instalaciones. Existen muchos tipos de componentes disponibles y cada uno es específico debido a su función o variaciones dimensionales. Los componentes primarios de una completación son:
Sarta de Tubería Es el principal conducto para llevar el petróleo de manera controlada desde el
yacimiento hasta superficie (cabezal del pozo). La tubería de producción es ensamblada por lo general junto a diferentes accesorios conformando el esqueleto de la completación. Dicha configuración va a depender de las condiciones del pozo y el modo de producción. Estas tuberías pueden ser de diferentes diámetros y a través de esta se mantiene el control de la producción o inyección; igualmente facilita las operaciones de servicio en el pozo, tales como trabajos de guaya fina y circulación. La selección y diseño de una tubería, es una parte fundamental en la completación de un pozo, para ello existen un conjunto de prácticas aceptables, entre las cuales se encuentran las establecidas por el API:
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-
Valores máximos y mínimos de los esfuerzos cedentes.
-
Valores mínimos de presión interna cedente.
-
Porcentaje mínimo de elongación en secciones de prueba de dos pulgadas de largo.
-
Valores de dureza típica.
-
Torque recomendado.
-
El límite máximo de los esfuerzos cedentes y la mínima elongación son factores muy importantes y los cuales son tomados muy en cuenta por los fabricantes. Los grados de acero recomendados por el API, establecen la composición química,
propiedades físicas y mecánicas de la tubería. Cada grado tiene designado una letra y un número que refleja el esfuerzo cedente mínimo del material, como N-80, J-55, C-95, C-75 y
P-105. Este esfuerzo puede ser suficiente para soportar fuerzas en la tubería causadas por cambios de presión y temperatura a profundidad. La tubería debe soportar esfuerzos significativos de Tensión, Colapso y Estallido. El diámetro de la tubería es seleccionado sobre la base de la tasa de flujo o bombeo estimado para el pozo. La tasa de flujo o de bombeo, es determinada con un Análisis de Curvas basado en el Comportamiento de Influjo del Yacimiento y la Tubería. Para pozos productores (Considerando Crudo Pesado) Hasta 300bppd
Diámetro de 2- 3/8”
Desde 300-800bppd
Diámetro de 2- 7/8”
Desde 800-1500bppd
Diámetro de 3- 1/2”
Desde 1500 bppd en adelante
Diámetro de 4- 1/2”
Tabla Nº 1. Diámetros de tuberías según la Producción. Las conexiones de tuberías son el dispositivo mecánico que se utiliza para unir tramos de tubería, equipos de fondo y accesorios para formar una sarta de tubería con características geométricas y funcionales específicas. Estas juegan un papel muy importante dentro del diseño de la sarta de producción o inyección, debido a que más del 90% de las fallas que
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sufren las sartas de tubería se originan en las conexiones y estas representan entre el 10% de la longitud total de la tubería. Existen 2 tipos de conexiones de tuberías: -
Conexión NU: Poseen roscas de 10 vueltas. Tienen una resistencia menor que la del cuerpo del tubo.
-
Conexión EUE: Poseen 8 vueltas por rosca y una resistencia superior a la del cuerpo del tubo. Éstas son las más utilizadas porque provee un servicio confiable a la mayoría de los pozos.
Obturador o empacadura 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 hacia arriba. Entre sus funciones esta: -
Confinar las presiones en el fondo del pozo, evitando que la presión de formación entre al anular tubería-revestidor.
-
Proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción o presiones de inyección y de fluidos corrosivos.
-
Mantener los fluidos de la formación alejados de la sección del revestidor que está por encima de la empacadura.
-
Aislar perforaciones y zonas de producción en completaciones múltiples.
-
Permitir el uso de ciertos métodos de levantamiento artificial. Una empacadura típica contiene elementos que la fijan a las paredes del revestidor
dándole estabilidad en fondo a la sarta, estos elementos son llamados cuñas, y presentan arreglos diferenciales dependiendo de los esfuerzos que vaya a sufrir ese packer en profundidad. Además todas las empacaduras poseen elementos sellantes capaces de separar secciones del casing con la tubería. Las empacaduras se clasifican según su método de asentamiento, su tipo de agarre y su posibilidad de recuperación en superficie. Según su forma de asentamiento:
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-
Mecánicas: son empacaduras recuperables cuyo mecanismo de asentamiento se realiza con manipulación de la tubería (rotación, peso y/o tensión). Se utiliza en pozos verticales pocos profundos. Resisten presiones desde 3000 a 6000 lpc.
-
Hidráulicas: asientan aplicándoles presión de fluido a través de la tubería. Se utiliza en pozos verticales y direccionales, también en completaciones selectivas. Resisten presiones hasta 7000lpc.
-
Permanentes: están diseñados para pozos de alta presión y temperatura, en completaciones donde se prevean trabajos de fractura en el futuro, en completaciones selectivas y principalmente en pozos exploratorios donde no se conocen las características del yacimiento. Se pueden asentar mediante dos mecanismos con guaya eléctrica y con tubería de trabajo. Forma parte del revestidor ya que al estar anclada no se retrae y hay que fresarla para su remoción. Resisten presiones desde 10000lpc.
Según su agarre: -
Agarre Sencillo: poseen cuñas por encima o por debajo del elemento sellante. Resiste presiones de 3000lpc.
-
Agarre Doble: posee cuñas por encima y por debajo del elemento sellante. Resiste presiones de aproximadamente 7000lpc.
Equipo de LAG Son equipos constituidos por mandriles que forman parte de la tubería de producción y
en ellos se instalan las válvulas que servirán para realizar el levantamiento artificial por gas a las profundidades requeridas admitiendo el gas en la tubería. Adicionalmente se utiliza en completaciones selectivas para cerrar y sellar controles de producción en la tubería eductora.
Niples de Asentamiento Es un dispositivo tubular conectado a la tubería de producción que se coloca a una
determinada profundidad. Internamente son diseñados para controlar la producción en la tubería. Mide 1pie y tienen la función de anclar herramientas tales como válvulas de seguridad, tapones o dispositivos de registro para monitorear la producción. Pueden ser Selectivos y No Selectivos, y presentan diferentes perfiles: Niple S, N, X, R, XN, H, J, RRQ y F.
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Niples de flujo Se utiliza para reducir la turbulencia que se crea en el flujo de como producto de su
paso a través de algunos equipos de completación. Este alivio se logra mediante el uso de un diámetro interno mayor que el del equipo que crea la turbulencia. Por lo general se emplea en pozos profundos de alta producción y alta presión, ya que en este tipo de completación se colocan varios niples de asiento que generan dicha turbulencia, por lo que se hace necesario colocar un niple de flujo por encima de los niples de asentamiento.
Botellas Son niples que cumplen la función de unir tuberías de diferentes diámetros.
Mangas de Circulación Es un equipo que permite, al igual que los mandriles con válvulas de circulación,
comunicar las zonas productoras con la tubería.Está diseñada con el propósito de permitir o restringir la circulación del fluido entre el anular del revestidor y la tubería de producción o viceversa; su perfil interno permite asentar un Tapón X. Sus principales funciones son: -
En Completacion selectiva, permite seleccionar una o varias zonas a producir.
-
Circular Fluido.
-
Circular Inhibidores.
-
Asentar los tapones X.
Accesorios de completación Existen herramientas que no forman parte de la sarta de completación, pero que se
colocan en ella con la finalidad de cumplir ciertas funciones; normalmente estas herramientas son colocadas por medio de guaya. Entre ellas podemos mencionar: -
Válvulas de LAG
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Van colocadas en los bolsillos de los mandriles y su función es regular la entrada del gas de levantamiento artificial desde el anular de producción hasta la tubería. Válvula de seguridad
-
Son dispositivos de seguridad que van colocados en los niples de asentamiento y su funcionamiento es la de cerrar el paso de flujo en el caso que se presenta alguna anormalidad, donde puede ocurrir un caso de daño o inoperalidad de las válvulas de superficie o del cabezal del pozo; el objetivo de su instalación es proteger al personal, al medio ambiente, a las reservas de crudo y a las instalaciones de superficie. Las válvulas de seguridad también pueden ser parte de la sarta de producción, las cuales van instaladas en un mandril que va roscado a la misma sarta (No es utilizada a gran escala). Existen distintos tipos de Válvulas de Seguridad de tubería, dependiendo si es operada desde superficie (control superficial) o es accionada automáticamente (control subsuperficial), las cuales serán cerradas o se accionaran al momento de existir variaciones en la condiciones de fondo. Las válvulas de control subsuperficial se subdividen en operadas por presión y en seguridad diferencial.
Tapones Se colocan en los niples de asentamiento y su función es la de aislar zonas abiertas a
producción así como asegurar el pozo, probar la tubería y permitir aislamientos térmicos. Los Tapones “X”, “XN” y “H” están diseñados para bloquear una presión superior e
inferior, los cuales son colocados con un equipo de Wire Line. Cada perfil de Tapones está diseñado para ser asentado en niples que tengan el mismo perfil que tenga el tapón (Ejemplo: el tapón tipo “E” es asentado en un niple de asiento “E”).
Cabezales de Pozo Es un conjunto de válvula, colgadores y elementos empacadores. Dicho equipo y sus
accesorios sirven para producir el pozo en forma segura. Sus principales funciones son: a. Controlar y dirigir la entrada y salida de fluidos mediante el uso de válvulas. b. Colgar la tubería de producción y los revestidores.
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c. Sellar espacios anulares entre tuberías y revestimientos a nivel de superficie.
Partes del Cabezal El cabezal está formado por varias secciones las cuales permiten colgar a las diferentes tuberías y revestimiento y colocar la instalación de las facilidades de producción. -
Cabezal de revestimiento El revestimiento de superficie, en su parte superior, está conectado al cabezal de
revestimiento, el cual posee válvulas laterales que comunican al anular de superficie. Ente cabezal tiene en su parte inferior un perfil o tazón, donde se asienta la cebolla o colgador del revestidor de producción. Dicha cebolla tienes unos elastómeros que sirven de elementos sellantes entre ambos revestidores y que constituyen el llamado sello primario. Esta sección del cabezal es conocida como sección “A”. En el caso que exista un revestidor
intermedio es necesario colocar un cabezal adicional, el cual también tendrá dos entradas laterales con sus válvulas y un colgador en su parte superior en donde se suspende a ese revestidor. -
Cabezal de la tubería de producción El revestimiento de producción no termina en la sección A, sino, que penetra en la
parte media del cabezal, llamada cabezal de tubería de producción o sección “B”. Este cabezal
posee dos bridas, la inferior de mayor diámetro que la superior. Adicionalmente tiene dos entrada laterales con sus válvulas, las cuales sirven para permitir la entrada o salida de fluidos a través del espacio anular que existe entre el revestidor y la tubería. En la parte inferior e interna de este cabezal se encuentra una empacadura, la cual forma el sello secundario dentro del cual se inserta al revestimiento. Esta empacadura se expande horizontalmente y sirve para sellar cualquier comunicación entre ambos revestimiento (superficie y producción) o entre el de producción y la parte exterior del cabezal. Dentro de la brida superior se coloca el colgador de la tubería de producción (cebolla). Este sirve de sello entre la tubería y su espacio anular, que en este nivel
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lo forma la pared interna del cabezal y hacia debajo de la pared interna del revestidor de producción.
-
Adaptador y válvula maestra La tubería no termina en la cebolla sino que continúa hacia arriba hasta enroscarse en
una pieza llamada “Adaptador”, el cual es una brida doble que se coloca sobre el cabezal de la
tubería de producción. En la brida superior del adaptador se coloca la válvula maestra. El adaptador, como su nombre, lo indica, sirve para adaptar la válvula maestra al cabezal de tubería y esta válvula sirve para controlar el flujo a través de la tubería. La zona del adaptador y la válvula maestra conoce como la sección C del cabezal. -
Cruz del Pozo Desde donde termina la válvula maestra comienza la última sección del cabezal,
llamada cruz del pozo o sección D. Está formada por la cruz de flujo, los dos brazos a cada lado de la cruz con sus respectivas válvulas, los portachoques en el extreme de cada brazo y la válvula corona colocada en la parte superior de la cruz. Series y Presiones de Trabajo Todos los equipos del cabezal deben estar diseñados para resistir presiones mayores que las de los yacimientos que están en contacto con ellos por medio de los revestidores y de la tubería de producción. A continuación se muestra una lista con las diferentes series y sus presiones de trabajo.
SERIE
PRESION DE TABAJO
600
2000Lpc
900
3000 Lpc
1500
5000 Lpc
3000
10.000 Lpc
4500
15.000 Lpc
Tabla Nº 2. Series y Presiones de Trabajo.
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Esta presión de trabajo depende de la serie del equipo y se puede calcular por medio de la ecuación (presión de trabajo = 10/3 * serie). Para identificar un cabezal se ha convenido lo siguiente: Se escribe la palabra Cabezal y seguido las series de las secciones con los diámetros a los cuales corresponden. Cuando la serie de todas las secciones es la misma se escribe una sola.
Revestimiento de Producción o inyección El revestimiento final es el más importante de todos ya que cubre la zona a producir o
inyectar. Adicionalmente, en base a esta se diseñan los equipos de completación, tales como: tubería de producción o inyección, equipo de LAG, obturadores, etc. Este revestimiento tiene como finalidad proteger los estratos productores de hidrocarburos contra derrumbes, además evita la comunicación entre el intervalo petrolífero y estratos gasíferos suprayacentes
o estratos acuíferos subyacentes. En pozos de
terminación doble o triple, puede utilizarse como tubería de producción.
Camisas y Colgadores Se llaman camisas a tuberías que no vayan colgadas en el cabezal de superficie sino en
un equipo llamado colgador, es cual se fija al revestimiento principal o al anterior, en total existen 2 tipos de camisas, las cuales se describen a continuación: -
Camisas Ranuradas Se utilizan generalmente en completaciones del Mioceno. Las mismas se empacan con
Grava 16-25 o 12-16 como medio de control de arena para producir los fluidos del yacimiento sin problemas. El criterio para seleccionar el diámetro de la camisa ranurada se basa en que el espesor mínimo a empacar entre esta y el revestimiento principal no debe ser menor de 1 pulg. -
Camisas Lisas Se utilizan en pozos con pérdida de circulación en la zona a producir. En este caso el
revestidor principal se asienta en el tope del intervalo, se perfora el hoyo con un FDP en función de la presión de formación, se baja la camisa y se cementa en toda su extensión. El colgador debe quedar entre 200 y 300 pies por encima de la zapata del revestidor principal. Las camisas lisas comúnmente más usadas son de 4 1/2 y 5 pulg.
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Tipos de Completación de Pozos 4. Según su característica en la cara de la arena 4.1.
Completación a Hueco Abierto
En la completación a Hueco Abierto, el revestidor de producción se asienta por encima de la zona productora.
Figura Nº2. Completación a Hueco Abierto Ventajas -
El asentamiento del revestidor en el tope de la zona productora permite la utilización de técnicas especiales de perforación, que minimizan el daño a la formación.
-
Todo el diámetro del hoyo está disponible para el flujo.
-
Generalmente no se requiere cañoneo. Algunas veces se utiliza el cañoneo en el hoyo desnudo debido al daño severo de la formación.
-
Si la zona no se va a cañonear, la interpretación del perfil del hoyo no es crítica.
-
El hoyo se puede profundizar fácilmente o cambiar a una completación con forro y empacar con grava.
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Desventajas - No hay forma de regular el flujo hacia el hueco. - No se puede controlar efectivamente la producción de gas o agua. -
Es difícil tratar los intervalos productores en forma selectiva.
-
Puede requerirse la limpieza periódica del hueco. 4.2.
Completación a Hoyo Revestido
En la completación a hueco revestido y cañoneado, el revestidor se asienta a través de la formación productora y se cementa. Posteriormente se cañonea para establecer comunicación entre el hoyo y la formación.
Figura Nº3. Completación a Hoyo Revestido Ventajas
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-
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
-
Se pueden realizar estimulaciones selectivas.
-
Se puede profundizar el hueco, aunque con diámetro menor.
-
Se pueden hacer adaptaciones para control de arena utilizando camisas ranuradas y empaques con grava.
Desventajas
-
Se requiere análisis preciso de los registros y muy buen control de la profundidad del hueco.
-
El cañoneo de zonas de gran espesor puede ser costoso.
-
Se puede incurrir en l reducción del diámetro efectivo del hueco y de la productividad del pozo.
-
Se requiere un buen trabajo de cementación a través de los intervalos productores.
5. Según el número de tuberías 5.1.
Completación Sencilla
Es aquella que tiene por objetivo fundamental producir una sola formación. Para los factores de diseño de este tipo de completación se deben considerar la profundidad del pozo, los diámetros de tubería y del revestidor, las presiones diferenciales y la temperatura de fondo. Tipos -
Sin empacadura Es aquella en donde no se colocan empacaduras para permitir el flujo en la tubería de
producción y el revestidor. Este tipo de completación se aplica a pozos de muy alta productividad, ya sea de crudo o gas.
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Figura Nº4. Completación Sencilla sin Empacadura
-
Con empacadura Es aquella donde se coloca una empacadura para impedir el flujo a través del espacio
anular. Es el tipo de completación que más se usa en Venezuela.
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Figura Nº5. Completación Sencilla con Empacadura 5.2.
Completación Múltiple
Es aquella que tiene por objetivo fundamental a producir dos o más yacimientos, en el mismo pozo y sin que se mezclen los fluidos de los diferentes yacimientos. Ventajas -
Se obtienen tasas de producción más altas y menores tiempos de retorno del capital invertido.
-
Para separar zonas que poseen distintos índices de productividad, con el fin de evitar que la zona de alta productividad inyecte petróleo en la zona de baja productividad.
-
Para separar yacimientos con distintos mecanismos de producción, pues es indeseable producir yacimientos con empuje por agua con uno de empuje por gas.
-
Para tener un control apropiado del yacimiento con el fin de evitar zonas drenadas de petróleo que estén produciendo agua o gas.
-
Para producir zonas de petróleo por debajo de su tasa crítica.
-
Para observar el comportamiento de los yacimientos.
Desventajas -
Inversión inicial alta para la tubería de producción, empacaduras y equipos de guaya fina.
-
Posibilidades de fugas a través de la tubería de producción, de los empaques y sellos de las empacaduras de producción.
-
Dudas para llevar a cabo tratamientos de estimulación y conversión a levantamiento artificial con gas.
-
Posibilidades muy altas de que se originen pescados durante y después de la completación, lo que eleva los costos por equipos de pesca, servicios y tiempos adicionales de cabria.
Tipos -
De doble zona con una sarta Este tipo de completación utiliza una sola tubería para producir una zona y dejar otra
zona aislada. Utiliza por lo general dos empacaduras sencillas.
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Figura Nº6. Completación Múltiple de doble zona con una sarta -
De dos zonas con dos sartas Este tipo de completación utiliza dos tuberías de producción y dos empacaduras; una
sencilla, que por lo general es de tipo permanente, y una dual hidráulica, la cual puede ser convencional o de asentamiento selectivo.
Figura Nº7. Completación Múltiple de dos zonas con dos sartas .
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Cualquiera de las zonas puede ser adaptada para producir por levantamiento artificial. Este diseño se puede completar con métodos para control de arena. -
De tres zonas con dos sartas Este tipo de completación utiliza dos tuberías de producción y tres empacaduras; una
sencilla y dos duales hidráulicas. Cualquiera de las zonas puede ser adaptada para producir por levantamiento artificial por gas.
Figura Nº8. Completación Múltiple de tres zonas con dos sartas.
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6. Otros tipos de Completaciones 6.1.
Completación con Tubería Ranurada no Cementada
En la completación con tubería ranurada no comentada, el revestidor de producción es asentado y cementado por encima de la zona productora, y una tubería ranurada se instala al revestidor mediante un colgador. Este método permite efectuar empaques con arena.
Figura Nº9. Completación con Tubería Ranurada no Cementada Ventaja -
Disminución del daño de formación mientras se perfora la zona productora.
-
Eliminación del costo del cañoneo.
-
La interpretación de los registros no es crítica.
-
Posibilidad de usar técnicas especiales de control de arena.
Desventajas -
Dificultad para controlar la producción de gas o agua.
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-
El revestidor de producción es asentado antes de perforar el horizonte objetivo.
-
Imposibilidad de una estimulación selectiva.
3.2. Completación según la Edad Geológica Se determina por su edad Geológica; Mioceno, Eoceno y Cretáceo.
Completación a hoyo abierto o desnudo Es un tipo de completación según su característica en la cara de la arena.
Definición En la completación a hoyo abierto, el revestidor de producción se asienta por encima de la zona productora.
Descripción Consiste en correr y cementar el revestidor hasta el tope de la zona objetivo, posteriormente se continúa perforando con un fluido que no genere daño a la zona prospectiva hasta la base de la zona, y se deja el hoyo de producción libre (sin revestimiento). Cabe resaltar que, este tipo de completación sólo es posible efectuar en yacimientos que se caractericen por litología compacta, es decir, formaciones fuertes como para prevenir derrumbamiento. Sin embargo, en nuestro país este tipo de completación se ha llevado a cabo en formaciones poco consolidadas correspondientes a la edad geológica del mioceno siempre y cuando se utilice a su vez una técnica control de arena. Aunado a ello, en este tipo de completaciones no hay manera de producir selectivamente o aislar intervalos dentro del yacimiento o de la sección del hoyo abierto. Como se señaló anteriormente, el caising o liner de producción se baja y cementa por encima de la zona productora, dejando las paredes del hoyo abiertas a producción. Sin embargo, cabe señalar que el uso de las completaciones a hoyo abierto es limitado principalmente a ciertos tipos de pozos horizontales y a pozos donde los daños de formación de los fluidos son severos. No obstante, para prevenir que una formación inestable colapse y se obstruya, en las paredes de pozo se puede colocar rejillas ranuradas o liners perforados a lo largo de toda la sección.
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Para finalizar, en caso de formaciones no consolidadas o con cierta producción de arena, se amplía el hueco frente a la zona productora y se efectúa empaque con grava.
Figura Nº10. Completación de pozo a hoyo desnudo-libre y completación de pozo a hoyo desnudo-con forro ranurado y empacado con grava. Tipos de completaciones a hoyo abierto o desnudo Existen tres variantes de la completación a hoyo desnudo, las cuales dependerá de si se coloca o no un forro ranurado en la zona objetivo y de si este se empaca o no. A continuación se describirá cada una: -
Completación a hoyo desnudo-libre.
-
Completación hoyo desnudo-con forro ranurado (sin empaque).
-
Completación a hoyo desnudo- con forro ranurado y empaque con grava. Completación a hoyo desnudo-libre
La zona objetivo es dejada sin ningún tipo de revestimiento ni forro ranurado. Ventajas -
Diámetro del hoyo.
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-
Flujo irrestricto.
-
Omisión del revestidor de producción y el cañoneo.
-
Fácil análisis de los registros.
-
Fácil profundización futura.
Desventajas - No controla fluidos ofensores (aguas/gas). - No es posible completar/producir/estimular selectivamente. -
Flujo irregular.
-
Limitada a zonas consolidadas.
-
Limpieza periódica.
Figura Nº11. Completación a hoyo desnudo-libre Completación a hoyo desnudo – con forro ranurado (sin empaque)
Consiste en colocar un forro ranurado frente a la zona objetivo. Éste tipo de completación es común utilizarlo para controlar el derrumbe de formación en el yacimiento de formaciones poco consolidadas. Ventajas -
Diámetro del hoyo.
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-
Flujo irrestricto.
-
Omisión del revestidor de producción y el cañoneo.
-
Fácil análisis de los registros.
-
Fácil profundización futura.
-
Control de la producción de arena en formaciones no consolidadas.
Desventajas - No controla fluidos ofensores (aguas/gas). - No es posible completar/producir/estimular selectivamente. -
Flujo irregular.
-
Limpieza periódica.
Figura Nº12. Completación a hoyo desnudo – con forro ranurado (sin empaque)
Hoyo desnudo - con forro ranurado y empaque con grava Está practica es similar a la del forro ranurado sin empaque, la diferencia básica es que
este tipo de completación se utiliza en pozos de edad Mioceno (arenas poco consolidadas). Consiste en empacar la grava considerándose el análisis granulométrico para la selección del tamaño de la misma, así como la conductividad final esperada según el diseño. Cabe señalar, que con este tipo de completación, se busca mejorar la producción de petróleo al controlar la producción de arena.
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Ventajas -
Diámetro del hoyo.
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Flujo irrestricto.
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Omisión del revestidor de producción y el cañoneo.
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Fácil análisis de los registros.
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Fácil profundización futura.
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Control de la producción de arena en formaciones no consolidadas.
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Efectúa doble filtrado de los fluidos del yacimiento y por ende existe un mayor control.
Desventajas - No controla fluidos ofensores (aguas/gas). - No es posible completar/producir/estimular selectivamente. -
Flujo irregular.
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Limpieza periódica.
Figura Nº13. Hoyo desnudo - con forro ranurado y empaque con grava
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Forros ranurados o rejillas Se emplean en las completaciones para evitar la producción de arena. Estos forros y rejillas son básicamente tuberías porosas, donde el tamaño de los poros, es decir, el ancho de las ranuras o el tamaño de las aberturas se controla rigurosamente de manera tal, que la arena pueda quedar retenida en las aberturas de los poros. El ancho de las ranuras y el tamaño de las aberturas en la rejilla es lo que se llama calibre. El calibre de una ranura o rejilla no es más que, el ancho de la abertura en pulgadas dividido entre 1000. Por ejemplo, una rejilla con calibre de 12 tiene una abertura de 0,012pulg. Forros ranurados
Se fabrican con los tubulares estándares que se emplean en los campos petroleros, abriendo una serie de ranuras longitudinales a través de la pared del tubo con hojas de sierra o cortadores laser.El ancho de la ranura se dimensiona para que sea poco menor que el grano de la arena del empaque con grava. No obstante, las ranuras pueden ser rectas o en forma de trapecio. Por otra parte, los forros ranurados pueden ser fabricados en diferente geometría como: ranuras horizontales, ranuras sencillas – filas rectas, ranuras sencillas-fila zig-zag y ranuras múltiples filas zig-zag. El costo es la ventaja principal del forro ranurado en comparación con la rejilla. En cuanto a la desventaja, el área del flujo se ve limitada lo cual origina una baja tolerancia al taponamiento.
Rejillas Consiste en un espiral de alambre de acero inoxidable alrededor de una estructura de
soporte, formando un tubo. La principal ventaja de las rejillas comparadas con el forro ranurado, es la mayor área de flujo. El área de una camisa típica será de 2 a 12 veces mayor que un forro ranurado dependiendo del calibre.
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Empaque con Grava De los yacimientos no consolidados junto con el gas, petróleo y el agua se pueden producir granos de arena sueltos y partículas finas como las acillas. La instalación de terminaciones para controlar la producción de arena sin sacrificar la productividad, el control de flujo o las reservas recuperables resulta difícil y costosa; es por ello que los operadores necesitan medidas confiables para controlar la producción de arena desde el primer momento. Dicha producción de arena depende de las rocas, de los esfuerzos en el sitio, los fluidos producidos y de las tasa de flujo respecto a la caída de producción. Los problemas asociados con la producción de arena abarcan desde su manejo y eliminación en la superficie hasta la erosión de los equipos de subsuelo y superficie, la pérdida de control del pozo, taponamientos que se reflejan en el incremento de los costos y pérdidas en la producción; además de generar riesgos de accidentes por daños irreparables en las válvulas de seguridad. Por ello, es de suma importancia tener en cuenta al momento de realizar la completación de un pozo si va a existir producción de arena y que método va a ser aplicado para su mitigación. Los métodos más comunes para el control de arena siempre incluyen algún tipo de mecanismo que se instala en el fondo del pozo, uno de los mas empleados es el Empaque con Grava, éste es un método de control de producción de arena efectivo, que consiste en colocar gránulos o grava alrededor de filtros mecánicos o filtros de grava metálicos dentro de los pozos abiertos o entubados con disparos, el cual servirá para prevenir la producción no deseada de arena de formación. La grava, es arena natural redonda y limpia o material sintético lo suficientemente pequeño para excluir los granos y algunas partículas finas de los fluidos producidos, pero lo suficientemente grande para mantenerse en su lugar mediante los filtros de grava. Con este método, se bombea una lechada de fluido de transporte-grava en los disparos y en el espacio anular que existe entre los filtros de grava y el pozo abierto o entubado con disparos. La grava se deposita a medida que el fluido transporte se pierde en las formaciones o circula de regreso a la superficie a través de filtros de grava. En la práctica, se selecciona el tamaño correcto de arena del empaque con grava multiplicando el tamaño medio de los granos de la arena de formación por cuatro y por ocho,
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con el fin de lograr un rango de tamaños de arena de empaque con grava cuyo promedio sea seis veces mayor que el tamaño medio de los granos de arena de formación. Dicho rango calculado se compara con los grados comerciales disponibles de arena de empaque con grava. Se escoge la arena disponible que corresponda al rango calculado de tamaños de arena de empaque con grava. En el caso de que este rango calculado se ubique entre los rangos de tamaño de la arena de empaque con grava disponible en el mercado, se seleccionará por lo general la arena de empaque con grava más pequeña. Algunos Tamaños de Grava Disponibles Comercialmente Tamaño de grava Rango de tamaños (Malla U.S.) (pulgadas) .094 - .066 8/12 .066 - .033 12/20 .033 - .017 20/40 .017 - .0098 40/60 .012 - .0083 50/70
Tabla Nº3. Tamaños de Grava Disponibles Comercialmente El objetivo principal de la ejecución de un trabajo de empaque con grava es restringir la producción de arena que proviene de la formación sin reducir excesivamente la productividad, para esto lo más importante es hacer un buen diseño del empaque. Durante el proceso de diseño se deben tomar en cuenta la selección de la arena de empaque, la formación que va a ser empacada, los fluidos de tratamiento a utilizar, el dispositivo de rejilla y la técnica de colocación. Para determinar el tamaño de arena de empaque con grava requerido deberán evaluarse muestras de la arena de formación, a fin de determinar el diámetro medio de los granos y la distribución del tamaño de los mismos. La calidad de la arena utilizada es tan importante como su dimensionamiento adecuado.
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El Instituto Americano de Petróleo (API) ha establecido en sus Prácticas Recomendadas 58 (RP58) las especificaciones mínimas que debe cumplir toda arena de empaque con grava.
Completaciones a Hoyo Revestido Empacado con Grava Este método 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. Una variedad de técnicas son usadas para colocar la rejilla frente a las perforaciones y controlar la colocación de la grava. La elección de la técnica más adecuada dependerá de las características particulares del pozo tales como profundidad, espesor del intervalo, presión de la Formación, etc. Los numerosos sistemas de fluidos y herramientas están disponibles para mejorar la producción final del pozo empacado con grava. Las diferentes técnicas más conocidas son: Circulación en reverso, Circulación Crossover y Técnica de Washdown. Llenar completamente los túneles de perforación con grava del empaque es un requisito esencial para una completación exitosa en hoyo revestido. Empacar las perforaciones asegura la longevidad de la completación, al evitar que la arena de formación entre y taponee los túneles y/o el empaque con grava en el espacio anular. Al empacar las perforaciones, el material de mayor permeabilidad se ubica en el área crítica de flujo lineal, a través del túnel de perforación, lo cual lleva a una caída de presión mínima. Ventajas
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
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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
Completaciones a Hoyo Abierto Ampliado con Empacado con Grava El empaque con grava en Hoyo Abierto Ampliado implica perforar por debajo de la zapata o cortar el revestimiento de producción a la profundidad de interés, repasar la sección del hoyo abierto, ampliándolo al diámetro requerido para luego colocar una rejilla frente al intervalo ampliado y posteriormente circular la grava al espacio entre la rejilla o “liner”
ranurado y el hoyo ampliado, de tal forma que la rejilla o “liner” ranurado funcione como dispositivo de retención de la grava y el empaque con grava como filtro de la arena de la formación. La operación descrita, permite aumentar las dimensiones del hoyo y remover el daño presente en la zona más cercana al pozo. El hoyo de mayor diámetro también aumenta ligeramente la productividad del pozo, pero ésta mejora no es muy significativa en la mayoría de los casos. La ampliación del hoyo se puede llevar a cabo simplemente para lograr una mayor holgura entre la rejilla y el hoyo abierto. En cualquier caso, deberá realizarse con un fluido que no cause daño a la Formación. Los lodos de perforación tradicionales sólo deberían ser utilizados como última alternativa y se deberán planificar tratamientos para la remoción del daño antes de empacar con grava o poner el pozo a producir. En un Hoyo Abierto Ampliado, la rejilla ó "liner" se asienta, generalmente, a un pie o dos del fondo del pozo. Se debe evitar asentar la rejilla en condiciones de compresión, para evitar su pandeo, el cual sería perjudicial para la centralización. Si la rejilla no se asienta en el fondo, o si el fondo del pozo es "blando", las presiones hidráulicas creadas durante la colocación de la grava pueden generar fuerzas suficientes como para hacer que la rejilla se desplace hacia abajo. Los problemas de la ampliación de hoyo tienen que ver más con problemas operacionales que con aspectos referentes al tiempo de realización, costos o productividad.
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Los empaques con grava en hoyo abierto ampliado permiten evitar todas las dificultades y preocupaciones asociadas con el empaque de las perforaciones en hoyos revestidos y reducen las operaciones de colocación de grava a una tarea relativamente simple, de empacar el espacio anular entre el “liner” y el hoyo ampliado. Debido a que estos
empaques no tienen túneles de perforación, los fluidos de perforación pueden converger hacia y a través del empaque con grava radialmente (360º), eliminando la fuerte caída de presión relacionada con el flujo lineal a través de los túneles de perforación. La menor caída de presión que ocurre a través del empaque en un Hoyo Abierto Ampliado garantiza prácticamente una mayor productividad, en comparación con el empaque en Hoyo Revestido para la misma Formación y/o condiciones. A pesar de su potencial para lograr pozos de alta productividad, los empaques con grava en hoyo abierto ampliado no son apropiados para todos los yacimientos y formaciones, es esencial mantener la estabilidad del hoyo durante la fase de completación. Frente a formaciones no consolidadas y que se dilatan fácilmente los hoyos se hacen inestables y dificultan la corrida del ensamblaje para el empaque con grava y pueden evitar una colocación correcta de la grava si la formación se derrumba alrededor de la rejilla. Así mismo, es necesario evitar los empaques con grava en hoyo abierto ampliado para las formaciones con limitaciones de arena y lutitas, especialmente si las últimas tienden a hincharse y/o derrumbarse. Durante la colocación de la grava, la lutita podría mezclarse con la arena del empaque, lo cual reduce la permeabilidad de la grava y afecta el comportamiento del pozo. También en este caso, la escogencia del fluido de completación apropiado puede generar algunos de los problemas asociados con formaciones que tienen limitaciones de arena y lutita. El siguiente es un resumen de las ventajas y desventajas de los empaques con grava a hoyo abierto: Ventajas
Bajas caídas de presión en la cara de la arena y alta productividad.
Alta eficiencia.
Excelente longevidad.
No hay gastos asociados con tubería de revestimiento o cañoneo. Menos restricciones debido a la falta de túneles de perforación
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Desventajas
Es difícil excluir fluidos no deseables como agua y/o gas. No es fácil realizar la técnica en Formaciones no consolidadas.
Requiere fluidos especiales para perforar la sección de hoyo abierto.
Las rejillas pueden ser difíciles de remover para futuras recompletaciones.
La habilidad para controlar la colocación de tratamientos de estimulación es difícil.
Pautas para la Selección de Pozos Candidatos al Empaque con Grava en Hoyo Abierto Ampliado:
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Formaciones donde el empaque en hoyo revestido no presenta una productividad aceptable.
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Situaciones donde se requiere una mayor productividad.
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Yacimientos donde se espera un flujo de hidrocarburos monofásico, sostenido y largo.
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Situaciones donde no será frecuente el reacondicionamiento para aislar gas o agua.
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Pozos donde se toleran elevadas relaciones agua-crudo o gas-crudo.
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Yacimientos con arenas únicas y uniformes.
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Formaciones que pueden ser perforadas y completadas manteniendo la estabilidad del hoyo en el intervalo de completación.
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Situaciones donde las Completaciones en el hoyo revestido son bastante costosas (pozos horizontales largos).
Empaque con Grava Tipo “Top Set”
Es el tipo de completación a hoyo abierto más común, en ella la tubería revestidora de producción se asienta e la parte superior del intervalo de completación para aislar los estratos suprayacentes. Una vez que la tubería revestidora se cementa, la formación productora se perfora hasta la profundidad total y se instala el empaque con grava. Los aspectos críticos en este tipo de empaque incluyen la selección del asiento para la tubería revestidora, la perforación del hoyo abierto, la perforación por debajo de la tubería de revestimiento y el empaque con grava. El volumen de grava requerido para este tipo de
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empaque se calcula en base al volumen entre la rejilla y el hoyo abierto (el volumen del hoyo abierto se obtiene con un registro de calibración) La selección del asiento para la tubería revestidora, generalmente debe entrar en la parte superior del yacimiento y entrar muy poco en el intervalo productor, es necesario colocar un tapón de arena a través del intervalo productor antes de cementar la tubería revestidora y así evitar contaminar la cara de la arena de la formación con sólidos del cemento y/o filtrado. La perforación del hoyo abierto, dependerá del tipo de minerales presentes en la formación (sensibilidades a los fluidos de perforación y/o completación). Un fluido ideal debe ser compatible con la roca yacimiento, poseer buenas propiedades de suspensión, baja perdida de fricción y de fluido, densidades controlables, económico, fácil de manejar y no toxico. Es importante resaltar que no todos los fluidos cumplen con estas propiedades, algunos sistemas base agua y saturados con sal, así como los carbonatos de calcio han presentado buenos resultados. La ampliación del hoyo por debajo de la zapata guía, permite remover daños presentes en el hoyo piloto, a su vez permite mayor holgura entre la rejilla y el hoyo abierto y en algunos casos mejora ligeramente la producción.
Completación con Empaque con Grava Tipo Set-Thru Este tipo de completación se realiza en situaciones donde es difícil determinar la profundidad de la tubería revestidora de manera precisa, o cuando hay zonas productoras secundarias por encima del objetivo principal. Se corre la tubería revestidora a lo largo de todas las zonas productoras de la formación y se cementa en el lugar apropiado. Se utilizan Registros de pozos en hoyo abierto y revestido para determinar la ubicación exacta de las zonas productoras por detrás de la tubería revestidora y se abren ventanas a lo largo del intervalo productor para crear un ambiente de hoyo abierto. Luego se empaca el pozo con grava, debido a la cantidad de escombros creados al abrir las ventanas se recomienda ampliar todas las Completaciones de este tipo en hoyo abierto, para exponer una cara de formación limpia y no dañada.
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Es esencial una buena cementación, la tubería revestidora debe estar firme para facilitar las operaciones de fresado y mantener la alineación entre la parte superior e inferior de la tubería de revestimiento.
Empaques con Grava "Correctores" Estos empaques con grava "correctores" se llevan a cabo, generalmente en pozos que no fueron empacados originalmente, pero que han comenzado a producir arena de manera incontrolable. Con frecuencia se plantean dudas con relación al éxito de los empaques con grava, en formaciones que ya han producido arena de formación con empaques con grava colocados en la completación inicial.
