GUÍA DE ESTUDIO DE TERMINACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS 1.- ¿Qué es terminación de pozos? Se entiende por terminación de un pozo petrolero a las actividades encaminadas a explotar los yacimientos, a través de las tuberías de revestimiento de explotación, contando con la introducción, anclaje y empacamiento del aparejo de producción para dejarlo produciendo por el método más conveniente. Básicamente una terminación consiste en establecer en forma controlada y segura la comunicación entre el yacimiento y la superficie, cuidando de proteger las tuberías de revestimiento que representan la vida del pozo, aprovechando así óptimamente la e nergía del yacimiento. Es el conjunto de operaciones que se realizan para comunicar a la formación productora con la superficie, mediante la perforación de la TR, que es la que aísla a la zona productora. 2.- ¿Cuál es el objetivo de una terminación? Obtener una producción óptima de hidrocarburos para rentabilizar costos. 3.- ¿Cuantas tipos de terminaciones existen? En el sistema petrolero existen dos clases de terminación: a) Terminación de Exploración (TE). b) Terminación de Desarrollo (TD). 3. - ¿De qué manera se obtiene l a información precisa p ara una terminación
Directa: Muestras de canal, cortes de núcleos, pruebas de de formación formación (DST) (DST) y datos sobre sobre gasificaciones y pérdidas de circulación observadas durante la perforación del pozo. Indirecta: Registros geofísicos, correlación de pozos.
4.- ¿Qué información es trascendental para la terminación de un pozo? Características petrofísicas de las formaciones Características de los fluidos contenidos en las formaciones De cuantas formas se pueden terminar los pozos y en qué consiste cada una Terminación en agujero abierto: El procedimiento a seguir, consiste en introducir y cementar la tubería de revestimiento de explotación (TR) arriba de la zona de interés, continuando con la perforación del tramo productor y preparando el pozo para su explotación.
Terminación con T.R. perforada (tubería de ademe): Consiste en perforaciones efectuadas en las paredes de las tuberías de revestimiento de explotación convencionales y cortas (liners), frente a los intervalos productores por medio de pistolas de distintos tipos, y ajustando las profundidades con registros especiales.
4. Explique cuáles son y en qué consisten consisten los diferentes métodos de explotación
Instalación abierta.
Se usa solamente tubería de producción dentro de la tubería de revestimiento, empleándose en
pozos de alta producción y explotándose por el espacio anular o por la tubería de producción indistintamente. Instalación semicerrada. Se utiliza tubería de producción y un empacador para aislar el espacio anular. Es el diseño más
común en la explotación de hidrocarburos empleado en nuestro país, lo cual permite aprovechar óptimamente la energía del yacimiento, protegiendo al mismo tiempo las tuberías y conexiones superficiales de los esfuerzos a que son sometidos, explotándose solamente por el interior de la tubería de producción. Instalación cerrada. Este diseño es similar al anterior, la única diferencia es la instalación de una válvula de retención
alojada en un niple de asiento, seleccionando su distribución en el aparejo. Este accesorio permite el paso de los fluidos en una sola dirección 5. Describa que es un aparejo de Producción Se denomina Aparejo de Producción al conjunto de accesorios que se introducen al pozo mediante tuberías de producción para que los hidrocarburos producidos por los intervalos a biertos fluyan a la superficie 6. Indique cuales son los tipos de aparejos que se utilizan en las terminaciones para pozos fluyentes y como se clasifica la instalación Aparejo convencional Aparejo integral Pozo hermético Pozo previamente disparado Agujero descubierto 7. Cuáles son los tipos de terminaciones no convencionales
Terminación dual Terminación sencilla selectiva Terminación inteligente Terminación semiinteligente Terminaciones con equipo para control de sólidos Terminaciones con equipo de inyección de químicos Terminaciones con T.R y Tie-Back Terminaciones tubing less.
8. Cuáles son los tipos de terminaciones para pozos no fluyentes • • • • • •
Terminación con bombeo mecánico Terminación con bombeo neumático Terminación BEC Terminación con sarta de velocidad Terminación con equipo para cavidades progresivas Terminaciones no convencionales
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Pozos inyectores de agua Pozos inyectores de gas (nitrógeno y gas dulce) Pozos inyectores de sólidos
9. En qué consisten las pruebas de terminación DST y cuáles son sus objetivos (Prueba de formación) Una prueba DST “Drill Stem Testing” es un procedimiento de terminación temporal de un pozo,
mediante el cual se pueden colectar y analizar gastos de flujo, presión y muestras de los fluidos de la formación. Una prueba DST puede definirse como un método para determinar el potencial productor de las formaciones del subsuelo, ya sea en agujero descubierto o revestido. Sus objetivos son: • • •
Obtener la presión estabilizada de cierre de la formación Obtener un gasto de flujo de la formación estabilizada Colectar muestras de los fluidos de la formación
10.- Indique el número y posición de empacadores, número y posición de las válvulas de circulación (indique si abierta o cerrada), posición de la junta de tensión, de los siguientes aparejos fluyentes. a) Fluyente sencillo
un empacador recuperable o permanente (30 mts arriba de los disparos) una válvula de circulación (cerrada) la tubería de producción b) Fluyente sencillo selectivo
Disparos inferiores empacador permanente inferior disparos superiores junta de seguridad válvula de circulación (abierta) empacador recuperable válvula de circulación (cerrada) la tubería de producción c) Fluyente doble
Disparos inferiores empacador permanente inferior sarta larga una junta de seguridad válvula de circulación (cerrada) empacador recuperable de doble terminación superior válvula de circulación (cerrada) sarta corta
d) Fluyente doble selectivo
Disparos inferiores Empacador permanente inferior Sarta larga válvula de circulación (abierta) Empacador permanente intermedio junta de seguridad válvula de circulación (cerrada) Empacador superior recuperable de doble terminación válvula de circulación (cerrada) Sarta corta Ventajas y desventajas de terminación en agujero ademado
Ventajas Control de agua o gas Adaptabilidad /Flexibilidad de terminaciones múltiples No se limpia el enjarre Disparos atraviesan zona invadida Pueden ocuparse en cualquier tipo de formación Buena integridad del pozo si es cementado adecuadamente
Desventajas Mayor costo y operación más difícil Mayor tiempo para poner en producción el pozo.
Ventajas y desventajas de terminación agujero abierto Ventajas Todo el diámetro del agujero está disponible para flujo Generalmente no se requiere realizar disparos (se elimina estos costos) Operacionalmente más simple y de menor costo
Desventajas Se requieren trabajos continuos de limpieza No hay forma de regular el flujo La producción tiene que pasar por cualquier zona dañada No hay protección contra el colapso del pozo
11.- ¿Qué es un empacador? El empacador es un accesorio que se instala (ancla) en la tubería de revestimiento de explotación en la cima del intervalo (s) productor, empleado con la finalidad de conectar y permitir el flujo del fluido por el interior de la tubería de producción, aislando el espacio anular y evitando daños a la tubería de revestimiento por fluidos corrosivos provenientes del yacimiento. El empacador es un accesorio empleado para sellar la parte exterior del aparejo de producción y la parte interior de la tubería de revestimiento ó de explotación. El empaque es realizado por el
elemento de sello que se expande contra el revestimiento, y la retención del mismo es generada por las cuñas.
12.- ¿Cuáles son las funciones de un empacador? Funciones: Mejorar la eficiencia del flujo aportado por las formaciones productoras aprovechando y prolongando su etapa fluyente. Eliminar la contra presión ejercida por la columna hidrostática en el espacio anular. Proteger las tuberías y cabezales de: Altas presiones. Fluidos corrosivos que producen los hidrocarburos. Aislar dos o más intervalos o explotarlos en forma selectiva. Evitar la invasión de arena sobre aparejos de cedazos. • Proteger el revestimiento de la presión del yacimiento y de operaciones tales como estimulaciones ó fracturamientos. - Evitar el contacto entre los fluidos producidos y el revestimiento. - Aislar zonas con daño ó perforaciones recementadas. Mantener un fluido empacador en el espacio anular. •
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13.- ¿Cuáles son las partes principales de un empacador?
Cuñas (Slips) Mantienen el empacador en su sitio. Conos (Wedge or Cone). Expanden las cuñas al movimiento de compresión o de tensión
a las cuñas para la expansión o anclaje al revestidor. Elementos de Sello Sellan el espacio anular. Anillos de elastómeros, construidos de nitrilo y que pueden ser fabricados de diferentes dureza de acuerdo a rangos de presión y temperaturas. Cuerpo o Mandril (o Mandril de Flujo) Permite el Flujo a través de él.
14.- ¿Cómo se clasifican los empacadores?
EMPACADORES
Recuperabilidad
Mecanismo de asentamiento
Conducto de producción (pasaje)
Recuperables
Mecánico
Simple
Semipermanentes
Hidráulico
Dual
Permanentes
Con cable eléctrico
Múltiple Especial
14. ¿A qué se le llama empacador recuperable? Se les conoce con éste nombre aquellos empacadores que se introducen al pozo, los cuales se anclan y posteriormente se recuperan con la tubería de producción.
15. Mencione los tipos de empacadores recuperables que se utilizan en Pemex • • • • • •
De compresión con ancla mecánica sencillas. De compresión, y anclaje hidráulico De tensión. De tensión, compresión y anclaje hidráulico (semi-permanente). Inflable. De aislamiento con ancla de pie.
16. Indique cuales son los puntos de falla de un empacador • • • • • • •
Sistema de anclaje Falla conexión cuerpo guía Cuello del empacador Elemento de sello Colapso conexión guía Tope del hombro Candado del cuerpo
17. Identifique los siguientes accesorios del aparejo de producción
18. Describa que es un fluido empacante y cuáles son sus objetivos Un fluido empacador es un fluido que ocupa el espacio anular entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento desde el empacador, hasta el cabezal de tuberías. Objetivo Diseñar y seleccionar adecuadamente el fluido empacador en la etapa de terminación y mantenimiento de pozos, a fin de evitar problemas de corrosión en las tuberías, facilitar la
recuperación de los aparejos de producción, disponer de una columna hidrostática para el control del pozo y minimizar la transferencia de calor para reducir la posibilidad de depositación de parafinas y asfáltenos.
19. Cuáles son las características que debe tener un fluido empacante •
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20.
No dañar la formación (hinchazón de arcillas, cambio de mojabilidad, Formación de emulsiones, etc.) No dañar el medio ambiente No dañar los elastómeros del empacador Química y mecánicamente estables Minimizar la corrosión Mencione los tipos de fluidos empacantes que se utilizan en la terminación de pozos Fluidos base aceite Diesel Emulsión diesel salmuera Diesel gelificado • • •
Fluidos base Agua Agua dulce ó de mar Fluidos de perforación Salmueras claras salmueras con biopolímeros • • • •
21. ¿Cuál es la función del medio árbol de producción y cuáles son sus componentes principales? La función de este conjunto es la de controlar el flujo de aceite, gas o agua cuando el pozo se encuentra en producción Componentes principales. Carrete y Cople colgador (niple colgador) Bridas de sello con preparación para bolas colgadoras. Bridas colgadoras, adaptadoras y compañeras. Cruces y tees de flujo. Bonete superior. Porta estranguladores y estranguladores. Anillos metálicos empacadores. Birlos y tuercas. • • • • • • • •
22. En que consiste la operación de disparos Consiste en perforar la tubería de revestimiento, cemento y formación para establecer comunicación entre el pozo y los fluidos del yacimiento. 23. Mencione cuales son los tipos de pistolas bajadas con cable a) Recuperables (no expuestas)
b) Semidesechables (expuestas) c) Desechables (expuestas) 24. Indique los métodos de inducción utilizados en la terminación • •
Inducción por desplazamiento a través de la camisa o válvula de circulación. Inducción por empuje o implosión
CONTROL DE POZOS
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En los pozos petroleros durante las etapas de perforaci n, terminaci n y mnto existe la posibilidad que se origine un brote y esto se debe al des balance entre la Pf y Ph.
Conceptos Surgencia - influjo -Brote Es la entrada de los fluidos proveniente de la formaci ón al pozo de manera no intencional, como : oil, w y gas o una combinaci ón de estos.
Revent n Ocurre cuando se desatienden los dispositivos del equipo auxiliar para la detecci ón de brotes y el influjo presenta en la supe. De manera inesperada.
Descontrol Se define como un brote de fluidos, el cual no se puede manejar a voluntad y se entiende como perdida de control primario y secundario del pozo.
Causas de un brote.
- Densidad insuficiente del lodo. - Llenado insuficiente durante los viajes. - Efectos de sondeo y pistoneo ( sacar y meter tuber ía muy rápido) . - Contaminaci ón del lodo con gas. - Perdida de circulaci ón . - P anormal de formaci ón. - Flujo de gas anular durante y despu és de la cementación. Indicadores de brotes. Al ocurrir un brote en primera instancia el lodo se desplaza fuera del pozo y si no se detecta a tiempo el problema se complica hasta originar un revent ón o descontrol.
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Al estar perforando. Al sacar o meter TP o TR. Al sacar o meter Hta. Sin tubería dentro del pozo.
Indicios de un brote. •
Aumento de vol. en presas.
• Aumento en el % de salida • Flujo del pozo al tener bombas paradas. • Sistemas de alarmas.
Al estar perforando. • Aumento en la velo. De penetraci ón. • Disminución. La P bombeo y aumento de emboladas. • Lodo contaminado con gas. • Lodo contaminado con cloruros. • Aumento en el peso de la sarta. Perforaci ón. • Flujo del pozo durante la conexi ón.
Que hacer para contener un brote. De inmediato cerrar el pozo, aplicando el procedimiento de cierre. La severidad y el tama ño depender án de : 1. La K de la formaci ón que origina el flujo. 2. El grado de des balance de los fluidos dentro de la Tuber ía y EA.
3. El tiempo que permanece el pozo bajo balance.
RBOL DE V LVULAS
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Es un conjunto de v álvulas y accesorios que tiene como prop ósito el funcionamiento de facilitar la seguridad y el control durante la vida productiva del pozo.
Funcion:
controlar el flujo y extracci ón de los hidrocarburos cuando el pozo se
encuentre en producci ón. De acuerdo a las P de flujo, tanto de aceite como de gas, ser á la calidad del material a usar. Su diseño y fabricación está determinado por la norma API-6A los cuales son construidos de acero forjado con aleaciones para ambientes amargos.
Componentes Los componentes de un árbol de válvulas forman parte del equipo de superficie los cuales conforme avanzan las etapas de la perforaci ón de un pozo se van instalando por secciones de acuerdo a los requerimientos de cada TR.
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Cabezales. Carretes de TR con colgadores y sellos secundarios. Adaptador con medio árbol de válvulas. Cruceta o te de flujo. Válvulas de compuerta manuales. Porta estranguladores. Anillos API , birlos.
Funcion: Una vez instalados y previamente probados todos los componentes permitir án manejar con seguridad de las P de flujo del pozo que se presentan durante la terminaci ón y producci ón del mismo. Bonete del medio rbol : parte inferior del AV que enlaza el cabezal de producci ón.
árbol
de producci ón con el
Cabezal de TR : Forma parte de la instalaci ón y sirve para soportar la TR superficial as í como anclar y sellar alrededor del sig. revestidor. Por diseño :
Soldable.
Norma API -6A
Brindado Roscado. Las salidas laterales se utilizan para conectar l íneas secundarias de control. Colgadores de TR : Hta que se asienta al nido de un cabezal de TR inferior o intermedio para soportar la tuber ía y proporcionar sello. Cabezal de TP : sirve de enlace para un cabezal o carrete de TR y el medio AV. Sirve para alojar la TP y proporcionar un sello entre estas y la TR . Cruceta o tee de flujo : componente que se encuentra al centro del medio
árbol
y se
utiliza para desviar el flujo de los fluidos en la direcci ón y sentido que se quiera a trav és de las válvulas de compuerta. V lvulas laterales del medio AV : sirven de conducto de los hidrocarburos, por medio de los porta estranguladores hacia las l íneas de escurro miento y separadores o bater ía de recolección. V lvula maestra : controla todo el sistema con capacidad suficiente para soportar Pmax del pozo. En pozos de AP se utilizan dos v álvulas maestras conectadas en serie. V lvula superior ( sondeo ) : sirve para controlar el registro de P leyendose cuando sea necesario. Sirve para efectuar op. De terminaci ón - registro de P, disparos, inyecciones.... Ni pleno cople colgador : componente que proporciona el m étodo más fuerte y seguro a prueba de fugas para suspender una sarta de producci ón. Estranguladores, al pozo. de agua o arena. En total y la vida fluyente.
Es ins o en el fondo de la TP.
Clasificacion: a) Estrangulador Positivo. Esta fijo (porta-estrangulador), del que deben s b) Estrangulador ajustable - nico tipo revo lver. Una variante de este lvula de orificio mu de orificio, y este desplaz ajuste. Dependiendo del tipo de estrangulador, se disponen con extremos roscados o con bridas y con presiones de trabajo entre 1500 y 15000 lb/pg2