Terminación de Pozos 2011

DIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS

OBJETIVO

¾ El profesional que curse esta Materia, Materia tendrá conocimiento la interrelación de los componentes del equipo y herramientas para la terminación de pozos. ¾ Ad Adquirirá i i á las l bases b y ell conocimiento i i para interpretar i y evaluar l formaciones; elaborar programas de terminación y/o reparación de pozos para mejorar y prolongar su vida productiva y planificar su óptima explotación de manera que se pueda d maximizar i i l recuperación la ió de d las l reservas y la l rentabilidad del negocio.

METODOLOGIA DE ENSEÑANZA Introducción a la Temática Desarrollo de Competencias: ¾ Fluidos de Terminación ¾ Equipos superficiales. y sub-superficiales. ¾ Técnicas,, tipos p y diseños de terminación de p pozos. ¾ Disparos de cañerías. Diseño de baleos. ¾ Control de la producción y presión. ¾ Flujo Multifásico en tuberías de producción. ¾ Análisis Nodal ¾ Diseño de una propuesta de terminación de pozos. Participación P ti i ió Individual I di id l y Grupal G l de d Alumnos Al Exposición Audiovisual

TERMINACION DE POZOS

PROGRAMA ANALITICO

TOPICOS

Fluidos de Terminación. Equipos superficiales. Equipos sub-superficiales. Empacadores de producción. Técnicas de terminación de pozos. Disparos de cañerías. Diseño de baleos. Control de la producción y presión. Tipos de terminación terminación. Terminación Simple, Simple Doble y triple. triple Diseño de arreglos de terminación. Caracterización de los elementos de terminación. Caracterización de las tuberías de terminación. terminación

TOPICOS

Estimación de cargas sobre el Packer. Packer Caracterización de los procedimientos de terminación. Flujo Multifásico en tuberías de producción. A áli i Nodal Análisis N d l Problemática ambiental en la terminación de pozos. Diseño de una propuesta de terminación de pozos.

EVALUACION

Exámen (50%) Parcial

Trabajos Prácticos (50%) Diseño de una propuesta de terminación de pozos.

BIBLIOGRAFIA Jonathan Bellarby: “Well Completion Design”, Elsevier 2009. Denis Perrin: “Well Completion And Servicing”, IFP, Editions Technip 1999. 1999 Michael J. Economides, A. Daniel Hill: “Petroleum Production Systems”, y , Prentice Hall Petroleum Eng. g Series. Bradley H.B.: “Petroleum Enginnering Handbook”, Society of Petroleum Engineers, Richardson, Tx, 1987


FLUIDOS DE CONTROL

DEFINICION

CICLO DEL FLUIDO

FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION

CONTROL DE LAS PRESIONES DE FONDO

TRANSPORTE DE LOS RECORTES DE PERFORACION

ENFRIAMIENTO Y LUBRICACIÓN DEL TREPANO

CUBRIR LAS PAREDES CON REBOQUE

SOPORTAR EL PESO DE LA SARTA DE PERFORACIÓN

Transmisión de Energía Hidráulica

PERMITIR REALIZAR PERFILAJES

MINIMIZAR LOS EFECTOS COLATERALES

COMPONENTES DEL FLUIDO DE PERFORACION

COMPONENTES DEL FLUIDO DE PERFORACION

FASE LIQUIDA

FASE LIQUIDA

FASE SÓLIDA

FASE SÓLIDA

FASE SÓLIDA

FASE SÓLIDA

TECNOLOGIAS DISPONIBLES



TIPOS DE FLUIDOS

FLUIDOS BASE AGUA

FLUIDOS BASE AGUA

FLUIDOS BASE AGUA

FLUIDOS BASE AGUA

FLUIDOS BASE ACEITE

FLUIDOS BASE ACEITE

LODOS PARA AGUJEROS SUPERFICIALES

Lodos simples Generalmente con base agua Se usa surfactantes para evitar el embotamiento de los trépanos. Se usa hidróxidos para flocular las arcillas

LODOS PARA AGUJEROS INTERMEDIOS

¾ Lodos base densificadas

aceite,,

agua g

y

emulsiones

¾ Agujeros someros e intermedios densidades moderadas a bajas.

con

¾ Agujeros profundos con alta presión y altas d id d densidades ¾Lubricidad y limpieza en agujeros desviados

LODOS PARA AGUJEROS PRODUCTORES ¾ Emulsiones O/W y A/O/W ¾ Tecnologías limpias de sólidos: ¾ La zona productora debe perforarse preferiblemente con fl id libres fluidos lib de d sólidos. ólid ¾ No usar lodos provenientes de otros agujeros o pozos. ¾ Perforación en balance o ligeramente sobre balanceada. ¾ Control de intercalaciones de formaciones reactivas mediante la arquitectura del pozo. ¾ Interrelación de fluido y roca


FLUIDOS DE TERMINACION

TERMINACION DE POZOS ¾ Para determinar si un fluido se comportará eficazmente en la operación de terminación o reparación de pozos se deben considerar los siguientes factores: ¾ Densidad ¾ Punto de cristalización ¾ Compatibilidad C tibilid d con ell fluido fl id de d formación f ió ¾ Corrosión Densidad: ¾ Escogiendo de manera adecuada la mezcla de sales para disolver, es posible alcanzar un amplio rango de densidades (1.01 a 2.4 gr/cc); lo cual da, flexibilidad para controlar la presión de formación sin usar aditivos dañinos.

TERMINACION DE POZOS ¾ La producción y la vida de los pozos petroleros pueden mejorarse mediante la aplicación de fluidos y técnicas de terminación y/o reparación apropiadas, de acuerdo a las características de las formaciones. ¾ Los fluidos de terminación y/o reparación se diseñan para controlar la presión, ió facilitar f ilit las l operaciones i d molienda, de li d limpieza li i y proteger t l las formaciones productoras, mientras se hacen los trabajos correspondientes. ¾Actualmente, la industria considera los fluidos de terminación y/o ¾Actualmente reparación, más ventajosa a las salmueras libres de sólidos porque protegen la formación productora y proveen un amplio rango de densidades para controlar las presiones de formación sin usar substancias dañinas como la barita.

TERMINACION DE POZOS ¾ Los dos tipos básicos de sistemas de fluidos de terminación y reparación p son: ¾ Los sistemas de fluidos sin sólidos ¾ Los sistemas mejorados por sólidos. ¾ Un sistema de fluidos sin sólidos es el sistema preferido de terminación o reparación ió porque sus características í i protegen las l formaciones. f i Ad á Además los sistemas de fluidos sin sólidos sirven como excelentes fluidos de empaque que pueden facilitar las operaciones de reparación.

TERMINACION DE POZOS ¾Los sistemas de fluidos sin sólidos son soluciones de diversas sales que se clasifican en dos grupos principales: monovalentes y bivalentes. bivalentes En la Tabla inferior se detallan las soluciones monovalentes y bivalentes.

TERMINACION DE POZOS Viscosidad: ¾La viscosidad normal de una salmuera está en función de la concentración t ió y la l naturaleza t l d las de l sales l disueltas di lt y la l temperatura. t t ¾ La viscosidad se puede modificar mediante el uso de aditivos como la Hidroxietilcelulosa (HEC), goma Xantan, etc.; que proporcionan capacidad para mantener sólidos en suspensión y transportarlos a la superficie ¾ Algunos valores típicos de densidad y viscosidad de las salmueras se muestra en el cuadro inferior:

TERMINACION DE POZOS Temperatura: ¾ Todos métodos experimentales para medir la temperatura de cristalización de salmueras involucra calentamiento y enfriamiento de una muestra. ¾La figura inferior es una curva representativa salmuera l d alta de l densidad d id d

de enfriamiento de una

COMPOSICION Y PROPIEDADES DE LAS SALMUERAS ¾ Para elegir la salmuera adecuada, se deben considerar la interacciones p potenciales del fluido de terminación con los sólidos, agua y gases de la formación. Los problemas de incompatibilidad más comunes incluyen: ¾Producción de incrustaciones de la reacción de una salmuera bivalente con dióxido de carbono disuelto. ¾Precipitación ¾P i i ió de d cloruro l d sodio de di del d l agua de d la l formación f ió cuando está expuesta a ciertas salmueras. ¾Precipitación de compuestos de hierro de la formación resultante de la interacción con hierro soluble en el fluido de terminación.

COMPOSICION Y PROPIEDADES DE LAS SALMUERAS ¾ Para evaluar la compatibilidad de un fluido de terminación con el de formación, los siguientes ensayos de laboratorio deben realizarse: ¾ Análisis del agua de formación ¾ Mineralogía de la formación ¾ Compatibilidad salmuera/agua ¾ Retorno de la permeabilidad Turbidez: ¾La turbidez de un fluido es una medida de la luz dispersada por las partículas suspendidas en el fluido. La turbidez se mide con el Nefelómetro, expresando el resultado en NTU. ¾ Se considera un fluido limpio cuando no contiene partículas mayores a 2 micras y valores alores de turbidez t rbide no mayores ma ores a 30 NTU. NTU

COMPOSICION Y PROPIEDADES DE LAS SALMUERAS PH: ¾Las salmueras usadas en la industria muestran valores de PH distintos d bid a las debido l altas lt concentraciones. t i ¾El PH de las salmueras con densidades cerca de 1.3 gr/cc es casi neutro y disminuye progresivamente con el aumento de densidad. ¾La variación del PH con la densidad y la composición de las salmueras se muestra en el cuadro inferior:

COMPOSICION Y PROPIEDADES DE LAS SALMUERAS Corrosión de la Salmueras: ¾Se define como la alteración y degradación del material por su ambiente. ¾El principal agente corrosivo que afecta a los materiales tubulares y equipos en fluidos base agua, son los gases solubles (O2, CO2, H2S) así como las disoluciones salinas y ácidas. ¾ Estos agentes corrosivos y sus probables fuentes se muestran en la figura inferior:

FLUIDOS LIMPIOS

El uso de fluidos limpios p en la etapa p de terminación evita la p posibilidad del daño a la formación permitiendo incrementar la producción y la vida útil del pozo. L sistemas Los it lib de libres d sólidos ólid son aplicados li d en: ¾ Terminación de Pozos ¾ Intervención de Pozos ¾Control de presiones anormales ¾ En perforación de pozos para atravesar la zona productora.

VENTAJAS

Ventajas de los fluidos limpios: ¾ No dañan la formación productora ¾ El retorno a la permeabilidad inicial es excelente ¾ Se S mezclan l a la l densidad d id d deseada d d ¾ Tienen índices bajos de corrosión. ¾ Son estables a las condiciones del pozo ¾ Compatibles con los aditivos químicos ¾No está clasificados como dañinos a la salud o al medio ambiente.

PROPIEDADES DESEADAS Las propiedades deseables para un fluido de terminación son las siguientes: ¾ Densidad adecuada (si el peso de matar es necesario) para mantener en condiciones de perder el equilibrio de la temperatura del fondo del pozo. p ¾ Estabilidad a la temperatura. ¾ Formación y la compatibilidad con el fluido del reservorio. Evitar la pérdida de fluidos en el reservorio o que se produzca un i fl j en la influjo l terminación t i ió del d l pozo. Algunas Al salmueras l a base b d calcio de l i y zinc puede promover la precipitación de asfaltenos, mientras que otros promueven emulsiones.

PROPIEDADES DESEADAS ¾ Compatible con aditivos tales como inhibidores, material de control de pérdidas y viscosificantes. ¾Compatible con el lodo de perforación; es probable que haya un período en que el lodo de perforación y el fluido de terminación estén en contacto directo. directo ¾ Compatible con otro fluido que podrían estar en contacto con el fluido de terminación, tales como las líneas de los fluidos de control. ¾ Ambientalmente aceptable. Muchas salmueras de alta densidad (por ejemplo, bromuro de zinc) son altamente tóxicos. En algunos lugares, su uso está muy restringido.

PROPIEDADES DESEADAS ¾ Baja corrosividad - durante las operaciones de desplazamiento y el contacto prolongado con la cañería y la tubería. tubería ¾ Compatible con elastómeros, pinturas y plásticos (tales como la encapsulación). p ) ¾ Limpio y no contaminado. Las salmueras deben ser claras e incoloras (a menos que contengan inhibidores y en cuyo caso pueden contener un tinte de color ligero, pero seguirá siendo claro). Las salmueras se contaminan fácilmente.

TIPOS Los sistemas libres de sólidos mas comunes son :


FLUIDOS DE EMPAQUE

CONCEPTOS

Se utilizan en la etapa p terminación de un pozo para en el espacio anular entre revestimiento de producción las siguientes funciones :

final de la ser colocados la tubería y para cumplir

7” tubing Retrievable Safet y Valve, 29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.

Casing 30”

LIT HO LOG Y TVD

MD

Casing 20” 129.3 lb Shoe @ 800.0 m Hole 24” Casing 16” 97.0 lb/ Shoe @ 1 1,746.0 746 0 m Hole 18 1/2” @ 1,75

¾ Proteger a las tuberías de producción y revestimiento i i d los de l efectos f d de corrosión.

LOS MONOS

22.67°

¾ Facilitar la recuperación de los arreglos de producción

Packer 9 5/8 / Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 m Hole siz e 12 ¼” @ 3,135.0 m 3,100 m 3,115 m

3,214.5 m HUAMAMPAMPA 3,232 m

H1

H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 311 H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 31

PROPIEDADES Las principales propiedades deseables son: ¾ Estable a las condiciones de presión y temperatura del pozo ¾ No ser corrosivo ¾ Que evite la formación de bacterias ¾ Que esté libre de sólidos indeseables ¾ Que no cause daños a la formación productora ¾ Que Q no dañe d ñ all medio di ambiente bi t ¾ Que no genere sedimentos para facilitar la recuperación de los arreglos de Producción

TIPOS DE FLUIDOS DE EMPAQUE ¾ Pueden ser base agua y base aceite. ¾ Laa base ace aceitee p presenta ese a mayor ayo es estabilidad ab dad y ve ventajas ajas que las as de base agua ya que éstas últimas requieren químicos especiales como: ¾ Inhibidores de corrosión, ¾ Alcalinizantes, ¾ Bactericidas, etc. Los más conocidos son los siguientes: ¾

Base Aceite: a. Emulsiones libres de sólidos con densidades del orden de 0.84 a 0.94 gr/cc b. Diesel o aceite estabilizado deshidratado con densidad de 0.84 gr/cc c. Petróleo desgasificado y estabilizado del propio campo.

TIPOS DE FLUIDOS DE EMPAQUE ¾

Base Agua: a.

Agua tratada con densidad de 1.0 gr/cc.

b.

Salmuera sódica,, densidad de 1.03 a 1.19 g gr/cc

c.

Salmuera cálcica, densidad de 1.20 a 1.39 gr/cc.

d.

Salmuera mezcladas de 2 o 3 tipos de sales: Ca Cl2, Ca Br2, Zn Br2 cuya densidad varía de 1.31 a 2.30 gr/cc.

DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS Existen dos formas para efectuar el desplazamiento del fluido de control, ya sea por aguas dulce, salmueras libres de sólidos o una combinación de ambas: ¾ Circulación Directa Es recomendable para cambios de fluido de terminación por fluido de empaque y cuando se tienen en el espacio anular cementaciones secundarias débiles o cuando se tienen niveles productores abiertos.

DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS

¾ Circulación Inversa Es recomendable para cambio de fluido de perforación por el de terminación, terminación maneja mayor volumen y caudal y mejora la limpieza del pozo y tiempo de operación con menor costo.


CONCEPTOS Y PREMISAS

¾ Históricamente la mayor proporción de la importancia de la tecnología de producción han sido las actividades relacionadas con la ingeniería e instalación del equipo de terminación de pozo. ¾ El arreglo de terminación es un componente crítico del sistema de producción y para ser eficaz, debe ser eficientemente instalado y mantenido. ¾ Cada vez, estamos más frente a reservorios de altas presiones y en zonas de desarrollo más hostiles, el costo de capital de los arreglos de terminación se han convertido en una proporción significativa del costo total y por lo tanto, se debe poner mayor consideración al aspecto técnico y la optimización. i i ió ¾ La terminación es un proceso que puede dividirse en varias áreas clave que requieren ser definidos incluyendo:

CONCEPTOS Y PREMISAS

¾ Los fluidos que se utilizarán para llenar los pozos durante el proceso de terminación deben ser identificados, y para ello es indispensable que la función y las propiedades requeridas del fluido deben ser especificados. p ¾ La terminación debe considerar y especificar cómo los fluidos deben entrar en la vecindad de la formación; es decir, decir si de hecho el pozo será terminado en agujero abierto o si una cañería de producción será bajada y la que tendrá que ser perforada para que posteriormente por un número limitado de p puntos p permita la entrada del fluido desde el reservorio al interior del pozo.

CONCEPTOS Y PREMISAS ¾ El diseño del arreglo de terminación debe proporcionar la necesaria capacidad para permitir flujo de fluidos con seguridad a la superficie con una mínima pérdida de presión. Además sin embargo, es fundamental que el arreglo sea capaz de realizar otras funciones que pueden ser relacionados con la seguridad, el control, supervisión, i ió etc. t ¾ En muchos casos la terminación deberá proporcionar la capacidad de gestión de los reservorios. El arreglo de terminación debe considerar qué contingencias están disponibles en caso de cambios en las características de producción fluido y cómo realizar podrían realizarse li servicios i i operacionales i l por ejemplo, j l la l sustitución tit ió de d válvulas, etc.

DESPUES DE LA PERFORACION Pozo Seco

Productor/Descubridor

EL ROL DEL ING. DE TERMINACIÓN ¾ El Ingeniero de terminación debe funcionar como parte de un equipo. ¾ A pesar de que el equipo para el desarrollo de un campo está formado por muchas personas, algunas de las interacciones fundamentales son identificados en la Figura inferior.

FUENTES DE DATOS

¾ Los ingenieros de terminación están en el centro de este diagrama, no porque que sean más importantes que cualquier otra persona, sino i porque necesita i interactuar con más personas. ¾ Dado que los complementos son la interfaz entre el reservorio y las instalaciones, los ingenieros de terminación necesitan entender ambas cosas

Proyectos y Comercialización (Programación, Rentabilidad , direccionado res, licencias, etc.) Perforación (trayectoria, cañerías, lodo, daño a la formación, etc.)

Facilidades (Productividad, presión, Limitaciones y oportunidades

Parámetros del Reservorio (presión, temperatura, perfiles de producción, cortes de agua, etc.

Diseño de Terminación

Ambiental (Submarino, (S b i Ti Tierra , Plataforma, clima, tormentas, etc.)

Características de la roca ( espesor, Permeabilidad, etc.)

Fluidos (Tipo, viscosidad, densidad, etc.)

Pozos Exploratorios y de Avanzada (Caudales, presión, daños, Producción de arena. etc.)

PRINCIPALES TOPICOS Los principales tópicos que los Ingenieros de terminación deben tomar junto con el equipo de trabajo para el desarrollo de un campo se muestra en el cuadro inferior:

COMPORTAMIENTO DEL POZO

MEJORAMIENTO DE PRODUCCIÓN CON SISTEMAS DE ELEVACION ATIFICIAL


TECNOLOGIA DE PRODUCCIÓN

PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN MONITOREO, DIAGNOSIS Y TRABAJOS DE INTER VENCIÓN DE POZOS

FACILIDADES SUPERFICIALES

ESTIMULACION Y PROCESOS DE MEJORAMIENTO DE PRODUCCIÓN

PRINCIPALES SERVICIOS Los principales servicios que los Ingenieros de Terminación deben tomar se muestra en el cuadro inferior:

Filtración de fluidos

Coil Tubing

Limpieza de pozo y tubería

Fluidos Terminación

Materiales subsuperficiales

Instalación de Tubería

Productos Químicos

Cementación

Terminación de pozos

Estimulación de pozos

INFLUENCIA ECONOMICA EN LAS TERMINACIONES

Alta fiabilidad Alt fi bilid d para reducir d i costos de operación y mantener plateau de producción

Declinación de la presión de reservorio e inicio de producción de agua; exige una posible Instalación Artificial (gas Lift) para mantener el plateau.

Minimizando la declinación de producción por levantamiento artificial tifi i l (gas ( lift) compresión, lift), ió control de producción de agua y trabajos de estimulación

El suministro de oportunidades rentables de producción incremental (sidetracks, intervenciones con coil tubing, etc.)

Altos caudales iniciales (Terminaciones de reservorios productivos y tamaños grandes de tubería ) incremento continuo de pproducción hasta alcanzar el p plateau con pocos pozos como fuese posible

Al inicio de la producción de agua se debe asegurar de mantener caudales de agua dentro de rangos de seguridad mientras se esté bajo amenaza de corrosión, hidratos, incrustaciones, etc.

CONCEPTOS

El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción óptima de hidrocarburos al menor costo posible.


Casing 30”

LIT HO LOG Y TVD

MD

Casing 20” 129.3 lb Shoe @ 800.0 m Hole 24 24” Casing 16” 97.0 lb/ Shoe @ 1,746.0 m Hole 18 1/2” @ 1,75

Para que esto ocurra, debe realizarse un análisis Nodal que q e permita determinar qué q é arreglos de producción deben utilizarse para producir el pozo adecuado a las características del reservorio reservorio.

LOS MONOS

22.67° Packer 9 5/8 Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 m Hole siz e 12 ¼” @ 3,135.0 m 3,100 m 3,115 m

3,214.5 m HUAMAMPAMPA 3,232 m

H1

H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 311 H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 31

CONCEPTOS La elección y el adecuado esquemas de terminación perforados, constituyen parte del desempeño operativo, desarrollo de un Campo.

diseño de los de los pozos decisiva dentro productivo y


Casing 30”

LIT HO LOG Y TVD

MD

Casing 20” 129.3 lb Shoe @ 800.0 m Hole 24” C i 16” 97 Casing 97.0 0 lb/ Shoe @ 1,746.0 m Hole 18 1/2” @ 1,75

g del vínculo La eficiencia y la seguridad establecido entre el yacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratégica disposición de todos los accesorios que lo conforman.

LOS MONOS

22.67° Packer 9 5/8 Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 m Hole siz e 12 ¼” @ 3,135.0 m 3,100 m 3 115 m 3,115

3,214.5 m HUAMAMPAMPA 3 232 m 3,232

H1

H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 311 H1 - 29.39 29 39 Inc Inc. 3231 3231.73 73 Md Md., 31

PRINCIPALES DECISIONES Las principales decisiones en la terminación de un reservorio son: ¾ Trayectoria del pozo e inclinación ¾ Agujero abierto vs. vs Agujero entubado ¾ Requerimientos de control de arena y tipo de control de arena ¾Requerimientos acidificación).

de

Estimulación

(fracturamiento

¾Zonas simples o múltiples (conjuntos o selectivos)

o


¾ Terminación = Conclusión ¾Cañería ¾Cementación Primaria ¾A j ¾Agujero con cañería—Tub. ñ í T b Perforada P f d ¾Agujero Abierto- - Sin cañería ¾Control de Arena ¾Equipo Subsuperficial para producir ¾ Estimulación = Mejorar Producción ¾ Baja capacidad de flujo natural ¾ Bajo flujo debido a daño a la formación

DISEÑO DEL POZO DIÁMETROS DE AGUJERO Y CAÑERÍAS Diámetro del agujero

Nivel del terreno

Reservorio

Diámetro de Cañería/Liner

PROPOSITO DE LA CAÑERIA ¾ Proteger con cañería superficial zonas con agua potable ¾Proteger el agujero del lodo para prevenir: ¾Hinchamiento de arcillas ¾Erosión de zonas inconsolidadas ¾C l ¾Colapso d l agujero del j ¾Fracturamiento de zonas someras con lodo pesado. ¾ Proveer un buen camino para bajar y subir herramientas en el pozo¾ Cañería y cementación para aislar zonas de interés. ¾ Producción selectiva de múltiples reservorios en el mismo pozo. ¾ Disparos que permitan producir de intervalos para reducir cuidadosamente seleccionados p producción de agua o gas

PROGRAMA DE LA CAÑERIA

PROGRAMA DE LA CAÑERIA

La cañería final de producción

Un liner puede ser utilizada cuando la zona productora es muy sensible al fluido de perforación. El fluido de perforación debe ser reemplazado con fluido limpio.

STATUS DEL POZO DESPUES DE LA PERFORACION Agujero Abierto

Agujero Abierto con liner ranurado

Agujero Entubado

DISEÑO DE LA CAÑERIA ¾ Tensión: La cañería debe soportar su propio peso cunado se la maneja de la junta superior. ¾ Colapso: Debe evitarse cuando hay cemento en la parte externa y lodo en la parte interna de la cañería. ¾ Reventamiento: Debe soportar presión especialmente durante los tratamientos de fracturamiento. ¾ Corrosión: El metal debe ser adecuado para manejar fluidos corrosivos (H2S, CO2). ¾ Las cañerías deben ser suficientemente resistentes a la tensión en el tope y al reventamiento en el fondo¾ Nueva N t tecnología l í envuelve l cañerías ñ í extendibles t dibl

EQUIPAMIENTO DE LA CAÑERIA

¾ Zapato Guía (Fácil perforación) ¾ Válvula Flotadora (cierra cuando se baja la cañería) ¾ Raspadores p ((limpia p las p paredes del agujero, remueve el revoque del lodo) ¾ Centralizadores

CEMENTACION ¾ Cementación Primaria: Es el trabajo inicial para fijar la

cañería en el agujero.

¾ Cementación Forzada: Es el trabajo requerido para corregir una cementación primaria ¾ Se requiere equipos especiales para llevar a cabo los trabajos de cementación. ¾ La cañería es reciprocada o rotada para ayudar a desplazar el lodo. ¾ El cemento es mezclado en el sitio y requiere muchas veces aceleradores, retardadores y control de densidad.

OPERACIONES DE CEMENTACION

EQUIPAMIENTO DEL POZO PARA PRODUCIR ¾Tubería: La selección del diámetro y el material constructivo para manejar j ell máximo á i caudal d l y tipo de fluido ¾Empacadores: Dispositivos mecánicos usados para conectar la tubería de producción a uno o mas intervalos perforados o secciones de agujero abierto


EQUIPOS SUPERFICIALES

CABEZALES Y COLGADORES El equipo de cabezales de pozos es en general un término té i usado d para describir d ibi la l unión ió del d l equipo a las partes superiores de la sartas de cañerías, soportarlas, proveer sello en el espacio anular formado entre cañerías y controlar la producción del pozo. Es un medio q que p permite bloquear q la tubería de producción y en donde se instala el árbol de Navidad, las facilidades de control de flujo y otras instalaciones superficiales para la fase de producción del pozo. El BOP también se ubica en la parte superior d l cabezal del b l del d l pozo

well head Sections

Flanges

COMPONENTES DE UN CABEZAL Cada sección del cabezal de un pozo tiene tres componentes: p p ¾ Casing Bowl o Spool (Brida Carretel). ¾ Tubing Tubería).

Head

¾ Casing Hanger colgador de cañería).

(Cabezal

de

(Soporte

de

CASING BOWL O SPOOL

C i Bowl Casing B l (Brida (B id Carretel): C t l) El Carretel consta de accesorios pesados que proporcionan un sello entre la cañería y la superficie. También soporta toda la longitud de la cañería qque es corrida hasta el fondo del p pozo. Esta pieza de equipamiento generalmente contiene un mecanismo de agarre que asegura un sello hermético entre la cabeza y la cañería propiamente dicha.

Sealing

CASING HANGER

Casing C i Hanger H (S (Soporte t de d colgador l d de cañería): Este es el subconjunto del cabezal que soporta la sarta de cañería cuando se baja en el agujero. El casing hanger proporciona un medio para asegurar que la sarta de cañería esté correctamente localizada y generalmente incorpora un dispositivo p de sello o sistema p para aislar el espacio anular de la parte superior de componentes del cabezal del pozo.

TUBING HEAD

Tubing Head (Cabezal de Tubería) El cabezal de tubería es un componente de cabezal de pozo que soporta el colgador de la cañería y proporciona un medio de conexión del árbol de Navidad al cabezal del pozo.

CABEZALES DEL POZO Tubing hanger comes here

Anchor Bolts Well Head

C Section

Production Casing (9 5/8”) terminates here 15m 1.5

B Section

A Section 20” Casing Terminates Here

30” Casing Remains Outside

CABEZALES INFERIORES El cabezal más inferior es una unidad que se acopla a la parte superior de la última pieza de cañería para proveer soporte a las otras cañerías y sellar el espacio anular entre cañerías. Forman parte de este cabezal el colgador de cañería para recibir, asentar y soportar la cañería y la brida superior servirá para conectar los Preventores (BOP´s) y otras cañerías intermedias. A veces se utiliza tili l di landing b base con ell cabezal más inferior para proveer un soporte adicional a cañerías pesadas.

CABEZALES INTERMEDIOS El cabezal intermedio es una unidad tipo carretel t l que se une por su parte t inferior i f i all a la brida superior del cabezal inferior para proveer un medio de soporte a las cañerías de menor diámetro y sellar el espacio anular entre cañerías. Esta compuesta por una brida inferior, una o con dos salidas en su parte intermedia y una brida superior con su colgador interno de cañería.

CABEZALES DE PRODUCCION

El cabezal b l de d producción d ió es una unidad id d tipo ti carretel unida a la brida superior del cabezal intermedio para proveer soporte a la tubería de producción y sellar el espacio anular entre la tubería y cañería de producción. Está stá co compuesta puesta de u unaa b brida da inferior, e o,u unaa o dos salidas y la brida superior con colgador de tubería.

CABEZALES Y COLGADORES

COLGADORES

CABEZALES Y ARBOL DE PRODUCCION

ARBOL DE PRODUCCION ¾ Un árbol de producción es un conjunto de válvulas que permiten conducir los fluidos del reservorio a las Plantas de Proceso. ¾ La función de un árbol de navidad es para: ¾ Evitar la fuga de petróleo o de gas de un pozo al medio ambiente. ambiente ¾ Dirigir y controlar el flujo de fluidos de la formación y del pozo. pozo

ARBOL DE PRODUCCION ¾ Existen diferentes tipos, conexiones y marcas de arbolitos: ¾ Tipos: ¾ Simples ¾ Dobles ¾ Conexiones: ¾ Roscadas (para baja presión) ¾ Bridadas B id d (para ( alta lt presión) ió ) ¾ Marcas: ¾ Cameron ¾ FMC ¾ Moto Mecánica y Look ¾ Gray

ÁRBOL DE PRODUCCIÓN Válvulas de Surgencia Válvulas de Seguridad Válvula de Maniobra

Choque o Estrangulador

Válvulas Máster o Tronqueras

Cabezal de Producción Válvulas de Espacio Anular

Tubería de Producción

Cabezal de Intermedio Válvulas Seguridad Subsuperficial

ÁRBOL DE PRODUCCIÓN

ÁRBOL DE PRODUCCIÓN






ACCESORIOS DE FONDO

ACCESORIOS DE FONDO Antes de conocer la teoría de la terminación i ió o completación l ió d de pozos, es importante conocer con detalle sus principales constituyentes

Los accesorios para los arreglos de producción varían de acuerdo al tipo de terminación que se haya elegido; sin embargo, g , se mencionarán los más importantes:

PATAS DE MULA APLICACIONES: Permite guiar, guiar rotar y orientar la parte inferior del arreglo y entrar con facilidad a las herramientas que se bajan por debajo de la ppata de mula. Es muy y útil en arreglos g dobles y pozos horizontales donde es muy difícil rotar la tubería. BENEFICIOS: Evita pérdidas de tiempo y los riesgos de perder herramientas que pasen de su profundidad (PLT, registradores de presión, etc.).

NIPLES ASIENTO

APLICACIONES: Ayuda a presurizar la tubería Pueden ser utilizados en diferentes profundidades. CARACTERÍSTICAS: Tienen perfiles universales y buen ID para evitar restricciones. restricciones BENEFICIOS: Permite e te aaislar s a te temporalmente po a e te niveles ve es productivos. Permite alojar elementos de presión.

CAMISAS DESLIZABLES APLICACIONES: Permite cambiar fluidos de la tubería y espacio i anular. l H bilit o aislar Habilitar i l niveles i l productivos CARACTERÍSTICAS: Puede se abierto o cerrado con unidad de alambre (Slick Line). Se pueden utilizar varias unidades en un mismo arreglo con diferentes diámetros internos. BENEFICIOS: Ayuda a extender la vida de los arreglos de fondo.

CHOKES DE FONDO

APLICACIONES APLICACIONES: Ayuda a reducir la posibilidad de congelamiento de los controles superficiales. superficiales CARACTERÍSTICAS: Pueden ser conectados en niples asiento. BENEFICIOS: Aligera g la columna de líquidos q Incrementa la velocidad de flujo

VALVULAS DE DESCARGA DE FLUIDO ANULAR APLICACIONES: Permite cambiar fluidos de la tubería y espacio anular. anular Es utilizada en terminaciones recuperables y pozos de bombeo mecánico CARACTERÍSTICAS: Permite comunicación entre tubería y espacio anular. Es activada por presión diferencial Tiene un amplio rango de pines de corte. BENEFICIOS: No requiere movimiento mecánico de la tubería ni equipos de línea de alambre. alambre

FLOW COUPLING

APLICACIONES: Ayuda a inhibir la erosión causada por la turbulencia de flujo. Deber ser instalada por encima y por debajo de las restricciones que provocan turbulencia CARACTERÍSTICAS: Es usado con niples asiento y camisas El ID es mayor que el de la tubería. BENEFICIOS BENEFICIOS: Ayuda a extender la vida de los arreglos de fondo.

JUNTA DE EXPANSIÓN GIRATORIA APLICACIONES: En instalaciones de selectivos y duales. duales

arreglos

simples,

CARACTERÍSTICAS: El rango de presión es compatible con el de la tubería y de 3 metros de longitud (10 pies). Puede ser asegurada o bajada en posición abierta, cerrada o semicerrada. El ID es similar al de la tubería. El OD permite trabajar en instalaciones duales. BENEFICIOS: Compensa los movimientos de la tubería durante la producción o estimulación, manteniendo el p peso de la tubería.

SUB DE ASENTAMIENTO DESCARTABLE APLICACIONES: Permite presurizar la tubería y asentar los packers. Tapona temporalmente la tubería durante los trabajos de estimulación y pruebas b de d pozos. CARACTERÍSTICAS: Los pines de corte pueden ser fácilmente ajustados en el campo Es simple y de diseño probado en campo. p BENEFICIOS: Apertura completa después del corte de pines.

RECEPTACULOS PULIDOS

APLICACIONES: En pozos direccionales y horizontales. Para altos caudales de producción, estimulación o inyección. T i i Terminaciones monobore b CARACTERÍSTICAS: Disponibles en longitudes hasta 20 pies. pies Conexiones metal-metal para ambientes hostiles BENEFICIOS: No requiere maniobra de tubería Reduce las pérdidas de tiempo

JUNTA DE SEGURIDAD APLICACIONES: Es empleado entre packers simples, simples dobles y triples. En operaciones de producción y estimulación. CARACTERÍSTICAS: Es de diseño simple P d ser liberado Puede lib d con tensión t ió Tiene pines de corte ajustables BENEFICIOS: Es económico Permite recuperar la tubería con tensión, te s ó , ssin rotación. otac ó .

JUNTA DE SEGURIDAD ROTACIONAL APLICACIONES: Es empleado p entre p packers simples, p , dobles y triples. En operaciones de producción y estimulación. CARACTERÍSTICAS: Es de diseño simple P d ser liberado Puede lib d girando i d la l tubería b í a la l izquierda o derecha BENEFICIOS: Es económico Permite recuperar la tubería No es afectada por la hidráulica

CATCHER SUBS APLICACIONES: Es empleado p para asentar p p packers de anclaje hidráulico. CARACTERÍSTICAS: Es de diseño simple. Posee un ID similar al de la tubería cuando se libera la bola. BENEFICIOS: Es económico F ilit Facilita l las operaciones i d de presurización evitando riesgos con unidades de slick line.

BLAST JOINT APLICACIONES: Es colocado al frente de los disparos para proteger al arreglo de producción de la acción abrasiva en el sector fluyente y

CARACTERÍSTICAS: De gran espesor de pared y fabricado en longitudes de 10 y 20 pies BENEFICIOS: Prolonga la vida productiva de los arreglos de producción

VALVULA DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIAL APLICACIONES: E diseñado Es di ñ d para cerrar ell pozo por debajo de la superficie ante cualquier emergencia superficial. CARACTERÍSTICAS: La apertura de la válvula es con presión aplicada a través de la línea de control. BENEFICIOS: Mecanismo de seguridad de los pozos ante emergencias no controlables

LINEA HIDRÁULICA DE CONTROL APLICACIONES: Es diseñado para contener fluido hid á li hidráulico y estar t conectado t d a una fuente de fluido hidráulico. Es usado para para operar la válvula de seguridad CARACTERÍSTICAS: La apertura de la válvula se produce cuando se presuriza la línea de control. BENEFICIOS: Habilita los mecanismos seguridad de los pozos emergencias no controlables

Hydraulic i Control C Line i

Safety Valve

Gas Lift Valve

Packer

Pump Out Plug

de ante


PACKERS DE PRODUCCION

FUNCIONES El Packer es una herramienta de fondo que se usa para pproporcionar p un sello entre la tubería y revestimiento de producción, a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos. Se utilizados bajo las siguientes condiciones: ¾ Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos. ¾ Para aislar perforaciones o zonas de producción en terminaciones múltiples. ¾ En instalaciones de levantamiento artificial por gas. ¾ Para P proteger la l tubería b í de d revestimiento i i d l del colapso, mediante el empleo de un fluido de empaque sobre el packer.

FACTORES DE SELECCION La selección involucra el análisis anticipado de los objetivos de las operaciones del pozo como son la terminación, la estimulación y los trabajos futuros de reparación y los siguientes factores: ¾ ¾ ¾ ¾

Costos C t Mecanismos de sello Mecanismos de empaquetamiento Resistencia a: ¾ Los fluidos ¾ Presión Diferencial ¾ Temperatura

FACTORES DE SELECCION

¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾

Recuperabilidad Características para operaciones de pesca o molienda. Posibilidad de operaciones p “trough g - tubing” g Longevidad de las zonas productoras Exactitud de asentamiento Agentes corrosivos Seguridad de producción Compatibilidad con: ¾ Las herramientas sub-superficiales ¾ Características C t í ti d l revestimiento del ti i t

TIPOS DE PACKER Los diferentes tipos de packers pueden ser agrupados en tres clases principales; luego se pueden subdividir de acuerdo a los métodos de asentamiento o anclaje. De esta forma se tienen: ¾ Permanentes ¾ Permanentes – Recuperables ¾ Recuperables

PACKERS PERMANENTES

Los packers permanentes se pueden considerar como una parte integrante del revestimiento , ya que la tubería de pproducción se p puede sacar y dejar j el p pácker permanente asentado en el revestidor.

Usualmente para destruirla es necesario fresarla, por lo que frecuentemente se d denomina i packer k perforable. f bl

PACKERS PERMANENTES

Usos: ¾ Pozos de alta presión ¾ Precisión de anclaje ¾ Pozo de alta desviación

Mecanismos de anclaje: ¾ Eléctrico ¾ Mecánico M á i ¾ Hidráulico

PERMANENTES - RECUPERABLES Son aquellas que después de ser asentadas pueden ser desasentadas y recuperadas con la misma tubería. Para recuperar estos packers se requiere liberar la tubería y realizar una carrera adicional para recuperarlo con tubería de pproducción oducc ó o de pe perforación o ac ó

Mecanismos de anclaje: ¾ Eléctrico ¾ Mecánico ¾ Hidráulico

PERMANENTES RECUPERABLES

PACKERS RECUPERABLES Son aquellas que después de ser asentadas pueden ser desasentadas y recuperadas con la misma tubería. Los packers recuperables son parte integral del arreglo de producción, por tanto, al sacar la tubería se recupera el packer. k Por su mecanismo de anclaje y desanclaje pueden d ser: ¾ Recuperables de Compresión: Se asientan aplicando el peso de la tubería de producción sobre el pácker y se recupera tensionando.

PACKERS RECUPERABLES

¾ Recuperables de Tensión: Se asientan rotando la tubería de producción ¼ de d vuelta lt a la l izquierda i i d y luego l tensionando. Para recuperarla, se deja caer peso de la tubería de manera tal de compensar la tensión y luego se rota la tubería ¼ de vuelta a la derecha, de manera que las cuñas vuelvan a su posición original.

PACKERS RECUPERABLES ¾

Recuperables de Compresión – Tensión : Se asientan por rotación de la tubería más peso o con rotación solamente. No se d desasientan i por presiones i aplicadas li d en cualquier dirección, por lo tanto pueden soportar una presión diferencial de arriba o de abajo. abajo Para recuperarlas, recuperarlas solamente se requiere rotación de la tubería de producción hacia la derecha. Cuando se usan en pozos de bombeo mecánico se dejan en tensión y actúan como anclas de tubería.


¾ Recuperables Hidráulicos: Se asientan presurizando la tubería de producción. Pueden soportar presión diferencial de desde arriba o desde abajo. Para recuperarlas, solamente se requiere tensionar la tubería de producción.


¾ Recuperables Duales:

Hidráulicos

Se asientan p presurizando la tubería de producción. Pueden soportar presión diferencial de desde arriba o desde abajo. Para recuperarlas, se requiere previamente sacar la línea corta y posteriormente tensionar i l la tubería b í d de producción.


DISPAROS

CLASIFICACIÓN DE LAS TERMINACIONES

Básicamente existen tres tipos de terminaciones de acuerdo a las características del pozo, es decir como se concluya la perforación de la zona objetivo: ¾Agujero Abierto. ¾A j Abierto ¾Agujero Abi t con Tubería T b í Ranurada. R d ¾Agujero entubado con cañería Perforada

TIPOS DE TERMINACION

Agujero abierto

Agujero abierto con cañería ranurada

Agujero con cañería cementada

Agujero Agujero abierto con con cañería Control de Cementada arena y empaque de grava

TERMINACIÓN EN AGUJERO ABIERTO Esta terminación se realiza en zonas f formación ió está tá altamente lt t compactada, t d intervalo de producción normalmente homogéneo en toda su longitud y no producción de agua. agua

donde la siendo i d ell grande y se espera

Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento.

AGUJERO ABIERTO Ventajas: ¾ Se elimina el costo de cañoneo. ¾ Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado. ¾ Es fácilmente profundizable. profundizable ¾ Puede convertirse en otra técnica de terminación; con cañería ranurada o cañoneada. ¾ Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el daño a la formación dentro de la zona de interés. ¾ La interpretación de registros o perfiles de producción no es crítica. ¾ Reduce el costo de revestimiento.

AGUJERO ABIERTO Desventajas: ¾Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua, excepto si el agua viene de la zona inferior. ¾ No puede ser estimulado selectivamente. ¾ Puede requerir q frecuentes limpiezas p si la formación no es compacta. ¾ Debido a que la terminación en agujero abierto descansa en la resistencia de la misma roca para soportar las paredes del agujero; es de aplicación común en areniscas compactas o rocas carbonatadas (calizas y dolomías).

AGUJERO ABIERTO CON TUBERÍA RANURADA Este tipo de terminación se utiliza mucho en formaciones poco compactadas o con problemas de producción prod cción de fragmentos de roca de la formación. Se coloca una tubería ranurada en correspondiente a la formación productiva.

el

intervalo

q son: Las condiciones requeridas ¾ Formación poco consolidada ¾ Formación de grandes espesores (100 a 400 pies), ¾ Formación homogénea a lo largo del intervalo de terminación, etc.

AGUJERO ABIERTO CON TUBERÍA RANURADA Ventajas: ¾ Se reduce al mínimo el daño a la formación. ¾ No existen costos por cañoneo. cañoneo ¾ La interpretación de los perfiles no es crítica. ¾ Se adapta fácilmente a técnicas especiales para el control de arena. ¾ El pozo puede ser fácilmente profundizable.

AGUJERO ABIERTO CON TUBERÍA RANURADA Desventajas: ¾ Dificulta las futuras reparaciones. ¾ No se puede estimular selectivamente. ¾ La producción de agua y gas es difícil de controlar. ¾ Existe un diámetro reducido frente a la zona o intervalo de producción.

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

TUBERÍA CEMENTADA

Ventajas: j ¾La producción de agua y gas es fácilmente prevenida y controlada. ¾ La formación puede ser estimulada selectivamente. ¾ El pozo puede ser profundizable. ¾ Permite llevar a cabo completaciones adicionales como técnicas especiales para el control de arena. pozo frente a la zona p productiva es completo. p ¾ El diámetro del p ¾ Se adapta a cualquier tipo de configuración mecánica .

TUBERÍA CEMENTADA

Desventajas: ¾ Los costos de d cañoneo pueden d ser significativos i ifi i cuando d se trata de intervalos grandes. ¾ Se reduce el diámetro efectivo del agujero y la productividad del pozo. ¾ Pueden presentarse trabajos de cementaciones secundarias ¾ Requiere buenos trabajos de cementación. ¾ La interpretación de registros o perfiles es crítica. ¾ Puede dañarse la formación productiva


DISPAROS

DISPAROS

Durante la etapa de terminación de los pozos, pozos el disparo de producción es la fase más importante ya que permite establecer comunicación de los fluidos entre el cuerpo productor y la tubería de revestimiento.

El diámetro del revestimiento de p producción condiciona el diámetro exterior de los cañones; los cuales tendrán mayor o menor penetración

DISPAROS FORMA DE LA CARGA

Detonating cord Cordón Detonante C Case =C Caja j Conical liner Revestimiento Cónico Primer = fulminante Main Explosive Explosivo principal

DISPARO TIPO JET

TIPICA GEOMETRÍA DE AGUJERO

FASE Y GEOMETRÍA DEL DISPARO

CAÑONES DE DISPARO

Los cañones crean agujeros en la cañería de p producción, p permitiendo que los fluidos de la formación entren al pozo

COLOCANDO CARGAS EN LOS CAÑONES

TIPICA FORMAS DE DISPARO

SIMULADORES DE DISPAROS El programa de prueba, diseñado para simular las condiciones reales en el fondo del pozo incluyen: ¾ El empleo de núcleos de la formación de diámetro grande. ¾ Determinación de la permeabilidad efectiva de la formación antes de disparar, después de disparar y simulando el flujo del pozo. pozo ¾ El aislamiento de la formación del fondo del pozo por la tubería de revestimiento y un material cementante adecuado.

SIMULADORES DE DISPAROS ¾El disparo de pistolas a través de la tubería de revestimiento, ti i t ell cemento t y la l formación, f ió con diversos di fluidos del pozo. ¾El mantenimiento de la temperatura del yacimiento, yacimiento de la presión en el fondo del pozo y el reservorio durante y después de disparar. ¾La simulación del flujo hacia el pozo para limpiar los disparos. ¾La evaluación de los resultados de la prueba.

EFECTO DEL TIPO DE CAÑÓN EN LA PENETRACIÓN

EFECTO DE LA DENSIDAD DE DISPAROS

FACTORES QUE AFECTAN LOS DISPAROS ¾ Efecto de la resistencia a la compresión: La penetración y el tamaño de los disparos se reducen a medida que aumenta la resistencia a la compresión de la cañería, del cemento y de la formación. ¾Densidad de los disparos: La densidad de disparos permite obtener el caudal deseado con la menor caída de presión y en reservorios fracturados permitirá mayor comunicación con todas las zonas deseadas. ¾Costo: El costo de disparos es proporcional a la densidad, cantidad y al tipo de carga empleado. ¾Presión y Temperatura: Altas presiones y temperaturas del pozo pueden limitar el uso de ciertas cargas. Las cargas diseñadas para alta temperatura proporcionan menor penetración, temperatura, penetración mayor posibilidad de falla, son más costosas y tienen poca variedad.

EFECTO DE LA ZONA DAÑADA

EFECTO DE LA RESISTENCIA DE LA ROCA EN LA PENETRACIÓN


CONTROL DE LA PRODUCCION Y PRESION

POZOS FLUYENTES La energía para mantener fluyendo un pozo, (sin sistema artificial tifi i l de d producción) d ió ) es la l presión ió propia i del d l yacimiento. Algunos pozos produciendo 98% de agua salada son aún capaces de d fluir. fl i Estos E t pozos producen d d reservorios de i con un empuje hidráulico muy activo debido a una alta presión de fondo fluyendo. Existen E isten pozos po os que q e producen prod cen de profundidades prof ndidades mayores ma ores a 2000 - 2500 m. con muy baja presión de fondo (250 500 psi). Estos son pozos con altas relaciones gas-líquido gas líquido (por lo menos 500 - 800 pie3/bbl).

POZOS FLUYENTES El gas sirve para aligerar el gradiente fluyente del fluido producido y si la relación gas- líquido disminuye al incrementarse el porcentaje de agua, resulta evidente el porqué un pozo deja de fluir por tales circunstancias. El diámetro de tubería de producción afecta la presión de fondo fluyendo y requerida q ppara un conjunto j particular p de condiciones de un pozo. En general, la presión de fondo fluyendo requerida disminuirá al reducirse el caudal de flujo j para p un diámetro de tubería de producción constante. Sin embargo, la velocidad de flujo deberá ser lo suficientemente ggrande para p que q los líquidos q no resbalen hacia el fondo de la tubería de producción. El diámetro de tubería de producción afecta la presión de fondo fluyendo y requerida q ppara un conjunto j particular p de condiciones de un pozo.

POZOS FLUYENTES En general, la presión de fondo fluyendo requerida disminuirá al reducirse el caudal de flujo para un diámetro de tubería de pproducción constante. Sin embargo, la velocidad de flujo deberá ser lo suficientemente grande para que los líquidos no resbalen hacia el fondo de la tubería de producción. p Para predecir el caudal máximo posible de un pozo fluyente; es necesario utilizar tanto curvas de gradiente de presión en tubería vertical como horizontal ((o correlaciones de flujo j multifásico). ) En la mayoría de los casos se debe suponer una presión en la cabeza del pozo (corriente arriba). Sin embargo, en la práctica, la longitud g y diámetro de la línea de descarga g y la ppresión de separación controlan dicha presión.

FACTORES QUE CONTROLAN EL FLUJO DE FLUIDOS En el medio poroso son muchos los factores que afectan al movimiento de los fluidos en su recorrido desde el reservorio hasta el interior del pozo siendo los principales los siguientes: Propiedades P i d d dde llas roca Propiedades del fluido Régimen de flujo Saturación de los fluidos en la roca Compresibilidad de los fluidos Daño a la formación Factor acto de turbulencia tu bu e c a Mecanismo de empuje y otros

POZOS FLUYENTES Para poder predecir correctamente la vida fluyente de un pozo, deben d b conocerse ffactores t tales t l como:

Porcentaje de agua, Relación gas-petróleo, Declinación de las presiones de fondo, Índice de productividad, p , Tipo de terminación del pozo, Tipo y propiedades de los fluidos producidos entre otros. otros

POZOS FLUYENTES Para el estudio del comportamiento de un pozo fluyente es necesario analizarlo como un sistema integral constituido por: – Comportamiento del flujo de entrada, es decir, el flujo de petróleo, agua y gas de la formación hacia el interior del pozo, que se tipifica por el índice de productividad (IP) o en términos generales p g por el IPR. – Comportamiento del flujo a través de la tubería vertical que implica pérdidas de presión en ésta debidas al flujo multifásico. ltifá i

POZOS FLUYENTES ……….. sistema integral constituido por: Comportamiento del flujo a través del estrangulador superficial. Comportamiento del flujo a través de la línea de descarga hasta el separador. separador Después de los separadores, desde que las fases se han separado, separado se presentan únicamente problemas de flujo en una sola fase. Por lo que para pozos fluyentes es necesario considerar el flujo hasta el separador porque es la última restricción posible al flujo que afecta el p del ppozo. comportamiento

CONTROL DE LA PRODUCCION

INDICE DE PRODUCTIVIDAD Y EL IPR

INDICE DE PRODUCTIVIDAD

En esta sección se hablará de la relación entre caudal y p presión en el área próxima al interior del pozo (wellbore). La diferencia entre la presión de reservorio y la presión de fondo fluyente y de un p pozo es la fuerza impulsora p para la afluencia en el p wellbore. La resistencia a la entrada del pozo depende de: Las propiedades de roca del reservorio Propiedades de los fluidos, Detalles de la terminación del pozo A veces de d l los efectos f t t dí tardíos d la de l perforación f ió y las l actividades de intervención del pozo.

FACTORES QUE AFECTAN LOS DISPAROS ¾Taponamiento de los Disparos: Tienden a rellenarse con roca ttriturada tu ada de laa formación, o ac ó , co con só sólidos dos de del lodo odo y residuos es duos de las as cargas. ¾Presión Diferencial: ¾Cuando se dispara con presión diferencial en contra la formación , los disparos se llenan con partículas sólidas del lodo residuos id d las de l cargas y se reduce d su productividad. d i id d ¾Cuando se dispara con presión diferencial a favor de la formación y con fluidos limpios se ayuda a tener una buena limpieza los disparos y se mejora su productividad

INDICE DE PRODUCTIVIDAD En combinación, estos factores determinan el Comportamiento de Afluencia del Pozo (IPR); porque todos p , tienen qque pasar p el los fluidos qque entran al interior del pozo, área estrecha alrededor del mismo. Los caudales más altos en el reservorio ocurren sólo allí y cualquier resistencia aumentada para fluir, tiene un efecto grande d en ell Comportamiento C i d Afluencia de Afl i del d l pozo.


El comportamiento de producción de esta zona es por lo general descrita por una Relación de Comportamiento de Afluencia (IPR) entre el caudal del petróleo Qo y la presión d fondo de f d fluyente fl t Pwf . En la práctica, se ha encontrado que el IPR es una relación casi lineal entre Pwf y Qo, siempre que la Pwf esté por encima de la presión de punto de burbuja Pb.

INDICE DE PRODUCTIVIDAD En este caso, el IPR puede ser expresado como un Índice de P d ti id d (PI, Productividad (PI J) definido d fi id como la l relación l ió entre t Qo y ell drawdown ∆p, que es la diferencia entre la presión estática o cerrada Pws y la dinámica o fluyente Pwf , ambos medidos en el medio de la zona productora. productora Si asumimos que la presión de fondo estática igual a la presión del reser orio PR, podemos escribir: reservorio, J = Qo/(Pws- Pwf)

INDICE DE PRODUCTIVIDAD Para un sistema de flujo radial semi estacionario, la ecuación de caudal esta expresado por la siguiente expresión:.

INDICE DE PRODUCTIVIDAD El índice de productividad específico Js, se define como los barriles d producción de d ió de d líquidos lí id producidos d id por cada d psii de d caída íd de d presión por pie de espesor de la formación productora y podemos escribir: Js = Qo/h(Pws- Pwf) Donde: Js = Bbl/día/pie psi Qo = Bbl/día h = Pies ies ∆P = Psi

INDICE DE PRODUCTIVIDAD Alternativamente la expresión se puede escribir: Pwf = Pws – (1/J)* Qo La expresión anterior muestra que una gráfica de Pwf Vs Qo es una línea recta con una pendiente (-1/J) tal cual se muestra en la fig. inferior:


Muskat en 1941 establecía que el índice de productividad es un instrumento excelente para determinar problemas de pozos tales como: 1 C 1. Comparación ió antes y después d é del d l tratamiento i a pozos. Para evaluar estos tratamientos se supone que J debería aumentar. 2. Con una RGP estable, con J que disminuye indica el taponamiento en la vecindad del agujero (wellbore).

EJERCICIO DE APLICACION Un pozo fue probado y los resultados indican que el pozo es capaz de d producir d i a caudal d l estabilizado t bili d 110 bbl/d con una Pwf de 900 psi. Después del cierre del pozo por 24 hrs; la Pws fue de 1300 psi. Se desea calcular: calc lar: a. El índice de Productividad b. El AOF del Pozo c. El caudal del pozo a una Pwf de 600 psi. d. La presión fluyente para un caudal de 250 bbl/d

EJERCICIO DE APLICACION


FACTORES QUE INFLUYEN EN EL IPR

INDICE DE PRODUCTIVIDAD 3. Si la RGP aumenta marcadamente sin la declinación de J; indica la entrada extraña de gas. 4.El aumento en la producción de agua debería traer una disminución en J si el agua entra por estratos que producen petróleo. t ól Si J se mantiene, ti esto t debería d b í indicar i di que ell agua no atraviesa los estratos que producen petróleo. 5. La disminución de J debería ocurrir durante declinación normal del reservorio y paralelo al crecimiento normal de RGP o relación de agua/petróleo (WOR). Si no, se debería considerar taponamiento en la vecindad del agujero.

VARIACION DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD Muskat y Evinger, Vogel (1968) y Fetkovich (1973) observaron que cuando la presión cae por debajo de la Pb, el IPR se desvía de la línea recta simple Recordando que:

Dado que el primer término de la ecuación no es dependiente de la presión, puede ser tomada como constante

VARIACION DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD La ecuación última revela que las variables que afecta al índice de productividad son aquéllas que son dependientes de la presión como: Viscosidad del petróleo, µo Factor de volumen del petróleo, Bo Permeabilidad relativa, Kro La Fig. inferior muestra esquemáticamente comportamiento de estas variables con la presión:

el

VARIACION DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD

IPR Vs. Pb

METODO DE VOGEL Vogel en 1968 usó un modelo computarizado para generar IPRs para muchos reservorios de petróleo saturados hipotéticos bajo un amplio rango de condiciones, normalizó los IPRs calculados y los expresó en forma adimensional: Presión adimensional = Pwf / Pr Caudal adimensional = Qo / Qomáx. Donde Qomáx es el caudal a presión fluyente cero y es el AOF del pozo.

METODO DE VOGEL

Pwf / PR

METODO DE VOGEL Vogel planteó las siguientes relaciones principales entre los parámetros adimensionales:

La metodología de Vogel puede ser utilizado para

predecir la curva del IPR para los siguientes tipos de petróleo: Reservorios de Petróleo Saturados: Pr = Pb Reservorios de Petróleo Bajo Saturados: Pr > Pb

METODO DE VOGEL- Reservorios Saturados Cuando la Presión de reservorio es igual a la presión de burbujeo se plantean las siguientes ecuaciones:




METODO DE VOGEL- Reservorios Bajo Saturados Para reservorios de petróleo bajo saturados se considerar dos posibles casos:

Datos de Flujo Estabilizado

METODO DE VOGEL- Reservorios Bajo Saturados

Caso 1 cuando Pwf ≥ Pb

METODO DE VOGEL- Reservorios Bajo Saturados Caso 1 cuando Pwf ≥ Pb

METODO DE VOGEL- Reservorios Bajo Saturados Caso 2 cuando Pwf < Pb

EJERCICIO DE APLICACION Un Pozo de petróleo que produce de un reservorio bajo saturado fue probado y en el cual se caracterizaron la presión de burbujeo en 2130 psi y una presión de reservorio de 3000 psi. Durante la prueba se obtuvo un caudal de 250 Bbl/d a una presión fluyente estabilizada de 2500 psi. Se desea obtener: El índice de productividad El caudal a la la presión de burbujeo El AOF del pozo

EJERCICIO DE APLICACION Punto 1 Cálculo del índice de productividad

Punto 2 Cálculo del caudal a la presión de burbujeo

Punto 3 Cálculo del AOF

Qomáx.= 435 + (0.5*2130)/1.8 = 1027 STB/day y

METODO DE FETKOVICH Fetkovich expresa la ecuación de Darcy:

METODO DE FETKOVICH Fetkovich sugiere que la función de presión f(p) puede caer en una de las siguientes dos regiones: Región 1: Región Bajo saturada La Función f(p) cae en esta región cuando P>Pb y la Permeabilidad relativa en esta región es 1 entonces:

METODO DE FETKOVICH Región 2: Región Saturada En esta región i P < Pb y Fetkovich k i h mostró que (K ( ro/µ / oBo) cambia linealmente con la presión y que la línea recta pasa por el origen. Esta linelidad se muestra en el gráfico inferior y matemáticamente se expresa:

METODO DE FETKOVIC

Concepto de Función de Presión

METODO DE FETKOVICH Fetkovich presenta tres casos: Caso 1: Pr y Pwf > Pb

METODO DE FETKOVICH Caso 2: Pr y Pwf < Pb

METODO DE FETKOVICH Caso 2: Pr y Pwf < Pb

METODO DE FETKOVICH Para el caso de tener un flujo turbulento (flujo no Darcy) Fetkovich introdujo el exponente “n” en la ecuación anterior: El valor de “n” es 1 para flujo completamente laminar y es 0.5 para flujo p j altamente turbulento




EFECTO DEL FLUJO TURBULENTO

Jones Jo es y Blount ou es estudiaron ud a o eel p problema ob e a de las as pé pérdidas d das po por flujo turbulento para producción de pozos de gas y petróleo. Demostraron que para flujo radial en un reservorio horizontal homogéneo, la caída de presión es de la forma: Pr - Pwff = Cq + Dq2 Donde C es el coeficiente de flujo laminar y D es el coeficiente de turbulencia. turbulencia

EFECTO DEL FLUJO TURBULENTO Si se divide entre el caudal: (Pr – Pwf)/q = C + Dq La expresión anterior indica que el recíproco del IP medido cuando se grafica contra la producción daría una línea recta. La pendiente de tal línea sería la medida del grado de turbulencia. g Si este valor no es pequeño, se debe hacer ciertas consideraciones para reparar el daño tal como baleos adicionales (ampliación o mayor densidad de disparos).

EFECTO DE LA DECLINACION DE PRESION SOBRE LA WOR

Si el agua g se mueve hacia el p pozo a través de canalizaciones en la formación, es posible determinar si la presión en las arena acuífera es mayor o menor que en las productoras de petróleo, a partir del análisis del IPR bruto de tres o cuatro valores l d fracción de f ió de d agua tomada a diferentes producciones totales tal como se muestra en la figura

VARIACION DEL IPR 5500

WHP Enero a Mayo, 2003 WHP Mar-03 Ene-04 WHP Febrero 27, 2004 WHP Marzo, Abril, 2004

5000

WHP Mayo, Junio, 2004 WHP Julio, 2004 WHP Agosto, 2004 WHP October, 2004 WHP After Acid Feb-2005

4500

WHP Jul-05 After WO_Sep_2006

P res su re (p s ia)

Sep_Now_2006

4000

3500

3000

2500 0

10

20

30

40

50

60

Gas Rate (scfpd)

70

80

90

100

110 Millions

ESTRANGULADORES Son dispositivos diseñados para restringir y controlar el ritmo de producción de un pozo. pozo Son usualmente seleccionados para que las fluctuaciones de presión ió aguas abajo b j del d l estrangulador t l d no tengan t efecto f t en la l producción del pozo. Para que esto suceda es indispensable que se establezca la condición de flujo crítico a través del estrangulador; es decir, la velocidad del flujo debe ser igual a la del sonido y ocurre cuando: P2 = 0,57 P1

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES Son dispositivos diseñados para controlar el ritmo de producción y estabilizar el flujo de fluidos en superficie. Los estranguladores cumplen las siguientes funciones: ¾ Controlar el caudal de producción. ¾ Controla y previene la producción indeseada de arena. ¾ Controla y previene la producción prematura de agua y gas. ¾ Permite proteger los equipos de fondo y superficie.

TIPOS

Pueden ser clasificados en : ¾ Estranguladores Superficiales ¾Positivos ¾P iti ¾Regulables ¾Estranguladores de Fondo ¾Positivos ¾Regulables egu ab es

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES POSITIVOS

Son dispositivos constituidos por un cuerpo en cuya

parte

interna

se

instalan

los

estranguladores metálicos o de cerámica

GRAY

FMC

CAMERON

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES POSITIVOS

Ventajas: ¾ Bajo Costo ¾ Simplicidad p Operativa p ¾ Mayor resistencia a elementos erosivos.

Desventajas: ¾ Interrupciones de producción durante los cambios. ¾ Golpes de ariete durante el periodo de cierre y apertura del pozo

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES REGULABLES Son dispositivos constituidos por un cuerpo, aguja y asiento. El ajuste del diámetro requerido se realiza moviendo la aguja de en cuya parte interna

se

instalan los asientos metálicos o de cerámica

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES REGULABLES Ventajas: Cambios de caudal sin interrupción de flujo Simplicidad Operativa Operación a control remoto Desventajas: – Mayor Costo – Mayor tiempo de reposición de partes dañadas. – Menor M resistencia i i a elementos l erosivos. i

ESTRANGULADORES DE FONDO

Son dispositivos diseñados para reducir la posibilidad

de

elementos

de

congelamiento control

de

los

superficiales;

aumentar la velocidad de flujo y prevenir o reducir invasión de agua

ESTRANGULADORES DE FONDO

Funciones: ¾ Minimizar a laa invasión vas ó de agua ¾ Aligerar la columna del petróleo ¾ Aumentar la velocidad de flujo ¾ Prolongar la vida del pozo

MODELOS DE FLUJO

Los estranguladores son usualmente seleccionados para que las fluctuaciones de presión aguas abajo del estrangulador no tengan efecto en la producción del pozo.

El flujo a través de estranguladores generalmente puede ser de dos tipos: Flujo Subcrítico. Flujo Crítico.

TIPOS DE FLUJO

Flujo Subcrítico: El flujo es llamado subcrítico cuando la velocidad del gas a través de las restricciones es menor que la velocidad del sonido del gas. En este tipo de flujo el caudal depende la presión de entrada y de salida. Los estranguladores subsuperficiales son normalmente proyectados para permitir fl j subcrítico. flujo b íti

TIPOS DE FLUJO

Flujo Crítico: El flujo es llamado crítico cuando la velocidad del gas a través de las restricciones es igual a la velocidad del sonido (1100 pies/seg.). El cambio de presión aguas abajo del estrangulador no afectan el caudal de flujo, porque las perturbaciones de presión no pueden viajar aguas arriba más rápido que la velocidad sónica. y ocurre cuando: P2 = 0,57 P1

ESTRANGULADORES O CHOKES La dependencia del caudal de flujo a través del estrangulador de la relación de presiones (P2/P1) se observa en la figura inferior:

FLUJO DE GAS Para el cálculo del volumen de gas, el Bureau de Mines da la siguiente ecuación y tabla de valores de la constante:

FLUJO MULTIFASICO Para flujo bifásico crítico, existen varias correlaciones empíricas

siendo las más importantes las de Gilbert, Ros, Baxendell y Achong y que tienen la siguiente forma:

Pwh = (A* ql * RGLB) / dC Pwh = Presión Corriente arriba en Psi Ql = Caudal de líquido en Bbl/d RGL= Relación Gas Líquido q en Pies3/día d = Diámetro del Estrangulador en 64 avos de pulgada Los valores de A, B y C están dados en la tabla inferior: Autores Gilbert Ros Baxendel Achong

A 10,00 17,40 , 9,56 3,82

B 0,546 0,500 , 0,546 0,650

C 1,89 2,00 , 1,93 1,88


DISEÑOS Ñ DE ARREGLOS

DISEÑOS DE ARREGLOS La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de terminación y los trabajos efectuados durante la misma. La selección de la terminación 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: ¾Caudal de producción requerido. ¾Reservas y características de las zonas a completar. ¾Necesidades futuras de estimulación. estimulación

DISEÑOS DE ARREGLOS ¾ El número y niveles deseados a producir. ¾Requerimientos para el control de arena. ¾Futuras reparaciones. reparaciones ¾Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, etc. ¾ Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo. p ¾El ángulo del Pozo

DISEÑOS DE ARREGLOS

¾ Los fluidos de control (terminación y empaque) ¾ Los gradientes de presión y temperatura ¾ El tipo y diámetro de tubería a utilizar ¾ Procedimientos Operativos ¾ Inversiones requeridas. ¾ Medidas de Seguridad

MULTIPLES ZONAS DE TERMINACION Cómo Terminar???

Baja K Alta K + H2S

Baja K

MULTIPLES ZONAS DE TERMINACION

La producción prod cción de múltiples reservorios reser orios puede p ede ser acompañada por uno de los siguientes métodos: ¾ Producción Conjunta ¾ Producción Segregada ¾ Producción Selectiva

PRODUCCIÓN CONJUNTA El flujo de dos o más zonas se mezclan V t j Ventajas

D Desventajas t j

Menor número de pozos y capital de inversión para alcanzar el Plateau de producción

Mezcla de fluidos (H2S, CO2, arena, composición de HC, WOR RGP). WOR, RGP) Variación de P y K en las zonas. Dificultad en el Control monitoreo de Producción. Dificultad en la inyección de fluidos y trabajos de estimulación. Cambios en las características de producción (WOR)

PRODUCCIÓN SEGREGADA Se pueden utilizar arreglos de múltiple producción p Ventajas

Desventajas

Control del caudal de producción, d ió t b j trabajos d de reparación , estimulación y monitoreo

Mayor Costo C Complejidad l jid d mecánica á i Reducción en la capacidad de flujo total Posibilidad estadística de falla de equipos.

PRODUCCIÓN SELECTIVA Cada zona es producida selectivamente V t j Ventajas

D Desventajas t j

Control efectivo de todos los posibles cambios. Cada zona es tratada con facilidad e independencia. Tiene simplicidad relativa.

Baja el costo y el número de pozos. Puede también tener una menor la producción



TIPOS DE TERMINACION Los arreglos o tipos de terminación pueden clasificarse dependiendo de las condiciones del reservorio y a la configuración mecánica del agujero como: ¾ Terminación de pozos Fluyentes ¾Simples convencionales o selectivos ¾Dobles convencionales o selectivos ¾ Terminación de pozos con Elevación Artificial ¾Arreglos de Bombeo Neumático ¾Arreglos de Bombeo Mecánico ¾Arreglos de Bombeo Hidráulico ¾Arreglos de Bombeo Electro Centrifugo


POZOS FLUYENTES

SIMPLES CONVENCIONALES

Este tipo de terminación es una técnica de producción mediante la cual las diferentes zonas p productivas p producen simultáneamente por una misma tubería de producción. Se aplica donde existe una o varias zonas de un mismo reservorio y en donde todos los intervalos p productores se cañonean antes de correr el equipo de terminación..

SIMPLES SELECTIVOS

Este tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual las diferentes zonas p productivas lo hacen en forman selectiva por una misma tubería de producción. Además de producir selectivamente diferentes zonas productivas, este tipo de completación ofrece la ventaja de aislar zonas productoras de gas y agua.

SIMPLES SELECTIVOS Ventajas: ¾ Pueden obtenerse altos caudales de producción ¾ Pueden producirse varios reservorios a la vez ¾ Existe un mejor control del reservorio

Desventajas: ¾ En zonas de corta vida productiva, se traduce en mayores inversiones ¾ En caso de trabajos j de reacondicionamiento,, el tiempo p de taladro es elevado. ¾ Aumenta el peligro de pesca de equipos y tubería.

DOBLES CONVENCIONALES

Mediante este diseño es posible producir cualquier zona en forma selectiva o conjunta a través de la tubería de producción. producción Esto se lleva a cabo a través de una camisa deslizable que hace que la zona superior pueda ser producida por la tubería de producción junto a la zona inferior.

DOBLES CONVENCIONALES Ventajas: ¾La camisa deslizable permite que la zona superior sea producida junto a la zona inferior. ¾La camisa deslizable permite realizar el l levantamiento t i t artificial tifi i l por gas en la l zona superior. i

Desventajas: ¾La tubería está sujeta a daño por altas presiones de la formación y por la corrosión de los fluidos ¾Se deben matar ambas zonas antes de realizar cualquier trabajo al pozo ó de reparar la zona superior. pueden levantar p por g gas ambas zonas ¾No se p simultáneamente.

DOBLES SELECTIVOS Mediante este diseño se pueden producir varias zonas simultáneamente y por separado a través del uso de tuberías de producción paralelas y empacadores dobles. .

Ventajas: ¾ Se S puede d producir d i con levantamiento l i artificial por gas. ¾ Se pueden realizar reparaciones con tubería concéntricas y con equipo manejado a cable en todas las zonas ¾ Permite obtener alto caudal de producción por pozo

DOBLES SELECTIVOS

D Desventajas: t j ¾Alto costo inicial. ¾Las reparaciones que requieran la remoción del equipo de producción pueden ser muy difíciles y costosas. costosas ¾Las tuberías y empacadores tienen tendencia a producir escapes y comunicaciones. comunicaciones

TERMINACIONES INTELIGENTES Son terminaciones con instrumentación y control desde la subsuperfície. Un pozo inteligente es un sistema capaz de colectar, transmitir y analizar datos de completación, producción, reservorio i y tomar t acciones i para mejor j control t l de d los l procesos de producción y completación a fin de maximizar el valor del Activo. Un sistema de registro contínuo de P y T en subsuperfície es conocido como PDG (Permanent Dowhole Gauges). Se pueden usar mandriles de PDG conteniendo hasta tres registradores de cuarzo-

TERMINACIONES INTELIGENTES Estas terminaciones deben permitir : ¾ Monitorear M it ell flujo fl j en ell medio di poroso (movimientos ( i i t de d los l frentes f t de fluidos, etc), ¾ El flujo multifásico vertical y horizontal, horizontal ¾ La alteración remota de la configuración de flujo en subsuperficie, ¾ Actualizar continuamente a los Ings. Reservoristas y de Producción los modelos de drenage del reservorio, identificando y comprendiendo diversos fenómenos, ¾ Se aumenta la capacidad de predicción y permite anticiparse a identificar posibles problemas.

TERMINACIONES INTELIGENTES

Producción con y sin CI

L fig La fi . superior fig. i muestra t en rojo j la l producción d ió (m ( 3/d) que seria (m3 i obtenida bt id con una secuencia normal de producción sin TI TI.. La curva azul representa la producción con TI, la curva negra muestra el incremento obtenido con una TI;; obteniéndose una anticipación de producción y se evitó intervenir con TI equipo.. equipo

TERMINACIONES INTELIGENTES Con TI se puede optimizar el flujo de petróleo o gas y atender exigencias g de nominación de agencias g reguladoras. g En la g gráfica inferior la producción conjunta y en secuencia con válvulas de TI permitió ganar producción en un 28 %

Producción simultánea (commingled y controlada de múltiples zonas. zonas


Esta TI aplicada a un pozo horizontal con columna concéntrica é ti d 3 ½”; de ½” penetrando t d en la l sección ió horizontal, con aislamiento de niples sellos en seal bore y ECP en agujero abierto. La sección horizontal está dividida en dos intervalos, intervalos que pueden ser dos zonas distintas Tiene dos válvulas de control de zona y apenas un par de sensores de P&T, leyendo el interior de la columna y anular.


Tiene dos válvulas de control de zona y apenas ape as u un pa par de se sensores so es de P&T, & , leyendo el interior de la columna y anular.

TERMINACIONES INTELIGENTES Completaciones mas complejas, típicas de pozos de altos caudales en ambientes mas exigentes g exigen g columnas con mas funcionalidades. En este ámbito se destacan las válvulas de seguridad de subsuperfície controladas de superfície (DHSV) con dos lineas de control, control lineas de inyección de produtos químicos; sensores de subsuperfície y válvulas de CI.


Para acomodar estos dispositivos p de subsuperfície com sus lineas hidráulicas y elétricas en grampas se hace necesario revestimiento de producción de mayor diámetro. Forzar las válvulas y sensores en espacios limitados puede comprometer la vida útil de la completación. El tubing hanger y packers de producción deben proveer orifícios de pasaje para todas d as lineas li d control. de l

TERMINACIONES MULTILATERALES

La Completaciones p multiraterales p permiten: ¾ Explotar arenas que no han sido drenadas en un área. área ¾ Recuperar la máxima reserva posible del mismo.


¾ Explotar nuevos horizontes con objetivo de incrementar la productividad. ¾ Mejorar la rentabilidad y el valor de los proyectos. ¾ Reservorios con espesor delgado ¾ Rservorios con problemas potenciales de conficación de gas o de agua


CONTROLADORES ¾Mejora la Confiabilidad ¾Optimiza de producción alargando la vida del pozo y del reservorio. reservorio ¾Optimiza el drenaje del reservorio. ¾Menor costo operativo p ¾ Menor número de trabajos de intervención ¾ Disminuye la producción de agua ¾ Mejor control de la arena ¾Incrementa el conocimiento del reservorio ¾Monitorea el movimiento de los fluidos en las zonas de contacto líquido/gas ¾Mejora la caracterización del reservorio (saturación, (saturación estructura, estructura presión y temperatura)

BENEFICIOS DE LAS TERMINACIONES INTELIGENTES

El proceso p de modelaje requiere su administración en tiempo real

Devise Process Control Methodologies

t Reservoir Management Team

Costo y Beneficios en el ciclo de vida d l pozo del

Monitor Dynamic Production Data Down hole Equipment Design

TERMINACIONES MULTILATERALES La terminaciones multilaterales permiten: ¾ Explotar p arenas q que no han sido drenadas en un área. ¾ Recuperar la máxima reserva posible del mismo. ¾Explotar nuevos horizontes incrementar la productividad.

con

objetivo

de

¾Mejorar la rentabilidad y el valor de los proyectos. ¾Reservorios con espesor delgado ¾Reservorios con problemas conificación de gas o de agua

potenciales

de



ELEVACION ARTIFICIAL

CONCEPTOS

Cuando C ando la energía natural nat ral de un n yacimiento acimiento es suficiente s ficiente para promover promo er el desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo, y de allí hasta la superficie, se dice que el pozo fluye "naturalmente“; es decir el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presión decir, entre la formación y el fondo del pozo. producto de la explotación p del y yacimiento la p presión Posteriormente como p de éste disminuye, esto implica que la producción de fluidos baja hasta el momento en el cual, el pozo deja de producir por sí mismo. De allí que surja la necesidad de extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo, a este proceso se le denomina Levantamiento Artificial.

TIPOS DE ELEVACION ARTIFICIAL

Existen diversos Métodos de Elevación Artificial entre los cuales se encuentran los siguientes: ¾ Bombeo Neumático (Gas Lift) ¾ Bombeo Mecánico Convencional (BMC), ¾ Bombeo Electro sumergible (BES), (BES) ¾ Bombeo Hidráulico (BH) ¾ Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP),

BOMBEO NEUMATICO (GAS LIFT)

Este método opera mediante la inyección continua de gas a alta presión en la columna de los fluidos de producción (Flujo continuo), con el objeto de disminuir la densidad del fluido producido y reducir el peso de la columna hidrostática sobre la formación,

El gas también puede inyectarse a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquido (Flujo intermitente).

BOMBEO MECANICO

Este método consiste en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de varillas. La energía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie p mediante un sistema de engranajes g j y correas. No se recomienda en pozos direccionales, con producción d ió d de sólidos ólid y alta lt relación l ió gas/líquido, ya que afecta considerablemente la eficiencia de la bomba

COMPONENTES PRINCIPALES ¾El Movimiento primario, primario el cual suministra la potencia del sistema. ¾La unidad de transmisión de potencia o caja reductora de velocidades. ¾ El Equipo de bombeo en superficie, el cual se encarga de transformar el movimiento rotatorio (primario) en movimiento linealmente oscilatorio. ¾ La sarta de varillas, la cual transmite el movimiento y la potencia a la bomba de subsuelo. ¾ Sarta de revestimiento y la de tubería de producción. ¾ La Bomba de subsuelo .

BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO Es de tipo p centrífugo–multietapa, g p , cada etapa consiste en un impulsor rotativo y un difusor fijo. El número de etapas determina la capacidad de levantamiento y la potencia requerida para ello. Este sistema i se emplea l en pozos de: d alto caudal, alto IP, baja presión de fondo, alta relación agua petróleo y b j relación baja l ió gas – líquido lí id (RGL). (RGL)

BOMBAS DE CAVIDAD PROGRESIVA

Son máquinas q rotativas de desplazamiento p positivo, compuestas por un rotor metálico, un estator cuyo material es elastómero generalmente, un sistema motor y un sistema de acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a través de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan desde la succión hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator.

BOMBAS DE CAVIDAD PROGRESIVA

El movimiento es transmitido por medio de una sarta de varillas desde la superficie hasta la bomba, empleando para ello un motor reductor acoplado p a las varillas. Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar altos volúmenes lú d gas, sólidos de ólid en suspensión ió y cortes de agua, así como también son ideales para manejar crudos de mediana y baja gravedad API. API

BOMBEO HIDRAULICO Los Estos sistemas transmiten su potencia mediante un fluido p presurizado q que es inyectado a través de la tubería, conocido como fluido de potencia o fluido motor, es utilizado por una bomba de subsuelo que actúa como un transformador para convertir la energía de dicho fluido a energía potencial o de presión en el fluido producido d id que es enviado i d h i la hacia l superficie. Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo (Tipo Pistón y Tipo Jet).

BOMBEO HIDRAULICO TIPO PISTON El principio de operación es similar al de las bombas del Bombeo Mecánico,, sólo q que en una instalación de Bombeo Hidráulico Tipo p Pistón,, la cabilla se encuentra en el interior de la bomba. Las bombas L b b hidráulicas hid á li se clasifican l ifi en bombas b b de d acción ió sencilla ill y las l de d doble acción. Las de acción sencilla desplazan fluido a la superficie en un solo sentido, es decir, en el movimiento de ascenso o descenso. Las de doble acción desplazan fluido hasta la superficie en ambos recorridos, ya que poseen válvulas de succión y de descarga en ambos lados del pistón que combinan acciones de apertura y cierre de las válvulas de succión y descarga del mismo.

BOMBEO HIDRAULICO TIPO JET Los principales componentes de la bomba Jet son la b boquilla, ill la l garganta t y ell difusor.. dif El fluido motor entra a la bomba por la parte superior de la misma, misma inmediatamente el fluido pasa a través de la boquilla, de este modo toda la presión del fluido se convierte en energía cinética. El chorro de la boquilla es descargado en la entrada de la cámara de producción, la cual se encuentra conectada con la Formación. De esta manera, el fluido de potencia arrastra al fluido de producción proveniente del pozo y la combinación de ambos fluidos entra a la g garganta g de la bomba.

COMPONENTES DE FONDO


DISEÑOS DE ARREGLOS

EFECTO DE LA PRESION SOBRE 4 POSIBLES MODOS OPERACIONALES

EFECTO DE LA TEMPERATURA SOBRE 4 POSIBLES MODOS OPERACIONALES

CARACTERISTICAS DE RESPUESTA DE LA TUBERIA

Los cambios L bi en ell modo d o etapa t d un pozo de (productor, inyector y cierre) causan cambios de presión, Temperatura y densidad en el interior y exterior de la tubería dependiendo de: 1. Cómo la tubería está conectada al packer. 1. El tipo de packer que se emplee. 2. Cómo el packer esté asentado

EFECTO DE LOS CAMBIOS DE PRESION, TEMPERATURA Y DENSIDAD

1. Puede resultar una variación en la longitud de la tubería si se utilizan niples sellos o niples pulidos (polished seal bore). 2 2.

Se S pueden d i d i inducir f fuerzas compresivas o de tensión en el sistema Packer-tubería si no se permite el movimiento de la tubería. tubería

EFECTO DE LOS CAMBIOS DE PRESION, TEMPERATURA Y DENSIDAD

3.

Sello: si al contraerse la tubería los sellos salen de posición y los elementos sellantes no son lo suficientemente largos.

4 4.

Un packer U k puede d desanclarse d l por efectos de tensión o compresión si no se anclado con suficiente peso o tensión que compense los movimientos de la tubería.

MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA El movimiento de la tubería se debe al efecto de las siguientes fuerzas: ¾ ∆L1 = Movimiento debido al efecto de Pistón por flotación (F1) ¾ ∆L2 = Movimiento debido al Pandeo de la tubería por fuerzas compresivas (F2) ¾ ∆L3 = Movimiento debido al Abalonamiento de la tubería por presión diferencial (F3) ¾ ∆L4= Movimiento debido al cambio de temperatura (F4) ∆L = (L*F)/(E*As)

EFECTO PISTON ¾ Es el resultado de los cambios de presión que ocurren en el interior de la tubería y el espacio anular. ¾ Los cambios de presión en el interior de la tubería actúan en la diferencia de áreas i t i interiores d l pácker del á k y tubería. t b í ¾ Los cambios de presión en el espacio anular actúan en la diferencia de áreas que q existe en el pácker y el diámetro exterior de la tubería. ¾ Como resultado existe un movimiento de la tubería hacia arriba o hacia abajo. ¾ F1 = ∆Pi (Ap – Ai) – ∆Po (Ap – Ao)

EFECTO DE PANDEO

¾ Es quizá el efecto más difícil de entender de todos los efectos. ¾ Es causado por la distribución de dos fuerzas diferentes: ¾ Fuerzas compresivas al final de la tubería. ¾ Distribución de fuerzas que actúan a tra és de las paredes de la tubería. través t bería

EFECTO DE PANDEO ¾ Los factores que tienen mayor influencia en el pandeo de la tubería son: ¾ La cantidad de espacio libre radial entre el O.D. de la tubería y el I.D. de la cañería. ¾ La magnitud de la presión diferencial del I.D. al O.D. de la tubería y el tamaño del I.D. del pácker. ¾ Como resultado puede existir un cambio en longitud la tubería. F2 = Ap2 ( ∆pi– ∆po)2

EFECTO DE ABALONAMIENTO

¾ Este efecto ocurre cuando se aplica presión al interior de la tubería o al espacio anular. anular ¾ Cuando se aplica presión al interior de la tubería, la ppresión diferencial entre el interior y exterior de la tubería crean fuerzas que pueden reventar la tubería. ¾ Cuando se aplica presión al espacio anular, la presión diferencial entre el exterior e interior de la tubería; las fuerzas creadas pueden colapsar la t b í tubería. F3 = 0.6 *(∆pi*Ai – ∆po*Ao)

EFECTO DE TEMPERATURA

¾ Este efecto es la única que no está asociada al efecto de presión. ¾ L Las fuerzas f y la l longitud l it d cambian bi debido d bid al efecto de la temperatura y están en función de los cambios en la temperatura promedio de la tubería. tubería

EFECTO DE TEMPERATURA

¾ C Cuando d la l temperatura t t promedio di de d la l tubería t b í disminuye (inyección de fluidos fríos) puede ocurrir un acortamiento de la tubería y crear fuerzas de tensión en el pácker. pácker ¾ Cuando la temperatura promedio de la tubería aumenta (inyección de fluidos calientes) puede ocurrir una elongación de la tubería y crear fuerzas compresivas en el pácker. F4 = 207*∆T*As)

CALCULO DE PRESION DIFERENCIAL DEFINICION DE FORMACIONES Formaciones consolidadas ¾ S Se define d fi asíí cuando d los l granos de d arena están á cementados d o compactados lo suficiente como para que queden intactos y no fluyan aun en caso de flujo turbulento en el espacio anular. ¾ Se identifica a las formaciones consolidadas por sus lutitas adyacentes (encima o debajo) y con valores de tiempo de tránsito en el perfil sónico menores de 100 µ seg/pie. seg/pie Formaciones inconsolidadas ¾ Se define a una formación como no consolidada cuando las formaciones de lutitas adyacentes tienen un tiempo de tránsito en el perfil sónico mayor a 100 µ seg/pie.

CALCULO DE PRESION DIFERENCIAL PARA ARENAS INCONSOLIDADAS


¾ Las arenas inconsolidadas son aquéllas que tienen un tiempo de tránsito superior a 100 µ seg/pie.


¾ Con los registros de densidad se considera arenas inconsolidadas a aquéllas que tienen una densidad menor a 2.4 Gr/cc. Esta densidad equivale a un tiempo de tránsito de 100 µ seg/pie.

CALCULO DE PRESION DIFERENCIAL PARA ARENAS CONSOLIDADAS

FORMACIONES CONSOLIDADAS Mínima Presión de Desbalance Pozos de Petróleo Pozos de Gas K< 2 md; ∆P = 3500 / K0,63 ∆P = 3500 / K0,37 , K> 2 md; ∆P = 2500 / K0,17

MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA




EFECTO DE PISTON

EFECTO DE PANDEO

EFECTO DE PANDEO

n = Distancia del packer al punto neutral. También es conocida como la longitud de la tubería pandeada

EEFCTO DE PANDEO

EFECTO DE ABALONAMIENTO


EFECTO MECANICO

EFECTO TOTAL

ANALISIS DE ESFUERZOS



COMPORTAMIENTO DE FLUJO VERTICAL

FLUJO VERTICAL Para el estudio del comportamiento de un pozo fluyente es necesario analizarlo como un sistema integral constituido por: Comportamiento del flujo de entrada, es decir, el flujo de petróleo, agua y gas de la formación hacia el fondo del pozo, se tipifica por el índice de productividad (IP) del pozo o en términos generales por el IPR. Comportamiento del flujo a través de la tubería vertical, vertical implica pérdidas de presión en ésta debidas al flujo multifásico. Comportamiento del flujo a través del estrangulador superficial.

FLUJO VERTICAL Comportamiento en estrangulador

Comportamiento Co po e o del de flujo ujo ve vertical c

Comportamiento de entrada del flujo

REGIMENES DE FLUJO La característica típica de flujo multifásico es la ocurrencia de regímenes de flujo radicalmente diferentes que dependen de la RGL y de las velocidades de líquido y gas. Los regímenes de flujo en tubería vertical son: Flujo de líquido en una sola fase Flujo burbuja Flujo en bache Flujo remolino Flujo j anular Flujo tipo niebla

REGIMENES DE FLUJO

F. Líquida

F. Burbuja

F. en Bache

F. Remolino

F. Anular

F. Niebla

REGIMENES DE FLUJO •

El análisis del comportamiento del flujo vertical se puede hacer con el auxilio de las gráficas de gradientes de presión desarrolladas por Gilbert y por Kermit Brown.

•

Gilbertt da Gilb d una solución l ió empírica í i all problema bl d l flujo del fl j bifásico vertical. Efectuó mediciones de la caída de presión en tuberías de producción bajo distintas condiciones y obtuvo una familia de curvas, curvas Fig. Fig 4.1. 41


COMPORTAMIENTO DE FLUJO VERTICAL: VARIABLES QUE AFECTAN

VARIABLES QUE AFECTAN Las variables que modifican la ecuación general de energía y afectan a los gradientes fluyentes de presión son: Diámetro de la Tubería Caudal de Producción de Petróleo Relación Gas - Líquido Densidad de Líquido Viscosidad del Líquido Tensión Superficial Relación Agua - Petróleo Efecto de la Energía Cinética

EFECTO DEL DIAMETRO DE LA TUBERIA

EFECTO DEL CAUDAL DE PRODUCCION

EFECTO DE LA RELACION GAS - LIQUIDO

EFECTO DE LA DENSIDAD DEL PETROLEO

EFECTO DE LA VISCOSIDAD DEL PETROLEO

EFECTO DE LA TENSION SUPERFICIAL

EFECTO DE LA RELACION AGUA-PETROLEO

EFECTO DE LA ENERGÍA CINETICA


COMPORTAMIENTO DE FLUJO VERTICAL: VERTICAL PRINCIPALES CORRRELACIONES

FLUJO MULTIFASICO VERTICAL Es importante la evaluación de la caída de presión en tubería vertical puesto que la mayor proporción de la presión disponible para llevar los fluidos de reservorio a la superficie se consume en ella. L La ddeterminación i ió de d la l distribución di ib ió de d presión ió en la l tubería b í permite: Diseñar las tuberías de producción y descarga. Obtener el punto óptimo de inyección de gas en B.N. Proyectar y aparejos p j de producción p (BM,BN.BH) ( , ) Obtener la máxima producción del pozo.

ENFOQUES DEL DESARROLLO DE CORRELACIONES Las diversas correlaciones existentes para el cálculo de distribución de presión con flujo multifásico, pueden clasificarse en tres tipos i bi definidos: bien d fi id Tipo I: En este grupo de correlaciones no se considera el resbalamiento entre fases. La densidad de la mezcla se la obtiene en función las propiedades de los fluidos corregidos por P y T. Las pérdidas por fricción y los efectos por colgamiento se las expresa por medio de un factor de fricción empírico sin distinguir patrones de flujo. A este grupo pertenecen Poettmann y Carpenter, Fancher y Brown y Baxendel.

ENFOQUES DEL DESARROLLO DE CORRELACIONES

Tipo II: En este grupo de correlaciones se considera el resbalamiento entre fases. La densidad de la mezcla se la obtiene bi utilizando ili d ell concepto de d colgamiento. l i Ell factor f d de fricción se correlaciona con las propiedades combinadas del gas y del líquido. No se distinguen patrones de flujo. A este grupo pertenece el método de Hagedorn y Brown. Brown

ENFOQUES DEL DESARROLLO DE CORRELACIONES Tipo III: En este grupo se considera el resbalamiento entre fases. La densidad de la mezcla se la obtiene utilizando el concepto de colgamiento. El factor de fricción se correlaciona con las propiedades del fluido en fase continua. Se distinguen patrones de flujo. A este grupo pertenecen los métodos de Duns y Ros; Orkizewski, A i Beggs Aziz, B y Brill, B ill Chierici, Chi i i Gould G ld y Tek. T k

RESBALAMIENTO (SLIP) Y COLGAMIENTO (HOLDUP) Uno de los factores que más complica en la determinación de flujo multifásico es la diferencia de velocidad entre fases. El resbalamiento (slip) entre dos fases es la diferencia de velocidad entre la velocidad del líquido y la velocidad del gas. La fracción de gas y la fracción de líquido pueden ser expresadas: λg = Qg / (Qg + Ql) ; λl = Ql / (Qg + Ql) λ + λl = 1 λg

RESBALAMIENTO (SLIP) Y COLGAMIENTO (HOLDUP) En flujo ascendente como ocurre en los pozos o en terrenos montañosos el gas usualmente viaja más rápido que el líquido y entonces ocurre el colgamiento del líquido (holdup). En flujo descendente el líquido puede viajar más rápido que el gas y entonces ocurre el colgamiento del gas (heldup). La expresión de colgamiento en la industria se la usa para indicar las fracciones de volumen ocupada por el gas y líquido y se expresa:

Hg + Hl = 1

PRINCIPALES CORRELACIONES Todas las correlaciones tienen su rango de aplicabilidad, ventajas y desventajas tanto prácticas como teóricas porque son el producto de estudios empíricos, semi empíricos y de l b laboratorio. i Para un mismo conjunto de parámetros se pueden obtener diferentes resultados como se muestra:

PRINCIPALES CORRELACIONES El criterio de selección de la correlación más apropiada para ell cálculo ál l de d las l curvas de d gradiente di t de d presión ió estará t á en aquella que reproduzca los valores de presión más próximos a los obtenidos con los registradores de presión. Las correlaciones que mejor se ajustan a los reservorios de gas condensado son: Beggs y Brill Orkizewski Hagedorn y Brown

Pwh

GRADIENTES DE PRESION

Profundidad

Pwf


ANALISIS NODAL

ANALISIS NODAL

El objetivo principal del Análisis Nodal , es permitir el diagnostico del comportamiento de un pozo o sistema de pozos para optimizar la producción variando los distintos componentes manejables del sistema p para obtener el mejor j rendimiento económico del p proyecto. y

Para q que ocurra el flujo j de fluidos en un sistema de p producción, es necesario que la energía de los fluidos en el reservorio sea capaz de superar las pérdidas de carga en los diversos componentes del sistema.

ANALISIS NODAL

Los fluidos tienen que ir desde el reservorio hasta las plantas de proceso; pasando por las tuberías de producción, d ió equipos i superficiales fi i l en cabeza y planchada del pozo y las líneas de recolección. El Análisis Nodal es un método muy y flexible q que p puede se utilizado para mejorar el comportamiento de muchos sistemas de pozos.

ANALISIS NODAL – PERDIDA DE PRESION EN EL SISTEMA

ANALISIS NODAL – PERDIDA DE PRESION EN NODOS

ANALISIS NODAL – DETERMINACIÓN DE CAPACIDAD DE FLUJO

ANALISIS NODAL – DETERMINACIÓN DE CAPACIDAD DE FLUJO

APLICACIONES

¾Elegir ¾El i ell diámetro diá t óptimo ó ti d la de l tubería t b í ¾Elegir el diámetro óptimo de la línea de recolección ¾Dimensionar el diámetro del estrangulador ¾Analizar el comportamiento anormal de un pozo por restricciones. ¾Obtener pronósticos de producción ¾Evaluar la estimulación de pozos p ¾Analizar los efectos de la densidad de disparos ¾Optimizar la producción y el rendimiento económico de los campos en base a la demanda.

ANALISIS NODAL - SIMULADORES WELLFLO (WETHEFOR) PERFORM (SCHLUMBERGER) ESPOIL (ENGINEERING CONSULTANTS) PIPESIM (SCHLUMBERGER) MIDAS (FDC)

ANALISIS NODAL

ANALISIS NODAL

ANALISIS NODAL

ANALISIS NODAL

9000

A

8000

Pressure,, psig

7000 6000 5000 4000 3000 2000

1

1000 0

1 0

Inflow @ Sandface (1) Inflow (1) Not Used Not Used N t Used Not U d Not Used Cond Unloading Rate Max Erosional Rate

50000 Not Used Outflow (A) Not Used Not Used N t Used Not U d Not Used Water Unloading Rate

100000

Gas Rate, Mscf/D

Reg: Schlumberger - Companies

150000

200000

ANALISIS NODAL

9000

A

8000

Pressure, ps sig

7000

2 3

6000 5000

4

4000

5

3000 2000

1

1000 0

1 0

Inflow @ Sandface (1) Inflow (1) Case 2 (2) Case 3 (3) Case 4 (4) Case 5 (5) Cond Unloading Rate Max Erosional Rate

50000 Not Used Outflow (A) Case 2 (B) Case 3 (C) Case 4 (D) Case 5 (E) Water Unloading Rate

100000

150000

Gas Rate, Mscf/D Inflow Reservoir Skin


200000

Inflow (1) 70.000 (2) -3.000 3 000 (3) 0.000 (4) 20.000 (5) 35.000

250000

ANALISIS NODAL

9000

A

8000

Pressure e, psig

7000 6000 5000 4000 3000 2000

1

1000 0

2 3 0

Inflow @ Sandface (1) Inflow (1) Case 2 (2) Case 3 (3) Case 4 (4) Not Used Cond Unloading Rate Max Erosional Rate

4

1 50000

Not Used Outflow (A) Case 2 (B) Case 3 (C) Case 4 (D) Not Used Water Unloading Rate

100000

Gas Rate, Mscf/D Inflow Reservoir Thickness Thickness, ft


150000

Inflow (1) 2001 ((2)) 50 (3) 100 (4) 500

200000

ANALISIS NODAL

9000

A

8000

Pressure, ps sig

7000

34 2

6000 5000 4000 3000 2000

1

1000 0

1 0

Inflow @ Sandface (1) Inflow (1) Case 2 (2) Case 3 (3) Case 4 (4) Not Used Cond Unloading Rate Max Erosional Rate

50000 Not Used Outflow (A) Case 2 (B) Case 3 (C) Case 4 (D) Not Used Water Unloading Rate

100000

150000

Gas Rate, Mscf/D Inflow Avg Reservoir Perm, md


200000

Inflow (1) 3.3000 (2) 15 15.0000 0000 (3) 30.0000 (4) 45.0000

250000

ANALISIS NODAL

9000

B

A

8000

Pressure e, psig

7000

C

6000

D E

5000 4000 3000 2000

1

1000 0

1 0

Inflow @ Sandface (1) Inflow (1) Case 2 (2) Case 3 (3) Case 4 (4) Case 5 (5) Cond Unloading Rate Max Erosional Rate

50000 Not Used Outflow (A) Case 2 (B) Case 3 (C) Case 4 (D) Case 5 (E) Water Unloading Rate

100000

Gas Rate, Mscf/D Outflow Tubing ID, in Reg: Schlumberger - Companies

150000

200000

Outflow (A) 3.826 (B) 4.500 (C) 5.500 (D) 7 7.000 000 (E) 9.250


REGISTROS DE PRODUCCIÓN

CARACTERÍTICAS

Por décadas los registros de producción han sido utilizados en: ¾ Pozos nuevos para optimizar la última recuperación y ayudar a evitar p problemas p potenciales de p producción. ¾ Pozos viejos estos registros ayudan a diagnosticar la declinación de producción y la planeación de trabajos de reparación.

CARACTERÍTICAS Desde el inicio, los registros de producción han sido utilizados para determinar los patrones dinámicos del flujo de agua, petróleo y gas bajo condiciones di i estables bl de d producción d i o inyección i i y para responder d las l siguientes interrogantes: ¾Cuáles son las zonas productoras de gas, gas petróleo y agua. agua ¾ Cuanto de cada tipo de fluido es fluyente de cada zona. ¾ Cuantos disparos del pozo producen ¾Cuántos niveles fluyen y ¾Cuál el porcentaje de aporte de cada zona ¾Qué zona o zonas producen agua

REGISTROS DE PRODUCCION Mediciones Directas: 1. 2. 3. 4. 5.

Densidad de los Fluidos Gradiente de Presión Gradiente de Temperatura Capacitancia de los Fluidos Caudal Parcial y Total de flujo

Mediciones Indirectas: 1. 2 2. 3.

Calibre del Pozo en la sección fluyente (Caliper) Control de Profundidad (Gama Ray) Control de Fluido de Inyección (Radioactive Tracer)

REGISTROS DE PRODUCCION Herramientas: Flowmeters:

Velocidad y Caudal de Fluido

Density:

Mezcla de Fluidos o Hold Up

Capacitance:

Hold Up del Agua

Pressure:

Perfiles fil de d Presión i

Temperature:

Variaciones del Gradiente

P & T:

Necesidad de Calcular Propiedades PVT

REGISTROS DE PRODUCCION FLOW METER

REGISTROS DE PRODUCCION FLOW METER

La Herramienta permite: ¾ ¾ ¾ ¾ ¾

Determinar el fenómeno del flujo con la medición de caudales De dónde viene el flujo Si todos d l los di disparos aportan fluidos Si existe Flujo cruzado Si existen fugas o invasiones

REGISTROS DE PRODUCCION TEMPERATURA

REGISTROS DE PRODUCCION PLT

REGISTROS DE PRODUCCION PLT

Terminación de Pozos 2011

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