Terminación de Pozos Mae.

MAESTRIA EN EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS

TERMINACION DE POZOS

CONCEPTOS

La terminación de un pozo es un proceso operativo que se inicia después de la cementación del revestimiento de explotación y se lo hace con el fin de dejar el pozo en producción.

CONCEPTOS

El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción óptima de hidrocarburos al menor costo posible. Para que esto ocurra, debe realizarse un análisis Nodal que permita determinar qué arreglos de producción deben utilizarse para producir el pozo adecuado a las características del reservorio.

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

Casing 30” 196,1

LITHOLOGY TVD

MD

Casing 20” 129.3 lb Shoe@ 800.0 m Hole 24” Casing 16” 97.0 lb/ft Shoe @ 1,746.0 m Hole 18 1/2” @ 1,750

LOS MONOS

22.67° Packer 9 5/8” 47 Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 m Hole size12 ¼” @ 3,135.0 m 3,100 m

3,214.5 m

H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 3114.55 TVD

HUAMAMPAMPA 3,115 m

3,232 m

H1

H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 3115.6 TVD.

CONCEPTOS La elección y el adecuado diseño de los esquemas de terminación de los pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño operativo, productivo y desarrollo de un Campo. La eficiencia y la seguridad del vínculo establecido entre el yacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratégica disposición de todos los accesorios que lo conforman.

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

Casing 30” 196,1

LITHOLOGY TVD

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LOS MONOS

22.67° Packer 9 5/8” 47 Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 m Hole size12 ¼” @ 3,135.0 m 3,100 m

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H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 3114.55 TVD

HUAMAMPAMPA 3,115 m

3,232 m

H1

H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 3115.6 TVD.


ACCESORIOS DE FONDO

ACCESORIOS DE FONDO Antes de conocer la teor ía de la terminación o completación 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, se mencionarán los más importantes:

PATAS DE MULA

APLICACIONES: Permite guiar, rotar y orientar la parte inferior del arreglo y entrar con facilidad a las herramientas que se bajan por debajo de la pata de mula. Es muy útil en arreglos 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. BENEFICIOS: Permite aislar temporalmente niveles productivos. Permite alojar elementos de presión.

CAMISAS DESLIZABLES APLICACIONES: Permite cambiar fluidos de la tubería y espacio anular. Habilitar o aislar niveles 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: Ayuda a reducir la posibilidad de congelamiento de los controles superficiales. CARACTERÍSTICAS: Pueden ser conectados en niples asiento. BENEFICIOS: Aligera la columna de líquidos Incrementa la velocidad de flujo

VALVULAS DE DESCARGA DE FLUIDO ANULAR APLICACIONES: Permite cambiar fluidos de la tubería y espacio 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 l ínea de 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: Ayuda a extender la vida de los arreglos de fondo.

JUNTA DE EXPANSIÓN GIRATORIA APLICACIONES: En instalaciones de arreglos simples, selectivos y duales. 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 producci ón o estimulación, manteniendo el 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 de pozos. CARACTERÍSTICAS: Los pines de corte pueden ser fácilmente ajustados en el campo Es simple y de diseño probado en campo. BENEFICIOS: Apertura completa corte de pines.

despué s

del

RECEPTACULOS PULIDOS APLICACIONES: En pozos direccionales y horizontales. Para altos caudales de producción, estimulación o inyección. Terminaciones monobore CARACTERÍSTICAS: Disponibles en longitudes hasta 20 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, dobles y triples. En operaciones de producción y estimulación. CARACTERÍSTICAS: Es de diseño simple Puede ser liberado con tensi ón Tiene pines de corte ajustables BENEFICIOS: Es económico Permite recuperar la tubería con tensión, sin rotación.

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

CATCHER SUBS APLICACIONES: Es empleado para asentar 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 Facilita las operaciones 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 acció n abrasiva en el sector fluyente 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: Es diseñado para cerrar el 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


PACKERS DE PRODUCCION

FUNCIONES El Packer es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar 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:

Ø Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos. Ø Para aislar perforaciones o zonas de producción en terminaciones múltiples. Ø En instalaciones de levantamiento artificial por gas. Ø Para proteger la tubería de revestimiento 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: Ø Ø Ø Ø

Costos Mecanismos de sello Mecanismos de empaquetamiento Resistencia a: Ø Los fluidos Ø Presión Diferencial Ø Temperatura

FACTORES DE SELECCION

Ø Recuperabilidad Ø Características para operaciones de pesca o molienda. Ø Posibilidad de operaciones “trough - tubing” Ø Longevidad de las zonas productoras Ø Exactitud de asentamiento Ø Agentes corrosivos Ø Seguridad de producción Ø Compatibilidad con: Ø Las herramientas sub-superficiales Ø Características del revestimiento

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:

Ø Permanentes Ø Permanentes – Recuperables Ø Recuperables

PACKERS PERMANENTES Los packers permanentes se pueden considerar como una parte integrante del revestimiento , ya que la tubería de producción se puede sacar y dejar el pácker permanente asentado en el revestidor. Usualmente para destruirla es necesario fresarla, por lo que frecuentemente se denomina packer perforable.

PACKERS PERMANENTES Usos: Ø Pozos de alta presión Ø Precisión de anclaje Ø Pozo de alta desviación Mecanismos de anclaje: Ø Eléctrico Ø Mecánico Ø Hidráulico

PACKERS 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 producción o de perforación Mecanismos de anclaje: Ø Eléctrico Ø Mecánico Ø Hidráulico

PACKERS 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. Por su mecanismo de anclaje y desanclaje pueden ser: Ø Recuperables de Compresión: Se asientan aplicando el peso de la tubería de producción sobre el pácker y se recupera tensionando.

PACKERS RECUPERABLES Ø Recuperables de Tensión: Se asientan rotando la tubería de producción ¼ de vuelta a la izquierda y luego 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 Ø Recuperables de Compresión – Tensión : Se asientan por rotación de la tubería más peso o con rotación solamente. No se desasientan por presiones aplicadas en cualquier dirección, por lo tanto pueden soportar una presión diferencial de arriba o de abajo. Para 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.

PACKERS RECUPERABLES

Ø 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.

PACKERS RECUPERABLES Ø Recuperables Hidráulicos Duales: Se asientan 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 la tubería de producción.


DISEÑOS DE ARREGLOS

CARACTERISTICAS DE RESPUESTA DE LA TUBERIA Los cambios en el modo o etapa de un pozo (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. 2. El tipo de packer que se emplee. 3. 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. Se pueden inducir fuerzas compresivas o de tensión en el sistema Packer-tubería si no se permite el movimiento de la tubería. 3. Un packer permanente puede perder sello si al contraerse la tubería los sellos salen de posición y los elementos sellantes no son lo suficientemente largos. 4. Un packer puede desanclarse 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: Ø ? L1 = Movimiento debido al efecto de Pistón por flotación (F1) Ø ? L2 = Movimiento debido al Pandeo de la tubería por fuerzas compresivas (F2) Ø ? L3 = Movimiento debido al Abalonamiento de la tubería por presión diferencial (F3) Ø ? L4= Movimiento debido al cambio de temperatura (F4) ? L = (L*F)/(E*As)

Movimiento de la Tubería



















DISEÑOS DE ARREGLOS La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de completación y los trabajos efectuados durante la misma. La selección de la completación tiene como principal objetivo obtener la máxima producción en la forma má s eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los factores que determinan dicha selección, tales como: Ø Caudal de producción requerido. Ø Reservas y características de las zonas a completar. Ø Necesidades futuras de estimulación.

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

DISEÑOS DE ARREGLOS

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

CLASIFICACIÓN DE LAS COMPLETACIONES Básicamente existen tres tipos de completaciones de acuerdo a las características del pozo, es decir como se termine la zona objetivo: ØAgujero Abierto. ØAgujero Abierto con Tubería Ranurada. ØAgujero entubado con cañería Perforada

Completación en Agujero Abierto. Esta completación se realiza en zonas donde la formación está altamente compactada, siendo el intervalo de producción normalmente grande y homogéneo en toda su longitud y no se espera producción de agua. 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.

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

Desventajas Ø Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua, excepto si el agua viene de la zona inferior. Ø No puede ser estimulado selectivamente. Ø Puede requerir frecuentes formación no es compacta.

limpiezas

si

la

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

Completación en Agujero Abierto con Tubería Ranurada Este tipo de completación se utiliza mucho en formaciones poco compactadas o con problemas de producción de fragmentos de roca de la formación. Se coloca una tubería ranurada en el intervalo correspondiente a la formación productiva. Las condiciones requeridas son: Ø Formación poco consolidada Ø Formación de grandes espesores (100 a 400 pies), Ø Formación homogénea a lo largo del intervalo de completación, etc.

Ventajas Ø Se reduce al m ínimo el daño a la formación. Ø No existen costos por cañoneo. Ø La interpretación de los perfiles no es crítica. Ø Se adapta fácilmente a técnicas especiales para el control de arena. Ø El pozo puede ser fácilmente profundizable.

Desventajas

Ø Dificulta las futuras reparaciones. Ø No se puede estimular selectivamente. Ø La producción de agua y gas es difícil de controlar. Ø Existe un diámetro reducido frente a la zona o intervalo de producción.

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

Ventajas Ø La producción de agua y gas es fácilmente prevenida y controlada. Ø La formación selectivamente.

puede

ser

estimulada

Ø El pozo puede ser profundizable. Ø Permite llevar a cabo completaciones adicionales como técnicas especiales para el control de arena. Ø El diámetro del pozo productiva es completo.

frente

a

la

zona

Ø Se adapta a cualquier tipo de configuració n mecánica .

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

TIPOS DE COMPLETACION Los arreglos o tipos de completación pueden clasificarse dependiendo de las condiciones del reservorio y a la configuración mecánica del agujero como: Ø Completación de pozos Fluyentes ØSimples convencionales o selectivos ØDobles convencionales o selectivos Ø Completación de pozos con Elevación Artificial ØArreglos de Bombeo Neumá tico ØArreglos de Bombeo Mecánico ØArreglos de Bombeo Hidráulico ØArreglos de Bombeo Electro Centrifugo

TIPOS DE COMPLETACION

POZOS FLUYENTES

SIMPLES CONVENCIONALES Este tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual las diferentes zonas productivas 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 productores se cañonean antes de correr el equipo de completación.

SIMPLES SELECTIVOS Este tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual las diferentes zonas 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: Ø Pueden obtenerse altos caudales de producción Ø Pueden producirse varios reservorios a la vez Ø Existe un mejor control del reservorio Desventajas: Ø En zonas de corta vida productiva, se traduce en mayores inversiones Ø En caso de trabajos de reacondicionamiento, el tiempo de taladro es elevado. Ø 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 tuber ía de producci ón. Esto se lleva a cabo a través de una camisa deslizable que hace que la zona superior pueda ser producida por la tuber ía de producci ón junto a la zona inferior.

DOBLES CONVENCIONALES Ventajas: ØLa camisa deslizable permite que la zona superior sea producida junto a la zona inferior. ØLa camisa deslizable permite realizar el levantamiento artificial por gas en la zona superior. Desventajas: ØLa tubería está sujeta a da ño por altas presiones de la formación y por la corrosión de los fluidos ØSe deben matar ambas zonas antes de realizar cualquier trabajo al pozo ó de reparar la zona superior. ØNo se pueden levantar por gas ambas zonas 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: Ø Se puede producir con levantamiento artificial por gas. Ø Se pueden realizar reparaciones con tubería concéntricas y con equipo manejado a cable en todas las zonas Ø Permite obtener alto caudal de producción por pozo

DOBLES SELECTIVOS Desventajas: ØAlto costo inicial. ØLas reparaciones que requieran la remoción del equipo de producción pueden ser muy dif íciles y costosas. ØLas tuberías y empacadores tienen tendencia a producir escapes y 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 y tomar acciones para mejor control de los procesos de producción y completación a fin de maximizar el valor del Activo. Un sistema de registro contínuo de P y T en subsuperf ície es conocido como PDG (Permanent Dowhole Gauges). Se pueden usar mandriles de PDG conteniendo hasta tres registradores de cuarzo -

TERMINACIONES INTELIGENTES Estas completaciones deben permitir : Ø Monitorear el flujo en el medio poroso (movimentos de los frentes de fluidos, etc), Ø El flujo multifásico vertical y horizontal Ø La alteración remota de la configuración de flujo en subsuperficie. Ø Actualizar continuamente a los Ings. Reservoristas y de Producción los modelos de drenage del reservorio, identificando y comprendiendo diversos fenómenos. Ø Se aumenta la capacidad de predicción y permite anticiparse a identificar posibles problemas.

TERMINACIONES INTELIGENTES

Producció Producci ón con y sin CI

La fig. superior muestra en rojo la producción (m3/d) que seria obtenida con una secuencia normal de producció n sin 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 evit ó intervenir con equipo.

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

Producci ón simultá Producció simultá nea (commingled y controlada de mú múltiples zonas.

TERMINACIONES INTELIGENTES Esta TI aplicada a un pozo horizontal con columna conc éntrica de 3 ½”; penetrando en la sección horizontal, con aislamiento de niples sellos en seal bore y ECP en agujero abierto. La sección horizontal está dividida en dos 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.

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

TERMINACIONES INTELIGENTES Para acomodar estos dispositivos 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 as lineas de control.

TERMINACIONES MULTILATERALES La Completaciones multiraterales permiten: Ø Explotar arenas que no han sido drenadas en un área. Ø Recuperar la máxima reserva posible del mismo. ØExplotar nuevos horizontes con objetivo de incrementar la productividad. ØMejorar la rentabilidad y el valor de los proyectos. ØReservorios con espesor delgado ØRservorios con problemas potenciales de conficación de gas o de agua

TERMINACIONES MULTILATERALES

TIPOS DE COMPLETACION

ELEVACION ARTIFICIAL

CONCEPTOS

Cuando la energía natural de un yacimiento es suficiente para promover 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 entre la formación y el fondo del pozo. Posteriormente como producto de la explotación del yacimiento la presión 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: Ø Ø Ø Ø Ø

Bombeo Neumático (Gas Lift) Bombeo Mecánico Convencional (BMC), Bombeo Electro sumergible (BES), Bombeo Hidráulico (BH) 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 energ ía suministrada a través de una sarta de varillas. La energ ía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. No se recomienda en pozos direccionales, con producción de sólidos y alta relación gas/l íquido, ya que afecta considerablemente la eficiencia de la bomba

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

BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO

Es de tipo centrífugo– multietapa , 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 se emplea en pozos de: alto caudal, alto IP, baja presión de fondo, alta relaci ón agua petróleo y baja relación gas – líquido (RGL).

BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA Son máquinas rotativas de desplazamiento 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 trav és 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.

BOMBEO 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 a las varillas . Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar altos volúmenes de gas, sólidos en suspensión y cortes de agua, así como también son ideales para manejar crudos de mediana y baja gravedad API.

BOMBEO HIDRAULICO Los Estos sistemas transmiten su potencia mediante un fluido presurizado 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 que es enviado hacia la 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 que en una instalación de Bombeo Hidráulico Tipo Pistón, la cabilla se encuentra en el interior de la bomba. Las bombas hidráulicas se clasifican en bombas de acción sencilla y las de 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 boquilla, la garganta y el difusor.. El fluido motor entra a la bomba por la parte superior de la 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 garganta de la bomba.

COMPONENTES DE FONDO


EQUIPOS SUPERFICIALES

CABEZALES Y ARBOL DE PRODUCCION

CABEZALES Y COLGADORES El equipo de cabezales de pozos es en general un término usado para describir la unión del 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. Todo los fabricantes incrementan el factor de seguridad en su productos basados en una buena Ingeniería y larga experiencia; pero, los esfuerzos causados por vibración, cargas de impacto y variaciones de temperatura son siempre imposibles de predecir.

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 landing base con el cabezal más inferior para proveer un soporte adicional a cañerías pesadas.

CABEZALES INTERMEDIOS El cabezal intermedio es una unidad tipo carretel que se une por su parte inferior al 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. La brida inferior del cabezal intermedio está construido con un receso para acomodar una guía de trépano renovable y sellos secundarios con el propósito de proteger la parte superior de la cañería inferior en las maniobras de bajada de herramienta.

CABEZALES DE PRODUCCION

El cabezal de producción es una unidad tipo 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 compuesta de una brida inferior, una o dos salidas y la brida superior con colgador de tubería.

CABEZALES INTERMEDIOS

El cabezal de producción es una unidad tipo 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 compuesta de una brida inferior, una o dos salidas y la brida superior con colgador de tubería.

CABEZALES Y COLGADORES

COLGADORES


ARBOL DE PRODUCCION

Ø

Ø Ø

Ø

Ø

Un árbol de producción es un conjunto de válvulas que permiten conducir los fluidos del reservorio a las Plantas de Proceso. Existen diferentes tipos, conexiones y marcas de arbolitos: Tipos: Ø Simples Ø Dobles Conexiones: Ø Roscadas (para baja presión) Ø Bridadas (para alta presión) Marcas: Ø Cameron Ø FMC Ø Moto Mecánica Ø Gray Look

Válvula de Maniobra

Válvulas de Surgencia

Árbol de Producción Válvulas de Seguridad

Choque o Estrangulador

Válvulas Máster o Tronqueras Cabezal de Producción Válvulas de Espacio Anular Tubería de Producción

Cabezal de Intermedio Válvulas Seguridad Subsuperficial


ESTRANGULADORES Son dispositivos diseñados para restringir y controlar el ritmo de producción de un pozo. Son usualmente seleccionados para que las fluctuaciones de presión aguas abajo del estrangulador no tengan efecto en la 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 = 0,55 P1

TIPOS Pueden ser clasificados en : Ø Estranguladores Superficiales ØPositivos ØRegulables ØEstranguladores de Fondo ØPositivos ØRegulables

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: Ø Controlar el caudal de producción. Ø Controla y previene la producción indeseada de arena. Ø Controla y previene la producción prematura de agua y gas. Ø Permite proteger los equipos de fondo y superficie.

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: Ø Bajo Costo Ø Simplicidad Operativa Ø Mayor resistencia a elementos erosivos. Desventajas: Ø Interrupciones de producción durante los cambios. Ø 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: Ø Bajo Costo Ø Simplicidad Operativa Ø Mayor resistencia a elementos erosivos. Desventajas: Ø Interrupciones de producción durante los cambios. Ø Golpes de ariete durante el periodo de cierre y apertura del pozo

ESTRANGULADORES DE FONDO Son dispositivos diseñados para reducir la posibilidad de congelamiento de los elementos de control superficiales; aumentar la velocidad de flujo y prevenir o reducir invasión de agua

ESTRANGULADORES DE FONDO Funciones: Ø Minimizar la invasión de agua Ø Aligerar la columna del petróleo Ø Aumentar la velocidad de flujo Ø Prolongar la vida del pozo





ANALISIS NODAL

TERMINACION DE POZOS 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 para obtener el mejor rendimiento económico del proyecto. Para que ocurra el flujo de fluidos en un sistema de 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.

TERMINACION DE POZOS ANALISIS NODAL Los fluidos tienen que ir desde el reservorio hasta las plantas de proceso; pasando por las tuberías de producción, equipos superficiales en cabeza y planchada del pozo y las líneas de recolección. El Análisis Nodal es un método muy flexible que puede se utilizado para mejorar el comportamiento de muchos sistemas de pozos.

APLICACIONES

ØElegir el diámetro óptimo de la tubería ØElegir el diámetro óptimo de la línea de recolección ØDimensionar el diámetro del estrangulador ØAnalizar el comportamiento anormal de un pozo por restricciones. ØObtener pronósticos de producción ØEvaluar la estimulación de pozos ØAnalizar los efectos de la densidad de disparos ØOptimizar la producción y el rendimiento económico de los campos en base a la demanda.

TERMINACION DE POZOS ANALISIS NODAL



9000

A

8000

Pressure, psig

7000 6000 5000 4000 3000 2000

1

1000

1

0 0 Inflow @ Sandface (1) Inflow (1) Not Used Not Used Not Used Not Used Cond Unloading Rate Max Erosional Rate

50000

100000

Not Used Outflow (A) Not Used Not Used Not Used Not Used Water Unloading Rate

Gas Rate, Mscf/D

Reg: Schlumberger - Companies

150000

200000

TERMINACION DE POZOS ANALISIS NODAL 9000

9000

A

8000 7000

7000

2 3

6000

Pressure, psig

Pressure, psig

A

8000

5000

4 4000

5

3000 2000

6000 5000 4000 3000 2000

1000

1

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

100000

200000

250000

0

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

Inflow Reservoir Skin

2 3

0

150000

Gas Rate, Mscf/D

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

1

1000

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, ft

150000

200000

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


9000 9000 8000

7000

Pressure, psig

7000

Pressure, psig

B

A

8000

A

34

6000

2 5000 4000 3000

C

6000

D E

5000 4000 3000 2000

2000 1000

1

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


1

1000 200000

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

250000

1

0 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) 7.000 (E) 9.250


FLUIDOS DE TERMINACION

FLUIDOS LIMPIOS El uso de fluidos limpios en la etapa de terminación evita la posibilidad del daño a la formación permitiendo incrementar la producción y la vida útil del pozo. Los sistemas libres de sólidos son aplicados en: Ø Terminación de Pozos Ø Intervenci ón de Pozos ØControl de presiones anormales Ø En perforación de pozos para atravesar la zona productora.

VENTAJAS Ventajas de los fluidos limpios: Ø No dañan la formaci ón productora Ø El retorno a la permeabilidad inicial es excelente Ø Se mezclan a la densidad deseada Ø Tienen índices bajos de corrosi ón. Ø Son estables a las condiciones del pozo Ø Compatibles con los aditivos quí micos ØNo está clasificados como dañinos a la salud o al medio ambiente.

TIPOS Los sistemas libres de sólidos mas comunes son :

Densidad de Fluidos Libres de S ólidos

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


FLUIDOS DE EMPAQUE

FLUIDOS DE EMPAQUE Se utilizan en la etapa final de la terminación de un pozo para ser colocados en el espacio anular entre la tubería y revestimiento de producción para cumplir las siguientes funciones : Ø Proteger a las tuber ías de producci ón revestimiento de los efectos de corrosión.

y

Ø Facilitar la recuperaci ón de los arreglos de producción

PROPIEDADES

Ø Estable a las condiciones de presión y temperatura del pozo Ø No ser corrosivo Ø Que evite la formaci ón de bacterias Ø Que esté libre de s ólidos indeseables Ø Que no cause dañ os a la formaci ón productora Ø Que no dañ e al medio ambiente Ø Que no genere sedimentos para facilitar la recuperación de los arreglos de Producci ón

TIPOS DE FLUIDOS DE EMPAQUE Pueden ser base agua y base aceite. La base aceite presenta mayor estabilidad y ventajas que las de base agua ya que éstas últimas requieren químicos especiales como inhibidores de corrosión, alcalinizantes, bactericidas, etc. Los más conocidos son los siguientes: Ø 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 Ø Base Agua: a. b. c. d.

Agua tratada con densidad de 1.0 gr/cc Salmuera sódica, densidad de 1.03 a 1.19 gr/cc Salmuera cálcica, densidad de 1.20 a 1.39 gr/cc Salmuera mezcladas de 2 o 3 tipos de sales: Ca Cl2Ca Br2-Zn Br2 cuya densidad varía de 1.31 a 2.30 gr/cc.


DISPAROS

DISPAROS Durante la etapa de terminación de los 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 producción condiciona el diámetro exterior de los cañones; los cuales tendrán mayor o menor penetración

DISPAROS FORMA DE LA CARGA Detonating cord Cordón Detonante Case = Caja Conical liner Restimiento Cónico Primer = fulminante Main Explosive Explosivo principal

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

SIMULADORES DE DISPAROS ØEl disparo de pistolas a través de la tubería de revestimiento, el cemento y la formación, con diversos fluidos del pozo. ØEl mantenimiento de la temperatura del yacimiento, de la presión en el fondo del pozo y el reservorio durante y después de disparar. ØLa simulación del flujo hacia el pozo para limpiar los disparos. ØLa evaluación de los resultados de la prueba.

FACTORES QUE AFECTAN LOS DISPAROS ØTaponamiento de los Disparos: Tienden a rellenarse con roca triturada de la formación, con sólidos del lodo y residuos de las cargas. ØPresión Diferencial: ØCuando se dispara con presión diferencial en contra la formación , los disparos se llenan con partículas sólidas del lodo residuos de las cargas y se reduce su productividad. ØCuando 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

FACTORES QUE AFECTAN LOS DISPAROS Ø Efecto de la resistencia a la compresi ón : 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. ØDensidad 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.

FACTORES QUE AFECTAN LOS DISPAROS ØCosto: El costo de disparos es proporcional a la densidad, cantidad y al tipo de carga empleado. ØPresión y Temperatura : Altas presiones y temperaturas del pozo pueden limitar el uso de ciertas cargas. Las cargas diseñadas para alta temperatura, proporcionan menor penetración, mayor posibilidad de falla, son más costosas y tienen poca variedad.

Efecto del Tipo de Cañón en la Penetración

Efecto de la densidad de Disparos

Efecto de la Zona Dañada

Efecto de la Resistencia de la Roca en la Penetración

Terminación de Pozos Mae.

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