Terminacion De Pozos Petroleros
En la producción de petróleo, la terminacon es el proceso de hacer una así listo para la producción (o inyección). Esto implica principalmente la preparación de la parte inferior del orificio de las especificaciones requeridas, que se ejecuta en la tubería de producción y sus asociados abajo herramientas de perforación, así como la perforación y la estimulación según sea necesario. A veces, el proceso de ejecución en la cementación y la carcasa la carcasa también se incluye.
La realización término, realización término, cuando se aplica a los pozos de petróleo, es utilizado para definir todas las operaciones de perforación posteriores que están necesarios para la producción de hidrocarburos. Finalización tiene, en general, un carácter permanente, lo que significa que parámetros de planificación deben ser cuidadosamente evaluados y posibles soluciones deben someterse técnica y optimización económica. Finalización de planificación incluye elegir y organizar el equipo a utilizar, seleccionando materiales, producción estableciendo tubo de la línea dimensiones, que estipulan los intervalos de producción y finalmente definir el modo de fluido de formación producción. Esta evaluación debe tener en cuenta la evolución de las características productivas del pozo, de acuerdo con las previsiones de producción. De hecho, las características de producción de cada pozo dependen de la interacción entre el depósito, la terminación, y el equipo de superficie. Estos elementos macro, en su interacción, ajuste el condiciones de la producción en relación con el flujo la presión y la velocidad de flujo en la cabeza del pozo. Un elemento muy importante que influye en la mecánica de fluidos durante la producción es el tipo de fluido producido. Este fluido puede ser un líquido, un gas, o una mezcla de líquidos y gases. Por lo tanto, el producto químico y las características físicas del fluido producido y su evolución en el tiempo se debe conocer la hora de planificar la terminación. Una comprensión de la producida características del fluido es el elemento básico necesario para definir la presión en el primer separador, el cual se formar el punto de cierre del depósito, y así sistema de planta de la superficie de fluido mecánico, y que es el punto de partida en la planificación de una planta de producción. La capacidad de producción de un pozo se determina la base de datos de yacimiento, tales como la presión del plástico y materiales elastomeros. Bajo la finalización Esto se refiere a la parte del pozo a través de la zona de producción o inyección. El diseñador también tiene muchas herramientas y opciones disponibles para el diseño de la terminación inferior de acuerdo con las condiciones del depósito . Por lo general, la terminación inferior se fija a través de la zona de producción mediante un sistema de suspensión de revestimiento, que ancla la culminación inferior en la cadena de producción de tubería de revestimiento. Las categorías generales de terminación inferior se enumeran a continuación.
Barefoot terminación Este tipo es el más básico, pero puede ser una buena opción para roca dura, multi-laterales y de perforación bajo balance. Se trata de salir de la sección del yacimiento productivo sin tubulares. Esto elimina de forma efectiva el control del flujo de los fluidos de la formación, no es adecuado para formaciones más débiles que podrían requerir control de arena, ni para las formaciones que requieren un aislamiento selectivo de los intervalos de petróleo, gas y agua. Sin embargo, los avances en las intervenciones como la tubería flexible y tractores que significa descalzo pozos pueden ser exitosamente la producción. agujero abierto El revestimiento de producción se establece por encima de la zona de interés antes de perforar la zona. La zona está abierta a la perforación del pozo. En este caso poco gasto se genera con la interpretación de registro de las perforaciones no es crítico. El pozo se puede profundizar con facilidad y se puede convertir fácilmente a la pantalla y el forro. Sin embargo, la producción excesiva de gas y de agua es difícil de controlar, y puede requerir frecuentes outs limpias. También el intervalo no puede ser estimulado selectivamente.
finalización agujero abierto Esta denominación se refiere a una serie de terminaciones donde es cimentada ninguna cubierta o forro en su lugar a través de la zona de producción. En las formaciones competentes de la zona podría dejarse totalmente al descubierto, pero por lo general algún tipo de arena de control y / o medios de control de flujo se incorporan. Terminaciones a pozo abierto ha visto una absorción importante en los últimos años, y hay muchas configuraciones, a menudo desarrolladas para hacer frente a los desafíos específicos del yacimiento. Ha habido muchos acontecimientos recientes que han impulsado el éxito de las terminaciones a pozo abierto, y también tienden a ser popular en los pozos horizontales, en las instalaciones cementadas son más caras y técnicamente más difícil. Las opciones comunes para terminaciones a pozo abierto son; 1) pre-agujereado camisa (a menudo llamado pre-perforados liner). El revestimiento se prepara con múltiples orificios perforados pequeños, a continuación, fijados al otro lado de la zona de producción para proporcionar la estabilidad del pozo y un conducto de intervención. Revestimiento de pre-agujereado se combina a menudo con las
empacadoras de pozo abierto, como la inflamación elastómeros, empacadores mecánicos o empacadores carcasa externa, para proporcionar la segregación y el aislamiento zonal. Ahora es muy común ver a una combinación de revestimiento de pre-perforado, revestimiento sólido e hinchazón empacadores elastómero para proporcionar un aislamiento inicial de agua no deseado o zonas de gas. Múltiples manguitos deslizantes también se puede utilizar en conjunción con las empacadoras de pozo abierto para proporcionar una flexibilidad considerable en el control de flujo por zonas para la vida del pozo. Este tipo de terminación también está siendo adoptado en algunos pozos de inyección de agua, aunque éstos requieren una dotación de rendimiento mucho mayor para los envasadores de pozo abierto, debido a la considerable presión y los cambios de temperatura que se producen en inyectores de agua. Terminaciones a pozo abierto (en comparación con la tubería cementada) requerirá una mejor comprensión de daño de la formación, del pozo de control de pérdidas de limpieza y fluido. Una diferencia clave es que la perforación penetra a través de los primeros 6-18 pulgadas (15-45 cm) de formación alrededor del pozo, mientras que las terminaciones de pozo abierto requieren los fluidos del yacimiento a fluir a través de toda la zona de filtradoinvadido alrededor del pozo y levantar- de la torta de lodo filtro. Muchos terminaciones de pozo abierto se incorporan válvulas de pérdida de fluido en la parte superior de la camisa para proporcionar el control del pozo, mientras que la terminación superior se ejecuta. Hay un número creciente de ideas que entran en el mercado para ampliar las opciones para las terminaciones de pozo abierto, por ejemplo, la electrónica puede ser utilizada para accionar un auto-apertura o de cierre automático de la válvula revestimiento. Esto podría ser utilizado en una terminación de pozo abierto para mejorar la limpieza, por lo que el bien en la producción de la puntera final de 100 días, entonces auto-apertura del talón-punta. Dispositivos de control de flujo de entrada y terminaciones inteligentes también se instalan como terminaciones a pozo abierto. Pre-agujereado revestimiento puede proporcionar algún control básico de producción de sólidos, donde se cree que el pozo a fallar en trozos agregados de los escombros, pero no se considera típicamente como una realización de control de arena. 2) revestimiento con ranura puede ser seleccionada como una alternativa al revestimiento de pre-agujereado, a veces como una preferencia personal o de la práctica establecida en un campo. También puede ser seleccionado para proporcionar un control de bajo coste de arena / producción de sólidos. El revestimiento ranurado se mecaniza con múltiples ranuras longitudinales, por ejemplo 2 mm x 50 mm, repartidos en la longitud y la circunferencia de cada articulación. Los recientes avances en el corte por láser significa que ranurar ahora se puede hacer mucho más barato para anchuras de ranura mucho más pequeñas y en algunos forro situación ranurado se utiliza ahora para la misma funcionalidad que las pantallas de control de arena. 3) Control de pozo abierto arena donde se selecciona el revestimiento se requiere para sostener mecánicamente con espalda al movimiento de arena de formación. Hay muchas variantes de control de la arena de pozo abierto, las tres opciones populares que son
independientes de ventanas, empaques de grava de pozo abierto (también conocidos como externas de grava, cuando se incluya 'grava' una arena de tamaño como un anillo alrededor de la pantalla de control de la arena) y expandibles pantallas. Diseños de pantalla son principalmente en el cable o envoltura prima; Wire Wrap-pantallas utilizan espiral soldada resistente a la corrosión de alambre envuelto alrededor de un tubo base perforado para proporcionar una separación consistente pequeña helicoidal (como 0,012 pulgadas (0,30 mm), denominado calibre 12). Pantallas de primera calidad con un paño de tela metálica enrollada alrededor de un tubo base. Pantallas expandibles se ejecutan a profundidad antes de ser embutida mecánicamente hasta un diámetro mayor. Idealmente, pantallas expandibles se estampa hasta que contacten la pared del pozo. Terminaciones Liner En este caso la cubierta se ajusta por encima de la zona primaria. Una pantalla de unconjunto de revestimiento cementada y se instala a través de la sección de pago. Esta técnica minimiza el daño a la formación y proporciona la capacidad de controlar la arena. También hace limpieza fácil. Perforación gasto también es baja o inexistente. Sin embargo gas y agua se acumulan es difícil de control de la estimulación selectiva y no es posible el bien no puede ser fácilmente profundizado y tiempo de equipo adicional puede ser necesaria.
Forro perforado Carcasa se fija por encima de la zona de producción, la zona está perforado y el recubrimiento de la carcasa se cementa en su lugar. El revestimiento es entonces perforado para la producción. Esta vez gasto adicional en la perforación de la carcasa se incurre, también interpretación registro es crítica y puede ser difícil obtener buenos trabajos de cementación de calidad. Cubierta perforada Revestimiento de producción se cementa a través de la zona y la sección de pago es selectivamente perforada. Gas y agua se controlan fácilmente como es arena. La formación puede ser selectivamente estimula y el pozo puede ser profundizado. Esta selección se adapta a las configuraciones de terminación y otros registros están disponibles para ayudar a las decisiones de la carcasa. Mucho mejor carcasa principal. Sin embargo, puede causar daños a las zonas y la interpretación de las necesidades de registro bueno. El costo de perforación puede ser muy alta.
Entubado terminación agujero Esto implica ejecutar carcasa o forro de una a través de la zona de producción, y la cementación en su lugar. Conexión entre el taladro de pozos y la formación se realiza por perforación . Debido a intervalos de disparos puede ser posicionado de forma precisa, este tipo de realización permite un buen control del flujo de fluido, aunque se basa en la calidad del cemento para evitar el flujo de líquido detrás del revestimiento. Como tal, es la forma más común de terminación ... terminaciones convencionales
Carcasa de flujo: significa que el flujo de fluido a producir sólo tiene una ruta de acceso a la superficie a través de la carcasa. La carcasa y tubos de flujo: significa que el tubo hay dentro de la carcasa que permite que el líquido alcance la superficie. Este tubo se puede utilizar como una cadena de interrupción para inyección de productos químicos. El tubo puede tener un "no-go" pezón al final como un medio de prueba de presión. Bombeo de flujo: el tubo y la bomba se ejecute a una profundidad por debajo de la del fluido de trabajo. La bomba y la sarta de varillas están instalados concéntricamente dentro del tubo. Un anclaje de la tubería impide el movimiento de la tubería durante el bombeo. Tubo de flujo: una sarta de tubería y un empacador de producción están instalados. El empacador significa que todo el flujo pasa a través de la tubería. Dentro del tubo se puede montar una combinación de herramientas que le ayudan a controlar el flujo de fluido a través del tubo. Gas levantar bien: el gas se alimenta a las válvulas instaladas en los mandriles en la franja de tubería. La presión hidrostática se reduce y el fluido es gas levantado a la superficie. Solo así terminaciones alternativas: en este caso hay un pozo con dos zonas. Con el fin de producir tanto de las zonas están aisladas con los envasadores. Articulaciones de aire forzado podrán ser utilizados en el tubo dentro de la región de las perforaciones. Estos son gruesos muros submarinos que pueden soportar la abrasión líquido desde la zona de producción. Este sistema también puede funcionar si usted tiene que producir desde una zona más alta dado el agotamiento de una zona inferior. El tubo también puede tener mecanismo de control de flujo. Solo así concéntrico cadena de muertes: en el pozo de pequeño diámetro concéntrico cadena kill se usa para matar a circular los fluidos cuando sea necesario. Solo pozo de 2 tubos ejecución: en este caso dos sartas de tubería se inserta en un pozo. Están conectados en el extremo inferior por una cabeza circular. Los productos químicos pueden ser distribuido por un tubo y la producción puede continuar hasta el otro.
Componentes de terminación La terminación superior se refiere a todos los componentes de la parte inferior de la tubería de producción hacia arriba. Un diseño apropiado de esta "cadena de terminación" es esencial para asegurar la bien puede fluir correctamente dados los embalses y las
condiciones para permitir las operaciones que se consideren necesarios para mejorar la producción y la seguridad. Boca de pozo Esta es la presión que contiene el equipo en la superficie del pozo, donde sartas de revestimiento se suspenden y la prevención de explosiones o árbol de Navidad está conectado. Christmas Tree Este es el conjunto principal de válvulas que controla el flujo desde el pozo a la planta de proceso (o al revés para pozos de inyección) y permite el acceso a las industrias química aprieta y intervenciones en pozos . colgador de tubería Este es el componente, que se encuentra en la parte superior de la cabeza de pozo y sirve como el principal soporte de la tubería de producción . Producción de tubería Tubería de producción es el conducto principal para el transporte de hidrocarburos desde el depósito a la superficie (o material de inyección de la otra manera). Se extiende desde el colgador de tubería en la parte superior de la cabeza de pozo hasta un punto en general justo por encima de la parte superior de la zona de producción. Válvula de seguridad de fondo de pozo (DHSV) Este componente está diseñado como un método de último recurso para proteger la superficie de la liberación no controlada de hidrocarburos. Es una válvula cilíndrica con una bola o mecanismo de cierre de charnela. Se instala en la tubería de producción y se mantiene en la posición abierta por una alta presión de la línea hidráulica desde la superficie contenida en un 6.35 mm (1/4 ") de la línea de control que está conectado a la cámara hidráulica de la DHSV y termina en la superficie de un actuador hidráulico. La alta presión que se necesita para superar la presión en la tubería de producción aguas arriba de la estrangulación en el árbol. La válvula funcionará si la línea umbilical HP se corta o la cabeza de pozo / árbol se destruye. Esta válvula permite que los fluidos pasen hacia arriba o se bombea hacia abajo la tubería de producción. Cuando se cierra la DHSV forma una barrera en la dirección del flujo de hidrocarburos, pero aún fluidos puede ser bombeado hacia abajo para así matar operaciones. Se coloca como muy por debajo de la superficie como se considera a salvo de cualquier perturbación de la superficie posible, incluyendo formación de cráteres causados por el wipeout de la plataforma. Cuando hidratos son propensos a formar (más producción está en riesgo de esta), la profundidad de la SCSSV (superficie controlada, sub-superficie de la válvula de seguridad) por debajo del fondo marino puede ser de hasta 1 km: esto permitirá que la temperatura geotérmica a ser lo suficientemente alta para evitar hidratos de bloqueo de la válvula. Válvula de seguridad anular En los pozos con gas lift capacidad, muchos operadores de considerar prudente instalar
una válvula, que va a aislar el anillo A por las mismas razones puede ser un DHSV necesarias para aislar la tubería de producción con el fin de evitar que el inventario de fondo de pozo de gas natural se convierta en un peligro ya que se convirtió en Piper Alpha . mandril bolsillo later Este es un producto soldado / mecanizada que contiene un "bolsillo lateral", junto con el conducto tubular principal. El bolsillo lateral, típicamente 1 "o 1 ½" de diámetro está diseñado para contener gas de elevación de la válvula, lo que permite que el gas de hidrocarburo desde el anillo A a inyectar en la corriente de flujo. eléctrica de la bomba sumergible Este dispositivo se utiliza para la elevación artificial para ayudar a proporcionar energía para conducir hidrocarburos a la superficie si la presión del depósito es insuficiente. Landing pezón Este es un receptáculo para recibir alámbricas herramientas. También es un marcador útil para profundidades del pozo, que puede ser difícil determinar con precisión. Normalmente se establece cerca del extremo de la sarta de tubería para ser capaz de aislar el mismo a partir de las condiciones del depósito, en cualquier momento durante la vida productiva del pozo. manguito deslizante El manguito deslizante es de tipo hidráulico o mecánico para permitir la comunicación entre el tubo y la 'A' anillo . A menudo se utilizan en pozos múltiples reservorios para regular el flujo hacia y desde las zonas. Producción El empacador aísla el espacio anular entre envasador el tubo interior y la carcasa y el pie del pozo. Esto es para detener los fluidos del yacimiento fluya hacia arriba por toda la longitud de la tubería de revestimiento y dañarlo. Generalmente se coloca cerca de los pies de la tubería, poco por encima de la zona de producción. medidores de fondo de pozo Este es un sistema electrónico o de fibra óptica del sensor para proporcionar una monitorización continua de la presión de fondo de pozo y de la temperatura. Calibradores utilizar un 1/4 "línea de control fijada en el exterior de la sarta de tubería para proporcionar una comunicación eléctrica o de fibra óptica a la superficie. junta perforada Esta es una longitud de tubería con agujeros perforados en él. Si se utiliza, normalmente se coloca debajo de la envasador y ofrecerá una trayectoria de entrada alternativa para los fluidos de yacimiento en el tubo en caso de que el zapato se bloquea, por ejemplo, por un pegado perforación pistola. Formación válvula de aislamiento Este componente, colocado hacia el pie de la cadena de terminación, se utiliza para proporcionar dos aislamiento manera de la formación para las operaciones de terminación sin la necesidad de que los líquidos de peso de interrupción . Su uso es esporádica, ya que no gozan de la mejor reputación de fiabilidad cuando se trata de la apertura de ellos al final del proceso de terminación.
Centralizer En los pozos muy desviados, estos componentes pueden ser incluidos hacia el pie de la terminación. Se compone de un gran cuello, lo que mantiene la cadena de terminación centralizada dentro del agujero. Guía entrada Wireline Este componente está instalado a menudo en el extremo de la tubería, o "el zapato". Se tiene la intención de hacer tirando de herramientas wireline más fácil, ofreciendo una superficie de guía para la sarta de herramientas para volver a entrar en el tubo sin ser atrapado en el lado de la zapatilla. Perforación y estimular En entubado terminaciones de agujero (la mayoría de los pozos), una vez que la sarta de terminación está en su lugar, la etapa final es hacer una conexión entre el pozo y la formación. Esto se realiza mediante la ejecución de las pistolas de perforación para abrir huecos en la carcasa o forro para realizar una conexión. Perforaciones modernas se hacen usando en forma de cargas explosivas, de manera similar a la carga armadurapenetrante utilizado en cohetes antitanque (bazookas). A veces, una vez que el bien se haya completado, la estimulación adicional es necesario para alcanzar la productividad prevista. Hay una serie de técnicas de estimulación. Acidificación Esto implica la inyección de químicos para comer lejos en cualquier daño a la piel, la "limpieza" de la formación, con objeto de optimizar el flujo de los fluidos del yacimiento. El ácido también se puede utilizar para limpiar el pozo de algunas escamas que se forman a partir de mineral cargado de agua producida. Fracturing Esto significa la creación y extensión de las fracturas de perforación de túneles más profundos en la formación, aumentando el área superficial de los fluidos de formación a fluir hacia el pozo , además de extender más allá de cualquier posible daño cerca del pozo. Esto se puede hacer mediante la inyección de fluidos a alta presión ( fracturación hidráulica ), la inyección de fluidos mezclada con material redondo granular (fractura apuntalante), o el uso de explosivos para generar una alta presión y el flujo de gas a alta velocidad (TNT o PETN hasta 1.900.000 psi (13.000.000 kPa)) y (estimulación propelente hasta 4.000 psi (28.000 kPa)). acidificación y fracturamiento (método combinado) Esto implica el uso de explosivos y de inyección de productos químicos para aumentar acid-rock de contacto. circulación de nitrógeno A veces, la productividad puede verse obstaculizado debido a los residuos de fluidos de terminación, pesados salmueras , en el pozo. Esto es particularmente un problema en gas pozos . En estos casos, la tubería flexible se puede usar para bombear nitrógeno a alta presión en el fondo de la perforación para hacer circular la salmuera
