TERMINACION VERTICAL DOBLE Y TRIPLE 1. INTRODUCCION La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después de cementada la última tubería de revestimiento de explotación y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos o taponado si así se determina. El objetivo de la terminación es el de transportar fluidos del yacimiento a la superficie, de una forma segura, eficiente y a menor costo. En la elección del sistema de terminación deberá considerarse la información recabada, indirecta o directamente, durante la perforación, a partir de: muestras de canal, núcleos, pruebas de formación, de producción, análisis petrofísicos, análisis PVT y los registros geofísicos de explotación.
2. TIPOS DE TERMINACION Existen varios tipos de terminación de pozos. Cada tipo es elegido para responder condiciones mecánicas y geológicas impuestas por la naturaleza del yacimiento. Sin embargo, siempre debe tenerse presente que la terminación mientras menos costosa mejor, ya que durante la vida productiva del pozo, sin duda se requerirá volver al pozo para trabajos de limpieza o reacondicionamientos menores o mayores. Entre los tipos de terminación tenemos los siguientes
Terminación en agujero descubierto Terminación vertical sencilla Terminación vertical doble Terminación vertical triple
2.1. TERMINACION VERTICAL DOBLE Cuando es necesario producir independientemente dos yacimientos por un mismo pozo, se recurre a la terminación doble. Generalmente, el yacimiento superior produce por el espacio anular creado por el revestidor y la tubería de educción y el inferior por la tubería de educción, cuya empaquetaduras de obturación se hinchan entre los dos intervalos productores.
Algunas veces se requiere que el intervalo productor inferior fluya por el espacio anular y el superior por la tubería de educción única que desea instalarse.
F igure 1. Terminación vertical doble básica
F igur e 2. Terminación vertical doble invertida
2.1.1. TERMINACIÓN DOBLE CON DOS TUBERIAS DE PRODUCCION Y DOS EMPACADORES. Este tipo de terminación es recomendable cuando se tienen más de dos yacimientos productores con características diferentes (ya sea por tipo de hidrocarburos o presiones) y se desea explotarlos al mismo tiempo.
F igure 3. Terminación doble con dos empacadores
VENTAJAS a) Se pueden explotar simultáneamente dos yacimientos en forma independiente, sin imp6rtar el tipo de fluido ni la presión.
b) En caso de que alguno de estos dos yacimientos produzca fluidos indeseables se puede cerrar la rama sin que el pozo deje de producir.
DESVENTAJAS a) Mayor tiempo en la terminación, más accesorios y experiencia para efectuarla. b) Al efectuar los disparos de producción el pozo general mente hasta lleno da lodo, lo que en la mayoría de los casos daña la formación.
c) So tienen conexiones provisionales hasta haber introducido al aparejo de producción, para posteriormente instalar el medio árbol da válvulas para lavar el pozo,
d) Mayor problema para inducirlo, debido al daño que se genera al efectuar los disparos. Este tipo de terminación debe de utilizarse en casos muy especiales por lo complejo que es.
2.1.2. TERMINACIÓN DOBLE SELECTIVA CON DOS TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN, UN EMPACADOR DOBLE, MAS DE UN EMPACADOR SENCILLO. Esta terminación es de las mis complejas, sin embargo, es conveniente cuando se disponen devarios yacimientos en la misma estructura, ya que se pueden ir explotando individualmente utilizando equipo de línea para abrir, cerrar u obturar el acceso correspondiente.
VENTAJAS a) se puede explotar simultáneamente más de un yacimiento. b) Se puede abandonar temporalmente algún intervalo por presencia de gas o fluidos indeseables. c) Se puede explotar el yacimiento que más convenga. DESVENTAJAS a) Mayor tiempo en la terminación del pozo y como consecuencia más costo por este concepto.
b) Mayor costo por los accesorios que deben instalarle al aparejo de producción, c) Se requiere amplia experiencia de campo para realizar estos trabajos.
F igure 4. T erminación con un empacador doble más un empacador sencillo
3. TERMINACION VERTICAL DE TRES ZONAS CON DOS SARTAS O TRES SARTAS Cuando se requiere la producción vertical independiente de tres estratos se opta por la terminación triple. La selección del ensamblaje de las tuberías de educción depende, naturalmente, de las condiciones de flujo natural de cada yacimiento. Generalmente puede decidirse por la inserción de dos sartas para dos estratos y el tercero se hará fluir por el espacio anular. Otra opción es la de meter tres sartas de educción.
VENTAJAS a) Permite tener alta taza de producción por pozo DESVENTAJAS a) Dificultad para su instalación y remoción de los equipos en los futuros trabajos de reparación
b) Son muy susceptibles a problemas de comunicación, filtraciones, etc.
F igur e 6. Terminación vertical tri ple con tres tuberías
4. HERRAMIENTAS DE COMPLETACION Niple de asiento Mangas Mandriles Mandriles de bolsillo lateral Juntas de Expansión Junta de Erosión
F igure 5. Terminación vertical tri ple
4.1. NIPLE DE ASIENTO Es un dispositivo tubular conectado a la tubería de producción que se coloca a una determinada profundidad. Internamente son diseñadas para controlar la producción en la tubería.
F igure 7. Niple de asiento selectivo
F igure 8. Niple de asiento no selectivo
Básicamente existen dos tipos de niples de asiento: Selectivos. No selectivos.
4.1.1 NIPLE DE ASIENTO SELECTIVO Su principio de funcionamiento está basado en el conjunto de cerraduras que hacen juego con las llaves colocado en un mandril de cierre. Pueden ser colocados más de uno en una corrida de tubería de producción, siempre que tengan la misma dimensión interna.
Se utiliza para: Taponar el pozo hacia arriba, hacia abajo o en ambas direcciones. Probar la tubería de producción.
Colocar válvula de seguridad, reguladores de fondo, herramientas de medición. Servir como punto de referencia.
4.1.2. NIPLE DE ASIENTO NO SELECTIVO Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Su principio de funcionamiento es tener una disminución de diámetro llamado no pasa (NOGO), para localizar los dispositivos de cierres; por lo tanto, el diámetro exterior del dispositivo deberá ser ligeramente mayor que el diámetro interno más pequeño.
4.2. MANGAS Son dispositivos compuestos por una manga interior, la cual debe abrirse o cerrarse por métodos de guaya, para permitir la comunicación o separación de los fluidos hacia la tubería. Estas permiten, traer pozos a producción, matar pozos, lavar arenas y la producción de pozos de múltiples zonas.
F igure 9. Mangas
Las mangas pueden ser utilizadas como:
a) MANGAS DE CIRCULACION Son dispositivos que se colocan sobre la primera empacadura. Se inyecta a través del anular un fluido liviano que permita desplazar el fluido de completación y aligerar la columna de fluido existente en el pozo para crear un diferencial suficiente en el fondo del pozo y traerlo a producción. Se coloca en la tubería de menor diámetro y en caso de no tener mandriles de gas lift se pueden usar para la inyección de gas.
b) MANGAS DE PRODUCCION Se colocan unos pies por debajo o por encima del horizonte productor pero nunca de frente, con el propósito de evitar que los fluidos lleguen directamente a la manga de producción ocasionando flujo turbulento en la cara de la manga y como consecuencia una posible obstrucción al paso de fluidos.
4.3. MANDRILES Estos forman parte de la tubería de producción y en ellos se instalan las válvulas que servirán para realizar el levantamiento artificial por gas a las profundidades requeridas admitiendo el gas en la tubería.
4.4. JUNATAS DE EXPANSIÓN Es una herramienta que está compuesta básicamente de dos componentes principales que son el cuerpo o camisa y el mandril deslizante.
F igure 10. J unta de expansión
4.5. JUNTAS DE EROSION Son fabricados en longitud de 10, 20 y 30 pies. Estas son corridas con la tubería de producción y ubicadas frente al intervalo perforado. Ofrecen una protección adicional contra la erosión por el efecto de flujo de las perforaciones de producción.
