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INTRODUCCIÓN
La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia
después de cementar la última tubería de revestimiento, taponado en el fondo y
lleno con un fluido cuya densidad puede ser Sobre-Balance o Bajo-Balance y se
realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos.
Durante la etapa de terminación del pozo, el disparo en el intervalo productor es la
fase más importante, ya que permite establecer la comunicación entre el
hidrocarburo y el pozo.
La información para la terminación se obtendrá de los registros geofísicos,
muestras de canal, corte de núcleos, gasificaciones, perdidas de circulación,
pruebas de formación con el fin de determinar los niveles productivos.
Muchas condiciones de las industrias obligan a las operadoras a hacer énfasis en
los requerimientos económicos de las Terminaciones. Sin embargo, un Sistema de
terminación No óptimo puede comprometer en el largo plazo los objetivos. Existen
3 Requerimientos Básicos en cada terminación que debe de proveer los medios
para la producción de gas y/o petróleo (o inyección) y que son:
Seguro.
Eficiente / Económico.
Confiable
Esta información se evaluara con el propósito de determinar cuáles son los tipos
de terminaciones y sus antecedentes.
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ANTECEDENTES DE LA TERMINACIÓN DE POZOS
A medida que se ha desarrollado un mejor conocimiento de los yacimientos, y de
los métodos y prácticas de produccion también se ha puesto en funcionamiento un
sistema y técnicas como parte de los procesos del sistema de terminaciones.
Los primeros pozos fueron perforados en yacimientos pocos profundos los cuales
eran suficientemente consolidados para prevenir derrumbamientos, a medida, que
pozos más profundos se fueron perforando, los problemas asociados con los
contactos de agua hicieron necesarios el uso de casings o conductores para aislar
las zonas de agua y evitar derrumbamientos de las paredes del pozo.
Desarrollos posteriores de este
proceso resultaron en pozos
entubados completamente y
perforados. Terminaciones modernas
son frecuentemente consideradas en
pozos profundos, de alta temperatura
y de condiciones difíciles. En todos los
casos, realizar la terminación y
eventualmente producir lo planificado,
son los resultados de una planificación
cuidadosa.
La historia de la terminación inicio en
los años veinte, la terminación
consistía en colocar una tubería
roscable de 7”, en un inicio esta
tubería fue utilizada para perforar.
La técnica de cementación de tubería
se desarrolló entre los años 1920 –
1930, las primeras terminaciones se
realizaron en agujero descubierto,
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teniendo como principal desventaja la limitación en el control de fluido del
yacimiento, sin embargo es el tipo de terminación más económica.
Posteriormente se desarrollaron las terminaciones entubadas con tubería
cementada, en estos casos el flujo el flujo de fluido se estableció a través de la
creación de hoyos o perforaciones.
Comparando este tipo de terminaciones se puede determinar que las
terminaciones con tubería cementada son más susceptibles al daño a la
formación, que las terminadas en agujero descubierto.
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TERMINACIÓN DE POZOS
DEFINICIONES
“Se entiende por terminación de un pozo petrolero a las actividades encaminadas
a explotar los yacimientos, a través de las tuberías de revestimiento de
explotación, contando con la inducción, anclaje y empacamiento del aparejo de
producción para dejarlo produciendo por el método más conveniente. Básicamente
una terminación consiste en establecer en forma controlada y segura la
comunicación entre el yacimiento y la superficie, cuidando de proteger las tuberías
de revestimiento que representan la vida del pozo, aprovechando así óptimamente
la energía del yacimiento.”
“Es un proceso operativo que se inicia después de la cementación del
revestimiento de explotación y se hace con el fin de dejar el pozo en produccion.”
“Es el sistema de procesos y/o accesorios que se instalan dentro del pozo con el
objetivo de conducir o inyectar fluidos de las formaciones a la superficie o
viceversa”.
OBJETIVO
Preparar y acondicionar un pozo con el fin de obtener un produccion óptima de
hidrocarburos al menos costo, empleando las técnicas e introduciendo los equipos
adecuados para las características del yacimiento.
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TIPOS DE TERMINACIÓN
Para diseñar una adecuada terminación de pozos es necesario contar con la
siguiente información:
COLUMNA GEOLÓGICA Y CARACTERÍSTICAS DE LA FORMACIÓN
Muestras de canal
Núcleos
Pruebas de formación
Problemas de pozos (pérdidas, altas presiones, etc.)
CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS
Composición
Saturación
Viscosidad
Densidad
Presión y temperatura
Fluidos corrosivos
Asfáltenos
CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DE LA FORMACIÓN PRODUCTORA
Composición mineralógica
Porosidad
Permeabilidad
Presión capilar
Edad geológica
PROBLEMAS DEL POZO
Perdidas de circulación
Manifestaciones
Zonas de derrumbes
Zonas de lutitas hidratables
Zonas de gasificaciones
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En el sistema petrolero existen dos clases de terminación:
TERMINACIN DE EXPLOTACIÓN
Se le denomina así al acondicionamiento del primer pozo perforado en una nueva
estructura posiblemente productora de hidrocarburos.
TERMINACIÓN DE DESARROLLO
Se le llama así al acondicionamiento de los demás pozos perforados a diferentes
profundidades después del primero, en una nueva estructura o en otras ya
probadas, productoras de aceite y gas.
Estas dos clases pueden llevarse acabo de diversas formas:
TERMINACIÓN EN AGUJERO DESCUBIERTO
En esta terminación la zona productora es perforada después de cementar la
última tubería de revestimiento o liner en la cima del intervalo productor, por lo
tanto la producción sale directamente del yacimiento al pozo lo que causa ciertas
ventajas y desventajas al usarse.
VENTAJAS
Simple y de bajo costo
El flujo hacia el pozo es a través de los 360°
Buen acceso a las fracturas
DESVENTAJAS
El enjarre puede afectar la productividad a menos que se lave la zona
La producción tiene que pasar por cualquier zona dañada
No hay protección contra el colapso del pozo
No se pueden aislar zonas
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Esta terminación es para zonas no deleznables (principalmente calizas y
dolomías)
Problemas con los contactos gas-aceite y/o agua
Se usa en una sola zona productora que además este bien consolidada o con un
método de control de arena, como lo es el empacamiento de grava y donde no
haya problemas de contacto gas-aceite. Por lo general se utiliza en formaciones
de baja presión donde el intervalo de aceite es considerablemente grande.
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TERMINACIÓN EN AGUJERO REVESTIDO
Después de que la zona productora es perforada, una tubería de revestimiento o
liner es introducida y cementada. Posteriormente se introducen pistolas las cuales
son las que hacen el conducto entre el yacimiento y el pozo. Estas perforaciones
deben de atravesar la TR, el cemento y preferentemente la zona invadida del
fluido de perforación, así se evitara que el flujo de hidrocarburos pase por una
zona dañada por lo tanto no perjudicara su productividad.
VENTAJAS
No se necesita limpiar el enjarre
Los disparos atraviesan la zona invadida
Se pueden aislar zonas
Se pueden producir varios intervalos de interés
Buena integridad del pozo si es cementado adecuadamente
Protección contra colapso
Se puede utilizar para cualquier formación
Control de pozos con problemas en contacto gas-aceite y/o Agua-aceite
Provee cierto control de arenamiento en el pozo
DESVENTAJAS
Mayor costo y operacionalmente más difícil
Mayor tiempo para poner en producción el pozo
Es menor el flujo del yacimiento al pozo
Se genera un daño adicional por los disparo
Esta terminación nos brinda una mejor selectividad entre intervalos y fluidos
producidos. La única condición es lograr una buena cementación entre el
yacimiento y la tubería de revestimiento, ya que si esta es inadecuada pone en
peligro la integridad del pozo. Es la terminación más usada y ofrece mayores
posibilidades para reparación posteriores. Es utilizada en problemas de
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contacto gas-aceite y/o agua-aceite y cuando hay diferentes intervalos
productores.
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TERMINACIÓN CON TUBERIA RANURADA NO CEMENTADA
Después de haber perforado el intervalo productor se introduce una tubería
ranurada o liner ranurado que se ancla por medio de un empacador cerca de la
zapata de la TR que por lo general se encuentra en la cima del intervalo productor.
Esta tubería no es cementada, esto quiere decir que no se necesitan pistolas para
perforar la zona productora.
VENTAJAS
Costo menor a la terminación con agujero revestido
El pozo queda en contacto directo con el yacimiento
El flujo es radial hacia el pozo de los 360°
Buen acceso a las fracturas
Las ranuras proveen cierto control de arenamiento en el pozo
El liner provee protección contra el colapso del pozo
La zapata de la tubería de revestimiento puede colocarse en la cima del
intervalo productor
Se puede proveer aislamiento de zonas instalando empacadores entre liner
y la formación
DESVENTAJAS
El enjarre puede afectar la productividad a menos que se ave la zona
La producción tiene que pasar por cualquier zona dañada
Incrementa la dificultad en la estimulación y el fracturamiento del pozo
Este tipo de terminación nos permite aislar zonas de intervalo productor,
instalando empacadores entre el liner ranurado y la formación así podemos evitar
problemas con los contactos o conificacion de agua y/o gas. Además de ser una
terminación menos costosa que la terminación con agujero revestido también nos
ahorra tiempo en poner en producción el pozo.
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Las desventajas mencionadas se pueden eliminar, (el enjarre puede eliminarse
lavando bien la zona y el daño por fluidos de perforación se puede eliminar por
procesos de estimulación) la principal debilidad de esta terminación es el
fracturamiento y la estimulación del pozo, ya que no se tiene un buen control en
los volúmenes e inyección de los fluidos para dichos tratamientos.
Esta terminación en conjunto con los empacadores hinchables nos proporcionar
un método efectivo y rápido de producción, una de las ventajas es la reducción del
daño a la formación, que se traducirá en un aumento en el índice de productividad,
ya que por medio del uso de empacadores hinchables se elimina la cementación,
y con la tubería ranurada se evitan los disparos hacia la formación.
Estos empacadores hinchables trabajan por medio de la absorción de
hidrocarburos y agua, mediante un proceso termodinámico en donde se presenta
una atracción entre moléculas, lo cual causa que la estructura molecular cambie,
ocasionando que el aceite o agua forme parte de ella y expanda su volumen.
La función principal de estos empacadores junto con esta terminación, es
proporcionar aislamiento entre zonas, donde se puede evitar zonas fracturadas en
las cuales se pueda producir agua, o simplemente aislar contactos agua-aceite y
viceversa, realizando una explotación selectiva.
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TERMINACIÓN SIN TUBERIA DE PRODUCCIÓN (TUBINGLESS)
Este tipo de terminación se puede realizar como cualquiera de las terminaciones
antes mencionadas. Pero a diferencia de las demás esta terminación se realiza
como su nombre lo indica sin tubería de producción, es decir que la producción de
hidrocarburos es por la tubería de revestimiento.
VENTAJAS
Costo inicial mucho menor que la terminación con agujero descubierto
Tiempo menor para poner en producción el pozo
DESVENTAJAS
Corrosión en la TR
Poco eficiente para controlar el pozo en caso de algún descontrol
Dificultad para hacer reparaciones al pozo
Dificultad para instalar algún sistema artificial de producción
La terminación sin tubería de producción solo se usa en ciertas condiciones, ya
que la producción fluye por la tubería de revestimiento y si el hidrocarburo
presenta algún componente que favorece a la corrosión o simplemente arena en el
flujo podría presentar abrasión lo que debilitaría la tubería y podría ocasionar
fugas hacia otras formaciones lo cual disminuiría la produccion e inclusive podría
ocasionar la pérdida del pozo. Generalmente este tipo de terminación se utiliza en
yacimientos donde la vida del mismo es relativamente corta y el hidrocarburo es
limpio.
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OTRAS MODALIDADES DE TERMINACIÓN
El revestimiento y la manera de terminar el pozo pueden ser muy parecida a la
descrita para pozos de flujo natural, excepto que la gran diferencia estriba en
cómo hacer llegar el petróleo desde el fondo del pozo a la superficie.
TERMINACIÓN CON APAREJO DE BOMBEO MECÁNICO
El sistema de bombeo mecánico, que básicamente consiste en instalar en el fondo
de la T.P una bomba subsuperficial, la cual succiona aceite debido al movimiento
reciprocante de un embolo, el cual se desplaza en forma ascendente y
descendente en el interior de la bomba al ser puesto en operación desde la
superficie por medio de un mecanismo conocido como unidad de bombeo
mecánico, siendo accionado por la energía proporcionada de un motor eléctrico o
de combustión interna,
transmitiendo esta energía hasta el
embolo a través de una sarta de
varillas metálicas, las cuales van a
unir a la unidad de bombeo
mecánico con la bomba
subsuperficial, siendo indispensable
que la bomba se encuentre
completamente sumergida en el
fluido del pozo.
El yacimiento que ha de producir
por bombeo mecánico tiene cierta
presión, suficiente para que el
petróleo alcance un cierto nivel en
el pozo. Por tanto, el bombeo
mecánico no es más que un
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procedimiento de succión y transferencia casi continúa del petróleo hasta la
superficie.
El balancín de producción, que en apariencia y principio básico de funcionamiento
se asemeja al balancín de perforación a percusión, imparte el movimiento de
sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistan de la bomba,
colocada en la sarta de producción o de educción a cierta profundidad del pozo
TERMINACIÓN CON APAREJO DE BOMBEO NEUMÁTICO
Otra modalidad es el bombeo neumático, cuya construcción y funcionamiento de
la recamara se asemeja a un amortiguador neumático; generalmente va ubicado
en parte delantera del balancín. Este tipo de balanceo se utiliza para bombeo
profundo
En este método se introduce un volumen continuo de gas a alta presión por el
espacio anular a la T.P. para airear o aligerar la columna de fluidos, hasta el punto
en que la reducción de la presión de fondo permita una diferencial suficiente a
través de la formación, causando que el pozo produzca el gasto deseado. Para
realizar esto, se utiliza una válvula en el punto de inyección más profundo con la
presión disponible del gas de inyección, junto con la válvula reguladora en la
superficie. Este método se utiliza en pozos con alto IP y presión de fondo fluyendo
relativamente alta (columna hidrostática del orden de 50% o más en relación a la
profundidad del pozo). El diámetro interior de la T.P. rige la cantidad de flujo,
siempre y cuando el IP, la Pwf, el volumen y la presión del gas de inyección, así
como las condiciones mecánicas, sean las ideales.
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TERMINACIÓN CON APAREJO DE BOMBEO HIDRÁULICO
Los sistemas de Bombeo Hidráulico
transmiten su potencia mediante el uso de
un fluido presurizado que es inyectado a
través de la tubería. Este fluido 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
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TERMINACIÓN CON APAREJO ELECTROCENTRÍFUGO O
SUMERGIDO CON TERMINACIONES INTELIGENTES (BEC)
El BEC incrementa la presión en la T.P desde el nivel que se desee en el frente de
la formación hasta superficie, por lo que ayudará a elevar los fluidos producidos. El
sistema opera sin empacador inferior de la TP, generalmente por arriba de los
disparos. En la actualidad ha cobrado mayor importancia debido a la variedad de
casos industriales en los que es ampliamente aceptado. Los beneficios de
implementar terminaciones inteligentes con instalaciones BEC, incluyen:
La energía transferida a la producción de aceite por estrangulación y/o
cerrar las zonas productoras de agua.
Reducción en producción aplicada a zonas de menor producción.
El perfil de flujo a lo largo de las secciones horizontales puede ser maneja
para evitar el avance temprano de agua.
El tamaño de la BEC puede ser reducida para adaptarse mejor a los
requerimientos de producción.
El tamaño del separador de gas del BEC de fondo y el equipo de manejo de
gas puede ser reducido
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CONCLUSIÓN
Las terminaciones de pozos petroleros son muy importantes y pieza clave para
asegurar la potencial de una óptima producción de hidrocarburos al menor costo,
mediante registros del pozo e informaciones del yacimiento como su mecánica del
flujo de los hidrocarburos contenidos en la formación que nos permite conocer el
nivel de producción para poder definir los procesos y accesorios del diseño de
terminación más óptimo que provea de igual modo la flexibilidad para cambio de
condiciones o aplicaciones de acuerdo al tiempo de vida del yacimiento respecto a
su producción original en sitio contribuyendo al desarrollo eficiente de producción y
larga vida de un pozo o yacimiento.
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REFERENCIA BIBLIOGRAFICA
Cursos de Petróleo General Mosconi – Terminación I – Equipos Maniobras
Herramientas – Diego Gabriel Chauqui 2012 – Comodoro Rivdavia.
CRAFT, Benjamín C.: Ingeniería Aplicada De Yacimientos Petrolíferos,
Editorial Tecnos, Madrid, 1968.
González de Juana, Clemente et al: Geología de Veracruz y de sus
Cuencas Petrolíferas, ediciones Foninves, Caracas, 1980.
Capitulo III – Perforación y Terminación
Garaicochea P. Francisco – Apuntes de Terminación de Pozos – Facultad
de Ingeniería UNAM
Universidad Autónoma Gabriel Rene Moreno – Facultad Integral de Chaco
– Carrera Ingeniería De Petróleo Y Gas Natural
Maestría en Explotación de Hidrocarburos – Terminación de Pozos
Manual de Completaciones - Schlumberger
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