66621076 terminacion-de-pozos-mae

MAESTRIA EN EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS

TERMINACION DE POZOS

CONCEPTOS

La terminaciLa terminacióón de un pozo es un n de un pozo es un proceso operativo que se inicia proceso operativo que se inicia despudespuéés de la cementacis de la cementacióón del n del revestimiento de explotacirevestimiento de explotacióón y n y se lo hace con el fin de dejar el se lo hace con el fin de dejar el pozo en produccipozo en produccióón.n.

CONCEPTOS

El objetivo primordial de la El objetivo primordial de la terminaciterminacióón de un pozo es n de un pozo es obtener la producciobtener la produccióón n óóptima de ptima de hidrocarburos al menor costo hidrocarburos al menor costo posible.posible.

Para que esto ocurra, debe Para que esto ocurra, debe realizarse un anrealizarse un anáálisis Nodal que lisis Nodal que permita determinar qupermita determinar quéé arreglos de arreglos de producciproduccióón deben utilizarse para n deben utilizarse para producir el pozo adecuado a las producir el pozo adecuado a las caractercaracteríísticas del reservorio.sticas del reservorio.

Casing 20” 129.3 lbShoe@ 800.0 mHole 24”

Casing 30” 196,1

Casing 16” 97.0 lb/ftShoe @ 1,746.0 mHole 18 1/2” @ 1,750

HUAMAMPAMPA

H1

3,214.5 m

L I T H O L O G Y

LOS MONOS

TVD MD

3,100 m

3,232 m3,115 m

H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 3114.55 TVD

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

22.67°

Packer 9 5/8” 47

Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 mHole size12 ¼” @ 3,135.0 m

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


Casing 30” 196,1


HUAMAMPAMPA

H1

3,214.5 m

L I T H O L O G Y

LOS MONOS

TVD MD

3,100 m

3,232 m3,115 m

H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 3114.55 TVD

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

22.67°

Packer 9 5/8” 47



CONCEPTOS

La elecciLa eleccióón y el adecuado disen y el adecuado diseñño o de los esquemas de terminacide los esquemas de terminacióón n de los pozos perforados, de los pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro constituyen parte decisiva dentro del desempedel desempeñño operativo, o operativo, productivo y desarrollo de un productivo y desarrollo de un Campo. Campo.


Casing 30” 196,1


HUAMAMPAMPA

H1

3,214.5 m

L I T H O L O G Y

LOS MONOS

TVD MD

3,100 m

3,232 m3,115 m

H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 3114.55 TVD

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

22.67°

Packer 9 5/8” 47




Casing 30” 196,1


HUAMAMPAMPA

H1

3,214.5 m

L I T H O L O G Y

LOS MONOS

TVD MD

3,100 m

3,232 m3,115 m

H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 3114.55 TVD

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

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Packer 9 5/8” 47



La eficiencia y la seguridad del La eficiencia y la seguridad del vvíínculo establecido entre el nculo establecido entre el yacimiento y la superficie yacimiento y la superficie dependen de la correcta y dependen de la correcta y estratestratéégica disposicigica disposicióón de todos n de todos los accesorios que lo conforman.los accesorios que lo conforman.


ACCESORIOS DE FONDO

ACCESORIOS DE FONDO

Antes de conocer la teorAntes de conocer la teoríía a de la terminacide la terminacióón o n o completacicompletacióónn de pozos, es de pozos, es importante conocer con importante conocer con detalle sus principales detalle sus principales constituyentesconstituyentes

Los accesorios para los Los accesorios para los arreglos de producciarreglos de produccióón n varvaríían de acuerdo al tipo de an de acuerdo al tipo de terminaciterminacióón que se haya n que se haya elegido; sin embargo, se elegido; sin embargo, se mencionarmencionaráán los mn los máás s importantes:importantes:

PATAS DE MULA

APLICACIONES:APLICACIONES:Permite guiar, rotar y orientar la Permite guiar, rotar y orientar la parte inferior del arreglo y entrar con parte inferior del arreglo y entrar con facilidad a las herramientas que se facilidad a las herramientas que se bajan por debajo de la pata de mula. bajan por debajo de la pata de mula. Es muy Es muy úútil en arreglos dobles y til en arreglos dobles y pozos horizontales donde es muy pozos horizontales donde es muy difdifíícil rotar la tubercil rotar la tuberíía.a.

BENEFICIOS:BENEFICIOS:Evita pEvita péérdidas de tiempo y los riesgos rdidas de tiempo y los riesgos de perder herramientas que pasen de de perder herramientas que pasen de su profundidad (PLT, registradores de su profundidad (PLT, registradores de presipresióón, etc.).n, etc.).

NIPLES ASIENTO

APLICACIONES:APLICACIONES:Ayuda a presurizar la tuberAyuda a presurizar la tuberíía a Pueden ser utilizados en Pueden ser utilizados en diferentes profundidades.diferentes profundidades.

CARACTERCARACTERÍÍSTICAS:STICAS:Tienen perfiles universales y Tienen perfiles universales y buen ID para evitar restricciones. buen ID para evitar restricciones.

BENEFICIOS:BENEFICIOS:Permite aislar temporalmente Permite aislar temporalmente niveles productivos.niveles productivos.Permite alojar elementos de Permite alojar elementos de presipresióón.n.

CAMISAS DESLIZABLES

APLICACIONES:APLICACIONES:Permite cambiar fluidos de la Permite cambiar fluidos de la tubertuberíía y espacio anular. Habilitar a y espacio anular. Habilitar o aislar niveles productivoso aislar niveles productivos

CARACTERCARACTERÍÍSTICAS:STICAS:Puede se abierto o cerrado con Puede se abierto o cerrado con unidad de alambre (unidad de alambre (SlickSlick LineLine).).Se pueden utilizar varias unidades Se pueden utilizar varias unidades en un mismo arreglo con en un mismo arreglo con diferentes didiferentes diáámetros internos.metros internos.

BENEFICIOS:BENEFICIOS:Ayuda a extender la vida de los Ayuda a extender la vida de los arreglos de fondo.arreglos de fondo.

CHOKES DE FONDO

APLICACIONES:APLICACIONES:Ayuda a reducir la posibilidad de Ayuda a reducir la posibilidad de congelamiento de los controles congelamiento de los controles superficiales.superficiales.

CARACTERCARACTERÍÍSTICAS:STICAS:Pueden ser conectados en Pueden ser conectados en niplesniplesasiento.asiento.

BENEFICIOS:BENEFICIOS:Aligera la columna de lAligera la columna de lííquidosquidosIncrementa la velocidad de flujoIncrementa la velocidad de flujo

VALVULAS DE DESCARGA DE FLUIDO ANULAR

APLICACIONES:APLICACIONES:Permite cambiar fluidos de la tuberPermite cambiar fluidos de la tuberíía y a y espacio anular.espacio anular.Es utilizada en terminaciones recuperables Es utilizada en terminaciones recuperables y pozos de bombeo mecy pozos de bombeo mecáániconico

CARACTERCARACTERÍÍSTICAS:STICAS:Permite comunicaciPermite comunicacióón entre tubern entre tuberíía y a y espacio anular.espacio anular.Es activada por presiEs activada por presióón diferencialn diferencialTiene un amplio rango de pines de corte.Tiene un amplio rango de pines de corte.

BENEFICIOS:BENEFICIOS:No requiere movimiento mecNo requiere movimiento mecáánico de la nico de la tubertuberíía ni equipos de la ni equipos de líínea de alambre.nea de alambre.

FLOW COUPLING

APLICACIONES:APLICACIONES:Ayuda a inhibir la erosiAyuda a inhibir la erosióón causada n causada por la turbulencia de flujo.por la turbulencia de flujo.Deber ser instalada por encima y Deber ser instalada por encima y por debajo de las restricciones que por debajo de las restricciones que provocan turbulenciaprovocan turbulencia

CARACTERCARACTERÍÍSTICAS:STICAS:Es usado con Es usado con niplesniples asiento y asiento y camisascamisasEl ID es mayor que el de la tuberEl ID es mayor que el de la tuberíía.a.

BENEFICIOS:BENEFICIOS:Ayuda a extender la vida de los Ayuda a extender la vida de los arreglos de fondo.arreglos de fondo.

JUNTA DE EXPANSIÓN GIRATORIA

APLICACIONES:APLICACIONES:En instalaciones de arreglos simples, En instalaciones de arreglos simples, selectivos y duales.selectivos y duales.

CARACTERCARACTERÍÍSTICAS:STICAS:El rango de presiEl rango de presióón es compatible con el de la n es compatible con el de la tubertuberíía y de 3 metros de longitud (10 pies). a y de 3 metros de longitud (10 pies). Puede ser asegurada o bajada en posiciPuede ser asegurada o bajada en posicióón n abierta, cerrada o abierta, cerrada o semicerradasemicerrada..El ID es similar al de la tuberEl ID es similar al de la tuberíía. a. El OD permite trabajar en instalaciones El OD permite trabajar en instalaciones duales.duales.

BENEFICIOS:BENEFICIOS:Compensa los movimientos de la tuberCompensa los movimientos de la tuberíía a durante la produccidurante la produccióón o estimulacin o estimulacióón, n, manteniendo el peso de la tubermanteniendo el peso de la tuberíía.a.

SUB DE ASENTAMIENTO DESCARTABLE

APLICACIONES:APLICACIONES:Permite presurizar la tuberPermite presurizar la tuberíía y a y asentar los asentar los packerspackers..Tapona temporalmente la tuberTapona temporalmente la tuberíía a durante los trabajos de durante los trabajos de estimulaciestimulacióón y pruebas de pozos.n y pruebas de pozos.

CARACTERCARACTERÍÍSTICAS:STICAS:Los pines de corte pueden ser Los pines de corte pueden ser ffáácilmente ajustados en el campocilmente ajustados en el campoEs simple y de diseEs simple y de diseñño probado en o probado en campo.campo.

BENEFICIOS:BENEFICIOS:Apertura completa despuApertura completa despuéés del s del corte de pines.corte de pines.

RECEPTACULOS PULIDOS

APLICACIONES:APLICACIONES:En pozos direccionales y horizontales.En pozos direccionales y horizontales.Para altos caudales de producciPara altos caudales de produccióón, n, estimulaciestimulacióón o inyeccin o inyeccióón.n.Terminaciones Terminaciones monoboremonobore

CARACTERCARACTERÍÍSTICAS:STICAS:Disponibles en longitudes hasta 20 Disponibles en longitudes hasta 20 pies.pies.Conexiones metalConexiones metal--metalmetal para ambientes para ambientes hostileshostilesBENEFICIOS:BENEFICIOS:No requiere maniobra de tuberNo requiere maniobra de tuberííaaReduce las pReduce las péérdidas de tiempordidas de tiempo

JUNTA DE SEGURIDAD

APLICACIONES:APLICACIONES:Es empleado entre Es empleado entre packerspackerssimples, dobles y triples.simples, dobles y triples.En operaciones de producciEn operaciones de produccióón y n y estimulaciestimulacióón.n.

CARACTERCARACTERÍÍSTICAS:STICAS:Es de diseEs de diseñño simpleo simplePuede ser liberado con tensiPuede ser liberado con tensióón n Tiene pines de corte ajustablesTiene pines de corte ajustablesBENEFICIOS:BENEFICIOS:Es econEs econóómicomicoPermite recuperar la tuberPermite recuperar la tuberíía con a con tensitensióón, sin rotacin, sin rotacióón.n.

JUNTA DE SEGURIDAD ROTACIONAL

APLICACIONES:APLICACIONES:Es empleado entre Es empleado entre packerspackerssimples, dobles y triples.simples, dobles y triples.En operaciones de producciEn operaciones de produccióón y n y estimulaciestimulacióón.n.

CARACTERCARACTERÍÍSTICAS:STICAS:Es de diseEs de diseñño simpleo simplePuede ser liberado girando la Puede ser liberado girando la tubertuberíía a la izquierda o derecha a a la izquierda o derecha BENEFICIOS:BENEFICIOS:Es econEs econóómicomicoPermite recuperar la tuberPermite recuperar la tuberíía a No es afectada por la hidrNo es afectada por la hidrááulicaulica

CATCHER SUBS

APLICACIONES:APLICACIONES:Es empleado para asentar Es empleado para asentar packerspackersde anclaje hidrde anclaje hidrááulico.ulico.CARACTERCARACTERÍÍSTICAS:STICAS:Es de diseEs de diseñño simple.o simple.Posee un ID similar al de la Posee un ID similar al de la tubertuberíía cuando se libera la bola. a cuando se libera la bola.

BENEFICIOS:BENEFICIOS:Es econEs econóómicomicoFacilita las operaciones de Facilita las operaciones de presurizacipresurizacióón evitando riesgos con n evitando riesgos con unidades de unidades de slickslick lineline..

BLAST JOINT

APLICACIONES:APLICACIONES:Es colocado al frente de los Es colocado al frente de los disparos para proteger al arreglo disparos para proteger al arreglo de produccide produccióón de la accin de la accióón n abrasiva en el sector fluyenteabrasiva en el sector fluyente

CARACTERCARACTERÍÍSTICAS:STICAS:De gran espesor de pared y De gran espesor de pared y fabricado en longitudes de 10 y 20 fabricado en longitudes de 10 y 20 pies pies BENEFICIOS:BENEFICIOS:Prolonga la vida productiva de los Prolonga la vida productiva de los arreglos de producciarreglos de produccióónn

VALVULA DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIAL

APLICACIONES:APLICACIONES:Es diseEs diseññado para cerrar el pozo ado para cerrar el pozo por debajo de la superficie ante por debajo de la superficie ante cualquier emergencia superficial.cualquier emergencia superficial.

CARACTERCARACTERÍÍSTICAS:STICAS:La apertura de la vLa apertura de la váálvula es con lvula es con presipresióón aplicada a travn aplicada a travéés de la s de la llíínea de controlnea de controlBENEFICIOS:BENEFICIOS:Mecanismo de seguridad de los Mecanismo de seguridad de los pozos ante emergencias no pozos ante emergencias no controlablescontrolables


PACKERS DE PRODUCCION

FUNCIONES

ØØ Para proteger la tuberPara proteger la tuberíía de revestimiento de a de revestimiento de algunos fluidos corrosivos. algunos fluidos corrosivos.

ØØ Para aislar perforaciones o zonas de producciPara aislar perforaciones o zonas de produccióón n en terminaciones men terminaciones múúltiples. ltiples.

ØØ En instalaciones de levantamiento artificial por En instalaciones de levantamiento artificial por gas. gas.

ØØ Para proteger la tuberPara proteger la tuberíía de revestimiento del a de revestimiento del colapso, mediante el empleo de un fluido de colapso, mediante el empleo de un fluido de empaque sobre el empaque sobre el packerpacker. .

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:

FACTORES DE SELECCION

ØØ CostosCostosØØ Mecanismos de selloMecanismos de selloØØ Mecanismos de empaquetamientoMecanismos de empaquetamientoØØ Resistencia a:Resistencia a:

ØØ Los fluidosLos fluidosØØ PresiPresióón Diferencialn DiferencialØØ TemperaturaTemperatura

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:

FACTORES DE SELECCION

ØØ RecuperabilidadRecuperabilidadØØ CaracterCaracteríísticas para operaciones de pesca o sticas para operaciones de pesca o

molienda.molienda.ØØ Posibilidad de operaciones Posibilidad de operaciones ““troughtrough -- tubingtubing””ØØ Longevidad de las zonas productorasLongevidad de las zonas productorasØØ Exactitud de asentamientoExactitud de asentamientoØØ Agentes corrosivosAgentes corrosivosØØ Seguridad de producciSeguridad de produccióónnØØ Compatibilidad con:Compatibilidad con:

ØØ Las herramientas Las herramientas subsub--superficialessuperficialesØØ CaracterCaracteríísticas del revestimientosticas del revestimiento

TIPOS DE PACKER

De esta forma se tienen:

Ø Permanentes

Ø Permanentes – Recuperables

Ø Recuperables

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.

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 packerperforable.

PACKERS PERMANENTES

Mecanismos de anclaje:

Ø EléctricoØ MecánicoØ Hidráulico

Usos:

Ø Pozos de alta presión Ø Precisión de anclaje Ø Pozo de alta desviación

PACKERS PERMANENTES - RECUPERABLES

Mecanismos de anclaje:Ø EléctricoØ MecánicoØ Hidráulico

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

PACKERS PERMANENTESRECUPERABLES

PACKERS RECUPERABLES

Por su mecanismo de anclaje y desanclajepueden ser:

Ø Recuperables de Compresión: Se asientan aplicando el peso de la tubería de producción sobre el pácker y se recupera tensionando.

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.


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.


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.

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.



Ø Recuperables Hidráulicos Duales:Se asientan presurizando la tubería de producción. Pueden soportar presión diferencial de desde arriba o desde abajo. Para recuperarlas, se requierepreviamente 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 unpozo (productor, inyector y cierre) causan cambios de presión,Temperatura y densidad en el interior y exterior de la tubería dependiendode:

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 niplessellos o niples pulidos (polished sealbore).

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

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)

El movimiento de la tubería se debe al efecto de las siguientes fuerzas:

Movimiento de la Tubería


La productividad de un pozo y su futura vida productiva La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de es afectada por el tipo de completacicompletacióónn y los trabajos y los trabajos efectuados durante la misma. efectuados durante la misma.

La selecciLa seleccióón de la n de la completacicompletacióónn tiene como principal tiene como principal objetivo obtener la mobjetivo obtener la mááxima produccixima produccióón en la forma mn en la forma máás s eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los factores que determinan dicha cuidadosamente los factores que determinan dicha selecciseleccióón, tales como: n, tales como:

ØØ Caudal de producciCaudal de produccióón requerido.n requerido.ØØ Reservas y caracterReservas y caracteríísticas de las zonas a sticas de las zonas a completar.completar.ØØ Necesidades futuras de estimulaciNecesidades futuras de estimulacióón.n.


ØØ El nEl núúmero y niveles deseados a producir.mero y niveles deseados a producir.

ØØ Requerimientos para el control de arena.Requerimientos para el control de arena.

ØØ Futuras reparaciones.Futuras reparaciones.

ØØ Consideraciones para el levantamiento artificial Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecpor gas, bombeo mecáánico, etc.nico, etc.

ØØ Posibilidades de futuros proyectos de Posibilidades de futuros proyectos de recuperacirecuperacióón adicional de petrn adicional de petróóleo.leo.

ØØ El El áángulo del Pozongulo del Pozo


ØØ Los fluidos de control (terminaciLos fluidos de control (terminacióón y empaque) n y empaque)

ØØ Los gradientes de presiLos gradientes de presióón y temperatura n y temperatura

ØØ El tipo y diEl tipo y diáámetro de tubermetro de tuberíía a utilizara a utilizar

ØØ Procedimientos OperativosProcedimientos Operativos

ØØ Inversiones requeridas.Inversiones requeridas.

ØØ Medidas de SeguridadMedidas de Seguridad

CLASIFICACIÓN DE LAS COMPLETACIONES

BBáásicamente existen tres tipos de sicamente existen tres tipos de completacionescompletaciones de de acuerdo a las caracteracuerdo a las caracteríísticas del pozo, es decir como sticas del pozo, es decir como se termine la zona objetivo:se termine la zona objetivo:

ØØAgujero Abierto.Agujero Abierto.

ØØAgujero Abierto con TuberAgujero Abierto con Tuberíía a RanuradaRanurada..

ØØAgujero entubado con caAgujero entubado con caññereríía Perforada a Perforada

Completación en Agujero Abierto.

Esta Esta completacicompletacióónn se realiza en se realiza en zonas donde la formacizonas donde la formacióón estn estááaltamente compactada, siendo el altamente compactada, siendo el intervalo de producciintervalo de produccióón n normalmente grande y homognormalmente grande y homogééneo neo en toda su longitud y no se espera en toda su longitud y no se espera producciproduccióón de agua.n de agua.

Consiste en correr y cementar el Consiste en correr y cementar el revestimiento de produccirevestimiento de produccióón hasta el n hasta el tope de la zona de intertope de la zona de interéés, seguir s, seguir perforando hasta la base de esta perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. zona y dejarla sin revestimiento.

Ventajas

ØØ Se elimina el costo de caSe elimina el costo de caññoneo.oneo.ØØ Existe un mExiste un mááximo diximo diáámetro del pozo en el intervalo metro del pozo en el intervalo completado.completado.ØØ Es fEs fáácilmente cilmente profundizableprofundizable..ØØ Puede convertirse en otra tPuede convertirse en otra téécnica de cnica de completacicompletacióónn; ; con cacon caññereríía a ranuradaranurada o cao caññoneada.oneada.ØØ Se adapta fSe adapta fáácilmente a las tcilmente a las téécnicas de perforacicnicas de perforacióón a n a fin de minimizar el dafin de minimizar el dañño a la formacio a la formacióón dentro de la n dentro de la zona de interzona de interéés.s.ØØ La interpretaciLa interpretacióón de registros o perfiles de produccin de registros o perfiles de produccióón n no es crno es críítica.tica.ØØ Reduce el costo de revestimiento.Reduce el costo de revestimiento.

Desventajas

ØØ Presenta dificultad para controlar la producciPresenta dificultad para controlar la produccióón de n de gas y agua, excepto si el agua viene de la zona gas y agua, excepto si el agua viene de la zona inferior.inferior.

ØØ No puede ser estimulado selectivamente.No puede ser estimulado selectivamente.

ØØ Puede requerir frecuentes limpiezas si la Puede requerir frecuentes limpiezas si la formaciformacióón no es compacta.n no es compacta.

ØØ Como la Como la completacicompletacióónn a hueco abierto descansa en a hueco abierto descansa en la resistencia de la misma roca para soportar las la resistencia de la misma roca para soportar las paredes del hueco es de aplicaciparedes del hueco es de aplicacióón comn comúún en n en areniscas compactas rocas carbonatadas (calizas y areniscas compactas rocas carbonatadas (calizas y dolomitas).dolomitas).

Completación en Agujero Abierto con Tubería Ranurada

Este tipo de Este tipo de completacicompletacióónn se utiliza se utiliza mucho en formaciones poco mucho en formaciones poco compactadas o con problemas de compactadas o con problemas de producciproduccióón de fragmentos de roca de la n de fragmentos de roca de la formaciformacióón.n.

Se coloca una tuberSe coloca una tuberíía a ranuradaranurada en el en el intervalo correspondiente a la formaciintervalo correspondiente a la formacióón n productiva. productiva.

Las condiciones requeridas son: Las condiciones requeridas son: ØØ FormaciFormacióón poco consolidadan poco consolidadaØØ FormaciFormacióón de grandes espesores n de grandes espesores (100 a 400 pies),(100 a 400 pies),ØØ FormaciFormacióón homogn homogéénea a lo largo del nea a lo largo del intervalo de intervalo de completacicompletacióónn, etc., etc.

Ventajas

ØØ Se reduce al mSe reduce al míínimo el danimo el dañño a la formacio a la formacióón. n.

ØØ No existen costos por caNo existen costos por caññoneo. oneo.

ØØ La interpretaciLa interpretacióón de los perfiles no es crn de los perfiles no es críítica. tica.

ØØ Se adapta fSe adapta fáácilmente a tcilmente a téécnicas especiales cnicas especiales para el control de arena. para el control de arena.

ØØ El pozo puede ser fEl pozo puede ser fáácilmente cilmente profundizableprofundizable..

Desventajas

ØØ Dificulta las futuras reparaciones. Dificulta las futuras reparaciones.

ØØ No se puede estimular selectivamente. No se puede estimular selectivamente.

ØØ La producciLa produccióón de agua y gas es difn de agua y gas es difíícil de controlar. cil de controlar.

ØØ Existe un diExiste un diáámetro reducido frente a la zona o metro reducido frente a la zona o intervalo de producciintervalo de produccióón.n.

Completación con Tubería Perforada

Es el tipo de Es el tipo de completacicompletacióónn que mque máás se s se usa en la actualidad, ya sea en pozos usa en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a 8000 pies), poco profundos (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o como en pozos profundos (10000 pies o mmáás). s).

Consiste en correr y cementar el Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la tuberobjetivo, la tuberíía de revestimiento se a de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar, cazonas a completar, caññoneando oneando selectivamente frente a las zonas de selectivamente frente a las zonas de interinteréés para establecer comunicacis para establecer comunicacióón n entre la formacientre la formacióón y el agujero del pozo.n y el agujero del pozo.

Ventajas

ØØ La producciLa produccióón de agua y gas es fn de agua y gas es fáácilmente cilmente prevenida y controlada.prevenida y controlada.

ØØ La formaciLa formacióón puede ser estimulada n puede ser estimulada selectivamente. selectivamente.

ØØ El pozo puede ser El pozo puede ser profundizableprofundizable. .

ØØ Permite llevar a cabo Permite llevar a cabo completacionescompletacionesadicionales como tadicionales como téécnicas especiales para el cnicas especiales para el control de arena. control de arena.

ØØ El diEl diáámetro del pozo frente a la zona metro del pozo frente a la zona productiva es completo. productiva es completo.

ØØ Se adapta a cualquier tipo de configuraciSe adapta a cualquier tipo de configuracióón n mecmecáánicanica ..

Desventajas

ØØ Los costos de caLos costos de caññoneo pueden ser significativos oneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos grandes. cuando se trata de intervalos grandes.

ØØ Se reduce el diSe reduce el diáámetro efectivo del agujero y la metro efectivo del agujero y la productividad del pozo.productividad del pozo.

ØØ Pueden presentarse trabajos de cementaciones Pueden presentarse trabajos de cementaciones secundariassecundarias

ØØ Requiere buenos trabajos de cementaciRequiere buenos trabajos de cementacióón. n.

ØØ La interpretaciLa interpretacióón de registros o perfiles es crn de registros o perfiles es crííticatica..

ØØ Puede daPuede daññarse la formaciarse la formacióón productivan productiva

TIPOS DE COMPLETACION

Los arreglos o tipos de Los arreglos o tipos de completacicompletacióónn pueden pueden clasificarse dependiendo de las condiciones del clasificarse dependiendo de las condiciones del reservorio y a la configuracireservorio y a la configuracióón mecn mecáánica del agujero nica del agujero como:como:

ØØ CompletaciCompletacióónn de pozos Fluyentesde pozos FluyentesØØSimples convencionales o selectivosSimples convencionales o selectivosØØDobles convencionales o selectivosDobles convencionales o selectivos

ØØ CompletaciCompletacióónn de pozos con Elevacide pozos con Elevacióón Artificialn ArtificialØØArreglos de Bombeo NeumArreglos de Bombeo NeumááticoticoØØArreglos de Bombeo MecArreglos de Bombeo MecáániconicoØØArreglos de Bombeo HidrArreglos de Bombeo HidrááulicoulicoØØArreglosArreglos de Bombeo Electro Centrifugode Bombeo Electro Centrifugo


POZOS FLUYENTES

SIMPLES CONVENCIONALES

Este tipo de Este tipo de completacicompletacióónn es una es una ttéécnica de produccicnica de produccióón mediante la n mediante la cual las diferentes zonas productivas cual las diferentes zonas productivas producen simultproducen simultááneamente por una neamente por una misma tubermisma tuberíía de produccia de produccióón. n.

Se aplica donde existe una o varias Se aplica donde existe una o varias zonas de un mismo reservorio y en zonas de un mismo reservorio y en donde todos los intervalos donde todos los intervalos productores se caproductores se caññonean antes de onean antes de correr el equipo de correr el equipo de completacicompletacióónn. .

SIMPLES SELECTIVOS

Este tipo de Este tipo de completacicompletacióónn es una es una ttéécnica de produccicnica de produccióón mediante la n mediante la cual las diferentes zonas productivas cual las diferentes zonas productivas lo hacen en forman selectiva por una lo hacen en forman selectiva por una misma tubermisma tuberíía de produccia de produccióón. n.

AdemAdemáás de producir selectivamente s de producir selectivamente diferentes zonas productivas, este diferentes zonas productivas, este tipo de tipo de completacicompletacióónn ofrece la ofrece la ventaja de aislar zonas productoras ventaja de aislar zonas productoras de gas y agua. de gas y agua.

SIMPLES SELECTIVOS

Ventajas:Ventajas:

ØØ Pueden obtenerse altos caudales de producciPueden obtenerse altos caudales de produccióón n ØØ Pueden producirse varios reservorios a la vezPueden producirse varios reservorios a la vezØØ Existe un mejor control del reservorioExiste un mejor control del reservorio

Desventajas:Desventajas:

ØØ En zonas de corta vida productiva, se traduce en En zonas de corta vida productiva, se traduce en mayores inversiones mayores inversiones ØØ En caso de trabajos de En caso de trabajos de reacondicionamientoreacondicionamiento, el , el tiempo de taladro es elevado. tiempo de taladro es elevado. ØØ Aumenta el peligro de pesca de equipos y tuberAumenta el peligro de pesca de equipos y tuberíía. a.

DOBLES CONVENCIONALES

Mediante este diseMediante este diseñño es posible o es posible producir cualquier zona en forma producir cualquier zona en forma selectiva o conjunta a travselectiva o conjunta a travéés de la s de la tubertuberíía de produccia de produccióón. n. Esto se lleva a cabo a travEsto se lleva a cabo a travéés de una s de una camisa deslizable que hace que la camisa deslizable que hace que la zona superior pueda ser producida zona superior pueda ser producida por la tuberpor la tuberíía de produccia de produccióón junto a n junto a la zona inferior. la zona inferior.

DOBLES CONVENCIONALES

Ventajas:Ventajas:ØØLa camisa deslizable permite que la zona La camisa deslizable permite que la zona superior sea producida junto a la zona superior sea producida junto a la zona inferior.inferior.ØØLa camisa deslizableLa camisa deslizable permite realizar el permite realizar el levantamiento artificial por gas en la zona levantamiento artificial por gas en la zona superior. superior.

Desventajas:Desventajas:ØØLa tuberLa tuberíía esta estáá sujeta a dasujeta a dañño por altas o por altas presiones de la formacipresiones de la formacióón y por la n y por la corrosicorrosióón de los fluidos n de los fluidos ØØSe deben matar ambas zonas antes de Se deben matar ambas zonas antes de realizar cualquier trabajo al pozo realizar cualquier trabajo al pozo óó de de reparar la zona superior. reparar la zona superior. ØØNo se pueden levantar por gas ambas No se pueden levantar por gas ambas zonas simultzonas simultááneamente.neamente.

DOBLES SELECTIVOS

Mediante este diseMediante este diseñño se pueden o se pueden producir varias zonas simultproducir varias zonas simultááneamente neamente y por separado a travy por separado a travéés del uso de s del uso de tubertuberíías de produccias de produccióón paralelas y n paralelas y empacadores dobles.empacadores dobles. ..

Ventajas:Ventajas:

ØØ Se puede producir con levantamiento Se puede producir con levantamiento artificial por gas. artificial por gas. ØØ Se pueden realizar reparaciones con Se pueden realizar reparaciones con tubertuberíía conca concééntricas y con equipo ntricas y con equipo manejado a cable en todas las zonasmanejado a cable en todas las zonasØØ Permite obtener alto caudal de Permite obtener alto caudal de producciproduccióón por pozon por pozo

DOBLES SELECTIVOS

Desventajas:Desventajas:

ØØAlto costo inicial. Alto costo inicial.

ØØLas reparaciones que requieran la Las reparaciones que requieran la remociremocióón del equipo de produccin del equipo de produccióón n pueden ser muy difpueden ser muy difííciles y costosas.ciles y costosas.

ØØLas tuberLas tuberíías y empacadores tienen as y empacadores tienen tendencia a producir escapes y tendencia a producir escapes y comunicaciones.comunicaciones.

TERMINACIONES INTELIGENTES

Son terminaciones con instrumentaciSon terminaciones con instrumentacióón y n y control desde la subsuperfcontrol desde la subsuperfíície.cie.

Un pozo inteligente es un sistema capaz de Un pozo inteligente es un sistema capaz de colectar, transmitir y analizar datos de colectar, transmitir y analizar datos de completacicompletacióón, produccin, produccióón, reservorio y n, reservorio y tomar acciones para mejor control de los tomar acciones para mejor control de los procesos de producciprocesos de produccióón y completacin y completacióón a fin n a fin de maximizar el valor del Activo. de maximizar el valor del Activo.

Un sistema de registro contUn sistema de registro contíínuo de P y T en nuo de P y T en subsuperfsubsuperfíície es conocido como PDG cie es conocido como PDG (Permanent Dowhole Gauges). Se pueden usar (Permanent Dowhole Gauges). Se pueden usar mandriles de PDG conteniendo hasta tres mandriles de PDG conteniendo hasta tres registradores de cuarzoregistradores de cuarzo--


Estas completaciones deben permitir :Estas completaciones deben permitir :

ØØ Monitorear el flujo en el medio poroso (movimentos Monitorear el flujo en el medio poroso (movimentos de los frentes de fluidos, etc), de los frentes de fluidos, etc), ØØ El flujo multifEl flujo multifáásico vertical y horizontalsico vertical y horizontalØØ La alteraciLa alteracióón remotan remota de la configuracide la configuracióón de flujo en n de flujo en subsuperficie.subsuperficie.ØØ Actualizar continuamente a los Ings. Reservoristas y Actualizar continuamente a los Ings. Reservoristas y de Produccide Produccióón los modelos de drenage del reservorio, n los modelos de drenage del reservorio, identificando y comprendiendo diversos fenidentificando y comprendiendo diversos fenóómenos.menos.ØØ Se aumenta la capacidad de predicciSe aumenta la capacidad de prediccióón y permite n y permite anticiparse a identificar posibles problemas.anticiparse a identificar posibles problemas.


La fig. superior muestra en La fig. superior muestra en rojo la produccila produccióón (m3/d) que n (m3/d) que seria obtenida con una secuencia normal de producciseria obtenida con una secuencia normal de produccióón n sin TI. La curva sin TI. La curva azul representa la produccirepresenta la produccióón con TI, la n con TI, la curva curva negra muestra el incremento obtenido con una TI; muestra el incremento obtenido con una TI; obteniobteniééndose una anticipacindose una anticipacióón de produccin de produccióón y se evitn y se evitóóintervenir con equipo.intervenir con equipo.

ProducciProduccióón con y sin CIn con y sin CI


Con TI se puede optimizar el flujo de petrCon TI se puede optimizar el flujo de petróóleo o gas y leo o gas y atender exigencias de nominaciatender exigencias de nominacióón de agencias n de agencias reguladoras. En la grreguladoras. En la grááfica inferior la produccifica inferior la produccióón conjunta n conjunta y en secuencia con vy en secuencia con váálvulas de TI permitilvulas de TI permitióó ganar ganar producciproduccióón en un 28 %n en un 28 %

ProducciProduccióón simultn simultáánea (comminglednea (commingledy controlada de my controlada de múúltiples zonas. ltiples zonas.


Tiene dos vTiene dos váálvulas de control de zona y apenas lvulas de control de zona y apenas un par de sensores de P&T, leyendo el interior un par de sensores de P&T, leyendo el interior de la columna y anular. de la columna y anular.

Esta TI aplicada a un pozo horizontal con Esta TI aplicada a un pozo horizontal con columna columna concconcééntrica de 3 ntrica de 3 ½”½”; penetrando en la ; penetrando en la secciseccióón horizontal, con aislamiento de n horizontal, con aislamiento de niplesniplessellos en sellos en sealseal borebore y ECP en agujero abierto. y ECP en agujero abierto. La secciLa seccióón horizontal estn horizontal estáá dividida en dos dividida en dos intervalos, que pueden ser dos zonas distintas intervalos, que pueden ser dos zonas distintas


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.


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 delgadoØRservorios con problemas potenciales de conficación de gas o de agua

TERMINACIONES MULTILATERALES


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 Bombeo Neumático (Gas Lift)Ø Bombeo Mecánico Convencional (BMC),Ø Bombeo Electro sumergible (BES), Ø Bombeo Hidráulico (BH) Ø 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 mEste méétodo consiste en una bomba todo consiste en una bomba de subsuelo de accide subsuelo de accióón n reciprocantereciprocante, , abastecida con energabastecida con energíía suministrada a suministrada a trava travéés de una sarta de varillas. s de una sarta de varillas.

La energLa energíía proviene de un motor a proviene de un motor elelééctrico o de combustictrico o de combustióón interna, la n interna, la cual moviliza una unidad de cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. engranajes y correas.

No se recomienda en pozos No se recomienda en pozos direccionales, con produccidireccionales, con produccióón de n de ssóólidos y alta relacilidos y alta relacióón gas/ln gas/lííquido, ya quido, ya que afecta considerablemente la que afecta considerablemente la eficiencia de la bombaeficiencia de la bomba

COMPONENTES PRINCIPALES

ØØEl Movimiento primario, el cual El Movimiento primario, el cual suministra la potencia del sistema. suministra la potencia del sistema. ØØLa unidad de transmisiLa unidad de transmisióón de n de potencia o caja reductora de potencia o caja reductora de velocidades.velocidades.ØØ El Equipo de bombeo en superficie, El Equipo de bombeo en superficie, el cual se encarga de transformar el el cual se encarga de transformar el movimiento rotatorio (primario) en movimiento rotatorio (primario) en movimiento linealmente oscilatorio. movimiento linealmente oscilatorio.

ØØ La sarta de varillas, la cual La sarta de varillas, la cual transmite el movimiento y la transmite el movimiento y la potencia a la bomba de subsuelo. potencia a la bomba de subsuelo. ØØ Sarta de revestimiento y la de Sarta de revestimiento y la de tubertuberíía de produccia de produccióón.n.ØØ La Bomba de subsueloLa Bomba de subsuelo . .

BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO

Es de tipo Es de tipo centrcentríífugofugo––multietapamultietapa, cada etapa , cada etapa consiste en un impulsor consiste en un impulsor rotativo y un difusor fijo. El rotativo y un difusor fijo. El nnúúmero de etapas mero de etapas determina la capacidad de determina la capacidad de levantamiento y la potencia levantamiento y la potencia requerida para ello. requerida para ello.

Este sistema se emplea en Este sistema se emplea en pozos de: alto caudal, alto pozos de: alto caudal, alto IP, baja presiIP, baja presióón de fondo, n de fondo, alta relacialta relacióón agua petrn agua petróóleo leo y baja relaciy baja relacióón gas n gas –– llííquido quido (RGL).(RGL).

BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA

Son mSon mááquinas rotativas de quinas rotativas de desplazamiento positivo, desplazamiento positivo, compuestas por un rotor metcompuestas por un rotor metáálico, lico, un estator cuyo material es un estator cuyo material es elastelastóómero generalmente, un mero generalmente, un sistema motor y un sistema de sistema motor y un sistema de acoples flexibles. acoples flexibles.

El efecto de bombeo se obtiene a El efecto de bombeo se obtiene a travtravéés de cavidades sucesivas e s de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan independientes que se desplazan desde la succidesde la succióón hasta la descarga n hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator. gira dentro del estator.

BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA

El movimiento es transmitido por El movimiento es transmitido por medio de una sarta de varillas desde medio de una sarta de varillas desde la superficie hasta la bomba, la superficie hasta la bomba, empleando para ello un motor empleando para ello un motor reductor acoplado a las varillasreductor acoplado a las varillas..

Este tipo de bombas se caracteriza por Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir operar a baja velocidades y permitir manejar altos volmanejar altos volúúmenes de gas, menes de gas, ssóólidos en suspensilidos en suspensióón y cortes de n y cortes de agua, asagua, asíí como tambicomo tambiéén son ideales n son ideales para manejar crudos de mediana y para manejar crudos de mediana y baja gravedad API.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 chorro de la boquilla es descargado en la entrada de la cámara de producción, la cual se encuentra conectada con la Formación.

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.

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 estáconstruido 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

ØØ Un Un áárbol de produccirbol de produccióón es un n es un conjunto de vconjunto de váálvulas que permiten lvulas que permiten conducir los fluidos del reservorio conducir los fluidos del reservorio a las Plantas de Proceso.a las Plantas de Proceso.

ØØ Existen diferentes tipos, Existen diferentes tipos, conexiones y marcas de arbolitos:conexiones y marcas de arbolitos:

ØØ Tipos:Tipos:ØØ SimplesSimplesØØ DoblesDobles

ØØ Conexiones:Conexiones:ØØ Roscadas (para baja presiRoscadas (para baja presióón)n)ØØ BridadasBridadas (para alta presi(para alta presióón) n)

ØØ Marcas:Marcas:ØØ CameronCameronØØ FMCFMCØØ Moto MecMoto MecáánicanicaØØ GrayGray LookLook

Árbol de Producción

Válvulas Máster o Tronqueras

Válvulas de Surgencia

Válvula de Maniobra

Válvulas de Seguridad

Choque o Estrangulador

Cabezal de Intermedio

Cabezal de Producción

Válvulas de Espacio Anular

Válvulas Seguridad SubsuperficialTubería de Producción

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 :ØØ Estranguladores Superficiales

ØPositivosØRegulables

ØEstranguladores de Fondo

ØPositivosØRegulables

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

CAMERONFMCGRAY

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES POSITIVOS

Desventajas:

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

Ventajas:

Ø Bajo CostoØ Simplicidad OperativaØ Mayor resistencia a elementos erosivos.

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

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

Ventajas:Ø Bajo CostoØ Simplicidad OperativaØ Mayor resistencia a elementos erosivos.

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.


El Análisis Nodal es un método muy flexible que puede se utilizado para mejorar el comportamiento de muchos sistemas de pozos.

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.

APLICACIONES

ØElegir el diámetro óptimo de la tuberíaØElegir el diámetro óptimo de la línea de recolecciónØDimensionar el diámetro del estranguladorØAnalizar el comportamiento anormal de un pozo por restricciones.ØObtener pronósticos de producciónØEvaluar la estimulación de pozosØAnalizar los efectos de la densidad de disparosØOptimizar la producción y el rendimiento económico de los campos en base a la demanda.


0 50000 100000 150000 2000000

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

Gas Rate, Mscf/D

Pre

ssu

re, p

sig

Inflow @ Sandface (1) Not Used Inflow (1) Outflow (A) Not Used Not Used Not Used Not Used Not Used Not Used Not Used Not Used Cond Unloading Rate Water Unloading Rate Max Erosional Rate

1

A

1

Reg: Schlumberger - Companies


0 50000 100000 150000 200000 2500000

1000

2000

3000

4000

5000

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7000

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9000

Gas Rate, Mscf/D

Pre

ssu

re, p

sig

Inflow @ Sandface (1) Not Used Inflow (1) Outflow (A) Case 2 (2) Case 2 (B) Case 3 (3) Case 3 (C) Case 4 (4) Case 4 (D) Not Used Not Used Cond Unloading Rate Water Unloading Rate Max Erosional Rate

1

A

1

234

InflowInflow

Avg Reservoir Perm, md

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


0 50000 100000 150000 2000000

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

Gas Rate, Mscf/D

Pre

ssur

e, p

sig

Inflow @ Sandface (1) Not Used Inflow (1) Outflow (A) Case 2 (2) Case 2 (B) Case 3 (3) Case 3 (C) Case 4 (4) Case 4 (D) Not Used Not Used Cond Unloading Rate Water Unloading Rate Max Erosional Rate

1

A

12 3 4

InflowInflow

Reservoir Thickness, ft

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


0 50000 100000 150000 2000000

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

Gas Rate, Mscf/D

Pre

ssu

re,

psi

g

Inflow @ Sandface (1) Not Used Inflow (1) Outflow (A) Case 2 (2) Case 2 (B) Case 3 (3) Case 3 (C) Case 4 (4) Case 4 (D) Case 5 (5) Case 5 (E) Cond Unloading Rate Water Unloading Rate Max Erosional Rate

1

A

1

B

C

DE

Outflow

Outflow

Tubing ID, in

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


0 50000 100000 150000 200000 2500000

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

Gas Rate, Mscf/D

Pre

ssur

e, p

sig

Inflow @ Sandface (1) Not Used Inflow (1) Outflow (A) Case 2 (2) Case 2 (B) Case 3 (3) Case 3 (C) Case 4 (4) Case 4 (D) Case 5 (5) Case 5 (E) Cond Unloading Rate Water Unloading Rate Max Erosional Rate

1

A

1

23

4

5

InflowInflow

Reservoir Skin

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



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:

ØØ TerminaciTerminacióón de Pozosn de PozosØØ IntervenciIntervencióón de Pozosn de PozosØØControl de presiones anormalesControl de presiones anormalesØØ En perforaciEn perforacióón de pozos para atravesar la zona n de pozos para atravesar la zona productora.productora.

VENTAJAS

Ventajas de los fluidos limpios:

ØØ No daNo daññan la formacian la formacióón productoran productoraØØ El retorno a la permeabilidad inicial es El retorno a la permeabilidad inicial es excelenteexcelenteØØ Se mezclan a la densidad deseadaSe mezclan a la densidad deseadaØØ Tienen Tienen ííndices bajos de corrosindices bajos de corrosióón.n.ØØ Son estables a las condiciones del pozoSon estables a las condiciones del pozoØØ Compatibles con los aditivos quCompatibles con los aditivos quíímicosmicosØØNo estNo estáá clasificados como daclasificados como daññinos a la salud o inos a la salud o al medio ambiente.al medio ambiente.

TIPOS

Los sistemas libres de sólidos mas comunes son :

Densidad de Fluidos Libres de SDensidad de Fluidos Libres de Sóólidoslidos

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 :

ØØCirculaciCirculacióón Inversa:n 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.

ØØCirculaciCirculacióón Directa: n 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 tuberProteger a las tuberíías de produccias de produccióón y n y revestimiento de los efectos de corrosirevestimiento de los efectos de corrosióón.n.

ØØ Facilitar la recuperaciFacilitar la recuperacióón de los arreglos de n de los arreglos de producciproduccióónn

PROPIEDADES

Ø Estable a las condiciones de presiEstable a las condiciones de presióón y n y temperatura del pozotemperatura del pozoØØ No ser corrosivoNo ser corrosivoØØ Que evite la formaciQue evite la formacióón de bacteriasn de bacteriasØØ Que estQue estéé libre de slibre de sóólidos indeseableslidos indeseablesØØ Que no cause daQue no cause dañños a la formacios a la formacióón productoran productoraØØ Que no daQue no daññe al medio ambientee al medio ambienteØØ Que no genere sedimentos para facilitar la Que no genere sedimentos para facilitar la recuperacirecuperacióón de los arreglos de Produccin de los arreglos de Produccióónn

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:

ØØ Base Aceite:Base Aceite:a. Emulsiones libres de sólidos con densidades del

orden de 0.84 a 0.94 gr/ccb. Diesel o aceite estabilizado deshidratado con

densidad de 0.84 gr/ccc. Petróleo desgasificado y estabilizado del propio

campo.

TIPOS DE FLUIDOS DE EMPAQUE

ØØ Base Agua: Base Agua:

a. Agua tratada con densidad de 1.0 gr/ccb. Salmuera sódica, densidad de 1.03 a 1.19 gr/ccc. Salmuera cálcica, densidad de 1.20 a 1.39 gr/ccd. Salmuera mezcladas de 2 o 3 tipos de sales: Ca Cl2-

Ca Br2-Zn Br2 cuya densidad varía de 1.31 a 2.30 gr/cc.

TIPOS DE FLUIDOS DE EMPAQUE


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

DISPAROSFORMA DE LA CARGA

DetonatingDetonating cordcord

CordCordóónn DetonanteDetonante

Case = CajaCase = Caja

ConicalConical linerliner

RestimientoRestimiento CCóónico nico

Primer = fulminantePrimer = fulminante

MainMain ExplosiveExplosive

Explosivo principalExplosivo 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

ØØTaponamiento de los Disparos:Taponamiento de los Disparos: Tienden a rellenarse con roca triturada de la formación, con sólidos del lodo y residuos de las cargas.

ØØPresiPresióón Diferencial: n 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


ØØ Efecto de la resistencia a la compresiEfecto de la resistencia a la compresióón :n : 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.

ØØDensidad de los disparos : Densidad 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.


ØØCosto: Costo: El costo de disparos es proporcional a la densidad, cantidad y al tipo de carga empleado.

ØØPresiPresióón y Temperatura : n 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

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