terminación de pozos 2011
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OBJETIVO
El profesional que curse esta Materia tendrá conocimiento laEl profesional que curse esta Materia, tendrá conocimiento lainterrelación de los componentes del equipo y herramientaspara la terminación de pozos.
Ad i i á l b l i i i lAdquirirá las bases y el conocimiento para interpretar y evaluarformaciones; elaborar programas de terminación y/oreparación de pozos para mejorar y prolongar su vidaproductiva y planificar su óptima explotación de manera que se
d i i l ió d l lpueda maximizar la recuperación de las reservas y larentabilidad del negocio.
METODOLOGIA DE ENSEÑANZA
Introducción a la Temática
Desarrollo de Competencias:Desarrollo de Competencias:Fluidos de TerminaciónEquipos superficiales. y sub-superficiales.Técnicas, tipos y diseños de terminación de pozos., p y pDisparos de cañerías. Diseño de baleos.Control de la producción y presión.Flujo Multifásico en tuberías de producción.Análisis NodalDiseño de una propuesta de terminación de pozos.
P ti i ió I di id l G l d AlParticipación Individual y Grupal de Alumnos
Exposición Audiovisual
TOPICOS
Fluidos de Terminación.Equipos superficiales.Equipos sub-superficiales. Empacadores de producción.Técnicas de terminación de pozos.Disparos de cañerías. Diseño de baleos.Control de la producción y presión.Tipos de terminación Terminación Simple Doble y tripleTipos de terminación. Terminación Simple, Doble y triple.Diseño de arreglos de terminación. Caracterización de los elementos de terminación. Caracterización de las tuberías de terminaciónterminación.
TOPICOS
Estimación de cargas sobre el PackerEstimación de cargas sobre el Packer.Caracterización de los procedimientos de terminación.Flujo Multifásico en tuberías de producción.A áli i N d lAnálisis NodalProblemática ambiental en la terminación de pozos.Diseño de una propuesta de terminación de pozos.
EVALUACION
Exámen (50%)ParcialParcial
Trabajos Prácticos (50%)Diseño de una propuesta de terminación de pozos.
BIBLIOGRAFIA
Jonathan Bellarby: “Well Completion Design”, Elsevier2009.
Denis Perrin: “Well Completion And Servicing”, IFP,Editions Technip 1999Editions Technip 1999.
Michael J. Economides, A. Daniel Hill: “PetroleumProduction Systems”, Prentice Hall Petroleum Eng. Series.y , g
Bradley H.B.: “Petroleum Enginnering Handbook”, Societyof Petroleum Engineers, Richardson, Tx, 1987
LODOS PARA AGUJEROS SUPERFICIALES
Lodos simplesLodos simples
Generalmente con base agua
Se usa surfactantes para evitar
el embotamiento de los trépanos.
Se usa hidróxidos para flocularlas arcillas
LODOS PARA AGUJEROS INTERMEDIOS
Lodos base aceite, agua y emulsiones, g ydensificadas
Agujeros someros e intermedios condensidades moderadas a bajas.
Agujeros profundos con alta presión y altasd id ddensidades
Lubricidad y limpieza en agujeros desviados
LODOS PARA AGUJEROS PRODUCTORES
Emulsiones O/W y A/O/W
Tecnologías limpias de sólidos:La zona productora debe
perforarse preferiblemente confl id lib d ólidfluidos libres de sólidos.
No usar lodos provenientes deotros agujeros o pozos.
Perforación en balance oPerforación en balance oligeramente sobre balanceada.
Control de intercalaciones deformaciones reactivas mediante laformaciones reactivas mediante laarquitectura del pozo.
Interrelación de fluido y rocay
TERMINACION DE POZOS
Para determinar si un fluido se comportará eficazmente en la operación determinación o reparación de pozos se deben considerar los siguientes factores:
DensidadPunto de cristalizaciónC tibilid d l fl id d f ióCompatibilidad con el fluido de formaciónCorrosión
Densidad:Densidad:
Escogiendo de manera adecuada la mezcla de sales para disolver, es posiblealcanzar un amplio rango de densidades (1.01 a 2.4 gr/cc); lo cual da,alcanzar un amplio rango de densidades (1.01 a 2.4 gr/cc); lo cual da,flexibilidad para controlar la presión de formación sin usar aditivos dañinos.
TERMINACION DE POZOS
La producción y la vida de los pozos petroleros pueden mejorarsemediante la aplicación de fluidos y técnicas de terminación y/o reparaciónapropiadas, de acuerdo a las características de las formaciones.
Los fluidos de terminación y/o reparación se diseñan para controlar laió f ilit l i d li d li i t lpresión, facilitar las operaciones de molienda, limpieza y proteger las
formaciones productoras, mientras se hacen los trabajos correspondientes.
Actualmente la industria considera los fluidos de terminación y/oActualmente, la industria considera los fluidos de terminación y/oreparación, más ventajosa a las salmueras libres de sólidos porque protegenla formación productora y proveen un amplio rango de densidades paracontrolar las presiones de formación sin usar substancias dañinas como lacontrolar las presiones de formación sin usar substancias dañinas como labarita.
TERMINACION DE POZOS
Los dos tipos básicos de sistemas de fluidos de terminación yreparación son:p
Los sistemas de fluidos sin sólidos
Los sistemas mejorados por sólidos.
Un sistema de fluidos sin sólidos es el sistema preferido de terminaciónió í i l f i Ad áo reparación porque sus características protegen las formaciones. Además
los sistemas de fluidos sin sólidos sirven como excelentes fluidos deempaque que pueden facilitar las operaciones de reparación.
TERMINACION DE POZOS
Los sistemas de fluidos sin sólidos son soluciones de diversas sales quese clasifican en dos grupos principales: monovalentes y bivalentes En lase clasifican en dos grupos principales: monovalentes y bivalentes. En laTabla inferior se detallan las soluciones monovalentes y bivalentes.
TERMINACION DE POZOS
Viscosidad:La viscosidad normal de una salmuera está en función de la
t ió l t l d l l di lt l t tconcentración y la naturaleza de las sales disueltas y la temperatura.La viscosidad se puede modificar mediante el uso de aditivos como
la Hidroxietilcelulosa (HEC), goma Xantan, etc.; que proporcionancapacidad para mantener sólidos en suspensión y transportarlos a lacapacidad para mantener sólidos en suspensión y transportarlos a lasuperficie
Algunos valores típicos de densidad y viscosidad de las salmueras semuestra en el cuadro inferior:muestra en el cuadro inferior:
TERMINACION DE POZOS
Temperatura:
Todos métodos experimentales para medir la temperatura de cristalización desalmueras involucra calentamiento y enfriamiento de una muestra.
La figura inferior es una curva representativa de enfriamiento de unal d l d id dsalmuera de alta densidad
COMPOSICION Y PROPIEDADES DE LAS SALMUERAS
Para elegir la salmuera adecuada, se deben considerar lainteracciones potenciales del fluido de terminación con lospsólidos, agua y gases de la formación. Los problemas deincompatibilidad más comunes incluyen:
Producción de incrustaciones de la reacción de unasalmuera bivalente con dióxido de carbono disuelto.
P i i ió d l d di d l d l f ióPrecipitación de cloruro de sodio del agua de la formacióncuando está expuesta a ciertas salmueras.
Precipitación de compuestos de hierro de la formaciónPrecipitación de compuestos de hierro de la formaciónresultante de la interacción con hierro soluble en el fluido determinación.
COMPOSICION Y PROPIEDADES DE LAS SALMUERAS
Para evaluar la compatibilidad de un fluido de terminación con el deformación, los siguientes ensayos de laboratorio deben realizarse:
Análisis del agua de formaciónMineralogía de la formaciónCompatibilidad salmuera/aguaCompatibilidad salmuera/aguaRetorno de la permeabilidad
Turbidez:
La turbidez de un fluido es una medida de la luz dispersada por laspartículas suspendidas en el fluido. La turbidez se mide con elNefelómetro, expresando el resultado en NTU.
Se considera un fluido limpio cuando no contiene partículas mayores a2 micras alores de t rbide no ma ores a 30 NTU2 micras y valores de turbidez no mayores a 30 NTU.
COMPOSICION Y PROPIEDADES DE LAS SALMUERAS
PH:Las salmueras usadas en la industria muestran valores de PH distintos
d bid l lt t idebido a las altas concentraciones.El PH de las salmueras con densidades cerca de 1.3 gr/cc es casi neutro
y disminuye progresivamente con el aumento de densidad.La variación del PH con la densidad y la composición de las salmuerasLa variación del PH con la densidad y la composición de las salmueras
se muestra en el cuadro inferior:
COMPOSICION Y PROPIEDADES DE LAS SALMUERAS
Corrosión de la Salmueras:Se define como la alteración y degradación del material por su ambiente.El principal agente corrosivo que afecta a los materiales tubulares y
equipos en fluidos base agua, son los gases solubles (O2, CO2, H2S) asícomo las disoluciones salinas y ácidas.
Estos agentes corrosivos y sus probables fuentes se muestran en la figurainferior:
FLUIDOS LIMPIOS
El uso de fluidos limpios en la etapa de terminación evita la posibilidad delp p pdaño a la formación permitiendo incrementar la producción y la vida útil delpozo.
L i t lib d ólid li dLos sistemas libres de sólidos son aplicados en:
Terminación de PozosIntervención de PozosIntervención de PozosControl de presiones anormalesEn perforación de pozos para atravesar la zona productora.
VENTAJAS
Ventajas de los fluidos limpios:
No dañan la formación productoraEl retorno a la permeabilidad inicial es excelenteS l l d id d d dSe mezclan a la densidad deseadaTienen índices bajos de corrosión.Son estables a las condiciones del pozoCompatibles con los aditivos químicosCompatibles con los aditivos químicosNo está clasificados como dañinos a la salud o al medio ambiente.
PROPIEDADES DESEADAS
Las propiedades deseables para un fluido de terminación son lassiguientes:
Densidad adecuada (si el peso de matar es necesario) paramantener en condiciones de perder el equilibrio de la temperaturadel fondo del pozo.p
Estabilidad a la temperatura.
Formación y la compatibilidad con el fluido del reservorio.
Evitar la pérdida de fluidos en el reservorio o que se produzca uni fl j l t i ió d l Al l b d l iinflujo en la terminación del pozo. Algunas salmueras a base de calcioy zinc puede promover la precipitación de asfaltenos, mientras queotros promueven emulsiones.
PROPIEDADES DESEADAS
Compatible con aditivos tales como inhibidores, material decontrol de pérdidas y viscosificantes.
Compatible con el lodo de perforación; es probable que haya unperíodo en que el lodo de perforación y el fluido de terminaciónestén en contacto directoestén en contacto directo.
Compatible con otro fluido que podrían estar en contacto con elfluido de terminación, tales como las líneas de los fluidos defluido de terminación, tales como las líneas de los fluidos decontrol.
Ambientalmente aceptable. Muchas salmueras de alta densidad(por ejemplo, bromuro de zinc) son altamente tóxicos. En algunoslugares, su uso está muy restringido.
PROPIEDADES DESEADAS
Baja corrosividad - durante las operaciones de desplazamiento y elcontacto prolongado con la cañería y la tuberíacontacto prolongado con la cañería y la tubería.
Compatible con elastómeros, pinturas y plásticos (tales como laencapsulación).p )
Limpio y no contaminado. Las salmueras deben ser claras e incoloras(a menos que contengan inhibidores y en cuyo caso pueden contener untinte de color ligero, pero seguirá siendo claro). Las salmueras secontaminan fácilmente.
CONCEPTOS
Se utilizan en la etapa final de la7” tubing Retrievable Safet y Valve, 29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.7” tubing Retrievable Safet y Valve, 29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.
pterminación de un pozo para ser colocadosen el espacio anular entre la tubería yrevestimiento de producción para cumplir
Casing 20” 129.3 lbShoe @ 800.0 mHole 24”
Casing 30”
Casing 16” 97.0 lb/Shoe @ 1 746 0 m
L I T H O L O G YTVD MD
Casing 20” 129.3 lbShoe @ 800.0 mHole 24”
Casing 30”
Casing 16” 97.0 lb/Shoe @ 1 746 0 m
L I T H O L O G YTVD MD
las siguientes funciones :
Proteger a las tuberías de produccióni i d l f d
Shoe @ 1,746.0 mHole 18 1/2” @ 1,75Shoe @ 1,746.0 mHole 18 1/2” @ 1,75
y revestimiento de los efectos decorrosión.
Facilitar la recuperación de los
LOS MONOS
22.67°
/
LOS MONOS
22.67°
/Facilitar la recuperación de losarreglos de producción
HUAMAMPAMPA3,214.5 m3,100 m
3,232 m3,115 m
H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 311
H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 31
Packer 9 5/8
Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 mHole size 12 ¼” @ 3,135.0 m
HUAMAMPAMPA3,214.5 m3,100 m
3,232 m3,115 m
H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 311
H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 31
Packer 9 5/8
Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 mHole size 12 ¼” @ 3,135.0 m
H1H1
PROPIEDADES
Las principales propiedades deseables son:
Estable a las condiciones de presión y temperatura del pozoEstable a las condiciones de presión y temperatura del pozo
No ser corrosivo
Que evite la formación de bacterias
Que esté libre de sólidos indeseables
Que no cause daños a la formación productora
Q d ñ l di bi tQue no dañe al medio ambiente
Que no genere sedimentos para facilitar la recuperación de losarreglos de Producciónarreglos de Producción
TIPOS DE FLUIDOS DE EMPAQUE
Pueden ser base agua y base aceite.
La base aceite presenta mayor estabilidad y ventajas que las de basea base ace e p ese a ayo es ab dad y ve ajas que as de baseagua ya que éstas últimas requieren químicos especiales como:
Inhibidores de corrosión,Alcalinizantes,Bactericidas, etc.
Los más conocidos son los siguientes:Los más conocidos son los siguientes:
Base Aceite:a. Emulsiones libres de sólidos con densidades del orden dea. 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
Base Agua:
a. Agua tratada con densidad de 1.0 gr/cc.
b. Salmuera sódica, densidad de 1.03 a 1.19 gr/cc, g
c. Salmuera cálcica, densidad de 1.20 a 1.39 gr/cc.
d. 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.
DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS
Existen dos formas para efectuar el desplazamiento delfluido de control, ya sea por aguas dulce, salmueraslibres de sólidos o una combinación de ambas:
Circulación DirectaCirculación Directa
Es recomendable para cambios de fluido determinación por fluido de empaque y cuando setienen en el espacio anular cementacionessecundarias débiles o cuando se tienen nivelesproductores abiertos.
DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS
Circulación Inversa
Es recomendable para cambio de fluido deperforación por el de terminación maneja mayorperforación por el de terminación, maneja mayorvolumen y caudal y mejora la limpieza del pozo ytiempo de operación con menor costo.
CONCEPTOS Y PREMISAS
Históricamente la mayor proporción de la importancia de la tecnología deproducción han sido las actividades relacionadas con la ingeniería einstalación del equipo de terminación de pozo.El arreglo de terminación es un componente crítico del sistema deproducción y para ser eficaz, debe ser eficientemente instalado ymantenido.Cada vez, estamos más frente a reservorios de altas presiones y en zonasde desarrollo más hostiles, el costo de capital de los arreglos de terminaciónse han convertido en una proporción significativa del costo total y por lotanto, se debe poner mayor consideración al aspecto técnico y la
i i ióoptimización.La terminación es un proceso que puede dividirse en varias áreas clave querequieren ser definidos incluyendo:
CONCEPTOS Y PREMISAS
Los fluidos que se utilizarán para llenar los pozos durante el procesoLos fluidos que se utilizarán para llenar los pozos durante el procesode terminación deben ser identificados, y para ello es indispensableque la función y las propiedades requeridas del fluido deben serespecificados.p
La terminación debe considerar y especificar cómo los fluidos debenentrar en la vecindad de la formación; es decir si de hecho el pozo seráentrar en la vecindad de la formación; es decir, si de hecho el pozo seráterminado en agujero abierto o si una cañería de producción serábajada y la que tendrá que ser perforada para que posteriormente porun número limitado de puntos permita la entrada del fluido desde elp preservorio al interior del pozo.
CONCEPTOS Y PREMISAS
El diseño del arreglo de terminación debe proporcionar la necesariacapacidad para permitir flujo de fluidos con seguridad a lasuperficie con una mínima pérdida de presión. Además sinembargo, es fundamental que el arreglo sea capaz de realizar otrasfunciones que pueden ser relacionados con la seguridad, el control,
i ió tsupervisión, etc.
En muchos casos la terminación deberá proporcionar la capacidadde gestión de los reservorios. El arreglo de terminación debeconsiderar qué contingencias están disponibles en caso de cambiosen las características de producción fluido y cómo realizar podrían
li i i i l j l l tit ió drealizarse servicios operacionales por ejemplo, la sustitución deválvulas, etc.
EL ROL DEL ING. DE TERMINACIÓN
El Ingeniero de terminación debe funcionar como parte de unequipo.
A pesar de que el equipo para el desarrollo de un campo estáformado por muchas personas, algunas de las interaccionesfundamentales son identificados en la Figura inferior.fundamentales son identificados en la Figura inferior.
FUENTES DE DATOS
Los ingenieros de terminaciónParámetros del
Reservorio(presión, temperatura, perfiles de producción,Proyectos
están en el centro de estediagrama, no porque que seanmás importantes que cualquier
i i
perfiles de producción, cortes de agua, etc.
Características de la roca ( espesor,Permeabilidad, etc.)
Proyectosy Comercialización
(Programación,Rentabilidad ,
direccionado res, licencias, etc.)
otra persona, sino porque necesitainteractuar con más personas.
Dado que los complementos
Fluidos(Tipo, viscosidad,
densidad, etc.)
Perforación(trayectoria, cañerías,
lodo, daño ala formación, etc.)
Diseño de Terminación
Dado que los complementosson la interfaz entre el reservorio ylas instalaciones, los ingenieros determinación necesitan entender
Pozos Exploratorios y de Avanzada
(Caudales, presión, daños, Producción de
arena. etc.)Ambiental(S b i Ti
Facilidades(Productividad, presión,
Limitacionesy oportunidades
terminación necesitan entenderambas cosas
(Submarino, Tierra , Plataforma, clima,
tormentas, etc.)
PRINCIPALES TOPICOS
Los principales tópicos que los Ingenieros de terminación deben tomarjunto con el equipo de trabajo para el desarrollo de un campo semuestra en el cuadro inferior:muestra en el cuadro inferior:
TERMINACIONCOMPORTAMIENTO TERMINACIONDE POZOS
MEJORAMIENTO
COMPORTAMIENTO DEL POZO
FACILIDADES SUPERFICIALES
ESTIMULACION
DE PRODUCCIÓN CON SISTEMAS DE ELEVACION
ATIFICIAL
TECNOLOGIADE PRODUCCIÓN
ESTIMULACION Y PROCESOS DE MEJORAMIENTODE PRODUCCIÓN
MONITOREO,DIAGNOSIS Y TRABAJOS DE
PROBLEMASDE
PRODUCCIÓN
INTER VENCIÓNDE POZOS
PRINCIPALES SERVICIOS
Los principales servicios que los Ingenieros de Terminación debentomar se muestra en el cuadro inferior:
FiltraciónCoil Tubing
Fluidos Terminación
Filtración de fluidos
Limpieza de pozo y tubería
Cementación
Terminación
Materiales subsuperficiales
Instalación de pozos
Estimulación de pozos
de Tubería
Productos Químicos de pozos
INFLUENCIA ECONOMICA EN LAS TERMINACIONES
Minimizando la declinación deproducción por levantamiento
tifi i l ( lift) ióAlt fi bilid d d i
Declinación de la presión dereservorio e inicio de producción
artificial (gas lift), compresión,control de producción de agua ytrabajos de estimulación
Alta fiabilidad para reducircostos de operación y mantenerplateau de producción
de agua; exige una posibleInstalación Artificial (gas Lift)para mantener el plateau.
El suministro deoportunidades rentables deproducción incremental(sidetracks, intervencionescon coil tubing, etc.)
Altos caudales iniciales (Terminaciones dereservorios productivos y tamaños grandesde tubería ) incremento continuo deproducción hasta alcanzar el plateau con
Al inicio de la producción de agua se debeasegurar de mantener caudales de aguadentro de rangos de seguridad mientras sep p
pocos pozos como fuese posibledentro de rangos de seguridad mientras seesté bajo amenaza de corrosión, hidratos,incrustaciones, etc.
CONCEPTOS
7” tubing Retrievable Safet y Valve, 7” tubing Retrievable Safet y Valve,
El objetivo primordial de la terminación de unpozo es obtener la producción óptima dehidrocarburos al menor costo posible. Casing 20” 129.3 lb
Shoe @ 800.0 mHole 24”
Casing 30”
L I T H O L O G YTVD MD
29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.
Casing 20” 129.3 lbShoe @ 800.0 mHole 24”
Casing 30”
L I T H O L O G YTVD MD
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Para que esto ocurra, debe realizarse un análisisNodal q e permita determinar q é arreglos de
Hole 24
Casing 16” 97.0 lb/Shoe @ 1,746.0 mHole 18 1/2” @ 1,75
Hole 24
Casing 16” 97.0 lb/Shoe @ 1,746.0 mHole 18 1/2” @ 1,75
Nodal que permita determinar qué arreglos deproducción deben utilizarse para producir elpozo adecuado a las características delreservorio
LOS MONOSLOS MONOS
reservorio.
3,214.5 m3,100 m H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 311
22.67°
Packer 9 5/8
Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 mHole size 12 ¼” @ 3,135.0 m
3,214.5 m3,100 m H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 311
22.67°
Packer 9 5/8
Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 mHole size 12 ¼” @ 3,135.0 m
HUAMAMPAMPA
H1
3,232 m3,115 m H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 31HUAMAMPAMPA
H1
3,232 m3,115 m H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 31
CONCEPTOS
La elección y el adecuado diseño de los 7” tubing Retrievable Safet y Valve, 29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.7” tubing Retrievable Safet y Valve, 29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.y
esquemas de terminación de los pozosperforados, constituyen parte decisiva dentrodel desempeño operativo, productivo y
Casing 20” 129.3 lbShoe @ 800.0 mHole 24”
Casing 30”
C i 16” 97 0 lb/
L I T H O L O G YTVD MD
Casing 20” 129.3 lbShoe @ 800.0 mHole 24”
Casing 30”
C i 16” 97 0 lb/
L I T H O L O G YTVD MD
desarrollo de un Campo.
La eficiencia y la seguridad del vínculo
Casing 16” 97.0 lb/Shoe @ 1,746.0 mHole 18 1/2” @ 1,75
Casing 16” 97.0 lb/Shoe @ 1,746.0 mHole 18 1/2” @ 1,75
y gestablecido entre el yacimiento y la superficiedependen de la correcta y estratégicadisposición de todos los accesorios que lo
LOS MONOS
22.67°
LOS MONOS
22.67°
conforman.
HUAMAMPAMPA3,214.5 m3,100 m
3 2323 115 m
H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 311
H1 - 29 39 Inc 3231 73 Md 31
Packer 9 5/8
Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 mHole size 12 ¼” @ 3,135.0 m
HUAMAMPAMPA3,214.5 m3,100 m
3 2323 115 m
H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 311
H1 - 29 39 Inc 3231 73 Md 31
Packer 9 5/8
Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 mHole size 12 ¼” @ 3,135.0 m
H1
3,232 m3,115 m H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 31
H1
3,232 m3,115 m H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 31
PRINCIPALES DECISIONES
Las principales decisiones en la terminación de un reservorio son:
Trayectoria del pozo e inclinación
Agujero abierto vs Agujero entubadoAgujero abierto vs. Agujero entubado
Requerimientos de control de arena y tipo de control de arena
Requerimientos de Estimulación (fracturamiento oacidificación).
Zonas simples o múltiples (conjuntos o selectivos)
TERMINACION DE POZOS
Terminación = Conclusión
CañeríaCementación PrimariaA j ñ í T b P f dAgujero con cañería—Tub. PerforadaAgujero Abierto- - Sin cañeríaControl de ArenaEquipo Subsuperficial para producirEquipo Subsuperficial para producir
Estimulación = Mejorar Producción
Baja capacidad de flujo naturalBajo flujo debido a daño a la formación
DISEÑO DEL POZO
DIÁMETROS DE AGUJERO Y CAÑERÍAS
Diámetro de Cañería/LinerNivel del terrenoDiámetro del agujero
Reservorio
PROPOSITO DE LA CAÑERIA
Proteger con cañería superficial zonas con aguapotable
Proteger el agujero del lodo para prevenir:Hinchamiento de arcillasErosión de zonas inconsolidadasC l d l jColapso del agujeroFracturamiento de zonas someras con lodo
pesado.Proveer un buen camino para bajar y subirProveer un buen camino para bajar y subir
herramientas en el pozo-Cañería y cementación para aislar zonas de interés.
Producción selectiva de múltiples reservorios enProducción selectiva de múltiples reservorios enel mismo pozo.
Disparos que permitan producir de intervaloscuidadosamente seleccionados para reducirpproducción de agua o gas
PROGRAMA DE LA CAÑERIA
La cañería final deproducción
Un liner puede ser utilizadacuando la zona productora
producción es muy sensible al fluido deperforación.El fluido de perforacióndebe ser reemplazado condebe ser reemplazado confluido limpio.
STATUS DEL POZO DESPUES DE LA PERFORACION
Agujero Abierto Agujero Abierto conliner ranurado
Agujero Entubadoliner ranurado
DISEÑO DE LA CAÑERIA
Tensión: La cañería debe soportar su propio peso cunado se lamaneja de la junta superior.
Colapso: Debe evitarse cuando hay cemento en la parte externa ylodo en la parte interna de la cañería.
Reventamiento: Debe soportar presión especialmente durante lostratamientos de fracturamiento.
Corrosión: El metal debe ser adecuado para manejar fluidoscorrosivos (H2S, CO2).
Las cañerías deben ser suficientemente resistentes a la tensión en eltope y al reventamiento en el fondo-
N t l í l ñ í t diblNueva tecnología envuelve cañerías extendibles
EQUIPAMIENTO DE LA CAÑERIA
Zapato Guía (Fácil perforación)
Válvula Flotadora (cierra cuando se bajaVálvula Flotadora (cierra cuando se bajala cañería)
Raspadores (limpia las paredes delp ( p pagujero, remueve el revoque del lodo)
Centralizadores
CEMENTACION
Cementación Primaria:Es el trabajo inicial para fijar la cañería en el agujero.
Cementación Forzada:Es el trabajo requerido para corregir una cementación primaria
Se requiere equipos especiales para llevar a cabo los trabajos decementación.
La cañería es reciprocada o rotada para ayudar a desplazar ellodo.
El cemento es mezclado en el sitio y requiere muchas vecesaceleradores, retardadores y control de densidad.
EQUIPAMIENTO DEL POZO PARA PRODUCIRPRODUCIR
Tubería:La selección del diámetro y elmaterial constructivo para
j l á i d lmanejar el máximo caudal ytipo de fluido
Empacadores:Empacadores:Dispositivos mecánicos usadospara conectar la tubería deproducción a uno o masproducción a uno o masintervalos perforados osecciones de agujero abierto
CABEZALES Y COLGADORES
El equipo de cabezales de pozos es en generalté i d d ibi l ió d lun término usado para describir la unión del
equipo a las partes superiores de la sartas decañerías, soportarlas, proveer sello en elespacio anular formado entre cañerías y
well head Sections
espacio anular formado entre cañerías ycontrolar la producción del pozo.
Es un medio que permite bloquear la tuberíaFlanges
q p qde producción y en donde se instala el árbol deNavidad, las facilidades de control de flujo yotras instalaciones superficiales para la fase deproducción del pozo.
El BOP también se ubica en la parte superiord l b l d ldel cabezal del pozo
COMPONENTES DE UN CABEZAL
Cada sección del cabezal de unpozo tiene tres componentes:p p
Casing Bowl o Spool (BridaCarretel).
Tubing Head (Cabezal deTubería).
Casing Hanger (Soporte decolgador de cañería).
CASING BOWL O SPOOL
C i B l (B id C t l)Casing Bowl (Brida Carretel):
El Carretel consta de accesoriospesados que proporcionan un sello entrepesados que proporcionan un sello entrela cañería y la superficie. Tambiénsoporta toda la longitud de la cañeríaque es corrida hasta el fondo del pozo.
Sealingq pEsta pieza de equipamientogeneralmente contiene un mecanismode agarre que asegura un sellohermético entre la cabeza y la cañeríapropiamente dicha.
CASING HANGER
C i H (S t d l dCasing Hanger (Soporte de colgadorde cañería):
Este es el subconjunto del cabezal queEste es el subconjunto del cabezal quesoporta la sarta de cañería cuando sebaja en el agujero. El casing hangerproporciona un medio para asegurar queproporciona un medio para asegurar quela sarta de cañería esté correctamentelocalizada y generalmente incorpora undispositivo de sello o sistema para aislarp pel espacio anular de la parte superior decomponentes del cabezal del pozo.
TUBING HEAD
Tubing Head (Cabezal de Tubería)
El cabezal de tubería es un componenteEl cabezal de tubería es un componentede cabezal de pozo que soporta elcolgador de la cañería y proporciona unmedio de conexión del árbol demedio de conexión del árbol deNavidad al cabezal del pozo.
CABEZALES DEL POZO
Tubing hanger comes here
Well Head
Anchor Bolts
C Section
1 5
Production Casing (9 5/8”)
terminates here
30” Casing Remains Outside
1.5 m B Section
A Section
20” Casing Terminates Here
CABEZALES INFERIORES
El cabezal más inferior es una unidad que seacopla a la parte superior de la última piezade cañería para proveer soporte a las otrascañerías y sellar el espacio anular entrecañerías.
Forman parte de este cabezal el colgador decañería para recibir, asentar y soportar lacañería y la brida superior servirá paraconectar los Preventores (BOP´s) y otrascañerías intermedias.
A tili l di b lA veces se utiliza landing base con elcabezal más inferior para proveer un soporteadicional a cañerías pesadas.
CABEZALES INTERMEDIOS
El cabezal intermedio es una unidad tipot l t i f i lcarretel que se une por su parte inferior al a
la brida superior del cabezal inferior paraproveer un medio de soporte a las cañeríasde menor diámetro y sellar el espacio anularde menor diámetro y sellar el espacio anularentre cañerías.Esta compuesta por una brida inferior, una ocon dos salidas en su parte intermedia y unacon dos salidas en su parte intermedia y unabrida superior con su colgador interno decañería.
CABEZALES DE PRODUCCION
El b l d d ió id d tiEl cabezal de producción es una unidad tipocarretel unida a la brida superior del cabezalintermedio para proveer soporte a la tuberíade producción y sellar el espacio anular entrede producción y sellar el espacio anular entrela tubería y cañería de producción.
Está compuesta de una brida inferior, una ostá co puesta de u a b da e o , u a odos salidas y la brida superior con colgadorde tubería.
ARBOL DE PRODUCCION
Un árbol de producción es unconjunto de válvulas que permitenconducir los fluidos del reservorioconducir los fluidos del reservorioa las Plantas de Proceso.La función de un árbol de navidades para:es para:
Evitar la fuga de petróleo o degas de un pozo al medioambienteambiente.Dirigir y controlar el flujo defluidos de la formación y delpozopozo.
ARBOL DE PRODUCCION
Existen diferentes tipos,conexiones y marcas de arbolitos:
Tipos:SimplesDobles
Conexiones:Roscadas (para baja presión)B id d ( lt ió )Bridadas (para alta presión)
Marcas:CameronCameronFMCMoto MecánicaGray Looky
ÁRBOL DE PRODUCCIÓNVálvulas de Surgencia
Válvula de Maniobra
Válvulas de Seguridad
Válvula de Maniobra
Choque o Estrangulador
Válvulas Máster o Tronqueras
Cabezal de Producción
Cabezal de IntermedioVálvulas de Espacio
Anular
Válvulas Seguridad SubsuperficialVálvulas Seguridad SubsuperficialTubería de Producción
ACCESORIOS DE FONDO
Antes de conocer la teoría de lai ió l ió dterminación o completación de
pozos, es importante conocer condetalle sus principalesconstituyentesconstituyentes
Los accesorios para los arreglos deLos accesorios para los arreglos deproducción varían de acuerdo al tipode terminación que se haya elegido;sin embargo, se mencionarán losg ,más importantes:
PATAS DE MULA
APLICACIONES:Permite guiar rotar y orientar la parte inferiorPermite guiar, rotar y orientar la parte inferiordel arreglo y entrar con facilidad a lasherramientas que se bajan por debajo de lapata de mula. Es muy útil en arreglos dobles yp y g ypozos horizontales donde es muy difícil rotarla tubería.
BENEFICIOS:Evita pérdidas de tiempo y los riesgos deperder herramientas que pasen de suprofundidad (PLT, registradores de presión,etc.).
NIPLES ASIENTO
APLICACIONES:APLICACIONES:Ayuda a presurizar la tubería Pueden serutilizados en diferentes profundidades.
CARACTERÍSTICAS:Tienen perfiles universales y buen IDpara evitar restriccionespara evitar restricciones.
BENEFICIOS:Permite aislar temporalmente nivelese te a s a te po a e te ve esproductivos.Permite alojar elementos de presión.
CAMISAS DESLIZABLES
APLICACIONES:Permite cambiar fluidos de la tubería y
i l H bilit i l i lespacio anular. Habilitar o aislar nivelesproductivos
CARACTERÍSTICAS:CARACTERÍSTICAS:Puede se abierto o cerrado con unidad dealambre (Slick Line).Se pueden utilizar varias unidades en unSe pueden utilizar varias unidades en unmismo arreglo con diferentes diámetrosinternos.
BENEFICIOS:Ayuda a extender la vida de los arreglos defondo.
CHOKES DE FONDO
APLICACIONESAPLICACIONES:Ayuda a reducir la posibilidad decongelamiento de los controlessuperficialessuperficiales.
CARACTERÍSTICAS:Pueden ser conectados en niples asiento.Pueden ser conectados en niples asiento.
BENEFICIOS:Aligera la columna de líquidosg qIncrementa la velocidad de flujo
VALVULAS DE DESCARGA DE FLUIDO ANULARANULAR
APLICACIONES:Permite cambiar fluidos de la tubería yespacio anularespacio anular.Es utilizada en terminacionesrecuperables y pozos de bombeomecánicomecánico
CARACTERÍSTICAS:Permite comunicación entre tubería yespacio anular.Es activada por presión diferencialTiene un amplio rango de pines de corte.
BENEFICIOS:No requiere movimiento mecánico de latubería ni equipos de línea de alambretubería ni equipos de línea de alambre.
FLOW COUPLING
APLICACIONES:Ayuda a inhibir la erosión causada por laturbulencia de flujo.Deber ser instalada por encima y por debajode las restricciones que provocan turbulencia
CARACTERÍSTICAS:Es usado con niples asiento y camisasEl ID es mayor que el de la tubería.
BENEFICIOSBENEFICIOS:Ayuda a extender la vida de los arreglos defondo.
JUNTA DE EXPANSIÓN GIRATORIA
APLICACIONES:En instalaciones de arreglos simples,selectivos y dualesselectivos y duales.
CARACTERÍSTICAS:El rango de presión es compatible con el de latubería y de 3 metros de longitud (10 pies).Puede ser asegurada o bajada en posiciónabierta, cerrada o semicerrada.El ID es similar al de la tubería.El OD permite trabajar en instalaciones duales.
BENEFICIOS:BENEFICIOS:Compensa los movimientos de la tuberíadurante la producción o estimulación,manteniendo el peso de la tubería.p
SUB DE ASENTAMIENTO DESCARTABLE
APLICACIONES:Permite presurizar la tubería y asentarlos packers.Tapona temporalmente la tuberíadurante los trabajos de estimulación y
b dpruebas de pozos.
CARACTERÍSTICAS:Los pines de corte pueden serLos pines de corte pueden serfácilmente ajustados en el campoEs simple y de diseño probado encampo.p
BENEFICIOS:Apertura completa después del corte depines.
RECEPTACULOS PULIDOS
APLICACIONES:En pozos direccionales y horizontales.Para altos caudales de producción,estimulación o inyección.T i i bTerminaciones monobore
CARACTERÍSTICAS:Disponibles en longitudes hasta 20 piesDisponibles en longitudes hasta 20 pies.Conexiones metal-metal para ambienteshostilesBENEFICIOS:No requiere maniobra de tuberíaReduce las pérdidas de tiempo
JUNTA DE SEGURIDAD
APLICACIONES:Es empleado entre packers simplesEs empleado entre packers simples,dobles y triples.En operaciones de producción yestimulación.
CARACTERÍSTICAS:Es de diseño simpleP d lib d t ióPuede ser liberado con tensiónTiene pines de corte ajustables
BENEFICIOS:BENEFICIOS:Es económicoPermite recuperar la tubería contensión, sin rotación.te s ó , s otac ó .
JUNTA DE SEGURIDAD ROTACIONAL
APLICACIONES:Es empleado entre packers simples,p p p ,dobles y triples.En operaciones de producción yestimulación.
CARACTERÍSTICAS:Es de diseño simpleP d lib d i d l b í lPuede ser liberado girando la tubería a laizquierda o derecha
BENEFICIOS:BENEFICIOS:Es económicoPermite recuperar la tuberíaNo es afectada por la hidráulicaNo es afectada por la hidráulica
CATCHER SUBS
APLICACIONES:Es empleado para asentar packers dep p panclaje hidráulico.
CARACTERÍSTICAS:Es de diseño simple.Posee un ID similar al de la tuberíacuando se libera la bola.
BENEFICIOS:Es económicoF ilit l i dFacilita las operaciones depresurización evitando riesgos conunidades de slick line.
BLAST JOINT
APLICACIONES:Es colocado al frente de los disparosEs colocado al frente de los disparospara proteger al arreglo deproducción de la acción abrasiva enel sector fluyentey
CARACTERÍSTICAS:De gran espesor de pared y fabricadoen longitudes de 10 y 20 pies
BENEFICIOS:Prolonga la vida productiva de losarreglos de producción
VALVULA DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIAL
APLICACIONES:E di ñ d lEs diseñado para cerrar el pozo pordebajo de la superficie ante cualquieremergencia superficial.
CARACTERÍSTICAS:La apertura de la válvula es conpresión aplicada a través de la línea depresión aplicada a través de la línea decontrol.
BENEFICIOS:Mecanismo de seguridad de lospozos ante emergencias nocontrolables
LINEA HIDRÁULICA DE CONTROL
APLICACIONES:Es diseñado para contener fluidohid á li t t d i C ihidráulico y estar conectado a unafuente de fluido hidráulico.Es usado para para operar la válvula
de seguridadSafety Valve
Hydraulic Control Line
de seguridadCARACTERÍSTICAS:La apertura de la válvula se producecuando se presuriza la línea de
Gas Lift Valve
cuando se presuriza la línea decontrol.
BENEFICIOS: Pump Out Plug
Packer
Habilita los mecanismos deseguridad de los pozos anteemergencias no controlables
Pump Out Plug
FUNCIONES
El Packer es una herramienta de fondo que se usa paraproporcionar un sello entre la tubería y revestimiento dep p yproducción, a fin de evitar el movimiento vertical de losfluidos. Se utilizados bajo las siguientes condiciones:
Para proteger la tubería de revestimiento dealgunos fluidos corrosivos.Para aislar perforaciones o zonas de producciónen terminaciones múltiples.En instalaciones de levantamiento artificial porgas.P l b í d i i d lPara proteger la tubería de revestimiento delcolapso, mediante el empleo de un fluido deempaque sobre el packer.
FACTORES DE SELECCION
La selección involucra el análisis anticipado de los objetivos de las
C t
operaciones del pozo como son la terminación, la estimulación ylos trabajos futuros de reparación y los siguientes factores:
CostosMecanismos de selloMecanismos de empaquetamientoResistencia a:Resistencia a:
Los fluidosPresión DiferencialTemperaturaTemperatura
FACTORES DE SELECCION
RecuperabilidadCaracterísticas para operaciones de pesca o molienda.Posibilidad de operaciones “trough - tubing”p g gLongevidad de las zonas productorasExactitud de asentamientoAgentes corrosivosSeguridad de producciónCompatibilidad con:
Las herramientas sub-superficialesC t í ti d l ti i tCaracterísticas del revestimiento
TIPOS DE PACKER
Los diferentes tipos de packers pueden ser agrupados en tresclases principales; luego se pueden subdividir de acuerdo a losmétodos de asentamiento o anclaje.
De esta forma se tienen:
Permanentes
Permanentes – Recuperables
Recuperables
PACKERS PERMANENTES
Los packers permanentes se puedenLos packers permanentes se puedenconsiderar como una parte integrante delrevestimiento , ya que la tubería deproducción se puede sacar y dejar el páckerp p y j ppermanente asentado en el revestidor.
Usualmente para destruirla es necesariofresarla, por lo que frecuentemente sed i k f bldenomina packer perforable.
PACKERS PERMANENTES
Usos:
Pozos de alta presiónPrecisión de anclajePozo de alta desviación
Mecanismos de anclaje:
EléctricoM á iMecánicoHidráulico
PERMANENTES - RECUPERABLES
Son aquellas que después de ser asentadaspueden ser desasentadas y recuperadas con lamisma tubería.
Para recuperar estos packers se requierePara recuperar estos packers se requiereliberar la tubería y realizar una carreraadicional para recuperarlo con tubería deproducción o de perforación
Mecanismos de anclaje:
p oducc ó o de pe o ac ó
EléctricoMecánicoHidráulico
PACKERS RECUPERABLES
Son aquellas que después de ser asentadaspueden ser desasentadas y recuperadas con lamisma tubería. Los packers recuperables sonparte integral del arreglo de producción, portanto, al sacar la tubería se recupera el
k
Por su mecanismo de anclaje y desanclajed
packer.
pueden ser:
Recuperables de Compresión:Se asientan aplicando el peso de laSe asientan aplicando el peso de latubería de producción sobre elpácker y se recupera tensionando.
PACKERS RECUPERABLES
Recuperables de Tensión:
Se asientan rotando la tubería de producción¼ d lt l i i d l¼ de vuelta a la izquierda y luegotensionando. Para recuperarla, se deja caerpeso de la tubería de manera tal decompensar la tensión y luego se rota lacompensar la tensión y luego se rota latubería ¼ de vuelta a la derecha, de maneraque las cuñas vuelvan a su posición original.
PACKERS RECUPERABLES
Recuperables de Compresión – Tensión :
Se asientan por rotación de la tubería máspeso o con rotación solamente. No sed i i li ddesasientan por presiones aplicadas encualquier dirección, por lo tanto puedensoportar una presión diferencial de arriba ode abajo Para recuperarlas solamente sede abajo. Para recuperarlas, solamente serequiere rotación de la tubería deproducción hacia la derecha. Cuando seusan en pozos de bombeo mecánico seusan en pozos de bombeo mecánico sedejan en tensión y actúan como anclas detubería.
PACKERS RECUPERABLESPACKERS RECUPERABLES
Recuperables Hidráulicos:
Se asientan presurizando la tubería deproducción. Pueden soportar presióndiferencial de desde arriba o desdeabajo. Para recuperarlas, solamente serequiere tensionar la tubería deproducción.
PACKERS RECUPERABLESPACKERS RECUPERABLES
Recuperables HidráulicosRecuperables HidráulicosDuales:
Se asientan presurizando laptubería de producción. Puedensoportar presión diferencial dedesde arriba o desde abajo.Para recuperarlas, se requierepreviamente sacar la líneacorta y posteriormente
i l b í dtensionar la tubería deproducción.
CLASIFICACIÓN DE LAS TERMINACIONES
Básicamente existen tres tipos de terminaciones de acuerdo a lascaracterísticas del pozo, es decir como se concluya la perforación de lazona objetivo:
Agujero Abierto.
A j Abi t T b í R dAgujero Abierto con Tubería Ranurada.
Agujero entubado con cañería Perforada
TIPOS DE TERMINACION
Agujero abierto
Agujero abiertocon cañería
Agujero con cañería
Agujero abierto con
Agujero con cañería abierto
ranurada cementada Control de arena
Cementada y empaque
de grava
TERMINACIÓN EN AGUJERO ABIERTO
Esta terminación se realiza en zonas donde laf ió tá lt t t d i d lformación está altamente compactada, siendo elintervalo de producción normalmente grande yhomogéneo en toda su longitud y no se esperaproducción de aguaproducción de agua.
Consiste en correr y cementar el revestimiento deproducción hasta el tope de la zona de interés,seguir perforando hasta la base de esta zona ydejarla sin revestimiento.
AGUJERO ABIERTO
Ventajas:Se elimina el costo de cañoneo.
Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado.
Es fácilmente profundizableEs fácilmente profundizable.
Puede convertirse en otra técnica de terminación; con cañería ranuradao cañoneada.o cañoneada.
Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar eldaño a la formación dentro de la zona de interés.
La interpretación de registros o perfiles de producción no es crítica.
Reduce el costo de revestimiento.
AGUJERO ABIERTO
Desventajas:
Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua,excepto si el agua viene de la zona inferior.
No puede ser estimulado selectivamente.
Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no esq pcompacta.
Debido a que la terminación en agujero abierto descansa en laresistencia de la misma roca para soportar las paredes del agujero; esde aplicación común en areniscas compactas o rocas carbonatadas(calizas y dolomías).
AGUJERO ABIERTO CON TUBERÍA RANURADA
Este tipo de terminación se utiliza mucho en formacionespoco compactadas o con problemas de prod cción depoco compactadas o con problemas de producción defragmentos de roca de la formación.
Se coloca una tubería ranurada en el intervaloSe coloca una tubería ranurada en el intervalocorrespondiente a la formación productiva.
Las condiciones requeridas son:q
Formación poco consolidadaFormación de grandes espesores (100 a 400 pies),Formación homogénea a lo largo del intervalo de
terminación, etc.
AGUJERO ABIERTO CON TUBERÍA RANURADA
Ventajas:
Se reduce al mínimo el daño a la formación.
No existen costos por cañoneoNo existen costos por cañoneo.
La interpretación de los perfiles no es crítica.
Se adapta fácilmente a técnicas especiales para el control dearena.
El pozo puede ser fácilmente profundizable.
AGUJERO ABIERTO CON TUBERÍA RANURADA
Desventajas:Desventajas:
Dificulta las futuras reparaciones.
No se puede estimular selectivamente.
La producción de agua y gas es difícil de controlar.
Existe un diámetro reducido frente a la zona o intervalo deproducción.
TUBERÍA CEMENTADA
Es el tipo de terminación que más se usa en laactualidad ya sea en pozos poco profundos (4000 aactualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies omás).
Consiste en correr y cementar el revestimiento hastala base de la zona objetivo, la tubería derevestimiento se cementa a lo largo de todo elintervalo o zonas a completar, cañoneandoselectivamente frente a las zonas de interés paraestablecer comunicación entre la formación y el
j d lagujero del pozo.
TUBERÍA CEMENTADA
Ventajas:jLa producción de agua y gas es fácilmente prevenida y
controlada.
La formación puede ser estimulada selectivamente.
El pozo puede ser profundizable.
Permite llevar a cabo completaciones adicionales comotécnicas especiales para el control de arena.
El diámetro del pozo frente a la zona productiva es completo.p p p
Se adapta a cualquier tipo de configuración mecánica .
TUBERÍA CEMENTADA
Desventajas:d d i ifi i dLos costos de cañoneo pueden ser significativos cuando se
trata de intervalos grandes.
Se reduce el diámetro efectivo del agujero y la productividadSe reduce el diámetro efectivo del agujero y la productividaddel pozo.
Pueden presentarse trabajos de cementaciones secundariasPueden presentarse trabajos de cementaciones secundarias
Requiere buenos trabajos de cementación.
La interpretación de registros o perfiles es crítica.
Puede dañarse la formación productiva
DISPAROS
Durante la etapa de terminación de los pozos el disparo deDurante la etapa de terminación de los pozos, el disparo deproducción es la fase más importante ya que permite establecercomunicación de los fluidos entre el cuerpo productor y la tuberíade revestimiento.
El diámetro del revestimiento de producción condiciona elpdiámetro exterior de los cañones; los cuales tendrán mayor omenor penetración
DISPAROS FORMA DE LA CARGA
Detonating cordCordón Detonante
C C jCase = Caja
Conical liner
Revestimiento Cónico
Primer = fulminante
Main Explosive
Explosivo principalExplosivo principal
CAÑONES DE DISPARO
Los cañones crean agujeros en lacañería de producción, permitiendop pque los fluidos de la formaciónentren al pozo
SIMULADORES DE DISPAROS
El programa de prueba, diseñado para simular lascondiciones reales en el fondo del pozo incluyen:
El empleo de núcleos de la formación de diámetrogrande.
Determinación de la permeabilidad efectiva de laformación antes de disparar, después de disparar ysimulando el flujo del pozosimulando el flujo del pozo.
El aislamiento de la formación del fondo del pozopor la tubería de revestimiento y un materialpor la tubería de revestimiento y un materialcementante adecuado.
SIMULADORES DE DISPAROS
El disparo de pistolas a través de la tubería deti i t l t l f ió direvestimiento, el cemento y la formación, con diversos
fluidos del pozo.
El mantenimiento de la temperatura del yacimiento de laEl mantenimiento de la temperatura del yacimiento, de lapresión en el fondo del pozo y el reservorio durante ydespués de disparar.
La simulación del flujo hacia el pozo para limpiar losdisparos.
La evaluación de los resultados de la prueba.
FACTORES QUE AFECTAN LOS DISPAROS
Efecto de la resistencia a la compresión: La penetración y eltamaño de los disparos se reducen a medida que aumenta laresistencia a la compresión de la cañería, del cemento y de laresistencia a la compresión de la cañería, del cemento y de laformación.
Densidad de los disparos: La densidad de disparos permite obtenerel caudal deseado con la menor caída de presión y en reservoriosfracturados permitirá mayor comunicación con todas las zonasdeseadas.
Costo: El costo de disparos es proporcional a la densidad, cantidady al tipo de carga empleado.
Presión y Temperatura: Altas presiones y temperaturas del pozopueden limitar el uso de ciertas cargas. Las cargas diseñadas para altatemperatura proporcionan menor penetración mayor posibilidad detemperatura, proporcionan menor penetración, mayor posibilidad defalla, son más costosas y tienen poca variedad.
POZOS FLUYENTES
La energía para mantener fluyendo un pozo, (sin sistematifi i l d d ió ) l ió i d lartificial de producción) es la presión propia del
yacimiento.Algunos pozos produciendo 98% de agua salada son aún
d fl i E t d d icapaces de fluir. Estos pozos producen de reservorioscon un empuje hidráulico muy activo debido a una altapresión de fondo fluyendo.E isten po os q e prod cen de prof ndidades ma ores aExisten pozos que producen de profundidades mayores a2000 - 2500 m. con muy baja presión de fondo (250 -500 psi).Estos son pozos con altas relaciones gas líquido (por loEstos son pozos con altas relaciones gas-líquido (por lo menos 500 - 800 pie3/bbl).
POZOS FLUYENTES
El gas sirve para aligerar el gradiente fluyente del fluido producido y si la relación gas- líquido disminuye al incrementarse el porcentaje de agua, resulta evidente el porqué incrementarse el porcentaje de agua, resulta evidente el porqué un pozo deja de fluir por tales circunstancias. El diámetro de tubería de producción afecta la presión de fondo fluyendo requerida para un conjunto particular de condiciones de y q p j pun pozo. En general, la presión de fondo fluyendo requerida disminuirá al reducirse el caudal de flujo para un diámetro de tubería de j pproducción constante. Sin embargo, la velocidad de flujo deberá ser lo suficientemente grande para que los líquidos no resbalen hacia el fondo de la g p q qtubería de producción. El diámetro de tubería de producción afecta la presión de fondo fluyendo requerida para un conjunto particular de condiciones de y q p j pun pozo.
POZOS FLUYENTES
En general, la presión de fondo fluyendo requerida disminuirá al reducirse el caudal de flujo para un diámetro de tubería de producción constante. pSin embargo, la velocidad de flujo deberá ser lo suficientemente grande para que los líquidos no resbalen hacia el fondo de la tubería de producción. pPara predecir el caudal máximo posible de un pozo fluyente; es necesario utilizar tanto curvas de gradiente de presión en tubería vertical como horizontal (o correlaciones de flujo multifásico).( j )En la mayoría de los casos se debe suponer una presión en la cabeza del pozo (corriente arriba). Sin embargo, en la práctica, la longitud y diámetro de la línea de descarga y la presión de g y g y pseparación controlan dicha presión.
FACTORES QUE CONTROLAN EL FLUJO DE FLUIDOS
En el medio poroso son muchos los factores que afectan almovimiento de los fluidos en su recorrido desde elmovimiento de los fluidos en su recorrido desde elreservorio hasta el interior del pozo siendo los principaleslos siguientes:
P i d d d lPropiedades de las rocaPropiedades del fluidoRégimen de flujoSaturación de los fluidos en la rocaSaturación de los fluidos en la rocaCompresibilidad de los fluidosDaño a la formaciónFactor de turbulenciaacto de tu bu e c aMecanismo de empuje y otros
POZOS FLUYENTES
Para poder predecir correctamente la vida fluyente de d b f t t lun pozo, deben conocerse factores tales como:
Porcentaje de agua, Relación gas-petróleo,Declinación de las presiones de fondo, Índice de productividad,p ,Tipo de terminación del pozo,Tipo y propiedades de los fluidos producidos entre otrosentre otros.
POZOS FLUYENTES
Para el estudio del comportamiento de unpozo fluyente es necesario analizarlo comoun sistema integral constituido por:– Comportamiento del flujo de entrada,
es decir, el flujo de petróleo, agua y gasde la formación hacia el interior delde la formación hacia el interior delpozo, que se tipifica por el índice deproductividad (IP) o en términosgenerales por el IPR.g p
– Comportamiento del flujo a través de latubería vertical que implica pérdidas depresión en ésta debidas al flujo
ltifá imultifásico.
POZOS FLUYENTES
……….. sistema integral constituido por:
Comportamiento del flujo a través delComportamiento del flujo a través del estrangulador superficial. Comportamiento del flujo a través de la línea de descarga hasta el separadorlínea de descarga hasta el separador.
Después de los separadores, desde que las fases se han separado se presentanfases se han separado, se presentan únicamente problemas de flujo en una sola fase. Por lo que para pozos fluyentes es necesario considerar el flujo hasta elnecesario considerar el flujo hasta el separador porque es la última restricción posible al flujo que afecta el comportamiento del pozo. p p
INDICE DE PRODUCTIVIDAD
En esta sección se hablará de la relación entre caudal y presión eny pel área próxima al interior del pozo (wellbore).La diferencia entre la presión de reservorio y la presión de fondo
fluyente de un pozo es la fuerza impulsora para la afluencia en ely p p pwellbore.La resistencia a la entrada del pozo depende de:
Las propiedades de roca del reservorioLas propiedades de roca del reservorioPropiedades de los fluidos,Detalles de la terminación del pozoA d l f t t dí d l f ió lA veces de los efectos tardíos de la perforación y lasactividades de intervención del pozo.
FACTORES QUE AFECTAN LOS DISPAROS
Taponamiento de los Disparos: Tienden a rellenarse con rocatriturada de la formación, con sólidos del lodo y residuos de last tu ada de a o ac ó , co só dos de odo y es duos de ascargas.
Presión Diferencial:
Cuando se dispara con presión diferencial en contra laformación , los disparos se llenan con partículas sólidas del lodo
id d l d d i id dresiduos de las cargas y se reduce su productividad.
Cuando se dispara con presión diferencial a favor de laformación y con fluidos limpios se ayuda a tener una buenaformación y con fluidos limpios se ayuda a tener una buenalimpieza los disparos y se mejora su productividad
INDICE DE PRODUCTIVIDAD
En combinación, estos factores determinan el Comportamiento de Afluencia del Pozo (IPR); porque todos los fluidos que entran al interior del pozo, tienen que pasar el q p , q párea estrecha alrededor del mismo. Los caudales más altos en el reservorio ocurren sólo allí y cualquier resistencia aumentada para fluir, tiene un efecto
d l C i d Afl i d lgrande en el Comportamiento de Afluencia del pozo.
INDICE DE PRODUCTIVIDAD
El comportamiento de producción de esta zona es por logeneral descrita por una Relación de Comportamiento deAfluencia (IPR) entre el caudal del petróleo Qo y la presiónd f d fl t Pde fondo fluyente Pwf .
En la práctica, se ha encontrado que el IPR es una relacióncasi lineal entre P y Q siempre que la P esté por encimacasi lineal entre Pwf y Qo, siempre que la Pwf esté por encimade la presión de punto de burbuja Pb.
INDICE DE PRODUCTIVIDAD
En este caso, el IPR puede ser expresado como un Índice deP d ti id d (PI J) d fi id l l ió t Q lProductividad (PI, J) definido como la relación entre Qo y eldrawdown ∆p, que es la diferencia entre la presión estática ocerrada Pws y la dinámica o fluyente Pwf , ambos medidos en elmedio de la zona productoramedio de la zona productora.
Si asumimos que la presión de fondo estática igual a la presión delreser orio P podemos escribir:reservorio, PR, podemos escribir:
J = Qo/(Pws- Pwf)
INDICE DE PRODUCTIVIDAD
Para un sistema de flujo radial semi estacionario, la ecuación de caudal esta expresado por la siguiente expresión:.
INDICE DE PRODUCTIVIDAD
El índice de productividad específico Js, se define como los barrilesd d ió d lí id d id d i d íd dde producción de líquidos producidos por cada psi de caída depresión por pie de espesor de la formación productora y podemosescribir:
Js = Qo/h(Pws- Pwf)Donde:
Js = Bbl/día/pie psiQo = Bbl/díah = Piesh ies∆P = Psi
INDICE DE PRODUCTIVIDAD
Alternativamente la expresión se puede escribir:Pwf = Pws – (1/J)* Qo
La expresión anterior muestra que una gráfica de Pwf Vs Qo es una línea recta con una pendiente (-1/J) tal cual se muestra en la fig. inferior:
INDICE DE PRODUCTIVIDAD
Muskat en 1941 establecía que el índice de productividad esMuskat en 1941 establecía que el índice de productividad esun instrumento excelente para determinar problemas de pozostales como:
1 C ió d é d l i1. Comparación antes y después del tratamiento a pozos.Para evaluar estos tratamientos se supone que J deberíaaumentar.
2. Con una RGP estable, con J que disminuye indica eltaponamiento en la vecindad del agujero (wellbore).
EJERCICIO DE APLICACION
Un pozo fue probado y los resultados indican que el pozo esd d i d l t bili d 110 bbl/d Pcapaz de producir a caudal estabilizado 110 bbl/d con una Pwf
de 900 psi. Después del cierre del pozo por 24 hrs; la Pws fuede 1300 psi.
Se desea calc lar:Se desea calcular:a. El índice de Productividadb. El AOF del Pozoc. El caudal del pozo a una Pwf de 600 psi.d. La presión fluyente para un caudal de 250 bbl/d
INDICE DE PRODUCTIVIDAD
3. Si la RGP aumenta marcadamente sin la declinación de J;indica la entrada extraña de gas.indica la entrada extraña de gas.
4.El aumento en la producción de agua debería traer unadisminución en J si el agua entra por estratos que producen
t ól Si J ti t d b í i di lpetróleo. Si J se mantiene, esto debería indicar que el agua noatraviesa los estratos que producen petróleo.
5. La disminución de J debería ocurrir durante declinaciónnormal del reservorio y paralelo al crecimiento normal deRGP o relación de agua/petróleo (WOR). Si no, se deberíaconsiderar taponamiento en la vecindad del agujero.
VARIACION DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD
Muskat y Evinger, Vogel (1968) y Fetkovich (1973) observaron que cuando la presión cae por debajo de la Pb, el IPR se desvía de la línea recta simplerecta simple
Recordando que:
Dado que el primer término de la ecuación no es dependiente de la presión, puede ser tomada como constante
VARIACION DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD
La ecuación última revela que las variables que afecta alíndice de productividad son aquéllas que son dependientesde la presión como:
Viscosidad del petróleo, µoFactor de volumen del petróleo, BoPermeabilidad relativa, Kro
La Fig. inferior muestra esquemáticamente elcomportamiento de estas variables con la presión:
METODO DE VOGEL
Vogel en 1968 usó un modelo computarizado paragenerar IPRs para muchos reservorios de petróleogenerar IPRs para muchos reservorios de petróleosaturados hipotéticos bajo un amplio rango decondiciones, normalizó los IPRs calculados y losexpresó en forma adimensional:
Presión adimensional = Pwf / PrCaudal adimensional = Qo / Qomáx.
Donde Q es el caudal a presión fluyente cero yDonde Qomáx es el caudal a presión fluyente cero yes el AOF del pozo.
METODO DE VOGEL
Vogel planteó las siguientes relaciones principales entre losparámetros adimensionales:
La metodología de Vogel puede ser utilizado parapredecir la curva del IPR para los siguientes tipos depredecir la curva del IPR para los siguientes tipos depetróleo:
Reservorios de Petróleo Saturados: Pr = PbReservorios de Petróleo Bajo Saturados: Pr > Pb
METODO DE VOGEL- Reservorios Saturados
Cuando la Presión de reservorio es igual a la presión de burbujeo se plantean las siguientes ecuaciones:
METODO DE VOGEL- Reservorios Bajo Saturados
Para reservorios de petróleo bajo saturados se considerar dos posibles casos:
Datos de Flujo Estabilizado
EJERCICIO DE APLICACION
Un Pozo de petróleo que produce de un reservorio bajo saturado fue probado y en el cual se caracterizaron la presión de burbujeofue probado y en el cual se caracterizaron la presión de burbujeo en 2130 psi y una presión de reservorio de 3000 psi. Durante la prueba se obtuvo un caudal de 250 Bbl/d a una presión fluyente estabilizada de 2500 psi.
Se desea obtener:
El índice de productividadEl índice de productividadEl caudal a la la presión de burbujeoEl AOF del pozo
EJERCICIO DE APLICACION
Punto 1 Cálculo del índice de productividad
Punto 2 Cálculo del caudal a la presión de burbujeo
Punto 3 Cálculo del AOF
Qomáx.= 435 + (0.5*2130)/1.8 = 1027 STB/dayy
METODO DE FETKOVICH
Fetkovich sugiere que la función de presión f(p) puede caer enuna de las siguientes dos regiones:una de las siguientes dos regiones:
Región 1: Región Bajo saturada
La Función f(p) cae en esta región cuando P>Pb y laPermeabilidad relativa en esta región es 1 entonces:
METODO DE FETKOVICH
Región 2: Región Saturada
i k i h ( / )En esta región P < Pb y Fetkovich mostró que (Kro/µoBo)cambia linealmente con la presión y que la línea recta pasapor el origen. Esta linelidad se muestra en el gráfico inferior ymatemáticamente se expresa:
METODO DE FETKOVICH
Para el caso de tener un flujo turbulento (flujo no Darcy)Fetkovich introdujo el exponente “n” en la ecuación anterior:
El valor de “n” es 1 para flujo completamente laminar y es 0.5para flujo altamente turbulentop j
EFECTO DEL FLUJO TURBULENTO
Jones y Blount estudiaron el problema de las pérdidas porJo es y ou es ud a o e p ob e a de as pé d das poflujo turbulento para producción de pozos de gas y petróleo.
Demostraron que para flujo radial en un reservorio horizontalDemostraron que para flujo radial en un reservorio horizontalhomogéneo, la caída de presión es de la forma:
P - P f = Cq + Dq2Pr - Pwf Cq + Dq
Donde C es el coeficiente de flujo laminar y D es elcoeficiente de turbulenciacoeficiente de turbulencia.
EFECTO DEL FLUJO TURBULENTO
Si se divide entre el caudal:
(Pr – Pwf)/q = C + Dq
La expresión anterior indica que el recíproco del IPLa expresión anterior indica que el recíproco del IP medido cuando se grafica contra la producción daría una línea recta. La pendiente de tal línea sería la medida del grado de turbulencia.g
Si este valor no es pequeño, se debe hacer ciertas consideraciones para reparar el daño tal como baleosconsideraciones para reparar el daño tal como baleos adicionales (ampliación o mayor densidad de disparos).
EFECTO DE LA DECLINACION DE PRESION SOBRE LA WOR
Si el agua se mueve hacia el pozo ag ptravés de canalizaciones en laformación, es posible determinar sila presión en las arena acuífera esmayor o menor que en lasproductoras de petróleo, a partir delanálisis del IPR bruto de tres o
l d f ió dcuatro valores de fracción de aguatomada a diferentes produccionestotales tal como se muestra en lafigurafigura
VARIACION DEL IPR
5500WHP Enero a Mayo, 2003
WHP Mar-03 Ene-04
WHP Febrero 27, 2004
4500
5000WHP Marzo, Abril, 2004
WHP Mayo, Junio, 2004
WHP Julio, 2004
WHP Agosto, 2004
WHP October, 2004
WHP After Acid Feb-2005
WHP Jul-05
4000
Pres
sure
(psi
a)
After WO_Sep_2006
Sep_Now_2006
3000
3500
25000 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110
MillionsGas Rate (scfpd)
ESTRANGULADORES
Son dispositivos diseñados para restringir y controlar el ritmo deproducción de un pozoproducción de un pozo.
Son usualmente seleccionados para que las fluctuaciones deió b j d l t l d t f t lpresión aguas abajo del estrangulador no tengan efecto en la
producción del pozo.
Para que esto suceda es indispensable que se establezca la condiciónde flujo crítico a través del estrangulador; es decir, la velocidad delflujo debe ser igual a la del sonido y ocurre cuando:
P2 = 0,57 P1
ESTRANGULADORES SUPERFICIALES
Son dispositivos diseñados para controlar el ritmo de producción yestabilizar el flujo de fluidos en superficie.
Los estranguladores cumplen las siguientes funciones:Los estranguladores cumplen las siguientes funciones:
Controlar el caudal de producción.Controla y previene la producción indeseada de arena.Controla y previene la producción indeseada de arena.Controla y previene la producción prematura de agua y gas.Permite proteger los equipos de fondo y superficie.
TIPOS
Pueden ser clasificados en :Estranguladores Superficiales
P itiPositivosRegulables
Estranguladores de FondoEstranguladores de Fondo
PositivosRegulablesegu ab es
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
Ventajas:Ventajas:
Bajo CostoSimplicidad Operativap pMayor resistencia a elementos erosivos.
Desventajas:
Interrupciones de producción durante los cambios.Golpes de ariete durante el periodo de cierre y
apertura del pozo
ESTRANGULADORES SUPERFICIALES REGULABLES
Son dispositivos constituidos por un
cuerpo, aguja y asiento. El ajuste del
diámetro requerido se realiza moviendo
la aguja de en cuya parte interna se
instalan los asientos metálicos o de
cerámica
ESTRANGULADORES SUPERFICIALES REGULABLES
Ventajas:
Cambios de caudal sin interrupción de flujoSimplicidad OperativaOperación a control remoto
Desventajas:Desventajas:– Mayor Costo– Mayor tiempo de reposición de partes dañadas.
M i i l i– Menor 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:
Minimizar la invasión de aguaa a vas ó de agua
Aligerar la columna del petróleo
Aumentar la velocidad de flujo
Prolongar la vida del pozo
MODELOS DE FLUJO
Los estranguladores son usualmente seleccionados para que
las fluctuaciones de presión aguas abajo del estrangulador
no tengan efecto en la producción del pozo.
El flujo a través de estranguladores generalmente puede ser
de dos tipos:
Flujo Subcrítico.
Flujo Crítico.
TIPOS DE FLUJO
Flujo Subcrítico:Flujo Subcrítico:
El flujo es llamado subcrítico cuando la velocidad del gas a
través de las restricciones es menor que la velocidad del
sonido del gas. En este tipo de flujo el caudal depende la
presión de entrada y de salida. Los estranguladores
subsuperficiales son normalmente proyectados para permitir
fl j b ítiflujo subcrítico.
TIPOS DE FLUJO
Flujo Crítico:Flujo Crítico:
El flujo es llamado crítico cuando la velocidad del gas a través
de las restricciones es igual a la velocidad del sonido (1100de las restricciones es igual a la velocidad del sonido (1100
pies/seg.). El cambio de presión aguas abajo del estrangulador
no afectan el caudal de flujo, porque las perturbaciones deno afectan el caudal de flujo, porque las perturbaciones de
presión no pueden viajar aguas arriba más rápido que la
velocidad sónica. y ocurre cuando:
P2 = 0,57 P1
ESTRANGULADORES O CHOKES
La dependencia del caudal de flujo a través del estrangulador de la relación de presiones (P2/P1) se observa en la figura inferior:
FLUJO DE GAS
Para el cálculo del volumen de gas, el Bureau de Mines da la siguiente ecuación y tabla de valores de la constante:
FLUJO MULTIFASICO
Para flujo bifásico crítico, existen varias correlaciones empíricassiendo las más importantes las de Gilbert, Ros, Baxendell y Achongy que tienen la siguiente forma:y que tienen la siguiente forma:
Pwh = (A* ql * RGLB) / dC
Pwh = Presión Corriente arriba en PsiQl = Caudal de líquido en Bbl/d
RGL= Relación Gas Líquido en Pies3/día
Los valores de A, B y C están dados en la tabla inferior:
qd = Diámetro del Estrangulador en 64 avos de pulgada
Autores A B CGilbert 10,00 0,546 1,89Ros 17,40 0,500 2,00, , ,Baxendel 9,56 0,546 1,93Achong 3,82 0,650 1,88
DISEÑOS DE ARREGLOS
La productividad de un pozo y su futura vida productiva esafectada por el tipo de terminación y los trabajos efectuadosafectada por el tipo de terminación y los trabajos efectuadosdurante la misma.
La selección de la terminación tiene como principal objetivoobtener la máxima producción en la forma más eficiente y, por lotanto, deben estudiarse cuidadosamente los factores quedeterminan dicha selección, tales como:
Caudal de producción requerido.Reservas y características de las zonas a completar.Necesidades futuras de estimulaciónNecesidades futuras de estimulación.
DISEÑOS DE ARREGLOS
El número y niveles deseados a producir.
Requerimientos para el control de arena.
Futuras reparacionesFuturas reparaciones.
Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, etc.gas, bombeo mecánico, etc.
Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo.p
El ángulo del Pozo
DISEÑOS DE ARREGLOS
Los fluidos de control (terminación y empaque)
Los gradientes de presión y temperatura
El tipo y diámetro de tubería a utilizar
Procedimientos OperativosProcedimientos Operativos
Inversiones requeridas.
Medidas de Seguridad
MULTIPLES ZONAS DE TERMINACION
La prod cción de múltiples reser orios p ede serLa producción de múltiples reservorios puede ser acompañada por uno de los siguientes métodos:
Producción Conjunta
Producción SegregadaProducción Segregada
Producción Selectiva
PRODUCCIÓN CONJUNTA
V t j D t j
El flujo de dos o más zonas se mezclan
Ventajas DesventajasMenor número de pozos ycapital de inversión paraalcanzar el Plateau de
Mezcla de fluidos (H2S, CO2,arena, composición de HC,WOR RGP)alcanzar el Plateau de
producciónWOR, RGP).Variación de P y K en laszonas.Dificultad en el Controlmonitoreo de Producción.Dificultad en la inyección defluidos y trabajos deestimulación.estimulación.Cambios en lascaracterísticas de producción(WOR)
PRODUCCIÓN SEGREGADA
Se pueden utilizar arreglos de múltipleproducción
Ventajas DesventajasControl del caudal de
d ió t b j dMayor CostoC l jid d á i
p
producción, trabajos dereparación , estimulación ymonitoreo
Complejidad mecánicaReducción en la capacidad deflujo totalPosibilidad estadística defalla de equipos.
PRODUCCIÓN SELECTIVA
V t j D t j
Cada zona es producida selectivamente
Ventajas DesventajasControl efectivo de todos losposibles cambios.Cada zona es tratada con
Baja el costo y el número depozos.Puede también tener unaCada zona es tratada con
facilidad e independencia.Tiene simplicidad relativa.
Puede también tener unamenor la producción
TIPOS DE TERMINACION
Los arreglos o tipos de terminación pueden clasificarse dependiendo delas condiciones del reservorio y a la configuración mecánica del agujerocomo:
Terminación de pozos Fluyentes
Simples convencionales o selectivosDobles convencionales o selectivos
Terminación de pozos con Elevación Artificial
Arreglos de Bombeo NeumáticoArreglos de Bombeo MecánicoArreglos de Bombeo HidráulicoArreglos de Bombeo Electro Centrifugo
SIMPLES CONVENCIONALES
Este tipo de terminación es una técnicade producción mediante la cual lasdiferentes zonas productivas producenp psimultáneamente por una misma tuberíade producción.
Se aplica donde existe una o varias zonasde un mismo reservorio y en donde todoslos intervalos productores se cañoneanpantes de correr el equipo de terminación..
SIMPLES SELECTIVOS
Este tipo de completación es una técnicade producción mediante la cual lasdiferentes zonas productivas lo hacen enpforman selectiva por una misma tubería deproducción.
Además de producir selectivamentediferentes zonas productivas, este tipo decompletación ofrece la ventaja de aislarzonas productoras de gas y agua.
SIMPLES SELECTIVOS
Ventajas:
Pueden obtenerse altos caudales de producciónPueden producirse varios reservorios a la vezExiste un mejor control del reservorioExiste un mejor control del reservorio
Desventajas:
En zonas de corta vida productiva, se traduce en mayoresinversiones
En caso de trabajos de reacondicionamiento, el tiempo de taladroj , pes elevado.
Aumenta el peligro de pesca de equipos y tubería.
DOBLES CONVENCIONALES
Mediante este diseño es posible producir cualquierzona en forma selectiva o conjunta a través de latubería de produccióntubería de producción.
Esto se lleva a cabo a través de una camisadeslizable que hace que la zona superior pueda serdeslizable que hace que la zona superior pueda serproducida por la tubería de producción junto a lazona inferior.
DOBLES CONVENCIONALES
Ventajas:La camisa deslizable permite que la zona superior
sea producida junto a la zona inferior.La camisa deslizable permite realizar el
l t i t tifi i l l ilevantamiento artificial por gas en la zona superior.
Desventajas:Desventajas:La tubería está sujeta a daño por altas presiones
de la formación y por la corrosión de los fluidosSe deben matar ambas zonas antes de realizarSe deben matar ambas zonas antes de realizar
cualquier trabajo al pozo ó de reparar la zonasuperior.
No se pueden levantar por gas ambas zonasp p gsimultáneamente.
DOBLES SELECTIVOS
Mediante este diseño se pueden producir variaszonas simultáneamente y por separado a travésdel uso de tuberías de producción paralelas yempacadores dobles. .
Ventajas:
S d d i l iSe puede producir con levantamientoartificial por gas.
Se pueden realizar reparaciones con tuberíaconcéntricas y con equipo manejado a cable enconcéntricas y con equipo manejado a cable entodas las zonas
Permite obtener alto caudal de producciónpor pozopor pozo
DOBLES SELECTIVOS
D t jDesventajas:
Alto costo inicial.
Las reparaciones que requieran la remoción delequipo de producción pueden ser muy difíciles ycostosascostosas.
Las tuberías y empacadores tienen tendencia aproducir escapes y comunicacionesproducir escapes y comunicaciones.
TERMINACIONES INTELIGENTES
Son terminaciones con instrumentación y control desdela subsuperfície.
Un pozo inteligente es un sistema capaz de colectar,transmitir y analizar datos de completación, producción,
i t i j t l d lreservorio y tomar acciones para mejor control de losprocesos de producción y completación a fin demaximizar el valor del Activo.
Un sistema de registro contínuo de P y T en subsuperfíciees conocido como PDG (Permanent Dowhole Gauges). Sepueden usar mandriles de PDG conteniendo hasta trespueden usar mandriles de PDG conteniendo hasta tresregistradores de cuarzo-
TERMINACIONES INTELIGENTES
Estas terminaciones deben permitir :
M it l fl j l di ( i i t d l f tMonitorear el flujo en el medio poroso (movimientos de los frentesde fluidos, etc),
El flujo multifásico vertical y horizontalEl flujo multifásico vertical y horizontal,
La alteración remota de la configuración de flujo en subsuperficie,
Actualizar continuamente a los Ings. Reservoristas y de Producciónlos modelos de drenage del reservorio, identificando y comprendiendodiversos fenómenos,
Se aumenta la capacidad de predicción y permite anticiparse aidentificar posibles problemas.
TERMINACIONES INTELIGENTES
ProducciónProducción concon yy sinsin CICI
LL fifi ii tt j ll d iód ió (( 33/d)/d) ii bt idbt idLaLa figfig.. superiorsuperior muestramuestra enen rojo lala producciónproducción (m(m33/d)/d) queque seriaseria obtenidaobtenida conconunauna secuenciasecuencia normalnormal dede producciónproducción sinsin TITI.. LaLa curvacurva azul representarepresenta lalaproducciónproducción concon TI,TI, lala curvacurva negranegra muestramuestra elel incrementoincremento obtenidoobtenido concon unaunaTITI;; obteniéndoseobteniéndose unauna anticipaciónanticipación dede producciónproducción yy sese evitóevitó intervenirintervenir conconTITI;; obteniéndoseobteniéndose unauna anticipaciónanticipación dede producciónproducción yy sese evitóevitó intervenirintervenir conconequipoequipo..
TERMINACIONES INTELIGENTES
Con TI se puede optimizar el flujo de petróleo o gas y atenderexigencias de nominación de agencias reguladoras. En la gráficag g g ginferior la producción conjunta y en secuencia con válvulas de TIpermitió ganar producción en un 28 %
Producción simultánea (commingledy controlada de múltiples zonasy controlada de múltiples zonas.
TERMINACIONES INTELIGENTES
Esta TI aplicada a un pozo horizontal con columnaé t i d 3 ½” t d l ióconcéntrica de 3 ½”; penetrando en la sección
horizontal, con aislamiento de niples sellos en seal borey ECP en agujero abierto.La sección horizontal está dividida en dos intervalos
Tiene dos válvulas de control de zona y apenas un par de
La sección horizontal está dividida en dos intervalos,que pueden ser dos zonas distintas
Tiene dos válvulas de control de zona y apenas un par desensores de P&T, leyendo el interior de la columna yanular.
TERMINACIONES INTELIGENTES
Tiene dos válvulas de control de zona yapenas un par de sensores de P&T,ape as u pa de se so es de & ,leyendo el interior de la columna yanular.
TERMINACIONES INTELIGENTES
Completaciones mas complejas, típicas de pozos de altoscaudales en ambientes mas exigentes exigen columnas con masg gfuncionalidades.
En este ámbito se destacan las válvulas de seguridad desubsuperfície controladas de superfície (DHSV) con dos lineasde control lineas de inyección de produtos químicos; sensoresde control, lineas de inyección de produtos químicos; sensoresde subsuperfície y válvulas de CI.
TERMINACIONES INTELIGENTES
Para acomodar estos dispositivos depsubsuperfície com sus lineas hidráulicas yelétricas en grampas se hace necesariorevestimiento de producción de mayordiámetro. Forzar las válvulas y sensoresen espacios limitados puede comprometerla vida útil de la completación.
El tubing hanger y packers de produccióndeben proveer orifícios de pasaje para
d li d ltodas as lineas de control.
TERMINACIONES MULTILATERALESMULTILATERALES
La Completaciones multiraterales permiten:p p
Explotar arenas que no han sido drenadas enun áreaun área.
Recuperar la máxima reserva posible delmismo.
TERMINACIONES MULTILATERALESMULTILATERALES
Explotar nuevos horizontes con objetivo deincrementar la productividad.
Mejorar la rentabilidad y el valor de losMejorar la rentabilidad y el valor de losproyectos.
Reservorios con espesor delgadoRservorios con problemas potenciales deRservorios con problemas potenciales de
conficación de gas o de agua
CONTROLADORES
Mejora la Confiabilidad
Optimiza de producción alargando la vida del pozo y del reservorioOptimiza de producción alargando la vida del pozo y del reservorio.Optimiza el drenaje del reservorio.
Menor costo operativop
Menor número de trabajos de intervenciónDisminuye la producción de aguaMejor control de la arena
Incrementa el conocimiento del reservorio
Monitorea el movimiento de los fluidos en las zonas de contactolíquido/gas
Mejora la caracterización del reservorio (saturación estructuraMejora la caracterización del reservorio (saturación, estructura,presión y temperatura)
BENEFICIOS DE LAS TERMINACIONES INTELIGENTES
Devise ProcessEl proceso de Devise ProcessControl Methodologies
pmodelaje requieresu administraciónen tiempo real
Reservoir Management Team
t
Down hole
Monitor DynamicProduction Data
Costo y Beneficiosen el ciclo de vidad l Down hole
EquipmentDesign
del pozo
TERMINACIONES MULTILATERALES
La terminaciones multilaterales permiten:
Explotar arenas que no han sido drenadas en unp qárea.
Recuperar la máxima reserva posible del mismo.
Explotar nuevos horizontes con objetivo deincrementar la productividad.
Mejorar la rentabilidad y el valor de los proyectos.
Reservorios con espesor delgadoReservorios con espesor delgado
Reservorios con problemas potenciales deconificación de gas o de aguaconificación de gas o de agua
CONCEPTOS
C ando la energía nat ral de n acimiento es s ficiente para promo er elCuando la energía natural de un yacimiento es suficiente para promover eldesplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo, yde allí hasta la superficie, se dice que el pozo fluye "naturalmente“; esdecir el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presióndecir, el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presiónentre la formación y el fondo del pozo.
Posteriormente como producto de la explotación del yacimiento la presiónp p y pde éste disminuye, esto implica que la producción de fluidos baja hasta elmomento en el cual, el pozo deja de producir por sí mismo. De allí quesurja la necesidad de extraer los fluidos del yacimiento mediante laaplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo, a este proceso se ledenomina Levantamiento Artificial.
TIPOS DE ELEVACION ARTIFICIAL
Existen diversos Métodos de Elevación Artificial entre los cuales seencuentran los siguientes:
Bombeo Neumático (Gas Lift)
Bombeo Mecánico Convencional (BMC),
Bombeo Electro sumergible (BES)Bombeo Electro sumergible (BES),
Bombeo Hidráulico (BH)
Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP),
BOMBEO NEUMATICO (GAS LIFT)
Este método opera mediante la inyección continuaEste método opera mediante la inyección continuade gas a alta presión en la columna de los fluidos deproducción (Flujo continuo), con el objeto dedisminuir la densidad del fluido producido y reducirdisminuir la densidad del fluido producido y reducirel peso de la columna hidrostática sobre laformación,
El gas también puede inyectarse a intervalosregulares para desplazar los fluidos hacia laregulares para desplazar los fluidos hacia lasuperficie en forma de tapones de líquido (Flujointermitente).
BOMBEO MECANICO
Este método consiste en una bomba desubsuelo de acción reciprocante, abastecidacon energía suministrada a través de una sartade varillas.
La energía proviene de un motor eléctrico o decombustión interna, la cual moviliza una unidadde superficie mediante un sistema de engranajesp g jy correas.
No se recomienda en pozos direccionales, cond ió d ólid lt l ióproducción de sólidos y alta relación
gas/líquido, ya que afecta considerablemente laeficiencia de la bomba
COMPONENTES PRINCIPALES
El Movimiento primario el cual suministraEl Movimiento primario, el cual suministrala potencia del sistema.
La unidad de transmisión de potencia o cajareductora de velocidades.
El Equipo de bombeo en superficie, el cualse encarga de transformar el movimientorotatorio (primario) en movimientolinealmente oscilatorio.
La sarta de varillas, la cual transmite elmovimiento y la potencia a la bomba demovimiento y la potencia a la bomba desubsuelo.
Sarta de revestimiento y la de tubería deproducción.
La Bomba de subsuelo .
BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO
Es de tipo centrífugo–multietapa,p g p ,cada etapa consiste en un impulsorrotativo y un difusor fijo. El númerode etapas determina la capacidad delevantamiento y la potenciarequerida para ello.
i l dEste sistema se emplea en pozos de:alto caudal, alto IP, baja presión defondo, alta relación agua petróleo yb j l ió lí id (RGL)baja relación gas – líquido (RGL).
BOMBAS DE CAVIDAD PROGRESIVA
Son máquinas rotativas de desplazamientoq ppositivo, compuestas por un rotor metálico,un estator cuyo material es elastómerogeneralmente, un sistema motor y unsistema de acoples flexibles.
El efecto de bombeo se obtiene a través decavidades sucesivas e independientes quese desplazan desde la succión hasta ladescarga de la bomba a medida que el rotorgira dentro del estator.
BOMBAS DE CAVIDAD PROGRESIVA
El movimiento es transmitido por medio deEl movimiento es transmitido por medio deuna sarta de varillas desde la superficie hastala bomba, empleando para ello un motorreductor acoplado a las varillas.p
Este tipo de bombas se caracteriza por operara baja velocidades y permitir manejar altos
lú d ólid ióvolúmenes de gas, sólidos en suspensión ycortes de agua, así como también son idealespara manejar crudos de mediana y bajagravedad APIgravedad API.
BOMBEO HIDRAULICO
Los Estos sistemas transmiten su potenciamediante un fluido presurizado que esp qinyectado a través de la tubería, conocidocomo fluido de potencia o fluido motor, esutilizado por una bomba de subsuelo queactúa como un transformador paraconvertir la energía de dicho fluido aenergía potencial o de presión en el fluido
d id i d h i lproducido que es enviado hacia lasuperficie.
Los fluidos de potencia más utilizados sonLos fluidos de potencia más utilizados sonagua y crudos livianos que pueden provenirdel mismo pozo (Tipo Pistón y Tipo Jet).
BOMBEO HIDRAULICO TIPO PISTON
El principio de operación es similar al de las bombas del BombeoMecánico, sólo que en una instalación de Bombeo Hidráulico Tipo Pistón,, q p ,la cabilla se encuentra en el interior de la bomba.
L b b hid á li l ifi b b d ió ill l dLas bombas hidráulicas se clasifican en bombas de acción sencilla y las dedoble acción. Las de acción sencilla desplazan fluido a la superficie en unsolo sentido, es decir, en el movimiento de ascenso o descenso.
Las de doble acción desplazan fluido hasta la superficie en ambosrecorridos, ya que poseen válvulas de succión y de descarga en ambos ladosdel pistón que combinan acciones de apertura y cierre de las válvulas desucción y descarga del mismo.
BOMBEO HIDRAULICO TIPO JET
Los principales componentes de la bomba Jet son lab ill l t l difboquilla, la garganta y el difusor..
El fluido motor entra a la bomba por la partesuperior de la misma inmediatamente el fluido pasasuperior de la misma, inmediatamente el fluido pasaa través de la boquilla, de este modo toda la presióndel fluido se convierte en energía cinética.
El chorro de la boquilla es descargado en la entradade la cámara de producción, la cual se encuentraconectada con la Formación.De esta manera, el fluido de potencia arrastra alfluido de producción proveniente del pozo y lacombinación de ambos fluidos entra a la garganta deg gla bomba.
CARACTERISTICAS DE RESPUESTA DE LA TUBERIA
L bi l d t dLos cambios en el modo o etapa de un pozo(productor, inyector y cierre) causan cambios depresión, Temperatura y densidad en el interiory exterior de la tubería dependiendoy exterior de la tubería dependiendode:
1. Cómo la tubería está conectada al packer.1. Cómo la tubería está conectada al packer.
1. El tipo de packer que se emplee.
2. Cómo el packer esté asentado
EFECTO DE LOS CAMBIOS DE PRESION,TEMPERATURA Y DENSIDAD
1. Puede resultar una variación en lalongitud de la tubería si se utilizanniples sellos o niples pulidos (polishedseal bore).
2 S d i d i f2. Se pueden inducir fuerzascompresivas o de tensión en elsistema Packer-tubería si no sepermite el movimiento de la tuberíapermite el movimiento de la tubería.
EFECTO DE LOS CAMBIOS DE PRESION,TEMPERATURA Y DENSIDAD
3. Sello: si al contraerse la tubería lossellos salen de posición y loselementos sellantes no son losuficientemente largos.
4 U k d d l4. Un packer puede desanclarse porefectos de tensión o compresión sino se anclado con suficiente peso otensión que compense lostensión que compense losmovimientos de la tubería.
MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA
El movimiento de la tubería se debe al efecto de las siguientes fuerzas:
∆L1 = Movimiento debido al efecto de Pistón por flotación(F1)
∆L2 = Movimiento debido al Pandeo de la tubería porfuerzas compresivas (F2)
∆L3 = Movimiento debido al Abalonamiento de la tuberíapor presión diferencial (F3)
∆L4= Movimiento debido al cambio de temperatura (F4)
∆L = (L*F)/(E*As)
EFECTO PISTON
Es el resultado de los cambios de presiónque ocurren en el interior de la tubería yel espacio anular.el espacio anular.
Los cambios de presión en el interior de latubería actúan en la diferencia de áreasi t i d l á k t b íinteriores del pácker y tubería.
Los cambios de presión en el espacioanular actúan en la diferencia de áreas queqexiste en el pácker y el diámetro exteriorde la tubería.
Como resultado existe un movimiento deComo resultado existe un movimiento dela tubería hacia arriba o hacia abajo.
F1 =∆Pi (Ap – Ai) – ∆Po (Ap – Ao)
EFECTO DE PANDEO
Es quizá el efecto más difícil de entenderde todos los efectos.
Es causado por la distribución de dosfuerzas diferentes:
Fuerzas compresivas al final de latubería.Distribución de fuerzas que actúan atra és de las paredes de la t beríatravés de las paredes de la tubería.
EFECTO DE PANDEO
Los factores que tienen mayor influencia enel pandeo de la tubería son:el pandeo de la tubería son:
La cantidad de espacio libre radial entreel O.D. de la tubería y el I.D. de lacañería.La magnitud de la presión diferencial delI.D. al O.D. de la tubería y el tamaño delI.D. del pácker.
Como resultado puede existir un cambio enlongitud la tubería.
F2 = Ap2 (∆pi– ∆po)2
EFECTO DE ABALONAMIENTO
Este efecto ocurre cuando se aplica presión alinterior de la tubería o al espacio anularinterior de la tubería o al espacio anular.
Cuando se aplica presión al interior de la tubería,la presión diferencial entre el interior y exterior dep yla tubería crean fuerzas que pueden reventar latubería.
Cuando se aplica presión al espacio anular, lapresión diferencial entre el exterior e interior de latubería; las fuerzas creadas pueden colapsar lat b ítubería.
F3 = 0.6 *(∆pi*Ai – ∆po*Ao)
EFECTO DE TEMPERATURA
Este efecto es la única que no está asociadaal efecto de presión.
L f l l it d bi d bidLas fuerzas y la longitud cambian debidoal efecto de la temperatura y están enfunción de los cambios en la temperaturapromedio de la tuberíapromedio de la tubería.
EFECTO DE TEMPERATURA
C d l t t di d l t b íCuando la temperatura promedio de la tuberíadisminuye (inyección de fluidos fríos) puedeocurrir un acortamiento de la tubería y crearfuerzas de tensión en el páckerfuerzas de tensión en el pácker.
Cuando la temperatura promedio de la tuberíaaumenta (inyección de fluidos calientes)aumenta (inyección de fluidos calientes)puede ocurrir una elongación de la tubería ycrear fuerzas compresivas en el pácker.
F4 = 207*∆T*As)
CALCULO DE PRESION DIFERENCIAL DEFINICION DE FORMACIONES
Formaciones consolidadas
S d fi í d l d á dSe define así cuando los granos de arena están cementados ocompactados lo suficiente como para que queden intactos y no fluyanaun en caso de flujo turbulento en el espacio anular.
Se identifica a las formaciones consolidadas por sus lutitas adyacentes(encima o debajo) y con valores de tiempo de tránsito en el perfil sónicomenores de 100 µ seg/piemenores de 100 µ seg/pie.
Formaciones inconsolidadas
Se define a una formación como no consolidada cuando las formacionesde lutitas adyacentes tienen un tiempo de tránsito en el perfil sónicomayor a 100 µ seg/pie.
CALCULO DE PRESION DIFERENCIAL PARA ARENAS INCONSOLIDADAS
Las arenas inconsolidadas son aquéllas que tienen un tiempo deLas arenas inconsolidadas son aquéllas que tienen un tiempo detránsito superior a 100 µ seg/pie.
CALCULO DE PRESION DIFERENCIAL PARA ARENAS INCONSOLIDADAS
Con los registros de densidad se considera arenas inconsolidadas a aquéllasCon los registros de densidad se considera arenas inconsolidadas a aquéllasque tienen una densidad menor a 2.4 Gr/cc. Esta densidad equivale a untiempo de tránsito de 100 µ seg/pie.
CALCULO DE PRESION DIFERENCIAL PARA ARENAS CONSOLIDADAS
FORMACIONES CONSOLIDADAS Mínima Presión de Desbalance
Pozos de Petróleo Pozos de Gas∆P = 3500 / K0,37 K< 2 md; ∆P = 3500 / K0,63
K> 2 md; ∆P = 2500 / K0,17K> 2 md; ∆P = 2500 / K ,
EFECTO DE PANDEO
n = Distancia del packer al punto neutral. También es conocida como la longitud de la tubería pandeada
FLUJO VERTICAL
Para el estudio del comportamiento de un pozo fluyente es necesario analizarlo como un sistema integral constituido por:por:
Comportamiento del flujo de entrada, es decir, el flujo de petróleo, agua y gas de la formación hacia el fondo del pozo, se tipifica por el índice de productividad (IP)del pozo, se tipifica por el índice de productividad (IP) del pozo o en términos generales por el IPR.
Comportamiento del flujo a través de la tubería verticalComportamiento del flujo a través de la tubería vertical, implica pérdidas de presión en ésta debidas al flujo multifásico.
Comportamiento del flujo a través del estrangulador superficial.
FLUJO VERTICAL
Comportamiento en estrangulador
Comportamiento del flujo verticalCo po e o de ujo ve c
Comportamiento de entrada del flujo
REGIMENES DE FLUJO
La característica típica de flujo multifásico es laocurrencia de regímenes de flujo radicalmente diferentesque dependen de la RGL y de las velocidades de líquidoque dependen de la RGL y de las velocidades de líquidoy gas.Los regímenes de flujo en tubería vertical son:
Flujo de líquido en una sola faseFlujo burbujaFlujo en bacheFlujo remolinoFlujo anularjFlujo tipo niebla
REGIMENES DE FLUJO
• El análisis del comportamiento del flujo vertical se puedehacer con el auxilio de las gráficas de gradientes de presiónhacer con el auxilio de las gráficas de gradientes de presióndesarrolladas por Gilbert y por Kermit Brown.
Gilb t d l ió í i l bl d l fl j• Gilbert da una solución empírica al problema del flujobifásico vertical. Efectuó mediciones de la caída de presiónen tuberías de producción bajo distintas condiciones yobtuvo una familia de curvas Fig 4 1obtuvo una familia de curvas, Fig. 4.1.
VARIABLES QUE AFECTAN
Las variables que modifican la ecuación general de energía y afectan a los gradientes fluyentes de presión son:
Diámetro de la TuberíaCaudal de Producción de PetróleoRelación Gas - LíquidoDensidad de LíquidoViscosidad del LíquidoTensión SuperficialRelación Agua - PetróleoEfecto de la Energía Cinética
FLUJO MULTIFASICO VERTICAL
Es importante la evaluación de la caída de presión en tubería vertical puesto que la mayor proporción de la presión disponible para llevar los fluidos de reservorio a la superficiedisponible para llevar los fluidos de reservorio a la superficie se consume en ella.
L d i ió d l di ib ió d ió l b íLa determinación de la distribución de presión en la tubería permite:
Diseñar las tuberías de producción y descarga.Obtener el punto óptimo de inyección de gas en B.N.Proyectar aparejos de producción (BM,BN.BH)y p j p ( , )Obtener la máxima producción del pozo.
ENFOQUES DEL DESARROLLO DE CORRELACIONES
Las diversas correlaciones existentes para el cálculo dedistribución de presión con flujo multifásico, pueden clasificarse
i bi d fi iden tres tipos bien definidos:
Tipo I:
En este grupo de correlaciones no se considera elresbalamiento entre fases. La densidad de la mezcla se laobtiene en función las propiedades de los fluidos corregidospor P y T. Las pérdidas por fricción y los efectos porcolgamiento se las expresa por medio de un factor de fricciónempírico sin distinguir patrones de flujo. A este grupopertenecen Poettmann y Carpenter, Fancher y Brown yBaxendel.
ENFOQUES DEL DESARROLLO DE CORRELACIONES
Tipo II:
En este grupo de correlaciones se considera elresbalamiento entre fases. La densidad de la mezcla se la
b i ili d l d l i l f dobtiene utilizando el concepto de colgamiento. El factor defricción se correlaciona con las propiedades combinadasdel gas y del líquido. No se distinguen patrones de flujo. Aeste grupo pertenece el método de Hagedorn y Browneste grupo pertenece el método de Hagedorn y Brown.
ENFOQUES DEL DESARROLLO DE CORRELACIONES
Tipo III:
En este grupo se considera el resbalamiento entre fases.La densidad de la mezcla se la obtiene utilizando elconcepto de colgamiento. El factor de fricción secorrelaciona con las propiedades del fluido en fasecontinua. Se distinguen patrones de flujo. A este grupopertenecen los métodos de Duns y Ros; Orkizewski,A i B B ill Chi i i G ld T kAziz, Beggs y Brill, Chierici, Gould y Tek.
RESBALAMIENTO (SLIP) Y COLGAMIENTO (HOLDUP)
Uno de los factores que más complica en la determinación deflujo multifásico es la diferencia de velocidad entre fases.
El resbalamiento (slip) entre dos fases es la diferencia develocidad entre la velocidad del líquido y la velocidad del gas.
La fracción de gas y la fracción de líquido pueden ser expresadas:
λg = Qg / (Qg + Ql) ; λl = Ql / (Qg + Ql)
λ + λ 1λg + λl = 1
RESBALAMIENTO (SLIP) Y COLGAMIENTO (HOLDUP)
En flujo ascendente como ocurre en los pozos o enterrenos montañosos el gas usualmente viaja más rápidoque el líquido y entonces ocurre el colgamiento del líquidoque el líquido y entonces ocurre el colgamiento del líquido(holdup).
En flujo descendente el líquido puede viajar más rápidoEn flujo descendente el líquido puede viajar más rápidoque el gas y entonces ocurre el colgamiento del gas(heldup).
La expresión de colgamiento en la industria se la usa paraindicar las fracciones de volumen ocupada por el gas ylíquido y se expresa:líquido y se expresa:
H + Hl = 1Hg + Hl 1
PRINCIPALES CORRELACIONES
Todas las correlaciones tienen su rango de aplicabilidad,ventajas y desventajas tanto prácticas como teóricas porque sonel producto de estudios empíricos, semi empíricos y del b ilaboratorio.
Para un mismo conjunto de parámetros se pueden obtenerdiferentes resultados como se muestra:
PRINCIPALES CORRELACIONES
El criterio de selección de la correlación más apropiada paral ál l d l d di t d ió t áel cálculo de las curvas de gradiente de presión estará en
aquella que reproduzca los valores de presión más próximosa los obtenidos con los registradores de presión.
Las correlaciones que mejor se ajustan a los reservorios degas condensado son:
Beggs y BrillOrkizewskiHagedorn y Brown
ANALISIS NODAL
El objetivo principal del Análisis Nodal es permitir el diagnosticoEl objetivo principal del Análisis Nodal , es permitir el diagnosticodel comportamiento de un pozo o sistema de pozos para optimizar laproducción variando los distintos componentes manejables delsistema para obtener el mejor rendimiento económico del proyecto.p j p y
Para que ocurra el flujo de fluidos en un sistema de producción, esq j pnecesario que la energía de los fluidos en el reservorio sea capaz desuperar las pérdidas de carga en los diversos componentes delsistema.
ANALISIS NODAL
Los fluidos tienen que ir desde elreservorio hasta las plantas deproceso; pasando por las tuberías de
d ió i fi i lproducción, equipos superficiales encabeza y planchada del pozo y laslíneas de recolección.
El Análisis Nodal es un métodomuy flexible que puede se utilizadoy q ppara mejorar el comportamiento demuchos sistemas de pozos.
APLICACIONES
El i l diá t ó ti d l t b íElegir el diámetro óptimo de la tuberíaElegir el diámetro óptimo de la línea de recolecciónDimensionar el diámetro del estranguladorAnalizar el comportamiento anormal de un pozo porAnalizar el comportamiento anormal de un pozo por
restricciones.Obtener pronósticos de producciónEvaluar la estimulación de pozospAnalizar los efectos de la densidad de disparosOptimizar la producción y el rendimiento económico de los
campos en base a la demanda.
ANALISIS NODAL - SIMULADORES
WELLFLO (WETHEFOR)
PERFORM (SCHLUMBERGER)
ESPOIL (ENGINEERING CONSULTANTS)
PIPESIM (SCHLUMBERGER)
MIDAS (FDC)
ANALISIS NODAL
9000
5000
6000
7000
8000
, psi
g
A
2000
3000
4000
5000
Pres
sure
,
1
0 50000 100000 150000 2000000
1000
Gas Rate, Mscf/DInflow @ Sandface (1) Not Used Inflow (1) Outflow (A) Not Used Not Used Not Used Not Used N t U d N t U d
1
1
Not Used Not Used Not Used Not Used Cond Unloading Rate Water Unloading Rate Max Erosional Rate Reg: Schlumberger - Companies
ANALISIS NODAL
6000
7000
8000
9000
sig
A
23
2000
3000
4000
5000
Pres
sure
, ps
4
5
0 50000 100000 150000 200000 2500000
1000
2000
Gas Rate, Mscf/DInflow @ Sandface (1) Not Used Inflow (1) Outflow (A) Case 2 (2) Case 2 (B)
1
1
InflowInflow(1) 70.000(2) 3 000Case 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
InflowReservoir Skin (2) -3.000
(3) 0.000(4) 20.000(5) 35.000
Reg: Schlumberger - Companies
ANALISIS NODAL
9000
A
5000
6000
7000
8000
e, p
sig
A
2000
3000
4000
Pres
sure
1
0 50000 100000 150000 2000000
1000
Gas Rate, Mscf/DInflow @ Sandface (1) Not Used Inflow (1) Outflow (A) Case 2 (2) Case 2 (B) Case 3 (3) Case 3 (C)
1
12 3 4
InflowInflow
Reservoir Thickness ft
(1) 2001(2) 50
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
Reservoir Thickness, ft ( )(3) 100(4) 500
Reg: Schlumberger - Companies
ANALISIS NODAL
6000
7000
8000
9000
sig
A
234
2000
3000
4000
5000
Pres
sure
, ps 2
0 50000 100000 150000 200000 2500000
1000
Gas Rate, Mscf/DInflow @ Sandface (1) Not Used Inflow (1) Outflow (A) Case 2 (2) Case 2 (B)
1
1
InflowInflow(1) 3.3000(2) 15 0000Case 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
Avg Reservoir Perm, md (2) 15.0000(3) 30.0000(4) 45.0000
Reg: Schlumberger - Companies
ANALISIS NODAL
9000
B
5000
6000
7000
8000
e, p
sig
A B
C
DE
1000
2000
3000
4000
Pres
sure
1
0 50000 100000 150000 2000000
1000
Gas Rate, Mscf/DInflow @ 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)
1
Outflow
Outflow(A) 3.826(B) 4.500(C) 5.500(D) 7 000Case 5 (5) Case 5 (E)
Cond Unloading Rate Water Unloading Rate Max Erosional Rate
OutflowTubing ID, in
(D) 7.000(E) 9.250
Reg: Schlumberger - Companies
CARACTERÍTICAS
Por décadas los registros de producción han sido utilizados en:Por décadas los registros de producción han sido utilizados en:
Pozos nuevos para optimizar la última recuperación y ayudara evitar problemas potenciales de producción.p p p
Pozos viejos estos registros ayudan a diagnosticar ladeclinación de producción y la planeación de trabajos dereparación.
CARACTERÍTICAS
Desde el inicio, los registros de producción han sido utilizados paradeterminar los patrones dinámicos del flujo de agua, petróleo y gas bajo
di i bl d d i i i d lcondiciones estables de producción o inyección y para responder lassiguientes interrogantes:
Cuáles son las zonas productoras de gas petróleo y aguaCuáles son las zonas productoras de gas, petróleo y agua.
Cuanto de cada tipo de fluido es fluyente de cada zona.
Cuantos disparos del pozo producen
Cuántos niveles fluyeny
Cuál el porcentaje de aporte de cada zona
Qué zona o zonas producen agua
REGISTROS DE PRODUCCION
Mediciones Directas:
1. Densidad de los Fluidos2. Gradiente de Presión3. Gradiente de Temperatura4. Capacitancia de los Fluidos5. Caudal Parcial y Total de flujo
Mediciones Indirectas:
1. Calibre del Pozo en la sección fluyente (Caliper)2 Control de Profundidad (Gama Ray)2. Control de Profundidad (Gama Ray)3. Control de Fluido de Inyección (Radioactive Tracer)
REGISTROS DE PRODUCCION
Herramientas:
Flowmeters: Velocidad y Caudal de Fluido
Density: Mezcla de Fluidos o Hold Up
Capacitance: Hold Up del Agua
fil d iPressure: Perfiles de Presión
Temperature: Variaciones del Gradiente
P & T: Necesidad de Calcular Propiedades PVT
REGISTROS DE PRODUCCIONFLOW METER
La Herramienta permite:
Determinar el fenómeno delflujo con la medición decaudalesDe dónde viene el flujoSi d l diSi todos los disparos aportanfluidosSi existe Flujo cruzadoSi existen fugas o invasionesSi existen fugas o invasiones
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