flujo y terminacion de pozos actualizado
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Flujo Natural y Terminación de Pozo
29 de marzo de 2014
INTRODUCCION
Un pozo perforado representa el conducto o canal que permite la comunicación entre el reservorio y la superficie, por el cual se extrae la información y los fluidos que se encuentran en el reservorio.
Los costos de realización del pozo constituyen el principal gasto para el desarrollo de un reservorio. Influyen directamente sobre las características de producción, drenaje del reservorio y economía del yacimiento.
La terminación es la fase más importante en la vida de un pozo, porque comprende todas las operaciones entre la perforación y la puesta en producción.
Una terminación ideal minimiza el costo inicial de un pozo, incide sobre la rentabilidad del mismo a lo largo de su vida productiva. Por el contrario una terminación deficiente, ocasiona gastos innecesarios, abandono prematuro y reservas de hidrocarburos no recuperadas.
Para el diseño de un Programa de Terminación, se debe tener en cuenta las condiciones ambientales, restricciones y los recursos.
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DESARROLLO
1.- FLUJO NATURAL (LIBRE)
Se presenta cuando la presión en el yacimiento es tal que el petróleo fluye hacia la superficie sin la ayuda de algún mecanismo artificial, mezclado con gas y agua. En este caso se coloca la tubería de producción y en la parte superior o cabeza se instala el sistema de conexión y válvulas, que son las encargadas de controlar la presión de salida del fluido.
Mecanismos Naturales de Producción de Yacimientos de Petróleo
El empuje de petróleo hacia los pozos se efectúa por la presión natural que tiene el yacimiento. En la práctica se ha determinado que este empuje se puede derivar de la presencia de:
* Casquetes de gas libre
* Volumen de gas libre en el petróleo
* Volumen de agua dinámica subyacente
* Empuje por gravedad
Por lo general se da el caso de que uno de estos mecanismos es preponderante en empujar el petróleo hacia los pozos y la posible presencia de otro podría actuar en forma coadyutoria.
Es muy importante detectar lo más anticipadamente posible el mecanismo natural de empuje del petróleo ya que esta temprana apreciación servirá para obtener el mayor provecho del futuro comportamiento del mecanismo en el yacimiento y de cada pozo en particular. Además ayudará a estudiar futuras aplicaciones de extracción secundaria por inyección de gas o de agua u otros elementos.
Para detectar el mecanismo de producción prevaleciente, se acude al procesamiento e interpretación de una extensa serie de información obtenida durante la perforación de los pozos e información recabada durante el comienzo y
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toda la etapa de producción primaria. Dicha información proviene de los siguientes datos:
* Características geológicas y petrofísicas de las formaciones petrolíferas.
* Buzamiento de las formaciones.
* Profundidad y espesor de las formaciones petrolíferas.
* Porosidad y permeabilidad de los estratos.
* Saturaciones de los fluidos (gas-petróleo-agua) en los estratos petrolíferos.
* Relaciones Presión-Volumen-Temperatura.
* Historias de producción de los fluidos.
* Profundidades de los contactos gas-petróleo-agua.
Casquete o empuje de gas.
En este tipo de yacimiento, bajo las condiciones originales de presión y temperatura, existe un equilibrio entre el gas libre y el petróleo presente. La presión y la temperatura, bajo las condiciones normales, están relacionadas con la profundidad.
Al poner el pozo a producir controladamente, la diferencia entre la presión del yacimiento y la presión el cabezal del pozo (presión de flujo) hacen que el petróleo y el gas disuelto en éste lleguen a la superficie.
Por lo general, el control del volumen de flujo en la superficie se hace mediante la instalación de un estrangulador o reductor de diámetro de la tubería de producción en el cabezal del pozo. El estrangulador se emplea para mantener el régimen de producción más eficiente de acuerdo con la energía natural del yacimiento, de manera que la relación gas petróleo lograda durante el periodo de extracción primaria redunde en el más alto porcentaje de petróleo en sitio producido del yacimiento.
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Para permitir el flujo del petróleo hacia el pozo, la tubería de revestimiento que cubre el estrato productor se cañonea a una profundidad muy por debajo del contacto gas-petróleo. Esto se hace para evitar producir gas libre del casquete de gas. Sin embargo, al correr el tiempo y debido a la extracción de crudo del yacimiento, la presión disminuye paulatinamente y el volumen del casquete de gas aumenta, por lo cual el nivel del contacto gas-petróleo baja.
Este descenso del contacto gas-petróleo hace que los pozos ubicados en la parte estructural más alta del yacimiento sean los primeros en producir gas del casquete.
Por su mecanismo y características de funcionamiento, el casquete o empuje de gas ofrece la posibilidad de una extracción primaria de petróleo de 15 a 25 %. Por tanto, al terminar la efectividad primaria del mecanismo, debido al abatimiento de la presión y producción del gas, queda todavía por extraerse 75 a 85% del petróleo descubierto.
Para lograr la extracción adicional de crudo por flujo natural se recurre entonces a la vigorización del mecanismo mediante la inyección de gas o de gas y agua para restaurar la presión.
Empuje por gas disuelto.
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En este tipo de mecanismo no existe capa o casquete de gas. Todo el gas disuelto en el petróleo y el petróleo mismo forma una sola fase, a presión y temperaturas originalmente altas en el yacimiento.
Al comenzar la etapa de producción, el diferencial de presión creado hace que el gas comience a expandirse y arrastre el petróleo del yacimiento hacia los pozos durante cierta parte de la vida productiva del yacimiento. Eventualmente, a medida que se extrae petróleo, se manifiesta la presión de burbujeo en el yacimiento y comienza a desarrollarse el casquete o capa de gas en el yacimiento, inducida por la mecánica de flujo.
Este tipo de extracción es considerado más eficiente que el de casquete de gas. La práctica ha demostrado que la extracción primaria puede alcanzar de 20 a 40% del petróleo en sitio.
La relación de gas disuelto en el petróleo es importante y el volumen de gas disuelto en el petróleo está en función de la presión y temperatura en el yacimiento y las características del crudo.
Algunas veces puede ser que la presencia de agua en el fondo del yacimiento constituya latente mecanismo de expulsión.Para la inyección de gas o de agua, previo los estudios requeridos, se escogerán pozos claves existentes que puedan ser convertidos a inyectores o se abrirán nuevos pozos para tales fines.
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Empuje por agua
El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción de petróleo. Su presencia y actuación puede lograr que se produzca hasta 60% y quizás más del petróleo en sitio.
Sin embargo, este tipo de mecanismo requiere que se mantenga una relación muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se establezca para el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento. El frente o contacto agua-petróleo debe mantenerse unido para que el espacio que va dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado uniformemente por el agua. Por otro lado, se debe mantener la presión en el yacimiento a un cierto nivel para evitar el desprendimiento de gas e inducción de un casquete de gas.
La tubería de revestimiento de los pozos se perfora a bala o cañonea bastante por encima del contacto agua-petróleo para evitar la producción de agua muy tempranamente.
Cuando se detecta el influjo drástico del agua se procede a analizar los estudios de comportamiento preparados sobre el yacimiento. Es posible que lo más recomendable sea aislar por cementación forzada las perforaciones por donde esta fluyendo el agua y cañonear el revestidor a más alto nivel del contacto agua-petróleo. O en caso de conificación, con cerrar el pozo por cierto tiempo se produce la desaparición del cono al equilibrarse el contacto agua-petróleo.
El cono se produce debido a la movilidad con que el agua y el petróleo se desplazan hacia el pozo. En este caso, la relación de movilidad petróleo-agua favorece al agua y hace que el petróleo quede rezagado.
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Empuje por gravedad
Generalmente, los estratos tienen una cierta inclinación o buzamiento que de un punto a otro crea un desnivel. Este buzamiento se expresa en grados y puede ser muy pequeño (2º), o puede ser muy empinado (45º) o más. Mientras más alto sea el buzamiento, mayor oportunidad tendrá el petróleo escurrirse buzamiento abajo.
Si la capa de gas es activa, los pozos ubicados buzamiento arriba empezarán a mostrar incrementos en su relación gas-petróleo durante cierta época de su vida productiva. El mantenimiento de la presión del yacimiento por la inyección de gas equivaldría a que la masa de gas actuara como émbolo que comprime y desplaza el petróleo hacia los pozos ubicados buzamiento abajo, los cuales tendrán mucho más tiempo de incrementar su relación gas-petróleo, según su posición estructural.
En el caso de la presencia de un acuífero bien definido, su avance está relacionado con el régimen de producción que se desee imponer al yacimiento. Sí el agua se desplaza buzamiento arriba, lo cual no es muy factible cuando el buzamiento es alto, los pozos buzamiento abajo empezarán a producir agua cuando el contacto agua-petróleo haya subido a los intervalos donde fue cañoneado el revestidor.
La ubicación de los pozos es muy importante para poder obtener el mayor provecho de producción de petróleo durante el más largo tiempo sin que se produzca gas del casquete que eventualmente se formará, o agua en el caso de avance del contacto agua-petróleo.
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2. COMPLETAMIENTO O TERMINACIÓN
Se entiende al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para luego dejarlos en condiciones eficientes de producción, los trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubería lisa o ranurada, la realización del empaque de grava o el cañoneo del revestidor y finalmente la tubería de producción.
3. OPERACIÓN DE TERMINACIÓN DE POZO
La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo después de la cementada, la ultima tubería de revestimiento de explotación y se realiza con el fin de dejar el pozo en producción o taponado.
4. PLAN DE OPERACIÓN
Es creado con la información de la perforación del pozo a intervenir en caso que sea exploratorio a tratarse de pozos en desarrollo. Consiste en un plan ordenado de operaciones que incluyen: la toma de registros, la limpieza de pozos, el diseño de disparos y la prueba de intervalos productores, con el fin de estudiar la zona de interés potencial económico.
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Para planear la terminación de pozo se deberá contar con la información de pozo a intervenir y de pozos vecinos constituidos de:
Registros geofísicosMuestras de canal y corte de núcleosGasificaciones y pérdidas de circulaciónCorrelaciones Antecedentes de pruebas durante la perforación Pruebas de formación DST
Con esta información se evaluará el propósito de las zonas de interés que contengan y a través de un análisis nodal se diseñaran los disparos, diámetros de tubería de producción y diámetro de estranguladores para mejorar la producción del yacimiento.
5. PLAN DE DESARROLLO
Una vez montado el equipo de terminación, se procede en primer lugar a la limpieza del pozo y al acondicionamiento del fluido de terminación, para luego, mediante los llamados "perfiles a pozo entubado", generalmente radiactivos y acústicos, precisar la posición de los estratos productivos, los que fueron ya identificados por los "perfiles a pozo abierto", como así también la posición de las cuplas de la cañería de entubación y por otra parte la continuidad y adherencia del cemento, tanto a la cañería como a la formación.
Habiéndose determinado los intervalos de interés, correlacionando los perfiles a pozo abierto y entubado, y comprobando la calidad de la cementación, es necesario poner en contacto cada estrato seleccionado con el interior del pozo mediante el "punzamiento" o perforación del casing y del cemento. Esto se realiza mediante cañones con "cargas moldeadas" unidas por un cordón detonante activado desde la superficie mediante un cable especial.
Cada uno de los estratos punzados es ensayado para determinar los volúmenes de fluido que aporta, así como la composición y calidad de los mismos (petróleo, gas, porcentaje de agua). Esto se realiza mediante "pistoneo" por el interior del tubing o "cañería de producción". Se determina así si la presión de la capa o estrato es suficiente para lograr el flujo hacia la superficie en forma natural o si deben instalarse sistemas artificiales de extracción.
6. FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEÑO DE COMPLETACIÓN DE POZOS
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Para el diseño de completación de pozos se deben tomar en cuentan los siguientes factores ya que la productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de completación y los trabajos efectuados durante la misma. La selección de la completación tiene como principal objetivo obtener la máxima producción en la forma más eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los factores que determinan dicha selección, tales como:
Factores Descripción Tipos Ambientales Son aquellos factores que
influyen en el sistema o que lo limitan, pero acerca de los cuales no puede hacerse nada.
Ubicación del pozo
Profundidad
Presión y temperatura del
yacimiento
Configuración del
yacimiento
Mecanismo de producción
del yacimiento
Características de los fluidos y de las rocas.
Restricciones del entorno Las restricciones son factores que impiden que el sistema funcione bien del todo el tiempo.
Cementación primaria
Daño de formación
Conificación de agua o gas
corrosiónRecursos disponibles Los recursos son los
elementos que ayudan a que el sistema logre sus objetivos. Los recursos pueden mejorarse.
tasa de producción
técnica de producción
estimulación futura
métodos de reparaciones
futras
posibilidad de inyección
de fluidos
dispositivos de seguridad Tasa de producción requerida.
Reservas de zonas a completar.
Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos
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a completar.
Necesidades futuras de
estimulación.
Requerimientos para el
control de arena.
Futuras reparaciones.
Consideraciones para el
levantamiento artificial por
gas, bombeo mecánico, etc.
Posibilidades de futuros
proyectos de recuperación
adicional de petróleo.
Inversiones requeridas
7. DISEÑO DE TERMINACIÓN DE POZO
7.1 Planeación de la terminación La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo después de la cementada, la ultima tubería de revestimiento de explotación y se realiza con el fin de dejar el pozo en producción o taponado.
7.2 Programas de Operación
Es creado con la información de la perforación del pozo a intervenir en caso que sea exploratorio a tratarse de pozos en desarrollo. Consiste en un plan ordenado de operaciones que incluyen: la toma de registros, la limpieza de pozos, el diseño de disparos y la prueba de intervalos productores, con el fin de estudiar la zona de interés potencial económico.
7.3 Análisis de Información
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Para planear la terminación de pozo se deberá contar con la información de pozo a intervenir y de pozos vecinos constituidos de:
Registros geofísicosMuestras de canal y corte de núcleosGasificaciones y pérdidas de circulaciónCorrelaciones Antecedentes de pruebas durante la perforación Pruebas de formación DST
Con esta información se evaluará el propósito de las zonas de interés que contengan y a través de un análisis nodal se diseñaran los disparos, diámetros de tubería de producción y diámetro de estranguladores para mejorar la producción del yacimiento.
7.4 Muestras de Canal y Corte de Núcleos
Las muestras de canal son fragmentos de rocas cortadas por las barrenas y son sacados por el sistema de circulación, las cuales son recolectadas en temblorinas, las cuales brindan la información para su respectivo análisis como ser (porosidad
, permeabilidad K, saturación de agua S⦵ w, saturación de aceite So, compresibilidad de la roca C.)Los núcleo son fragmento de rocas relativamente grande que son cortados por la barrena muestreadora compuesta por: barril exterior, tambor o barril interior, retenedor de núcleo, cabeza de recuperación válvula de alivio de presión, se usa preferentemente en areas no conocidas y su operación consiste en:
El equipo de muestreador es instalado en el extremo inferior de la sarta y esta es introducida hasta el fondo del agujero.
La barrena empieza cortando el núcleo y al mismo tiempo es alojado en el barril interno.
Cuando concluye el cortado este es retenido por el seguro retenedor. Posteriormente es sacado al núcleo del barril del muestreado.
Se debe obtener los 9 metros que es el la longitud del barril, así para obtener un informe exhausto de la litología.El corte de núcleo es realizado con un equipo que trabaja a través de percusión.
7.5 Gasificación y Pérdidas de Circulación
Durante la perforación se presentan gasificaciones que indican posibles acumulaciones de hidrocarburos y proporcionan informaciones aproximadas de una densidad equivalente a la presión de poro, consisten en la contaminación del lodo de perforación que sale por un flujo de gas que sale de la formación hacia el
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pozo provocado por una presión diferencial a favor de la formación productora (P f › Ph), se deben tener cuidado con este tipo de problemas ya que cuando se vuelven incontrolables pueden provocar reventones o crean peligro de incendio.
Las pérdidas de circulación se define como la pérdida total o parcial del lodo de perforación hacia una perforación muy permeable o depresionada, para que se presente este tipo de problemas se requiere dos condiciones en el pozo: formación permeable y altas presiones diferenciales para que exista flujo hacia la formación; las causas más comunes de este tipo de problemas son:
Causas Naturales: son aquellas inherentes a la formación (cavernas o fracturas naturales).Causas Inducidas: son provocadas durante la perforación al bajar rápidamente la sarta de perforación, al controlar el pozo alcanzando la presión máxima permisible.
El programa de terminación deberá contener las densidades requeridas para el control adecuado del pozo.
7.6 Correlaciones
En la elaboración del programa de terminación es importante la información que proporcionan los pozos vecinos, esto servirá para ubicar la zona de interés, asi como la geometría de aparejos de producción que se utilizaron, historia de producción, diseño de disparos. Toda información recolectada se evalúa con el objeto de optimizar el programa de terminación.
7.7 Antecedentes de las Pruebas Durante la Perforación
Una de las pruebas requeridas durante la perforación es la denominada prueba de goteo la cual exige que se debe determinar el gradiente de la fractura de la formación expuesta, así como la efectividad de la cementación, principalmente si han surgido problemas durante la cementación, como perdidas de circulación de cemento heterogeneidad de lechada, fallas de equipos de bombeo, etc. Esta prueba proporciona también la presión máxima permisible cundo ocurre el brote, para determinar las densidades máximas en el pozo.
Prueba de formación la cual se obtiene información del comportamiento del flujo de fluidos de la formación, dicha información se obtiene en la perforación del pozo, son de utilidad para la planeación de terminación de pozo.
7.8 Pruebas de Formación
El objetivo de las pruebas de formaciones es crear las condiciones favorables para que la formación productora fluya, y de esta manera obtener información
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sobre el comportamiento de los fluidos de la formación Consiste en realizar una terminación temporal del pozo y así provocar que la formación se manifieste, para conseguir este tipo de pruebas es necesario crear una presión diferencial a favor de la formación de interés suprimiendo la presión hidrostática.
Se utiliza un empacador o ensamble de fondo especial que dando en comunicación la formación con la superficie por lo que actuará solo en ella la presión atmosférica lo cual permite que los fluidos de la perforación fluyan hacia el pozo y posteriormente a la superficie.
8. TIPOS DE TERMINACION
Los métodos de evaluación de formación tales como los registros eléctricos, pruebas de formación, obtención de testigos, por ejemplo, fueron citados como el medio de determinar si el pozo podría ser o no terminado como un pozo comercialmente productor. Estos métodos son también útiles en definir ciertas características individuales de la formación.
Varios esquemas son utilizados para clasificar la terminación de pozos. Para nuestro propósito, consideraremos cuatro grandes categorías que son:
Terminación en agujero abierto.
Terminación convencional con cañería perforada
Terminación en areniscas no consolidadas
Terminación de tipo permanente
8.1 Terminación en agujero abierto
Este tipo de terminación es uno en el cual se naja la cañería de producción justo encima del intervalo productor, dejando el fondo del pozo en agujero abierto. Se los utiliza generalmente en reservorio de rocas de carbonatos de calcio. Terminaciones de este tipo son comunes en formaciones de baja presión. Su principal ventaja podría ser que los costos de la terminación sean menores, permitiendo una buena recuperación en reservorios marginales.
8.2 Terminación convencional con cañería perforada
Este tipo de terminación esta restringida a los pozos en el que la cañería de producción es bajada y cementada después de haber atravesado el nivel
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productor. Posteriormente será baleado el correspondiente intervalo seleccionado. Este tipo de terminación es el mas común y factible en todas las formaciones excepto cuando se encuentran areniscas no consolidadas. Es económico, versátil y el pozo puede ser reparado fácilmente cuando sea necesario. El factor vital, en este caso, es el de elegir el proceso de baleo al que darse una especial atención. El principal objetivo tiene que ser que los baleos efectuados conduzcan a obtener una producción cercana a la que se obtendría en una terminación en agujero abierto. Por consiguiente, para una operación de baleo, hay que elegir los elementos mas recomendados como ser: diámetro de los orificios del baleo, la densidad de baleos (número de balas por pie) y la profundidad de penetración (distancia radial perforada). Este método ofrece la ventaja de que hay un mayor grado de control sobre la zona productora al elegir exclusivamente el intervalo o intervalos a ser baleados y probados.
Trabajos de estimulación serán también efectuados exitosamente en este tipo de terminación.
8.3 Terminación en areniscas no consolidadas
La terminación en este tipo de pozos no es tan simple como las terminaciones mencionadas anteriormente. En este caso, adicionalmente, hay que excluir cualquier producción de arena durante la producción del pozo. La producción de arena, si no se verifica continuamente, puede causar la erosion del equipo y puede taponear el pozo y la tubería de producción a tal punto que la operación se hace antieconómica. La producción de arena es bastante sensitiva al régimen de producción del fluido del pozo. A bajo régimen de producción, poco o nada de arena puede ser producida, mientras producida, mientras que a alto régimen de producción se acarrean grandes cantidades de arena. Algunas técnicas o métodos para evitar la producción de arena utilizan: “liner” perforado o ranurado y empaque de arena.
El “liner” perforado o ranurado es bajado al pozo con la tubería y se coloca opuesto a la zona productora, luego se la cuelga en la cañería de producción. En este caso el agujero abierto es cubierto por el “liner” perforado o ranurado. Las ranuras de esta cañería son elegidas en función del tamaño de los granos de la arena productora.
El empaque de arena puede realizarse de diversas maneras, incluso en cañería baleada o en agujero abierto. Se selecciona el tamaño de la arenas del empaque de tal forma que concluida la operación de empaque, estas eviten el paso por las
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ranuras del liner y sirva de soporte a la arena de formación que se acomoda y no ingresa dentro del liner o filtro.
8.4 Terminación de tipo permanente
Es aquella en la cual la tubería de producción es bajada al pozo, los preventores son retirados y el cabezal de producción es instalado por una sola vez. Todas las operaciones de baleo, pistoneo, cementaciones forzadas empaque de grava u otras y trabajos de remediación, son realizados con herramientas especiales de diámetro reducido, capaces de operar en el interior de la tubería. Su principal ventaja de este sistema podría ser el económico.
9. OBJETIVOS DE UNA TERMINACION
El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción optima de hidrocarburos al menor costo para que este se efectué debe realizarse un análisis nodal para determinar que aparejos de producción deben realizarse para producir el pozo adecuado a las características del yacimiento (tipos de formación, mecanismos de empuje).
En la elección del sistema deberán considerarse los siguientes aspectos como ser:
Muestra de canal Núcleos Pruebas de formación de análisis petrofísicos Análisis P.V.T. Registros geofísicos de explotación
10. DISEÑO DE UNA TUBERIA DE PRODUCCION
El Tubing de Producción es la tubería a través de la cual se conducen los fluidos desde el reservorio hacia las instalaciones de superficie. Como es bien conocido en la Industria, esta tubería se compone de tramos de aproximadamente 30 pies unidos a través de conexiones roscadas que pueden ser del tipo Premium o bien uniones API. Esta tubería, al igual que la porción de Casing (o Liner) debajo del packer, deberá tolerar las condiciones corrosivas de los mencionados fluidos de manera simultánea con las condiciones termodinámicas del reservorio.
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Por lo cual, los materiales seleccionados, deberán satisfacer de igual modo criterios del tipo mecánico y requerimientos de resistencia a la corrosión, en definitiva, un ingeniero responsable de la selección de un Tubing deberá obtener, al final de su tarea, una tubería que asegure como mínimo, los siguientes
Objetivos primarios:
• Diámetro necesario para la producción óptima.• Peso métrico adecuado, el grado de acero y las conexiones para asegurar integridad en servicio.• Procedimientos operativos claros para correr la tubería.• Certeza sobre las máximas cargas esperadas y los valores máximos admisibles de resistencia de la instalación.
Mencionados estos puntos, la cuestión es determinar el proceso de selección con el que se puede asegurar el diseño correcto de un Tubing de producción. En este proceso habrá cuestiones de diseño que asemejan a este tipo de tubería a las demás existentes en el pozo (es decir los diferentes tipos de Casing), y habrá otras cuestiones que le confieren un carácter distintivo.
Resistencia a la corrosión
Establecer un programa de tuberías para un pozo incluye la selección del producto adecuado desde el punto de vista técnico-económico tomando en cuanta la performance de los materiales y requiriendo de la evaluación minuciosa del ambiente en donde se van a utilizar. El Tubing, por supuesto, no está ajeno a este proceso y un factor que será de vital importancia es contar con información previa respecto de las experiencias de uso en el yacimiento o en instalaciones similares. Esta información va a ser muy útil al momento de tomar una decisión sobre los materiales a utilizar.
Es bien sabido que los aceros al carbono son menos resistentes a la corrosión en comparación con los materiales mas aleados o CRA’s (Corrosion Resistent Alloys) pero su uso puede dar buenos resultados bajo condiciones específicas, por ejemplo, acompañados por programas de inhibición química y procedimientos de monitoreo. En este marco las ventajas del acero al carbono frente a los productos mas sofisticados son obvias y directas: Menor costo, mayor facilidad para soldar y fabricar, no requieren técnicas ni equipamiento especial para su manipuleo, son ampliamente conocidos y fácilmente disponibles en el mercado.
El uso de estos aceros tiene un impacto significativo en la viabilidad económica de los proyectos, sobre todo en campos marginales, pero existen situaciones de severidad en el ambiente, sobre todo en campos de alta presión y temperatura con
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presencia de gases corrosivos, que tornan inviable la utilización de los materiales convencionales.
Resistencia a la Erosión
En lo que se refiere a los efectos generados en el interior de un Tubing que transporta fluido a gran caudal la erosión es esencialmente, la pérdida de material debido a la remoción mecánica de superficie mediante el flujo de los entornos.
Dicha remoción es más intensa cuando hay sólidos presentes en el medio ambiente. La erosión se debe tomar muy en consideración en los sistemas de producción de petróleo y gas cuando la velocidad ascensional (y por lo tanto la producción) generan condiciones que pueden poner en riesgo a las instalaciones.
Debido a esto se fijan límites para evitar la erosión. Si estos límites son demasiado conservadoras entonces la producción se pierde, y si estos los límites son demasiado optimistas entonces hay un riesgo de posible pérdida de integridad del sistema.
En general, cuando se trata de sistemas de producción de gas, agua y petróleo, la erosión se clasifica en estos 4 grupos:
• La erosión de ocasionada por líquidos no corrosivos (impacto de gotas de líquido)• Erosión debida a fluidos no corrosivos que contiene partículas sólidas• Erosión-corrosión debido a un medio corrosivo en ausencia de sólidos• Erosión-corrosión mediante un fluido corrosivo que contiene sólidos.
Los fenómenos erosivos por lo general se distinguen morfológicamente por pérdida de material en zonas de alta velocidad y superficies brillantes (metal expuesto) mientras que los fenómenos corrosivos por lo general son morfológicamente más erráticos y su confirmación depende del análisis de los productos de corrosión. La erosión-corrosión es la combinación de ambos efectos en donde, dependiendo del balance entre las características del fluido y su velocidad habrá predominancia de algún tipo o no. Por lo general la experiencia indica que, en pozos de gran caudal, la pérdida de espesor resultante por el efecto combinado de la erosión y la corrosión es mayor a la sumatoria de cada efecto si este actuara solo por separado.
El proceso de selección para determinar qué grado es el que corresponde va a estar gobernado por cuatro aspectos técnicos que son:
a) Seguridad (evitar fallas catastróficas).
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b) Características del ambiente al que se exponen los materiales (deterioro en el tiempo).c) Propiedades de los materiales.d) Vida útil requerida para servicio.
Diseño mecánico
Desde el punto de vista mecánico, diseñar una columna de Tubing consiste en la selección de la mejor combinación de tubos y conexiones que satisfagan necesidades estructurales, funcionales y geométricas a saber:
Estructurales Eficiencia axial (Tracción/Compresión) Eficiencia a las presiones (Interna/Colapso) Resistencia a la Fatiga Resistencia al Sobre-torque
Funcionales
Sellabilidad Repetibilidad en los M&B (Resistencia al engrane)
Geométricas
Compatibilidad con la geometría requerida del pozo
Esencialmente, para un tipo de instalación definida, la carga en el Tubing se ve afectada por un cambio en alguna de estas condiciones:Densidad del fluido interno ( δ i)La presión de superficie en la tubería (Psi)Densidad del fluído externo ( δ o)La presión en boca del anular (Pso)El perfil de temperatura (Temp)
Por lo tanto, el Tubing se instala con una condición inicial de densidad, de presión y de temperatura en el momento en el cual el tubo está aislado de los punzados. En este punto, se establece lo que se considera un estado inicial de carga (Tubing “como instalado” o “as landed condition”). Luego, las condiciones en operativa del pozo cambian, lo que lleva a diferentes cargas en la tubería (condiciones de servicio), por lo que cargas axiales y de presión resultan de estos cambios.
Pandeo y cambios de longitud
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Un aspecto importante en el estudio de un Tubing es su tendencia al pandeo y la influencia de las cargas actuantes en el cambio de longitud (movimiento) del tubular. De hecho, el análisis del movimiento de la tubería y las fuerzas de compresión intervinientes se toma a menudo como sinónimo de análisis de pandeo. Por lo cual es importante destacar que, si bien la implicancia de otros actores sobre el cambio de longitud de un tubo que es generalmente rápidamente entendido y asimilado, el análisis de tuberías en pandeo resulta mucho menos obvio. Es esencial entender que hay de dos tipos de pandeo:
Pandeo del tipo mecánico (Mechanical Buckling): resulta como consecuencia de aplicar una compresión mecánica en el tubo. Por ejemplo, esto puede ocurrir en respuesta a peso “descargado” en la superficie (slack-off) en el proceso de asentar al packer.
Pandeo del tipo hidráulico (Hydraulic Buckling): ocurre simplemente debido a la diferencia en la presión hidrostática dentro de la tubería en comparación con la presión en el anular. Para tubos colgando libremente (esto es sin packer), los cambios de presión dentro de la tubería (y/o en el espacio anular del pozo) no tienen ningún efecto neto sobre el pandeo. Esto no es así en tuberías con packer.s
Las condiciones más importantes para el diseño de la tubería de producción es tomar en cuenta las siguientes variables:
Wn= peso nominal de la TP (lb/pie)Pt= resistencia a la tensión (lb)Rc= resistencia al colapso (Psi)Wtp= peso ajustado de la TP (lb/pie) incluye la conexión.Pcp= punto de cedencia promedio (lb/pg2)Mop= margen de seguridad por tensión (Ton)Fsc= factor de seguridad al colapso (1.125)
En términos generales podemos mencionar dos etapas, la primera diseño por tensión y la segunda el diseño por colapso.
En el diseño por tensión se utiliza la siguiente fórmula matemática:
En el diseño por colapso la sarta debe estar previamente calculada por Tensión y se utilizan las siguientes fórmulas
Z2+RY+R2-1=0
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Wap= tension aplicada a la T.P. sobre el punto de interés (Kg)A= area transversal del acero (cm2)Rct= resistencia al colapso bajo tensión (Kg/cm2)Rcst= resistencia al colapso sin tensión (Kg/cm2)
11. CLASES DE TERMINACIÓN
Las formas fundamentales de completación de pozos son las siguientes:
Terminación a hueco abierto Terminación tubería ranurada. Terminación a hueco revestido y cañoneado. Terminación de pozos de acuerdo a la configuración mecánica. Terminación a hoyo revestido con empaque con grava.
11.1 Terminación a hoyo abierto ampliado con empaque con grava.
En la completación a hueco abierto, el revestidor de producción se asienta por encima de la zona productora y se realiza en zonas donde la formación es altamente compactada.
Entre las variantes de este tipo de completación encontramos:
Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) y cementar el revestidor de producción.
Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) el revestimiento de producción.
Ventajas. Desventajas.El asentamiento del revestidor en el tope de la productora permite la utilización de técnicas especiales de perforación, que minimizan el daño a la formación.
Puede requerirse la limpieza periódica del hueco.
Todo el diámetro del hoyo está No se puede controlar efectivamente
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disponible para el flujo. la producción de gas o agua.Generalmente no se requiere cañoneo, la interpretación del perfil del hoyo no es crítica.
Es difícil tratar los intervalos productores en forma selectiva.
Si la zona no se va a cañonear, la interpretación del perfil del pozo no es crítica.
No hay forma de regular el flujo hacia el hoyo.
El hoyo se puede profundizar fácilmente o cambiar a una completación con forro y empacar con grava.
Notas Importantes: La completación de pozos a hueco abierto permite empacar el pozo con grava, con ello aumenta su productividad o controla la producción de arena en formaciones no consolidadas. La completación a hueco abierto tiene mayor aplicación en formaciones de caliza, debido a su consolidación.
11.2 Terminación tubería ranurada.
En la cementación con tubería ranurada, el revestidor de producción es asentado y cementado por encima de la zona productora, y una tubería ranurada se instala al revestidor mediante un colgador. Este método permite efectuar empaques con arena y es utilizado en formaciones no compactadas.
Ventajas: Desventajas:
Disminución del daño a la formación mientras se perfora la zona productora.
Dificultad para controlar la producción de gas o agua.
Eliminación del costo de cañoneo El revestidor de producción es asentado antes de perforar el horizonte objetivo.
La interpretación de los registros no es crítica.
Imposibilidad de una estimulación selectiva.
Posibilidad de usar técnicas especiales de control de arena.
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Dentro de este tipo de completación encontramos la siguiente clasificación:
a) Completación con forro no cementado: en este tipo de completación un forro o sin malla se coloca a lo largo de la sección o intervalo de interés.
Ventajas DesventajasEl pozo puede ser fácilmente profundizable.
Dificulta las futuras reparaciones.
Se reduce al mínimo el daño en la formación.
No se puede estimular selectivamente
b) Completación con forro liso o camisa perforada: en este caso, se instala un forro a lo largo de la sección o intervalo de producción.
Ventajas Desventajas La producción de agua/gas es fácilmente controlada.
Requiere buenos trabajos de cementación
La formación puede ser estimulada selectivamente
Presenta algunos gastos adicionales (cementación, cañoneo, taladro, etc.)
11.3 Terminación a hueco revestido y cañoneado.
En la completación a hueco revestido y cañoneado, el revestidor se asienta a través de la productora y se cementa. Posteriormente se cañonea para establecer comunicación entre el hoyo y la formación; así como es uno de los tipos de completación que más se usa en la actualidad.
Ventajas DesventajasExisten facilidades para la completación selectiva y para reparaciones en los intervalos productores.
Se requiere análisis preciso de los registros y muy buen control de la profundidad del hueco.
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Mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de gas y agua.
El cañoneo de zonas de gran espesor puede ser costoso.
La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad.
Se puede incurrir en reducción del diámetro efectivo del hueco y de la productiva del pozo.
Es posible hacer completaciones múltiples.
Se requiere un buen trabajo de cementación a través de los intervalos productores.
11.4 Terminación de pozos de acuerdo a la configuración mecánica.
De acuerdo a la configuración mecaniza del pozo, la completación del mimo puede clasificarse en completación convencional y completación permanente. Se entiendo por “completación convencional” aquella operación en la cual existe una tubería mayor de 4 ½ pulgadas de diámetro y con respecto a la “completación permanente” son aquellas operaciones en las cuales la tubería de producción y cabezal del pozo (árbol de navidad), se instala de tal manera que todo trabajo subsiguiente se lleva a cabo a través de la tubería de producción con equipo manejado a cable. Existen unos factores que determinan el tipo de configuración mecánica:
Tipo de pozo (productor, inyector, etc.) Numero de zonas a completar. Mecanismo de producción. Procesos de recuperación secundaria (inyección de agua, inyección de gas, etc.) Grado de compactación de la formación. Posibilidades de futuros reacondicionamiento.
Costos de equipos.
Tipos de Completación de acuerdo a la configuración mecánica:
a) Completación Sencilla: Es aquella que tiene como objetivo fundamental producir una sola formación. Tipos:
Completaciones sencillas sin empaquetaduras: Es aquella en donde no se colocan empaquetaduras para permitir el flujo en la permitir el flujo en la tubería de producción y el revestidor. NOTA: este tipo de completación se aplica a pozos de muy alta productividad, ya sea de crudo o de gas.
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Completaciones sencillas con empaquetaduras: Es aquella donde se coloca una empaquetadura para impedir el flujo a través del espacio anular.
b) Completación Múltiple: Es aquella que tiene como objetivo fundamental poner a producir dos o más yacimientos, en el mismo pozo y sin que se mezcle los fluidos de los diferentes yacimientos.
Ventajas Desventajas
Se obtiene tasas de producción más altas y menores tiempos de retornos del capital invertido.
Inversión inicial alta para la tubería de producción, empaquetaduras y equipos de guaya fina.
Para separar zonas que poseen distintos índices de productividad, con el fin de evitar que la zona de alta productividad inyecte petróleo en la zona de baja productividad.
Posibilidades de fugas a través de la tubería de producción y de los empaques y sellos de las empaquetadaduras de producción.
Para separar yacimientos con distintos mecanismo de producción, pues es indeseable producir yacimientos con empuje por agua con uno de empuje por gas.
Dudas para llevar a cabo tratamientos de estimulación y conversión a levantamiento artificial con gas.
Para tener en control apropiado del yacimiento con el fin de evitar zonas drenadas de petróleo que estén produciendo agua o gas.
Probabilidades muy altas de que se originen pescados durante y después de la completación, lo que eleva los costos por equipos de pesca, servicios y tiempos adicionales de cabria.
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Tipos:
Completación de doble zona con una sarta: Este tipo de completación utiliza una sola tubería para producir una zona y dejar otra zona aislada. Utiliza por lo general dos empaquetaduras sencillas.
Ventajas DesventajasBajo costo El revestidor está sujeto a presión
de la formación y a la corrosión de los fluidos.La reparación de la zona superior requiere que se mate primero la zona inferior.
Completación de dos zonas con dos sartas: Este tipo de completación utiliza dos tuberías de producción y dos empaquetaduras: una sencilla, que por lo general es de tipo permanente, y una dual hidráulica, la cual puede ser convencional o de asentamiento selectivo. Cualquiera de las zonas puede ser adaptada para producir por levantamiento artificial. Este diseño se puede completar con métodos para control, de arena.
Ventajas DesventajasLa herramienta de cruce permite que la zona superior sea producida por la tubería de producción.
El revestidor está sujeto a daño por altas presiones de la formación y por la corrosión de los fluidos.
la herramienta de cruce permite realizar el levantamiento artificial por gas en la zona superior.
Se deben matar ambas zonas antes de realizar cualquier trabajo al pozo o de reparar la zona superior.
Completación de tres zonas con dos sartas: Este tipo de completación utiliza dos tuberías de producción y tres empaquetaduras: una sencilla y dos duales hidráulicas.
Cualquiera de las zonas puede ser adaptada para producir por levantamiento artificial por gas.
Ventajas DesventajasSe puede producir con levantamiento artificial por gas.
Alto costo inicial.
Se pueden realizar reparaciones Las reparaciones que requieran la
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con tuberías concéntricas y con equipo manejado a cable en todas las zonas.
remoción del equipo de producción pueden ser muy costosas.
Completación Triple: este tipo de diseño puede llevarse a cabo utilizando dos o más tuberías y empaquetaduras de producción.
Ventajas DesventajasPermite obtener alta tasa de producción por pozo.
Dificultad para su instalación y remoción de los equipos en los futuros trabajos de reparación.Son muy susceptibles a problemas de comunicación, filtraciones, etc.
11.5 Terminación a hoyo revestido con empaque con grava.
El empaque con grava en “hoyo revestido” es una de las técnicas de control de arena más comúnmente utilizada por la industria petrolera. Este método de control de arena utiliza una combinación de rejilla y grava para establecer un proceso de filtración en el fondo del pozo.
Las diferentes técnicas más conocidas son las siguientes:
Sistemas convencionales – empacados con agua:
Circulación en reverso. Circulación Crossover. Técnica de Washdown.
Sistemas de empaque por lechada de cemento:
Técnica de Squeeze. Técnica de un viaje. Técnica de Washdown.
Desafortunadamente, la eficiencia de una completación con empaque con grava, independiente de la técnica que se utilice, genera daños al pozo en muchos casos.
Esta pérdida de fluido puede producir una variedad de mecanismos de daños tales como:
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Problemas de depositación de escama por la interacción del agua de la formación con los fluidos perdidos durante la fase completación.
Daño debido a la alta viscosidad de fluidos perdidos.
Daño debido a la presencia de partículas solidas como carbonato de calcio y sal usados como aditivos para controlar perdidas de fluidos, bombeados antes del empaque con grava, que pueden crear taponamiento del medio poroso por sólidos.
Ventajas DesventajasExisten facilidades para completación selectiva y para reparaciones en los intervalos productores.
Se restringe las perforaciones del cañoneo debido a la necesidad de dejar la rejilla en el hoyo.
Mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de gas y agua.
Perdida de fluidos durante la completación causa un daño a la formación.
La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad.
Erosión/corrosión de la rejilla debido a la arena que choca contra cualquier superficie expuesta.
11.6 Terminación a hoyo abierto ampliado con empaque con grava.
El empaque con grava “hoyo abierto ampliado” implica perforar por debajo de la zapata o cortar el revestimiento de producción a la profundidad de interés, repasar la sección del hoyo abierto, ampliándolo al diámetro requerido, para luego colocar una rejilla frente al intervalo ampliado. De tal forma que la rejilla o “liner” ranurado funcione como dispositivo de retención de la grava y el empaque con grava como filtro de la arena de la formación.La razón fundamental que justifica esta operación en un hoyo abierto es la de remover el daño presente en la zonas más cercana al pozo.
:Existen tres Requerimientos o características Básicas en cada completación, en común con casi todos los productos y servicios de operaciones Petroleras. Una completación debe proveer los medios para la producción de Gas y/o Petróleo (o Inyección). Las cuales deben ser:
Seguro Eficiente / Económico Confiable
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APLICACIONES
Elegir el diámetro óptimo de la tubería
Elegir el diámetro óptimo de la línea de recolección
Dimensionar el diámetro del estrangulador
Analizar el comportamiento anormal de un pozo por restricciones
Obtener pronósticos de producción
Evaluar la estimulación de pozos
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Analizar los efectos de la densidad de disparos
Optimizar la producción y el rendimiento económico delos campos en base a la demanda.
CONCLUSIONES
La completación doble es un arreglo mecánico que se instala en pozos productores de petróleo con la finalidad de producir simultáneamente de dos zonas productoras. En una completación doble se instala dos tuberías de producción, sean estas paralelas o concéntricas, para obtener una producción 104 individual y simultánea de dos zonas. Una completación doble es un nuevo tipo de arreglo de fondo de pozo que en algunos pozos de Petroproducción es muy factible. Después de realizar las operaciones para la instalación de la completación doble del pozo se obtiene los resultados que indican le éxito o fracaso del reacondicionamiento. Con la instalación de la mencionada completación doble se puede incrementar la producción de hidrocarburos y a la vez producir a caudales moderados a efectos de alargar la vida útil del pozo.
Para cada pozo se requiere de información sobre la energía disponible en la locación y conocer el sistema de producción instalado, lo que permite definir si existe la posibilidad de instalar una completación doble.
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La tecnología de completaciones dobles es ampliamente utilizada en la industria petrolera mundial, situación que debe ser aprovechada para conocer experiencias obtenidas en otros países y así dotar de este tipo de completaciones a pozos de Petroproducción.
Se conoce que en nuestro país algunas compañías petroleras han implementado completaciones dobles, pero no se cuenta con los resultados oficiales de estas aplicaciones
RECOMENDACIONES
Pozos que producen con flujo natural y presentan buenas características en las curvas de producción deben ser evaluados y punzonados nuevos intervalos, para implementar una completación doble
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BIBLIOGRAFÍA
http://www.slideshare.net/ares1212/completacin-de-pozos-petroleros
http://www.slideshare.net/georgehsterling/manual-de-completacin
http://perforacion-jose.blogspot.com/
DRESSER OIL TOOLS; Introducción a los sistemas de bombeo hidráulico, 1994. • HALLIBURTON; Packer 1 Training manual, 1995 • BAKER OIL TOOLS; Catalog, 1993 • BAKER HUGHES; Open hole completion systems,1998
REFERENCIAS:
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“Advanced tubulars design course” Blade Energy – Agosto 2008
“Oilfield corrosion and materials engineering course” Bijan Kermany - Mayo 2004
“OCTG for critical environments course” Tenaris University – Octubre 2008
Control of corrosion in oil and gas production tubing” L. SMITH - British Corrosion Journal, 1999Vol. 34 No. 4 247.
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