INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURAUNIDAD TICOMÁN

“CIENCIAS DE LA TIERRA”

“TECNOLOGÌA DE LA TERMINACIÒN EN POZOS HORIZONTALES” 

T E S I N A 

Para obtener el título de:INGENIERO PETROLERO

P R E S E N T A N: 

HIDALGO TELLO OMARREYES GARCIA DAVID ALEJANDRO

RODRIGUEZ LAGUNA ARIANNA ITZEL BELEMSALAS ALBARRAN FRANCISCO JAVIER

SOSA REYES GARY STOYKO México D.F. Miércoles 18 de Junio del 2014

“TECNOLOGÌA DE LA TERMINACIÒN EN POZOS HORIZONTALES”

Introducción Objetivos Capitulo 1 Capitulo 2 Capitulo 3

Capitulo 4 Capitulo 5

La terminación de pozos es una etapa muy importante durante la construcción del pozo debido a que esta influirá en la vida productiva del pozo, por lo que debe ser exacta y concisa. Básicamente una terminación consiste en establecer en forma controlada y segura la comunicación entre el yacimiento y la superficie. En este trabajo se hará énfasis en las terminaciones en pozos horizontales y en que se diferencian de los pozos convencionales y/o verticales.

ÍNDICE

INTRODUCCIÓN

  GENERAL.  El objetivo de la terminación de un pozo petrolero es dejar al pozo en optimas condiciones para su etapa de producción. Básicamente una terminación consiste en conectar de forma controlada y segura al yacimiento con la superficie, contando con la introducción, anclaje y empacamiento del aparejo de producción para dejarlo produciendo por el método más conveniente, aprovechando así de la mejor forma tanto la energía del yacimiento como la integridad del pozo.   ESPECIFICO.  Analizar y detallar las diferentes herramientas y accesorios de nueva tecnología utilizados en el proceso de terminación de pozos horizontales, sus características físicas y mecánicas, así como sus ventajas y desventajas, para poder obtener una terminación satisfactoria y segura, que a corto, mediano y largo plazo nos ayudara a generar la máxima recuperación de hidrocarburos. ÍNDICE

OBJETIVO

PERFORACIÓN HORIZONTAL

POZO HORIZONTAL

Un pozo horizontal es aquel que mantiene una trayectoria aproximadamente paralela a la formación productora o que la penetra con un ángulo de 80° a 95°.

El propósito de un pozo horizontal es proveer una solución óptima en situaciones específicas donde es necesario lo siguiente:

•Mayor recuperación de reservas.

•Incremento de producción.

•Para espaciar y reducir el número •de pozos en proyectos de desarrollo.

•.Control de conificación de gas/agua.

Los importantes para la perforación horizontal son:

Objetivo del pozo y localización en superficie. Características y modelo geológico del yacimiento.

-Yacimiento continúo dentro de un plano vertical. -Porosidad. -Saturaciones. -Temperatura. -Presión. -RGA. PVT. -Anisotropía -Permeabilidad vertical y permeabilidad horizontal. -Espesor de drene. -Distancia efectiva de drene para el pozo horizontal dentro del yacimiento. -Objetivo del cliente. -Tipos de fluidos para la perforación y terminación de pozos. -Diseño y construcción de la curva. Métodos de terminación. -Comportamiento de la producción estimada. -Trabajos futuros de reparación. -Proyectos económicos. -Costos.

REQUERIMIENTOS PARA LA PERFORACIÓN HORIZONTAL

REQUERIMIENTOS ADICIONALES PARA LA PERFORACIÓN HORIZONTAL

-Uso de motores de fondo y herramientas de medición mientras se perfora (MWD).

-Aditivos especiales de lubricación en el lodo de perforación para reducir el torque y arrastre. -Diseño de una hidráulica óptima para una limpieza efectiva del agujero.

-Diseño de los aparejos de fondo para el control de la desviación y la barrena. -Herramientas de desviación.

se divide en dos etapas:  

La total identificación del objetivo que se persigue dentro de un marco legal y de acuerdo con las especificaciones del cliente y que sea económicamente alcanzable.

Que el drene del pozo sea redituable con una realización cuidadosa del programa de perforación y terminación del pozo con apego a las normas de seguridad y cuidado al entorno ecológico, para llegar a la realización del proyecto en la manera más segura, eficiente y económica dentro del objetivo planeado.  

CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO

La planeación horizontal parte básicamente de la planeación de pozos convencionales y que al igual se consideran los siguientes aspectos:

.Evaluación geológica.

.Determinación de la presión de poro y de fractura.

.Programa de registros geofísicos.

.Diseño de TR’s, aparejos de fondo, hidráulica de lodos y cementaciones.

.Programa de barrenas, procedimientos de control de pozos.

.Equipos de perforación.

PERFORACIÓN HORIZONTAL

Perforación horizontal con una curva

Perforación horizontal con dos curvas

Las técnicas de perforación horizontal están clasificadas en cuatro técnicas dependiendo del radio de giro, que es el requerido para cambiar la dirección vertical a la dirección horizontal y esto se logra con la aplicación de los siguientes métodos para el tipo de construcción de radio de la curvatura, y son los siguientes:

-Método de radio ultracorto.

-Método de radio corto.

-Método de radio medio.

-Método de radio largo.

MÉTODOS DE PERFORACIÓN DE POZOS HORIZONTALES

METODO DE RADIO LARGO

Ventajas: La sarta de perforación puede rotarse con uso de herramientas convencionales, mínimas severidades y patas de perro, los costos por día de los servicios son más bajos que los de radio medio y corto, permite perforar longitudes horizontales aproximadamente de1500 m, con un promedio de 1000 m.

Desventajas: Se requiere un equipo con largas bombas y Grandes cantidades de lodo, el riesgo a agujero descubierto es mayor ya que la tubería de perforación puede pegarse y causar daño al yacimiento mientras se perfora.

Aplicaciones: Localizaciones inaccesibles, extensión en la perforación de acuerdo a normas gubernamentales, operaciones internacionales y desarrollo de la sección horizontal a más de 300 m.

MÉTODO DE RADIO MEDIO

El radio de curvatura varía de 90 a 250 m, con un ángulo de construcción de 6° a 20° por cada 100 pies. La sección horizontal varía de 600 a 1200 m de longitud.  Aplicaciones: Yacimientos fracturados, yacimientos marinos; problemas con conificación de agua y/o gas y yacimientos estrechos.

 Ventajas: Menor torque y arrastre que en pozos de radio corto, puede perforarse horizontalmente hasta una longitud de 90 m y existe la posibilidad de tomar núcleos convencionales.  

Desventajas: No aplicable para formaciones superficiales.

En este método el radio de curvatura varía de 6 a 12 m con variaciones del ángulo de construcción de 2° a 5° por 30 pies, con una sección horizontal de 30 a 250 m de longitud.

Aplicaciones: en pozos multilaterales y yacimientos cerrados.

Ventajas: Atractivo en yacimientos pequeños y más precisión para drenar el yacimiento.  Desventajas: No pueden tomarse núcleos, ni perfilarse, su terminación es únicamente en agujero descubierto.

MÉTODO DE RADIO CORTO

El radio de curvatura en esta técnica de perforación horizontal varia de 1 a 2 pies y el ángulo de construcción es de 45° y 60° por 30 pies, con sección horizontal entre 30 a 60 m.

Ventajas: Son efectivos en formaciones suaves y fáciles de penetrar como en arenas de aceite pesado y bitumen, realización de pozos horizontales múltiples a través de varias capas originadas desde un pozo vertical.

Desventajas: Es imposible correr registros en la sección horizontal y no pueden tomarse núcleos debido a lo severo del radio de curvatura.

MÉTODO DE RADIO ULTRA CORTO

ÍNDICE

ACCESORIOS Y EQUIPOS PARA LA TERMINACIÓN DE POZOS

EQUIPOS DE SUPERFICIE

Cabezal

Es un elemento que provee un medio seguro y adecuado para sostener y anexar el equipo de “control de brotes durante la perforación” y más adelante suministra un sello entre las diferentes tuberías de revestimiento.

El Rango de Presión que soportan los cabezales está aproximadamente entre 1000 y 20000 psi

FUNCIONES

Controlar y dirigir la entrada y salida de fluidos y gases Proporciona salidas para el retorno de fluidos que

ascienden por el espacio anular. Facilitar la suspensión y sellar la siguiente sarta de

revestimiento; y los espacios anulares entre las tuberías.

Suspender la tubería de producción y los revestimientos de superficie y producción, utilizando colgadores.

Servir como base para la instalación de las válvulas de seguridad (preventores).

TIPOS DE CABEZAL

Cabezal Convencional de Producción<14000 ft, sin Ácido Sulfúrico (H2S), Dióxido de Carbono (CO2

Cabezal de Producción Térmicainyección de vapor donde se alcanzan hasta ± 650°F

Cabezal de Pozos Profundos>14000 ft

yacimientos con alta presión. (15000 psi)

resisten corrosivos como el CO2 y H2S.

Cabezales para casos especiales Para terminar con múltiples sartas Pozos producirán mediante sistema artificial

TIPOS DE SELLOS

Primarios: son los que se colocan alrededor del colgador del revestimiento y sella la entrada de fluidos en el anular.

Secundarios: son los que se colocan en la parte inferior de un carrete de cabezal y evitan la comunicación de la parte interna de la tubería con la parte externa de la misma.

COLGADORES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

Es un dispositivo que permite transferir el peso o carga en tensión de una sarta de tubería de revestimiento a un cabezal de tubería de revestimiento

Funciones de los Colgadores de Tubería de Revestimiento Suspender el peso del revestimiento en un cabezal de

revestimiento Centrar el revestimiento

en el cabezal.

CARRETE DE TP Es el enlace entre un cabezal y el medio

árbol de producción (ó de válvulas) o para instalar el arreglo de preventores.

PREVENTORES

Son diseñados para ejercer el control del pozo.

Son operados hidráulicamente y pueden ser accionados a control remoto.

1.Cerrar la parte superior del pozo

2.Permitir el bombeo de fluido al interior del pozo

3.Permitir el movimiento de la sarta de perforación

y colgar la misma si es necesario.

4.Controlar el escape de fluidos

FUNCIONES

Preventor Esférico Ariete Arietes Ciegos  Arietes de Corte

PREVENTORES

SISTEMA DESVIADOR DE FLUJO

El sistema desviador de flujo se utiliza como un medio de control del pozo, ya que proporciona un determinado grado de protección antes de que se corra y cemente la tubería de revestimiento superficial sobre la que se instalarán los preventores.

LÍNEAS DE MATAR Y ESTRANGULAR

Línea de matarLa línea de matar conecta las bombas de Iodo del equipo, con una de las salidas laterales del carrete de control de los preventores.

Línea de estrangulación1. Deben ser lo más rectas posible. En su caso, deben usar tapón ciego.

2. Deben estar firmemente sujetadas para evitar un exceso de latigazo o vibración.

3. Deben tener un diámetro suficiente para evitar un exceso de erosión o de fricción causada por los fluidos

CONSOLA DE CONTROL REMOTO

Cuenta con:Manómetros que señalan las presiones en TP y TR Un contador de emboladas por minuto que indica la velocidad de la bomba

EQUIPOS DE SUBSUELO

TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN

La función de las tuberías de producción es llevar el fluido desde la formación productora hasta el cabezal del pozo y/o viceversa

J-55, C-75, C-95, N-80 y P-105 (Tuberías de alta resistencia >8000 psi)

Conexiones de las Tuberías

UN poseen roscas de 10 vueltas y tienen una resistencia menor que la del cuerpo del tubo

EUE 8 vueltas por roscas y una resistencia superior a la del cuerpo del tubo.

EMPACADOR DE PRODUCCIÓN

Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería de producción y la TR de explotación

FUNCIONES

Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción o presiones de inyección.

Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.

Para aislar perforaciones o zonas de producción en terminaciones múltiples.

En instalaciones de levantamiento artificial por gas.

Son elementos son normalmente construidos de un producto de goma de nitrilo.

El elemento de goma se expande entre el cuerpo del empacador y la pared de la tubería

TIPOS DE EMPACADORES

Empacadores Recuperables. Son aquellos que se bajan con la tubería de producción o tubería de perforación y se pueden asentar: por compresión, mecánicamente e hidráulicamente

Empacadores Permanentes. Estas se pueden correr con la tubería de producción. En caso de formaciones con temperatura de fondo alta (400ºF-450ºF)

NIPLES DE ASIENTO.Son dispositivos tubulares insertados en la tubería de producción y comunes en el pozo a una determinada profundidad. Internamente son diseñados para alojar un dispositivo de cierre para controlar la producción de la tubería.

Funciones Taponar el pozo hacia arriba o hacia abajo o en ambas

direcciones. Permite probar la tubería de producción. Permite colocar válvulas de seguridad. Permite colocar reguladores en fondo. Permite colocar empacadores hidráulicas.

CAMISAS DESLIZABLES

Son equipos de comunicación o separación, los cuales son instalados en la tubería de producción

Funciones Traer pozos a producción. Matar pozos. Lavar arena. Producción de pozos en múltiples zonas.

ESTRANGULADORES DE FONDO

Permiten reducir o prevenir el congelamiento de los equipos de control, disminuyendo el punto de caída de presión en el fondo del pozo

reducir la inundación de agua reducir la relación gas-petróleo

REGULADOR DE FONDO

Es un ensamblaje que consiste en una válvula asentada por un resorte.

Cuando existe una presión diferencial a través de la herramienta, la válvula se mueve hacia arriba, permitiendo al pozo fluir y así reducir su presión

VÁLVULAS DE SEGURIDAD

Estos son dispositivos diseñados para cortar el flujo en un pozo en caso de una falla o daño en algún equipo de superficie.

FLUIDOS DE TERMINACIÓN DE POZOS

FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE TERMINACIÓN

• Controlar las presiones del yacimiento • Eliminar del agujero todos los sólidos movibles (arenas, etc.),

suspenderlos y transportarlos hacia la superficie

• Enfriar y lubricar la sarta de trabajo y las herramientas, agujero abajo

• Reducir a un mínimo, tanto las pérdidas por fricción mecánica como por el fluido

• No dañar las zonas productivas

• Ser estable, no tóxico, no corrosivo e inherentemente limpio

• Ser inerte a la contaminación por sales solubles, minerales, cemento.

Cuantificación de las propiedades de los fluidos de control.

Los fluidos de control requieren un correcto manejo de sus propiedades ya que de lo contrario se pueden ocasionar desde descontrol de un pozo, hasta daños a la formación o deterioro del equipo.

Se definirán las propiedades reológicas de los fluidos de control y algunos factores que influyen en ellas.

Estas propiedades son:

  Viscosidad aparente (μa) Viscosidad plástica (μp) Punto de cedencia (τo) Fuerza de Gelatinosidad (Go) Enjarre Filtración

Viscosidad aparente (μa):

Es la resistencia al flujo de un fluido, causada principalmente por las fuerzas de atracción de sus partículas y en menor grado por la fricción creada entre ellas a una determinada velocidad de corte.

Viscosidad Plástica (μp)

Es la medida de la resistencia de flujo debida a la concentración de los sólidos presentes en el fluido y está de flujo debida a la concentración de los sólidos en el fluido y está en función de la forma y el tamaño de los mismos.

PUNTO DE CEDENCIA (ΤO)

El punto de cedencia es otro de los componentes de la resistencia al flujo de un fluido. Se sabe a las fuerzas de atracción que existen entre las partículas o sólidos en suspensión.

FUERZA DE GELATINOSIDAD (GO)

Esta propiedad reológica es determinante para lograr la función de sus pensión de recortes, ya que la fuerza de gelatinosidad de un fluido define su capacidad para mantener estos sólidos en suspensión.

  ENJARRE

Es la propiedad que tienen los fluidos de control, de formar una costra o película sobre la formación para reducir el filtrado del fluido.

FILTRACIÓN

Es la pérdida de fracción líquida de un fluido hacia la formación, cuando la permeabilidad de ésta lo permite. La fase líquida puede ser agua o aceite.

IMPORTANTANCIA :-TIEMPO ,TEMPERATURA ,PRESION , DISPERSION

DINAMICA ESTATICA

INTERPRETACIÓN DEL ANALISIS FÍSICO-QUÍMICO DE UN FLUIDO DE TERMINACION

La interpretación de los análisis de las propiedades del lodo, nos

permite conocer sus condiciones, y cualesquier variación dentro del

rango permitido, identificar y solucionar el problema que nos

manifieste el pozo durante su perforación o mantenimiento del

mismo.

FLUIDOS DE LIMPIEZA DE LAS PERFORACIONES DESPUÉS DE LOS DISPAROS

Fluido de Limpieza sin Control de Filtrado

Fluido de Limpieza con Control de Filtrado

Control de la Corrosión

Esta es una de las áreas de mayor interés cuando se planifica un sistema de fluido para los propósitos que se están discutiendo, especialmente los fluidos de empaque, cuando el tiempo de contacto puede ser largo.

Función del Fluido de Empaque

Cualquier fluido seleccionado como fluido de empaque debe tener la propiedad de permanecer mecánica y químicamente estable por largos períodos; y, por consiguiente, permitir la remoción de la tubería de producción (y el empacador, si fuera necesario), sin dificultad y en cualquier momento, durante su extracción del pozo.

FLUIDOS DE TERMINACIÓN Y SUS PROPIEDADES.

Composición y Propiedades de las Salmueras.

Los fluidos de terminación son diseñados para controlar la presión, facilitar las operaciones de molienda/limpieza y proteger a la formación productora, mientras se hacen los trabajos correspondientes.

Cristalización de salmueras.

Turbidez.

PH

APLICACIONES DE LOS FLUIDOS DE TERMINACIÓN Se utilizan siempre como fluido de control. Permiten fácilmente la introducción de aparejos de bombeo

neumático cuando estos fluidos no contengan sólidos en suspensión.

Salmueras Sódicas. Es una solución formada por agua dulce y sal en grano (cloruro de

sodio). Su densidad máxima es de 1.19 gr/cm3.

Salmuera Cálcica.

Es una solución de cloruro de calcio en agua. Su densidad máxima es de 1.39 gr/cm3.

Función: Control y limpieza de pozos especialmente si se mezcla con una arcilla cálcica

Salmuera con polímero y densificante

Descripción.- Son soluciones con sales a las que se agregan polímeros para dar viscosidad y gelatinosidad al fluido, así como, densificantes para incrementar el valor de su densidad.

Aplicaciones:

Se utilizan en el control y limpieza de pozos.

Importancia de la temperatura en el uso de las salmueras.

Al utilizar las salmueras es importante tomar en cuenta que éstas son afectadas por la temperatura.

El aumento de la temperatura disminuye la densidad de las salmueras. Recuerde que la temperatura del pozo variará de acuerdo a la profundidad.

Fluidos Sintéticos

Estos fluidos son sintéticos para, formular lodos de emulsión inversa que pueden ser esteres (aceites sintéticos biodegradables) como fase continua un compuesto sintético biodegradable en vez de diesel.

Fluidos de baja densidad.

Baja densidad FAPX (Emulsión directa) Su característica principal se debe a la combinación de líquidos

diesel-agua emulsionados en forma directa y esta particularidad nos la proporciona el tipo de emulsificante que se emplea.

PREPARACION DE BACHES VISCOSOS

  Durante la intervención de un pozo, en ocasiones es necesario hacer

desplazamientos de baches viscosos, esto es para recuperar posibles baches de materiales en suspensión que no han podido recuperarse en superficie o durante moliendas de tuberías de revestimiento (abrir ventanas), empacadores o herramientas diversas.

El procedimiento para preparar estos baches consiste en tener un volumen de lodo de bajo peso y agregar el material correspondiente ya sea base agua o base aceite.

Estos fluidos tienen muchas características ya indicadas (principalmente libre de sólidos). Algunas de ellos son:

  Salmueras limpias filtradas Fluidos naturales del yacimiento Petróleo (crudo, diesel, no dañino o neutral)  Y libre de arcillas con un mínimo posible de sólidos biodegradables y en

todo caso que tengas las siguientes características. 

ÍNDICE

TERMINACIÓN DE POZOS HORIZONTALES

TERMINACIÓN

•La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después de la cementación de la última tubería de revestimiento.

•El propósito primordial de la terminación de un pozo es prepararlo y acondicionarlo con el fin de obtener la producción óptima de hidrocarburos al menor costo posible, empleando las técnicas e introduciendo los equipos adecuados para las características del yacimiento y del propio pozo.

La elección del sistema de terminación deberá considerarse la información recabada, indirecta o directamente, durante la perforación, a partir de:

recortes núcleos, pruebas de formación, análisis petrofísicos, análisis PVT los registros geofísicos de pozos.

Esto con el objetivo de maximizar la producción.

DESARROLLO DE LA TERMINACIÓN HORIZONTAL

1. Limpieza del pozo y acondicionamiento del fluido de terminación.

2. Perfiles de agujero entubado. Precisar la posición de los

estratos productivos. Posición de los coples. Continuidad y adherencia del

cemento. Disparos.

ADELANTOS EN LA TECNOLOGÍA DE LAS TERMINACIONES EN POZOS HORIZONTALES.

•Estudios y pruebas de laboratorio , se han logrado mejores avances en:Cementación de la tubería de revestimiento en dichos pozos.Centralización adecuada de la tubería.Sísmica para correlaciones mas exactas.Toma de datos durante la perforación.Fracturamiento y empaque con grava.

TIPOS DE TERMINACIONES

El comportamiento y rendimiento efectivo de los pozos (vida útil) dependen en forma directa no solo de las características geológicas y petrofísicas del yacimiento, sino también del esquema de terminación planificada.

Terminación en agujero abierto. con camisa ranurada (liner ranurado) con o sin empaque de grava. con camisa ranurada y empacador externo. cementación y disparos en pozo horizontal revestido. Terminación con tubería expandible

TERMINACIÓN CON AGUJERO DESCUBIERTO

La terminación a agujero abierto o desnudo, al igual que en pozos verticales, representa la opción más económica. Sin embargo, su aplicación está condicionada al tipo de formación perforada. Los pozos terminados a agujero abierto son difíciles de estimular y controlar, tanto para la inyección como la producción a lo largo del agujero horizontal.

TERMINACIÓN CON CAMISA RANURADA Y EMPAQUE DE GRAVA

Este tipo de terminación generalmente es empleado en formaciones donde se prevé la posibilidad de colapso del pozo horizontal. La camisa o liner ranurado proporciona un control limitado en la producción de arena, y además, es susceptible al taponamiento. Actualmente existen tres tipos, utilizados en la terminación de pozos horizontales:

Camisas perforadas. Camisas ranuradas. Camisa pre-empacada.

En formaciones no consolidadas, se ha empleado exitosamente la TR ranurada para el control del arenamiento. El uso de empaques con grava, de igual manera, ha arrojado resultados satisfactorios. Esta técnica de terminación proporciona, además una trayectoria conveniente para la inclusión de herramientas de subsuelo, con la tubería continua flexible (CoiledTubing), en trabajos de limpieza, etc.

TERMINACIÓN CON CAMISA RANURADA Y EMPACADORES EXTERNOS

En esta modalidad a la camisa ranurada se le instalan una serie de empacadores externos, localizadas a lo largo de la sección horizontal del pozo. Estas empacadores tienen la finalidad de facilitar la aplicación de tratamientos químicos selectivos proporcionando también un mejor control sobre la producción del pozo.

La desventaja más representativa ofrecida por este tipo de terminación, se debe a que normalmente la dirección e inclinación de los pozos no es totalmente horizontal, lo que dificulta la bajada a fondo de tuberías ranuradas con empacadores externos.

Además, no hay garantía de que estas encajen totalmente en la zona de interés.

TERMINACIÓN CON TR CEMENTADA Y DISPARADA.

Esta técnica de terminación se usa fundamentalmente en pozos de radio medio y largo, no obstante es una técnica que amerita de ciertas consideraciones respecto al tipo de cemento usado. Para esta terminación, la clase de cemento a emplear debe poseer bajo contenido en agua libre y filtrado, en comparación con la utilizada para la perforación de pozos convencionales. Esto es con el objetivo de evitar la creación de canales de comunicación a través del cemento, en la sección horizontal del pozo. Adicionalmente, la mezcla de cemento debe estar libre de partículas sólidas, para garantizar una buena homogeneidad alrededor de la TR.

TERMINACIÓN CON TUBERÍA EXPANDIBLE  

La finalidad de la tubería expandible es realizar la cementación de tuberías cortas de explotación en una sola etapa, en formaciones con pérdida de circulación y posterior migración de gas, garantizando el sello mecánico en la parte superior y mejorando el sello hidráulico del cemento.

Las ventajas de la tubería expandible son; que permite continuar la perforación y mantener el diseño del pozo, terminar los pozos con diámetros de TR’s convencionales con la cual se optimiza la explotación del yacimiento, se puede probar la hermeticidad de boca de liner ahorrando tiempo.

CRITERIOS PARA LA TERMINACION DE POZOS HORIZONTALES

Tipo de roca y formación

Fluido de perforación y limpieza del agujero

Requerimientos de mecanismos de producción.

Requerimientos para intervención

PROCESO DE TERMINACIÓN DE UN POZO

1. Termino de la perforación

2. Lavado del pozo

3. Colocación del aparejo

4. Instalación del medio árbol de válvulas

5. Disparo y limpieza del pozo

6. Toma de información

Las operaciones de lavado son variadas y dependerán de las condiciones de cómo fue la perforación de la última etapa y de los siguientes parámetros:

Tipo y densidad del fluido de perforación. Molienda de fierro Molienda de cemento

 

Para obtener un lavado eficiente debemos tomar en cuenta los siguientes factores:

El aparejo de limpieza Baches de limpieza Presión de desplazamiento Eficiencia de acarreo de sólidos

APAREJO DE LIMPIEZA

El aparejo de limpieza es la tubería y los accesorios que se utilizarán dentro del pozo y esto dependerán del estado mecánico y de operaciones anteriores.

Baches de limpieza Baches espaciadores.

Estos van en contacto con el lodo de perforación y evitan la contaminación del lodo con el fluido de terminación. La densidad de este bache es ligeramente menor que la del lodo de perforación.

Baches lavadores.

Se bombean después del espaciador y su función es lavar el posible enjarre que se forme en la tubería. La base de estos baches puede ser agua o aceite con un surfactante y la densidad es de 1.0 gr/c.c.  

Baches viscosos.

Este bache se bombea después del lavador y su función es llevar a superficie la mayor cantidad de sólidos limpiando con esto el pozo.

La densidad de este bache es mucho menor que la del lodo pero la viscosidad generalmente mucho mayor.

3.- se procede a la colocación del aparejo de producción ya seleccionado con todas sus especificaciones requeridas.

4.- Se coloca el medio árbol de válvulas que se requiere para la producción de ese pozo en específico.

5.- Disparos

Es el proceso de crear aberturas a través de la tubería de revestimiento y del cemento, para establecer comunicación entre el pozo y las formaciones seleccionadas, todo mediante balas o cargas fulminantes especiales y detonadores eléctricos .

La carga moldeada típica es un dispositivo sencillo, el cual consta de cuatro componentes básicos:

* Forro metálico cónico

* Un fulminante

* Carga explosiva

* Cubierta o envoltura

DISEÑO DE CARGAS

Al planear los disparos se tiene que considerar el estado mecánico del pozo, formación y las condiciones posteriores a los disparos, los factores importantes en el comportamiento de un sistema de cargas, penetraciones, fase y diámetro del agujero, conocidos como factores geológicos.

SECUENCIA DE DISPARO POR CHORRO

EXPLOSIVOS

El detonador resuelve el problema de las características no sensibles de los explosivos, usa un dispositivo eléctrico o mecánico para iniciar la detonación del explosivo primario, la corriente eléctrica produce una flama que inicia la detonación y la velocidad resultante es de 3000 m/s con presiones de 5 00 000 lb/pg2, que son las adecuadas para iniciar la detonación secundaria. La carga formada tiene únicamente un explosivo secundario. Solo los explosivos secundarios son usados en el cordón detonante y en la carga formada.

FACTORES GEOMETRICOS DEL DISPARO

SELECCIÓN DE LOS DISPAROS Cuando se piensa en disparar un pozo solo se presta atención a las pistolas. Sin

embargo, para obtener el resultado más eficiente, se requiere del diseño y aplicación de un programa completo de disparos. Las condiciones reales de un disparo distan mucho de las pruebas API realizadas en superficie y como resultado el desempeño de una carga varía significativamente. Así tenemos que:

A mayor resistencia a la cedencia, menor diámetro de agujero A mayor resistencia compresiva menor penetración A mayor esfuerzo efectivo menor penetración

Al planear un trabajo de disparos se debe considerar: El método de terminación Las características de la formación El aparejo de producción y tubería de revestimiento Características del yacimiento (permeabilidad, presión, fluidos, etc.)

6.- TOMA DE INFORMACION

Una vez que comenzó su producción, se toma información de su presión y su gasto con el que está produciendo, pruebas y analizan los datos para comparar con el programa determinado en un principio y información se tomara en cuenta para próximos pozos a realizar.

ÍNDICE

APLICACIÓN AL POZO ESIA 1

Estado Mecánico del Pozo Horizontal ESIA 1

Pozo horizontal con tubería pre-empacada. Contiene once camisas y 22 empacadores

TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO UTILIZADAS

Etapa de 13 3/8”

Primera etapa de la perforación del pozo con un diámetro del agujero de 17 1/2” con una TR de 13 3/8” y un fluido de perforación de base agua con una densidad de 1.13-1.15 gr/cc.

Etapa de 9 5/8”

Segunda etapa de la perforación del pozo con un diámetro del agujero de 12 1/4” con una TR de 9 5/8” y un fluido de perforación de base agua con una densidad de 1.15-1.25 gr/cc.

Etapa de 7”

Tercera etapa de la perforación del pozo con un diámetro del agujero de 8 1/2” con una TR de 7” y un fluido de perforación de emulsión inversa con una densidad de 1.25-1.35 gr/cc.

ETAPA DE 4 1/2”

Cuarto etapa de la perforación del pozo con un diámetro del agujero de 6 1/8” con una TR de 4 1/2” y un fluido de perforación de base agua con una densidad de 1.25-1.28 gr/cc.

TRAYECTORIA DEL POZO ESIA 1

Se perforaron aproximadamente 950 metros en forma horizontal

SECCIÓN ESTRATIGRÁFICA

Nuestra zona de interés se encontraba en la zona azul y amarilla que pertenecía que esta conformada por areniscas.

CABEZAL Y MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS

Se muestra el cabezal utilizado junto con el medio árbol de válvulas y sus características

APAREJO DE PRODUCCIÓN

Se muestra la descripción del aparejo de producción junto con sus profundidades.

ESTADO MECÁNICO TERMINADO

Se muestra el estado mecánico terminado junto con tu aparejo de producción y sus camisas para el fracturamiento hidráulico posterior.

CONCLUSIONES

La terminación Horizontal depende de muchos factores pero el principal es la formación ya que será la que nos dirá el tipo de terminación que se podrá realizar en ese estrato

La Tecnología de los pozos horizontales tiene un mayor costo con respecto a los convencionales pero si es bien aplicada será rentable debido a la mayor producción que se puede tener en pozos horizontales.

El fracturamiento hidráulico es necesario en este tipo de formaciones debido a su baja presión que muestran los intervalos productores por lo que el fracturamiento hidráulico pasa a ser parte de la terminación del pozo en estos casos.

En materia de terminación de pozo es de suma importancia hacer un buen diseño, ya que la terminación es el paso intermedio entre la perforación y la producción, y de ello va a depender la productividad del pozo, en la operación de terminación primero que nada se tiene que hacer un estudio integral de las formaciones que van a ser terminadas, y en base a ese estudio seleccionar el tipo de terminación más adecuado.

RECOMENDACIONES

Con la complejidad que tienen los nuevos yacimientos que se han encontrado, se necesitan nuevas tecnologías para su explotación. Es por eso importante hacer énfasis en estos temas para así tener mayores conocimientos y poder construir nuevas tecnologías en dichas áreas.

 Es necesario visualizar y organizar toda la información que se tenga de los diferentes factores que influyen en el éxito de un pozo, desde su localización hasta su producción, por tanto, se recomienda tomar en cuenta todos los aspectos físicos del pozo para evitar cualquier tipo de contingencia y/o perdida del pozo.

Las terminaciones inteligentes son el mejor método para el manejo de yacimientos; las terminaciones inteligentes maximizan la recuperación de hidrocarburos, pudiendo obtener mayor recuperación de hidrocarburos.

GRACIAS