UNIVERSIDAD AUTÓNOMA GABRIEL RENÉ MORENO

FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO

CARRERA INGENIERÍA DE PETRÓLEO Y GAS

NATURAL

TERMINACIÓN DE POZOS

INTRODUCCION

Las operaciones de Terminación son trabajos que se llevan a cabo desde el momento en que finaliza la perforación del pozo. La transformación de un pozo a productor se consigue

con la terminación del mismo. El método de Terminación es tan determinante que

puede influir en la realización exitosa de las operaciones o en otros casos ser causante de muchos de los problemas como ser: pérdidas de tiempo, pérdidas de material y equipo, y principalmente erogaciones económicas.

DEFINICIÓN

• La terminación de un pozo es un proceso operativo que se inicia después de la cementación del revestimiento de explotación y se lo hace con el fin de dejar el pozo en producción.

• El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción óptima de hidrocarburos al menor costo posible. La eficiencia y la seguridad del vínculo establecido entre el yacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratégica disposición de todos los accesorios que lo conforman.

Para esto deben estudiarse cuidadosamente los factores que determinan la selección, tales como:

• Caudal de producción requerido.• Reservas y características de las zonas a completar.• Necesidades futuras de estimulación.• El ángulo del pozo.• Los fluidos de control (terminación y empaque).• Medidas de seguridad.• Tipo y diámetro de tubería a utilizar.• Gradientes de presión y temperatura.

OBJETIVO• Transportar los fluidos desde el reservorio hasta la

superficie.• Producir individualmente cada nivel productor, para

optimizar la producción.• Permitir la bajada de otras herramientas en cañería

para controlar el flujo de fluidos de distintos niveles productores.

• De acuerdo a cada herramienta utilizada se puede controlar distintos problemas del pozo y obtener una buena producción.

FLUIDOS ESPECIALIZADOS DE TERMINACIÓN Fluidos de terminación Fluidos de empaque.

Fluidos de terminación Un fluido de terminación esta frente del intervalo

productor al momento del disparo o baleo, para evitar daños permanentes de la zona. CARACTERISTICAS

• Lo suficientemente denso. Como para controlar las presiones de los pozos.

• Eficaz en cuanto al costo. A veces, es necesario utilizar fluidos costosos para evitar daños muy sensibles.

• Libre de partículas sólidas. Los sólidos pueden taponar los baleos y producir estragos.

Fluidos de empaque.

Es un fluido que ocupa el espacio anular entre la tubería de producción y la cañería, desde el obturador hasta el cabezal de tubería. Funciones:

• Ejercer una columna hidrostática para controlar el pozo en caso de fugas del obturador o sarta de tubería.

• Reducir la presión diferencial entre los espacio anulares de TP-CR y CR - agujero.

• Reducir el efecto de corrosión de las tuberías de producción y revestimiento.

• CARACTERISTICAS

• No dañar la formación. • No dañar el medio ambiente.• No dañar los elastómeros del obturador.• Química y mecánicamente estables.• Minimizar la corrosión.

BALEOS EN POZOS PETROLEROS

Para establecer la comunicación del fluido entre el pozo y la formación productora y permitir así las operaciones de producción. Se deben efectuar agujeros a través del casing y del cemento.

Los elementos básicos para hacer un buen baleo es el de usar, la penetración, el tamaño, y la geometría de los orificios.

Entre los sistemas de baleos más importantes tenemos:

Sistema de baleo convencional Sistema de Baleo “TCP”

Sistema de baleo convencional

Consiste en bajar el cañón cargado de balas o cargas explosivas hasta la profundidad que se va balear, mediante un cable eléctrico, por el cual se transmitirá la señal eléctrica para su activación.

Una ventaja de este sistema es que se pueden emplear cañones de gran diámetro y su principal desventaja es que se provoca daño debido a la sobrecarga en la presión hidrostática.

Sistema de Baleo TCP

Este sistema se lo hace bajando el cañón juntamente con la sarta de tubería, es decir con arreglo de producción.

Es un sistema desarrollado especialmente para yacimientos donde se conocen las presiones en pozos en desarrollo.

La ventaja de este sistema es que inmediatamente después del baleo, se pone el pozo en producción.

(Sistema de Baleo TCP).

PRUEBAS DE FORMACIÓN (DST)

Es como una terminación temporaria de un pozo, y que permite al fluido de la formación entrar en la columna de tubería.

Esto se puede lograr mientras se perfore el pozo o cuando ya ha sido entubado.

¿Por qué se hace una prueba?

Para determinar tres parámetros:• El tipo de fluido que producirá la formación.• Para determinar el caudal de producción• Para una estimación de la presión de la

formación.

SISTEMAS BÁSICOS DE ENSAYO

Básicamente hay tres tipos de equipos desde los cuales se puede conducir un ensayo:

• Equipos en tierra.• Equipos fijos costa-afuera: Plataformas fijas o

elevables.• Equipos flotantes costa-afuera: Plataformas

semisumergibles o barcos de perforación.

Equipos en tierra

Columna: Permiten el descenso de las herramientas al pozo,

además su manipulación desde superficie.

Permite la recuperación del flujo en la superficie.

Válvula de control de ensayo (DST):

puede ser abierta o cerrada desde la superficie. Esto

puede ser logrado por distintos métodos:– Por rotación– Por reciprocidad: El sistema de evaluación múltiple

de flujo.– Por presión en el espacio anular: Controlado por

presión. Pácker:

Aísla la zona que será ensayada del fluido en el

espacio anular. Ancla perforada o tubos filtro: – Filtra el fluido producido por la formación.– Provee un soporte para el asentamiento del packer

en pozo abierto.

Registradores de Presión: Miden y registran las presiones en el fondo del pozo

en relación al tiempo. Cabeza de control:

Controla el pozo en la superficie.

Todas estas herramientas son básicas.

HERRAMIENTAS AUXILIARES

Depende del tipo de ensayo en pozo abierto o entubado.

Ejemplos de este tipo de herramienta se enumeran y

describen a continuación:

• Válvula by-pass.• Junta de Seguridad. • Tijeras golpeadoras.• Válvula de circulación inversa.• Válvulas de control de ensayo.

(pruebas de formación DST)

TERMINACIÓN DE

POZOS VERTICALES

TIPOS DE TERMINACIÓN.

• Terminación de Exploración (TE)• Terminación de Desarrollo (TD)• Terminación de Exploración (TE).-

Al acondicionamiento del primer pozo perforado en una nueva estructura geológica, posiblemente productora de hidrocarburos.

(Terminación de Exploración)

• Terminación de Desarrollo (TD) Al acondicionamiento de los demás pozos

perforados a diferentes profundidades después del primero, en una nueva estructura o en otras ya probadas, productoras de petróleo y gas.

(Terminación de Desarrollo)

Dentro de los pozos de desarrollo, se tienen los pozos de avanzada que sirven para definir los límites del yacimiento y los inyectores de agua, de gas o de vapor para procesos de recuperación secundaria. Incluyen una serie de actividades que consisten: Asegurar el control del pozo. Las condiciones de las tuberías y su corrección

en caso de falla. Instalar y probar el sistema superficial de control. Disparar los intervalos a probar para comunicar el

yacimiento en el pozo. Efectuar pruebas de producción o inyección

según sea el caso.

Todo lo anterior permite la definición del pozo, como productor o inyector.

TERMINACIÓN DE ACUERDO A LA FORMA • TERMINACIÓN EN AGUJERO ABIERTO. Es un método llamado así, al ser fijada la cañería de

producción por encima o arriba de la zona de interés, antes de la perforación misma.

VENTAJAS.• Máximo diámetro del wellbore productor.• Reducción de gastos en la perforación.• Profundización del pozo fácilmente realizable.

DESVENTAJAS.

• Dificultad en el control del pozo por la producción de gas y agua.

• La cañería de producción es fijada antes de cumplir con el objetivo de perforar el nivel horizonte de interés.

(Terminación en agujero abierto)

• TERNIMACION CON CASING PERFORADO

Es cementado atravesando la zona productora y luego la sección productora es baleada selectivamente.

VENTAJAS:• La excesiva producción de agua y gas es

fácilmente prevenida y controlada.• La formación puede ser estimulada

selectivamente.• El pozo puede ser profundizado fácilmente.

DESVENTAJAS:• El costo de los baleos puede ser significante.• El peligro de daño a la formación en la zona

productora es grande.

(Terminación con T.R. convencional o casing perforado)

• TERMINACIÓN CON LINER.

tipos de terminación con Líner: a).- Terminación con Líner y filtro.- La cañería o casing

es fijado arriba de la sección productora y por debajo del casing y a través de la sección productora es fijado sin cemento el Líner y filtro.

b).- Terminación con Líner y perforaciones (baleo).- El casing es fijado por encima de la zona productora, luego es perforada esta zona productora y el Líner es cementado en el lugar. Luego el líner es baleado o punzado selectivamente para producir Hidrocarburo.

(Terminación con T.R. Corta o Líner)

TERMINACIÓN DE ACUERDO A LA CONFIGURACIÓN FINAL

Después de la evaluación de las pruebas de producción y con ayuda de las pruebas de formación se diseña el arreglo final que se bajará al pozo para ser producido.

Dependen de factores como: • Profundidad.• Espesor de la arena.• Niveles de producción.• Potencial productivo del reservorio.• Características del fluido de producción.• Factores económicos de instalaciones y

equipo requerido.

La configuración final que tendrán los arreglos, se clasifican en:

۞Terminación simple convencional ۞Terminación múltiple

۞ Terminación simple convencional.

Se realizan cuando se tiene un solo nivel productor. La configuración que tiene es de una columna de producción y un obturador.

Se puede implementar cualquier sistema de elevación artificial, bombeo neumático, bombeo mecánico, bombeo hidráulico.

ARREGLO DE TERMINACION SIMPLE CONVENCINAL POZO SCZ - 6

Cañ. Guía: Diam. : 20” Grado: H - 40 Peso: 94 Lbs/pie Zapato: 29.4 m.

CAÑERIAS Y TUBERIAS

PF. 3071 m.

Cañ. Sup. : Diam. : 13 3/8” Grado: H - 40 Peso: 48 Lbs/pie Zapato: 350 m.

2631.2 - 2672 m

PcK. Simple 2758.85 m.

2775 – 75.82777 – 79.52776 – 882794 – 952837 – 402873 – 762914 - 16

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Cañ. Int. : Diam. : 9 5/8” Grado: N - 80 Peso: 40 Lbs/pie Zapato: 350 m. Cañ. Prod. : Diam. : 7” Grado: C – 75, N - 80 Peso: 23.26 Lbs/pie Zapato: 3071 m.

ACCESORIOS DE TUBERIA1. Niple “N” 2 3/8 8RD2. Adaptador. 2 3/8 8RD x

2 7/83. Pck 12-RH7002 7” 26

– 32 Lb/pie4. 1 Pza. Tub.2 7/8 8RD5. Camisa “XO” 2 7/8

Hyd.6. 293 Pzas. Tub.2 7/87. Adapt. 2 7/8 8RD8. l Pza. Tub.2 7/8 Hyd.9. PCP

PACKERSPck: 2758.85 mMarca: BakerTipo: PermanenteTamaño: 7”Modelo: 12 RH 7002Peso: 26 – 32 Lb/pie

۞ Terminación múltiples

Se realizan cuando en un pozo se tienen dos o más niveles que pueden ser producidos en forma alternada o simultánea.

Están en función del potencial productivo de los diferentes niveles a ser producidos.

Los arreglos más usuales realizadas en nuestro medio son:

• Terminación Simple Selectiva• Terminación Doble Convencional• Terminación Doble Selectiva.

• Terminación Simple Selectiva

Estas terminaciones permiten producir dos o más niveles en forma alternada. La configuración que tienen es de una columna de producción con dos (2) o más obturadores, donde el número de obturadores está en función de los niveles a producir.

AARRRREEGGLLOO DDEE TTEERRMMIINNAACCIIOONN SSIIMMPPLLEE SSEELLEECCTTIIVVOO –– PPOOZZOO CCCCBB -- 88

CAÑERÍAS Y TUBERÍAS

PACKERS Pck. Sup. en: 3193.79 m Marca: Otis Tipo: Hidráulico Tamaño: 7” Modelo: 12 RD - 7002 Peso: 23 – 39 Lb/pie

Cañ. Inter. : Diam. : 9 5/8” Grado: N - 80 Peso: 40 Lb/pie Zapato: 248 m

Liner: Diam: 7” Grado: N - 80 Peso: 26 – 29 Lb/pie Zapato: 2425.7 m Colgada en: 2996.2 m.

3246.7 - 47

PCP: 0.00 m

3235 - 37

3229 - 31

3215 - 18

PF. 3295 m

3209 - 11

PcK. 3212.50.

Pck. 3193.79.

Cañ. Sup.: Diam. : 13 3/8” Grado: J - 55 Peso: 54 Lb/pie Zapato: 208.6 m

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PACKERS Pck. Inf. en: 3212.50 Marca: Baker Tipo: Permanente Tamaño: 7”

Modelo: 12 PW - 7010 Peso: 26 – 32 Lb/pie

• Terminación doble convencional.

Estas terminaciones se realizan en pozos donde se tienen dos (2) niveles de buen potencial productivo, permitiendo la recuperación de hidrocarburos de ambos niveles en forma simultánea. Consta de dos columnas y dos obturadores, un obturador de fondo de anclaje eléctrico y un obturador doble hidráulico.

• Terminación Doble Selectivo.

Estas terminaciones permiten recuperar hidrocarburos de dos niveles en forma simultánea, teniendo uno o más niveles en reserva. Tiene una configuración de dos columnas y tres o más obturadores, siendo el número de obturadores relacionado con los niveles productores del pozo.

ARREGLO DE TERMINACION DOBLESELECTIVO – POZO YPC - 8

Cañ. Guía. : Diam. : 20” Grado: H - 40 Peso: 94 Lb/pie Zapato: 20 m.

CAÑERIAS Y TUBERIAS

Cañ. Int.: Diam. : 9 5/8” Grado: J - 55 Peso: 36 Lb/pie Zapato: 1402 m.

2900 – 032910 – 12

2917 – 212921 – 29

2953 - 55

2956 – 59

2960 - 62

Cañ. Sup. : Diam. : 13 3/8” Grado: J - 35 Peso: 34.5 Lb/pie Zapato: 207 m.

PF: 3062 m

1863 – 64.5 (CF)

1867 – 68 (CF)

1928 – 31

1933 – 35

1944 – 46

1995 – 97.5

22000 – 03

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313029

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4039

37

Cañ. Prod. : Diam. : 7” Grado: N – 80 C - 75 Peso: 26 - 23 Lb/pie Zapato: 3062 m.

1758 – 601763 - 64

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• TERMINACIÓN TRIPLE

• Diseño utilizado cuando requerimos la producción independiente de tres estratos diferentes, la selección del ensamblaje de las tuberías de producción depende de las condiciones de flujo de cada yacimiento. Generalmente puede decidirse por la inserción de dos sartas de tubing para dos estratos y el tercero se hará fluir por el espacio anular; otra opción es la de meter tres sartas de tubing.

• Las terminaciones triples son dificultosas para su instalación y son muy propensas a problemas de comunicación.

Ventajas:

• -Permite obtener altas tasas de producción por zona.• -Al tener arreglos independientes nos permite un

control de presiones más efectivo. l~ Control independiente por zonas.

Desventajas:

• -Dificultad para su instalación.• -Onerosa para remover equipos en futuros trabajos

de reparación.• -Propensa a problemas de comunicación, filtración,

etc.

Terminaciones inteligentes:

• Son terminaciones con instrumentación y control desde superficie. Un pozo inteligente es un sistema capaz de colectar, trasmitir y analizar datos de completación, producción y reservorio y tomar acciones para mejor control de los procesos de producción y completación a fin de maximizar el valor del activo.

• TERMINACION DE POZOS INYECTORES:

• Debido a la declinación natural en la producción de un campo se van implementando sistemas de elevación artificial como el bombeo mecánico, bombeo hidráulico, levantamiento artificial por gas, y otros que se estudiarán en su momento; con los cuales se obtienen resultados por demás satisfactorios, tratando de este modo de contrarrestar la declinación.

• Luego de la declinación se realizan estudios de ingeniería para mantener o mejorar la recuperación final de hidrocarburo; llegándose a la implementación de sistemas de Recuperación Secundaria

• Pozo de inyección de agua: el cual se realiza:

• -Para el mantenimiento de presión en el yacimiento a través del empuje de agua o hidráulico.

• -Para el sistema de recuperación secundaria.

• -Como pozo para depósito de agua de formación (disposal weil).

• Pozo de inyección de gas; lo hacemos:

• -Para mantener la presión en el casquete cuando el reservorio produce por empuje de casquete de gas.

• -Inyección a altas presiones al reservorio de gas con condensación retrógrada para el mantenimiento de presión.

• -La inyección al yacimiento puede ser de utilidad como reservorio depósito para los volúmenes de gas producido que son excedentes cuando no existen mercados apropiados para la venta.

GRACIAS POR SU

ATENCIÓN