#5 terminacion de pozos.pdf
- 1. 1.-TERMINACIÓN DE POZOS La terminación de un pozo es esencial para la productividad del mismo, ya que es la que comunica el yacimiento con el pozo, por lo tanto es muy importante seleccionar la terminación que de la mayor productividad debido a las diferentes características del yacimiento, y evitar el daño al pozo y al yacimiento. Hay disponible muchos tipos de terminación y cada una satisface diferentes necesidades, por este motivo se da la clasificación siguiente: • Terminación en agujero abierto • Terminación en agujero abierto, con tubería ranurada. • Terminación en agujero entubado, con cañería perforada 1.1.- Terminación en Agujero abierto Esta completación se realiza en zonas donde la formación está altamente compactada, siendo el intervalo de producción normalmente grande y homogéneo en toda su longitud y no se espera producción de agua. Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Ventajas: Se elimina el costo de cañoneo. Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado. Es fácilmente profundizable. Puede convertirse en otra técnica de completación; con cañería ranurada o cañoneada. Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el daño a la formación dentro de la zona de interés. La interpretación de registros o perfiles de producción no es crítica. Reduce el costo de revestimiento. Desventajas: Presenta dificultad para controlar la produccion de gas y agua, excepto si el agua viene de la zona inferior. No puede ser estimulado selectivamente. Puede requerir frecuentes limpiezas si la formacion no es compacta. Como la completacion a hueco abierto descansa en la resistencia de la misma roca para soportar las paredes del hueco es de aplicación comun en areniscas compactas rocas carbonatadas (calizas y dolomitas).
- 2. 1.2.- Terminación en Agujero Abierto con Tubería Ranurada Este tipo de completaciónes se utiliza mucho en formaciones poco compactadas o con problema de producción de fragmentos de roca de la formación. Se coloca una tubería ranurada en el intervalo correspondiente a la formación productiva. Las condiciones requeridas son: Formación poco consolidada Formación de grandes espesores (100 a 400 pies). Formación homogénea a lo largo del intervalo de completación, etc. Ventajas: Se reduce al mínimo el daño a la formación. No existen costos por cañoneo. La interpretación de los perfiles no es crítica. Se adapta fácilmente a técnicas especiales para el control de arena. El pozo puede ser fácilmente profundizable. Desventajas: Dificulta las futuras reparaciones. No se puede estimular selectivamente. La producción de agua y gas es difícil de controlar. Existe un diámetro reducido frente a la zona o intervalo de producción.
- 3. 1.3.- Terminación con Tubería Perforada Es el tipo de completación que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 – 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o más). Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la tubería de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zona a completar, cañoneando selectivamente frente a las zonas de interés para establecer comunicación entre la formación y el agujero del pozo. Ventajas: La producción de agua y gas es fácilmente prevenida y controlada. La formación puede ser estimulada selectivamente. El pozo puede ser profundizable. Permite llevar a cabo completaciónes adicionales como técnicas especiales para el control de arena. El diámetro del pozo frente a la zona productiva es completo. Se adapta a cualquier tipo de configuración mecánica. Desventajas: Los costos de cañoneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos grandes. Se reduce el diámetro efectivo del agujero y la productividad del pozo. Pueden presentarse trabajos de cementación secundarias. Requiere buenos trabajos de cementación. La interpretación de registros o perfiles es crítica. Puede dañarse la formación productiva.
- 4. TIPOS DE COMPLETACION Los arreglos o tipos de completación pueden clasificarse dependiendo de las condiciones del reservorio y a la configuración mecánica del agujero como: • Completación de pozos Fluyentes Simples convencionales o selectivos Dobles convencionales o selectivos • Completación de pozos con Elevación Artificial Arreglo de Bombeo neumático Arreglo de Bombeo Mecánico Arreglo de Bombeo Hidráulico Arreglo de Bombeo Electro Centrifugo 2.- TIPOS DE COMPLETACION DE POZOS FLUYENTES. SIMPLES CONVENCIONALES: Este tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual las diferentes zonas productivas producen simultáneamente por una misma tubería de producción. Este tipo de completación se aplica donde existe una o varias zonas de un mismo yacimiento. En completaciones de este tipo, todos los intervalos productores se cañonean antes de correr el equipo de completación.
- 5. SIMPLES SELECTIVOS: Este tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual las diferentes zonas productivas lo hacen en forma selectiva por una misma tubería de producción. Además de producir selectivamente diferentes zonas productivas, este tipo de completación ofrece la ventaja de aislar zonas productoras de gas y agua. Ventajas: • Pueden obtenerse altos caudales de producción. • Pueden producirse varios reservorios a la vez. • Existe un mejor control del reservorio. Desventajas: • En zonas de corta vida productiva, se traduce en mayores inversiones. • En caso de trabajos de reacondicionamiento, el tiempo de taladro es elevado. • Aumenta el peligro de pesca de equipos y tubería. DOBLES CONVENCIONALES: Mediante este diseño es posible producir cualquier zona en forma selectiva o conjunta a través de la tubería de producción. Esto se llevará a cabo a través de una camisa deslizable que hace que la zona superior pueda ser producida por la tubería de producción junto a la zona inferior. Ventajas: • La camisa deslizable permite que la zona superior sea producida junto a la zona inferior. • La camisa deslizable permite realizar el levantamiento artificial por el gas en la zona superior. Mandril de LAG Tubería de producción Revestimiento de producción Intervalos cañoneados Empacadura Hidraulica Válvula de circulación Empacadura DG ó Permanente Mandril de LAG Tubería de producción Revestimiento de producción Intervalos cañoneados Empacadura Hidraulica Válvula de circulación Empacadura DG ó Permanente
- 6. Desventajas: • La tubería está sujeta a daño por altas presiones de la formación y por la corrosión de los fluidos. • Se deben matar ambas zonas antes de realizar cualquier trabajo al pozo o de reparar la zona superior. • No se puede levantar por gas ambas zonas simultáneamente. DOBLES SELECTIVOS: Mediante este diseño se pueden producir varias zonas simultáneamente y por separado a través del uso de tuberías de producción paralelas y empacadores dobles. Ventajas: • Se puede producir con levantamiento artificial por gas. • Se pueden realizar reparaciones con tubería concéntricas y con equipo manejado a cable en todas las zonas. • Permite obtener alto caudal de producción por pozo. Desventaja: • Alto costo inicial. • Las reparaciones que requieran la remoción del equipo de producción pueden ser muy difíciles y costosas. • Las tuberías y empacadores tienen tendencia a producir escapes y comunicaciones.
- 7. TERMINACIÓN DE POZOS INTELIGENTES. Una Terminación de Pozos Inteligentes es un sistema altamente automatizado que permite obtener, transmitir y analizar, datos de yacimientos y producción, teniendo así, la capacidad de tomar acciones para alcanzar un mejor proceso de producción y control de pozo. El valor de esta tecnología reside en su capacidad de activar y modificar remotamente el funcionamiento de la zona completada a través del control de flujo, así como también monitorear la respuesta y desempeño de cada zona en tiempo real. Esto implica un control sistemático del flujo de fluidos a lo largo y ancho de la roca yacimiento, lo cual se resulta particularmente complejo en ambientes estratificados.
- 8. Este nuevo aporte a las tecnologías de perforación provee la base necesaria para incrementar la productividad por pozo y disminuir al mismo tiempo el número de pozos necesarios para desarrollar un prospecto. El uso de la TPI brinda al Ingeniero la posibilidad de monitorear más efectivamente las condiciones en el yacimiento usando sensores en el fondo del pozo, a la vez que se controla el flujo de fluidos que entra o sale de cada pozo mediante la utilizaron de Válvulas de Control de Intervalo (VCI) sin la necesidad de intervención física. Las VCI permiten el control independiente de cada zona, cómo y cuando sea requerido a fin de maximizar la producción en todo momento. El principal propósito de los dispositivos inteligentes consiste en lograr una integración segura y confiable entre el aislamiento zonal, el control de flujo, el levantamiento artificial, el monitoreo permanente y el control de la producción de arena. Aplicaciones La tecnología de pozos inteligentes tiene muchas aplicaciones, principalmente por la habilidad de manejar activamente el proceso de recobro del yacimiento, lo cual es especialmente importante para proyectos de recobro secundario y terciario. Los pozos inteligentes pueden controlar la distribución de inyección de agua o gas en un pozo, entre estratos o entre yacimientos. Con esto se logra restringir la producción de influjos indeseados (agua y/o gas) desde diferentes zonas de producción en el pozo. Por consiguiente, se puede decidir cuándo inyectar agua o extraer petróleo a fin de movilizar las reservas no barridas remanentes en el yacimiento. Esto cobra mayor importancia para pozos con arquitecturas complejas, pozos multilaterales, y para yacimientos caracterizados por un alto grado de anisotropía y/o heterogeneidad. Las aplicaciones fundamentales de la TPI son las siguientes: 1. Control de la distribución de inyección de agua o gas a lo largo de los pozos de inyección. 2. Control o exclusión de influjos a lo largo de los pozos productores. 3. Aceleración de la producción por producción conjunta. Otra de las áreas donde la aplicación de la TPI ha tenido gran éxito es en el desarrollo de reservas marginales gracias a la producción conjunta, que consiste en la producción simultánea de hidrocarburos desde múltiples yacimientos a través de una sola tubería de producción. Beneficios Entre los beneficios que conlleva el uso de TPI en la producción conjunta, se encuentran: la disminución en el número de pozos, la necesidad de menos infraestructura, aumento de la productividad por pozo y un costo operacional más bajo. Los beneficios anticipados por el uso de la TPI sólo son alcanzados si se implementan los procesos de control apropiados en el momento oportuno. Las acciones de control tienen como fin último la optimización del proceso de recobro. Estudios previos demuestran habilidad de los sistemas de pozos inteligentes para identificar y controlar la producción de agua indeseada sin intervención, acelerando la producción, incrementando el recobro último y con un costo de operación comparativamente más bajo.
- 9. TERMINACIÓN MULTILATERALES. Las completaciónes multilaterales permiten: • Explotar arenas que no han sido drenadas en un área. • Recuperar la máxima reserva posible del mismo. • Explotar nuevos horizontes con objetivo de incrementar la productividad. • Mejorar la rentabilidad y el valor de los proyectos. • Reservorios con espesor delgado. • Reservorios con problemas potenciales de confinación de gas o de agua. TERMINACIÓN CON EMPAQUE DE GRAVA Que se utiliza en pozos cuyas niveles productores son estructuralmente débiles, que ofrecen poca resistencia a la fuerza originada por los fluidos que arrastran arena desde el interior de la formación al fondo de pozo, taponando los baleos y los componentes del arreglo de fondo como los filtros y las válvulas, con la consiguiente obstrucción final del flujo de la mezcla de hidrocarburos. Para evitar este problema el método de control consiste en colocar empaques de grava en el fondo de pozo utilizando una granulometría determinada mezclando arenas, por ejemplo con resinas para formar una pared permeable artificial con porosidad adecuada para no obstruir el flujo de los fluidos.
- 11. 3.-TIPOS DE COMPLETACIONES EN POZOS CON SISTEMAS DE ELEVACIÓN ARTIFICIAL BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL. Este método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El Bombeo Mecánico Convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la producción de crudos pesados y extrapesados, aunque también se usa en la producción de crudos medianos y livianos. No se recomienda en pozos desviados, y tampoco es recomendable cuando la producción de sólidos y/o la relación gas – líquido sea muy alta, ya que afecta considerablemente la eficiencia de la bomba. Una unidad típica de Bombeo Mecánico consiste de cinco componentes básicos: a) El Movimiento primario, el cual suministra la potencia del sistema. b) La unidad de transmisión de potencia o caja reductora de velocidades. c) El Equipo de bombeo en superficie, el cual se encarga de transformar el movimiento rotatorio (primario) en movimiento linealmente oscilatorio. d) La sarta de cabillas, la cual transmite el movimiento y la potencia a la bomba de subsuelo. Aquí también puede incluirse la sarta de revestimiento y la de tubería de producción. e) La Bomba de subsuelo.
- 12. Ventajas del bombeo mecánico - El diseño es poco complejo. - El sistema es eficiente, simple y fácil de operar por el personal de campo. - Es aplicado en crudo pesado y altamente viscoso. - Puede utilizar combustible o electricidad como fuente de energía. - El equipo puede ser operar a temperatura elevadas. - Permite variar la velocidad de embolada y longitud de carrera para el control de la taza de producción. Desventajas y limitaciones del bombeo mecánico - La efectividad del sistema puede verse afectada severamente por la presencia del gas. - La presencia de arenas ocasionan el desgaste severo del equipo. - Requiere altos costos de mantenimiento. - Posee profundidades limitadas. - El equipo es pesado y ocupa mucho espacio. - La taza de producción declinan rápidamente. Rango de aplicación del bombeo mecánico - Este método de levantamiento se encuentra entre 20 y 2000 (BPPD). - Se pueden aplicar a una profundidad no mayor a 9000 pies. - No se puede utilizar en pozos desviados. - No debe existir presencia de arenas. - Solo se utiliza en pozos unidireccionales. - Se utiliza en pozos con temperaturas no mayores a 500 °F. BOMBEO NEUMATICO (GAS LIFT) Este Método de Levantamiento Artificial opera mediante la inyección continua de gas a alta presión en la columna de los fluidos de producción (Flujo continuo), con el objeto de disminuir la densidad del fluido producido y reducir el peso de la columna hidrostática sobre la formación, obteniéndose así un diferencial de presión entre el yacimiento y el pozo que permite que el pozo fluya adecuadamente. El gas también puede inyectarse a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquido (Flujo intermitente). Como variantes de estos métodos, también se han desarrollado otros como la Cámara de Acumulación, el Pistón Metálico y el Flujo Pistón.
- 13. Ventajas del método de levantamiento artificial por gas: - Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas - Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales - Ideal para pozos de alta relación gas - líquido y con producción de arena - Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma - El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo - Bajo costo de operación Desventajas del método de levantamiento artificial por gas: - Se requiere una fuente de gas de alta presión. - No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro. - El gas de inyección debe ser tratado. - No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso. - Su diseño es laborioso. - Aplicable a pozos de hasta + 10.000 pies. BOMBEO HIDRÁULICO. Los sistemas de Bombeo Hidráulico transmiten su potencia mediante el uso de un fluido presurizado que es inyectado a través de la tubería. Este fluido conocido como fluido de potencia o fluido motor, es utilizado por una bomba de subsuelo que actúa como un transformador para convertir la energía de dicho fluido a energía potencial o de presión en el fluido producido que es enviado hacia la superficie. Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo. Los equipos de superficie comprenden: a) Tanques de almacenamiento, tanques de lavado, separadores y/o tratadores: cuando se utiliza petróleo como fluido de potencia en un sistema abierto, dicho fluido se obtiene de tanques de almacenamiento o de oleoductos, de donde se suministran al sistema de bombeo o de distribución. Si se está en un sistema cerrado, el fluido de potencia, bien sea agua o petróleo es manejado en un circuito cerrado, el cual debe disponer de su propio tanque de almacenamiento y equipos de limpieza de sólidos, estos equipos operan independientemente de las operaciones en las estaciones de producción. b) Bomba multiplex o triplex: son bombas de acción reciprocante y constan de un terminal de potencia y un terminal de fluido. El terminal de potencia comprende entre otras partes el cigüeñal, la biela y los engranajes. El terminal de fluido está formado por pistones individuales, con válvulas de retención a la entrada y a la descarga. c) Válvulas de control: en general se usan varios tipos de válvulas de control para regular y/o distribuir el suministro de fluido de potencia a uno o más pozos. d) Múltiples de control: se utilizan para dirigir los fluidos directamente a cada uno de los pozos. Una válvula de control de presión constante, regula la presión del flujo y la cantidad de fluido de potencia que se requiere en cada pozo, cuando se usa una bomba reciprocante. e) Lubricador: es una pieza de tubería extendida con una línea lateral para desviar el flujo de fluido cuando se baja o se extrae la bomba del pozo. También se utiliza para controlar la presencia de gases corrosivos que pueden obstaculizar la bajada de la bomba o su remoción del pozo.
- 14. Ventajas del bombeo hidráulico: - Pueden ser usados en pozos profundos (+/- 18000 pies). - No requieren taladro para remover el equipo de subsuelo. - Puede ser utilizado en pozos desviados, direccionales y sitios inaccesibles. - Varios pozos pueden ser controlados y operados desde una instalación central de control. - Puede manejar bajas concentraciones de arena Desventajas del bombeo hidráulico: - Costo inicial alto - Las instalaciones de superficie presentan mayor riesgo, por la presencia de altas presiones. - Altos costos en la reparación del equipo. - No es recomendable en pozos de alto RGP. - Problemas de corrosión. - El diseño es complejo. BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS: El sistema de levantamiento artificial por bombeo de cavidad progresiva es una bomba de desplazamiento rotativo positivo. Esa bomba es accionada desde la superficie por medio de cabillas que transmiten la energía a través de un motor eléctrico ubicado en la superficie. Este sistema se adapta en particular a fluidos viscosos, pesados aún si estos transportan partículas sólidas, y/o flujos bifásicos de gas y petróleo. La bomba consta de dos hélices, una dentro de la otra: el estator con una hélice interna doble y el rotor con una hélice externa simple. Cuando el rotor se inserta dentro del estator, se forman dos cadenas de cavidades progresivas bien delimitadas y aisladas. A medida que el rotor gira, estas cavidades se desplazan a lo largo del eje de la bomba, desde la admisión en el extremo inferior hasta la descarga en el extremo superior, transportando, de este modo el fluido del pozo hasta la tubería de producción.
- 15. Ventajas: Bajo costo de instalación. Bombeo de caudales constantes sin válvulas. Puede bombear crudos viscosos. Capaz de manejar gas y arena. Bajo costo de mantenimiento. Se elimina la flotación de cabillas. Opera con bajo torque. Nivel de ruido muy bajo. Ideal para áreas urbanas. Desventajas: Profundidad máxima de operación 6.000’. Requiere energía eléctrica.
- 16. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE El bombeo electrosumergible es un método que se comenzó a utilizar en Venezuela en 1958, con el pozo silvestre 14. Se considera un método de levantamiento artificial que utiliza una bomba centrífuga ubicada en el subsuelo para levantar los fluidos aportados por el yacimiento desde el fondo del pozo hasta la estación de flujo. La técnica para diseñar las instalaciones de bombeo electrosumergible consiste en: seleccionar una bomba que cumpla los requerimientos de la producción deseada, de asegurar el incremento de presión para levantar los fluidos, desde el pozo hasta la estación, y escoger un motor capaz de mantener la capacidad de levantamiento y la eficiencia del bombeo. Factores más relevantes que afectan este tipo de instalaciones: Configuración del equipo de subsuelo: tanto el diámetro del revestidor como el de la tubería limitan el tamaño de la bomba. Flujo del pozo. Tipo de Completación: Generalmente este tipo de instalaciones es diseñado en función de pozos verticales. Viscosidad de los fluidos: La viscosidad afecta a este tipo de bombas bajando la capacidad de levantamiento, reduciendo la eficiencia y aumentando el consumo de energía del motor. Temperatura: Indica la temperatura a la cual operara el motor. Ventajas: Puede levantar altos volúmenes de fluidos. Maneja altos cortes de agua. Puede operar a velocidades de bombeo variable. El equipo de superficie requiere poco espacio. Aplicable costa afuera. La inversión es baja en pozos poco profundos y con altas tazas de producción. Puede utilizarse para inyectar fluidos a la formación. Desventajas: Se requiere controlar el equipo en cada pozo. Susceptible a la producción de agua, gas y arena. El cable eléctrico es sensible a la temperatura y manejo. Es altamente costoso. Necesita disponibilidad de corriente eléctrica. Su diseño es complejo.
- 17. ARREGLOS PLUNGER LIFT El sistema Plunger Lift es una forma de levantamiento artificial basado en un método de cierre y apertura del pozo en superficie con el fin de utilizar la energía del yacimiento para producir los líquidos acumulados en el pozo mediante un plunger o pistón que actúa como una interface solida entre el nivel de líquido y gas de levantamiento. El pistón es una restricción que permite el paso de gas alrededor de este por efecto del slip alcanzando velocidades superiores a la velocidad crítica del líquido con el fin de minimizar el líquido que se regresa alrededor del plunger. El ciclo comienza con un periodo de cierre con el fin de permitir que el pozo acumule suficiente presión en el espacio anular es así como una de las válvulas de control laterales que controla el pazo de fluido a los tanques de almacenamiento se cierra mediante un motor para detener el flujo a través de la tubería de producción. La caja del bumper y el catcher en el cabezal del pozo alojan el plunger que cae libremente debido al efecto de la gravedad a través del tubing. Una válvula abierta en el plunger permite el paso de fluido a través de él mientras cae hasta llegar al fondo del pozo. Cuando esto sucede el plunger hace contacto con una piezaen el fondo (Bumper Spring) que cierra la válvula, esto genera que la presión en el fondo del pozo aumente progresivamente y permite que se acumule agua y aceite encima del plunger. Después de que se genera la restauración de la presión hasta determinado valor la válvula en superficie se abre. La transferencia rápida de gas desde el casing hacia la tubería además del gas proveniente de la formación, genera una alta velocidad instantánea que genera una caída de presión a través del pistón y el líquido. El diferencial de presión que se genera a través de la válvula del plunger lift hace que este viaje hasta la superficie a una velocidad desde 500 hasta 1000 pies por minuto dependiendo de la forma en la cual este configurado el chocke, de la carga del fluido y dela presión en fondo. Mientras el plunger se desplaza hacia arriba por efecto de la restauración de la presión, el fluido por encima del plunger es empujado hacia la superficie. Cuando el pozo es productor de aceite o contiene un gas débil la llegada del plunger asuperficie activa un sensor controlado magnéticamente que cierra inmediatamente laválvula anteriormente mencionada con el fin de conservar el gas presente en la formación y en la tubería de producción para utilizarlo en el siguiente ciclo. Una vez el plunger llega al cátcher se detiene por un instante para repetir nuevamente el ciclo hasta cuando la presión y la configuración del sistema de levantamiento lo permita.
- 18. Ventajas: * Económico. Reduce costos de levantamiento. * Ofrece una gran variedad de diseños. * Gran cantidad y variedad de controladores en superficie. * Mayor eficiencia en la descarga de pozos productores. * Conserva la presión de gas en formación. * Incrementa la Producción. * Produce desde una presión baja en casing. * Disminución del promedio de BHP, lo que causa un incremento en la producción. * Aplicable a diferentes condiciones de pozo. * Mantiene tubería de producción limpia de hidratos y parafinas. * No necesita energía adicional o externa para funcionar. * Bueno en pozos desviados. Desventajas: * El sistema utiliza GLR específicas. * Produce a 400 BPD. * No es adecuado para pozos con migración de sólidos.