TERMINACION DE POZOS TEMA 1.ppt
- 1. TERMINACION AVANZADA DE POZOS LA PAZ, 28 DE OCTUBRE DE 2016 TEMA 1: TERMINACION AVANZADA DE POZOS PRESENTADO POR: Msc. Ing. GABRIEL PEREZ ORTIZ
- 2. DEFINICION LA TERMINACION DE UN POZO ES ESENCIAL PARA LA PRODUCTIVIDAD , YA QUE ES LA QUE NOS COMUNICA AL YACIMIENTO CON EL POZO, POR LO QUE SE DEBE SELECCIONAR LA TERMINACION QUE NOS DE MAYOR PRODUCTIVIDAD.
- 3. TERMINACION Y REPARACION DE POZOS •Una vez concluida la perforación a la profundidad programada, la cual se encuentra la estructura geológica o formación seleccionada con posibilidades de contener petróleo o gas. •Inicia la terminación del pozo, cuando se bajo la última cañería de producción o liner. •Pueden ser terminado con el mismo equipo o con equipos mucho más pequeños.
- 4. DISEÑO DE COMPLETACION DE POZO Planeación de la Terminación Programa de Operación Análisis de Información Muestras de canal y corte de núcleos Perdidas de Circulación Antecedentes de pruebas durante la perforación Pruebas de Formación
- 5. Selección del mejor intervalo de completación La zona de petróleo está separada en dos intervalos por una capa de shale. El intervalo superior tiene un espesor de 6 ft, correspondiente a la capa de gas. El intervalo inferior posee un espesor de 24 ft correspondiente a la zona de agua. Una capa de shale depositada en el intervalo inferior ocasiona que exista una separación entre intervalos.
- 6. ARREGLOS DE TERMINACION E INTERVALOS DE PERFORACION DESARROLLO DE TERMINACION DE POZOS
- 7. ANALISIS DE REGISTROS Una segunda etapa que comprenderá diseño y selección de un intervalo de compleción será el de los análisis de registros, que contempla los siguientes aspectos: Registros en agujero abierto Registros en agujero entubado
- 8. TOMA DE NUCLEOS EN LA TERMINACION DE POZOS Después de un estudio de las formación de interés. Con la información obtenida del pozo, como ser: • Perfilaje de Perforación. (Litológico y Paleontológico). • Perfil Eléctrico. (Gamma-ray y Neutron log). • Perfil del tiempo – Perforación. • Análisis de lodo y testigo. • Perfil del Calibre. • Perfilaje de temperatura. • Medición de desviación del pozo. Se toma la decisión si es o no factible de efectuar la terminación del pozo
- 9. TERMINACION Y REPARACION DE POZOS ESTRATIGRAFIA Escarpment Taiguati Tarija Tupambi Iquiri Carbonifero Iquiri Los Monos Huamampampa Huamampampa Huamampampa Los Monos Arenas no consolidadas Intercalaciones de arcillas Diamictita y arenas Arcillas Lutitas con arenas Arcillas micáceas Arenas con intercalaciones de Lutitas Lutitas limosas Areniscas LITOLOGIA Lutitas con intercalaciones de arenas
- 10. TERMINACION Y REPARACION DE POZOS FUNCION DEL POZO: Proveer un conducto desde el Reservorio hasta superficie a través del cual se puede producir o inyectar fluidos. COSTOS DEL POZO: Constituye el gasto principal en el desarrollo del Reservorio. LA TERMINACION es la fase operativa más importante en la vida del pozo.
- 11. LAS TECNICAS DEPENDE DE : Técnicas de producción. Posibilidades de reparación futuras. Productividad del pozo. Problemas mecánicos de fondo y otros. El mejor diseño proveerá la operación mas rentable de un pozo de petróleo o gas a lo largo de su vida útil. Un diseño deficiente llevara a elevados costos operativos, abandono prematuro, y reservas no recuperadas. TECNICAS DE TERMINACION
- 12. METODOS DE TERMINACION •Hay tres métodos básicos para terminar un pozo: Pozo abierto. Entubado y baleado. Con liner. Pozo Abierto Formación productora Cemento Fig. 1: Terminación a pozo abierto Baleos o punzados Formación productora Cañería de aislamiento Fig. 2: Terminación con entubación y baleo Tubing de producción Sustituto para mediciones Niple No-Go Baleos o punzados (a) Sin Tubing (b) Con tubing de producción
- 13. REDUCCION DEL DAÑO DE FORMACION Cada operación del programa de perforación, terminación o reparación debería someterse a un análisis de identificación y prevención (o inhibición) del daño de formación potencial. Si el daño no se puede evitar, y las medidas de prevención adoptadas, deben hallarse soluciones viables e incorporarlas a las sucesivas fases de la terminación (o reparación) del pozo. La minimización o eliminación del daño de formación comienza con el programa de perforación.
- 14. PSEUDODAÑO La turbulencia La terminación parcial La penetración parcial La técnica de los baleos ó punzados. A estos factores se los llama PSEUDODAÑO porque, si bien Inhiben el flujo no Reducen el tamaño poral ni la permeabilidad. Normalmente consideremos que el Verdadero daño de formación es una restricción sobre el sistema que podríamos llegar a controlar. No todos las restricciones al flujo de petróleo o gas hacia el pozo son provocadas por los daños de formación. Por este motivo es necesario realizar un análisis de todo el sistema de flujo para Identificar el daño.
- 15. TABLA 1 ESTADO DEL POZO VALOR APROXIMADO DEL EFECTO SKIN DEL DAÑO REAL DE FORMACION, Sfd Severamente dañado Mayor que 10 Dañado Mayor que 0 Terminación natural 0 Acidificación -1 a -3 Fracturación -2 a -4 Fractura hidráulica masiva Menor que -5
- 16. COMPONENTES DE UN SISTEMA DE AFLUENCIA TIPICA Zona productiva h Cañería Zona dañada Formación sin daño Baleos ó punzados rw
- 17. TERMINACION PARCIAL Y PENETRACION PARCIAL Fig. : 4ª. Terminación Normal Baleos o punzados 4b. Terminación Parcial Formación productora h Pozo terminado (baleo) en toda la formación Cañería Baleos o punzados Formación productora h Pozo terminado (baleo) Solo parte de la formación Cañería Formación productora h El pozo penetra parcialmente Dentro de la formación Cañería 4c. Penetración Parcial
- 18. FACTOR SKIN El daño se expresa cuantitativamente mediante un factor SKIN; ST determinado a partir de los ensayos de “Build-up” o “Draw- down”, el factor skin obtenido por ensayo describe el daño total o caída de presión total requerido para la producción desde la zona dañada hasta el pozo. Esta caída de presión se llama Pskin
- 19. FLUIDOS DE INTERVENCION DE POZOS Los fluidos de terminación o reparación de pozos – fluidos de intervención o servicio – Son aquellos que se colocan contra la formación productiva durante el ahogo, la limpieza, el taponamiento de fondo, la estimulación o el baleo (punzado). El contacto de los fluidos de intervención con la formación será una fuente primaria de daño por influjo. Este contacto fluido/pozo no puede ser evitado. Por tal motivo el Supervisor de campo debe elegir fluidos que minimicen la posibilidad de daño.
- 20. Hay dos objetivos primarios que se aplican sea cual fuere la operación emprendida: Proteger la formación productiva del daño. Controlar el pozo durante las operaciones. El primero es probablemente el mas importante a nivel mundial, ya que algunos pozos necesitan poco control pero todos requieren protección. El fluido propuesto podría ser incompatible con la formación especialmente si hay presencia de arcillas. El uso de fases liquidas de base hidrocarburo Eliminaría el inchamiento. En el caso de salmueras, las siguientes concentraciones salinas normalmente inhiben las arcillas. SALMUERA CONCENTRACION SALINA % EN PESO NaCl 5 a 10 CaCl2 1 a 3 KCl 1 a 3
- 21. FLUIDOS DE INTERVENCION DE POZOS Un fluido de intervención sucio puede reducir la permeabilidad taponando los canales de flujo. Aun los fluidos relativamente limpios pueden provocar daño de formación por inyección de micropartículas.
- 22. PLANTEO SISTEMATICO APLICADO AL BALEO Evaluar los intervalos productivos. Optimizar la producción y recuperación Optimizar la inyección. Aislar (Cementar a presión) ciertas zonas El objetivo del baleo es lograr un flujo efectivo entre el pozo y el reservorio que permite al operador:
- 23. PLANTEO SISTEMATICO APLICADO AL BALEO El baleo es esencialmente irreversible. Esto obliga a una buena planificación Se debe examinar a fondo: El ambiente en el que se va realizar el baleo. Los recursos disponibles para ejecutar el trabajo. El objetivo de la terminación o reparación especifica (de la que el baleo es solo una parte). Los atributos y restricciones del equipo de baleo disponible.
- 24. Para lograr cualquiera de los objetivos principales, los baleos deben: Atravesar la cañería mas halla del cemento, llegando a la formación portadora de hidrocarburos. Los baleos deben ser limpios. Tamaño y profundidad uniformes La operación no debe dañar la cañerías ni la adherencia de cemento.
- 25. El baleo con presión reducida es otro recurso usado para optimizar el rendimiento de la operación. A través del tiempo se ha considerado normal Dp de 200 psi, recientemente se ha aumentado a 500 psi, con mejor resultado. El valor optimo dependerá del reservorio que se este terminando. En alguna terminaciones de pozos gasiferos se usan diferenciales de presión aun mas elevados, con valores de Dp de hasta 4000 psi. El motivo es que los baleos en reservorios gasiferos son mas difíciles de limpiar. Balear con menos presión en el pozo en la formación ayuda a obtener un sistema efectivamente baleado.
- 26. TIPOS DE CAÑONES El portador hueco recuperable. El cañón descartable o no recuperable El cañón semi – descartable. Los distintos cañones disponibles en el presente se pueden clasificar en tres categorías:
- 27. TERMINACION Y PRUEBAS DE PRODUCCION • Análisis de laboratorio: - Liberación flash - Liberación diferencial - Factor de compresibilidad del gas - Relación gas petróleo. - Cromatografía. • Datos de Producción - Caudal de producción de petróleo, gas agua, presión, temperatura y otros. Pozo Separador Psep. Tsep. Gas Petróleo Gas Meter Stock-tank Oil Gas Sample Oil Sample Una vez bajado el arreglo de prueba, el pozo ingresa en prueba de producción
- 28. TERMINACION Y REPARACION DE POZOS
- 29. PRUEBA DST
- 30. Cañería 7” N-80, P-110, 26-29 #/ft Zap. 2961 m. 2677 m. 2680.7 m. 2686.26 m. Taig Y. Cañería 9.5/8” N-80, 40, 43 Lb/ft C.F. 2701.8 -2 702 m. 2830 m. T.T.C. 2890 m. CF. 2900-1.5 m. 2788 m.. P.F. 2964 m. Taig W Inf. Taig W Sup. ESTADO SUB SUPERFICIAL CONFIGURACIONES Unión de flujo Niple asiento selectivo Camisa de circulación Packer de producción Fig. 5: Configuración Tubing-Packer Terminación Simple Tubing
- 31. CONFIGURACIONES Cañería 7” N-80, P-110, 26-29 #/ft Zap. 2961 m. 2226.7 m. 2631 m. N° ACCESORIOS LINEA LARGA ACCESORIOS LINEA CORTA 1 2 3 4 5 6 7 8 Niple Sello “J” Red. 2.7/8” Hyd. x 2.3/8” Hyd Niple asiento “N” 9 Pzas. Tub. 2.3/8 cs. 4.7 #/ft. N-80 Pup J. 2.3/8” cs. 2 Pzas. Blas Joint 2.3/8” Hyd. cs. Camisa Otis “XO” 2.3/8” Hyd.cs. Sust 2.3/8” Hyd. cs. x 2.3/8” 8RD. Pup J. 2.3/8” 8RD. Sust. 2.3/8” 8RD. x 2.3/8” Hyd.cs. Camisa Otis “XO” 2.3/8 Hyd. cs. Red. 2.3/8” Hyd. cs. x 2.7/8” cs. 9 10 11 12 13 14 15 2677 m. 2680.7 m. 2686.26 m. Niple Sello ( OD.cupla 2.15/16 ) Red. ( OD. 2.11/16 ) 5 Pup J. 2.3/8” PACKER SUPERIOR Marca: Otis Tipo: Recup. Tamaño: 7” Modelo:”RDH” PACKER INFERIOR Marca: Otis Tipo: Recup. Tamaño: 7” Modelo: BK-“D” OD 2.7/8” Grado: N-80 Peso: 6.5 #/ft Tipo: Hydril cs Piezas: 264 OD 2.3/8” Grado: N-80 Peso: 4.7 #/ft Tipo: Hydril cs Piezas: 274 Taig Y. Cañería 9.5/8” N-80, 40, 43 Lb/ft C.F. 2701.8 -2 702 m. N° PACKER INTERMEDIO Marca: Otis Tipo: Recup. Tamaño: 7” Modelo:”PW” TUBERIAS L.L. L.C. 2830 m. T.T.C. 2890 m. CF. 2900-1.5 m. 2788 m.. P.F. 2964 m. 8 6 11 Prof (m) 2704 2690.7 2641.8 2686.2 2674 2652 2765 2786.5 Taig W Inf. Taig W Sup. ESTADO SUB SUPERFICIAL Fig. 6: Configuración Tubing-Packer Terminación Dual
- 32. Colgador Cañ. 9.5/8” Colg. Tub. Colg. Cañ. 7” Portach oque 2.1/16”- 5000 psi 11” - 5000 psi 7.1/16” - 5000 psi Cañ. 13.3/8 13.5/8” - 3000 psi ARREGLO MMA SIMPLE Valvula MMA 2.9/16” - 5000 psi Valvula MMA 2.9/16” - 5000 psi Valvula MMA 2. 9/16” - 5000 psi Valvula s MMA 2. 1/16” - 5000 psi ESTADO SUPERFICIAL POZO YPC-18D (23/08/2000)
- 33. ESTADO SUPERFICIAL POZO SDG - X1 SDG-X1
- 34. ESTADO SUPERFICIAL POZO: PMR-X16 y PMR-X17 ARBOLITO DUAL 2.1/16” - 5000 PSI 7.1/16” - 5000 PSI COLG. DE TUB. 2.3/8” x 2.3-8¨ COLG. 7” CAÑ. 9.5/8” TAPON CIEGO 13.3/8” 9.5/8” 7” 2.3/8”
- 35. FIN DE LA PRESENTACION GRACIAS POR SU ATENCION ¿Preguntas?
- 36. CONTROL DE LECTURA 1 1. INDIQUE COMO SE REALIZA LA TERMINACION DE UN POZO. 2. CUAL ES LA DIFERENCIA ENTRE SKIN Y PSEUDOSKIN? 3. MENCIONE LOS FACTORES A TOMAR EN CUENTA PARA UNA EXITOSA TERMINACION DE POZOS. 4. EEALICE UN ESQUEMA DE TERMINACION CONVENCIONAL INCLUYENDO DIAMETROS. 5. QUE ES UNA PRUEBA DST?