Herramientas y equipo de superficie de terminación
La planificación de la terminación del pozo debe involucrar a varios grupos dentro de la empresa operadora. Así como los geólogos y el personal de perforación coordinan sus esfuerzos cuando inician un pozo, la terminación del pozo involucra esfuerzos coordinados entre los departamentos de perforación y producción. Además, muchas empresas cuentan con especialistas en terminación que pueden contribuir al proceso.
El tipo de terminación seleccionado para un pozo dado puede tener un impacto serio en la fase de planificación y perforación del pozo. Por ejemplo, las terminaciones múltiples pueden requerir el uso de geometrías de orificios más grandes y pueden afectar el diseño de la tubería de revestimiento si se planea una terminación para una zona detrás de la tubería intermedia. Se debe considerar la finalización antes de planificar la mayoría de las fases del pozo.
El programa de perforación está diseñado con un enfoque de abajo hacia arriba; se selecciona el objetivo y luego se diseña un plan viable para alcanzar el objetivo de manera segura. El plan de finalización debe utilizar el mismo procedimiento.
La producción y la economía óptimas del yacimiento son los objetivos para un pozo exitoso. Los factores de finalización que afectan el enfoque de abajo hacia arriba son los siguientes:
·características del yacimiento
. daños en el depósito
·eficiencia de terminación
·Tamaño de tubería y sarta de flujo
Las características del yacimiento, como el tipo de fluido, la permeabilidad, la porosidad, la extensión del área y el espesor, afectan el tipo de terminación seleccionada y no se discutirán en este texto. Daño de formación. Los fluidos de perforación o técnicas que puedan dañar permanentemente la permeabilidad del yacimiento no deben usarse en el plan del pozo.
Desafortunadamente, no es fácil definir las formaciones geológicas dentro de un área geográfica específica que están sujetas a daño. Sin embargo, los representantes experimentados de la compañía de servicios pueden ofrecer una idea del problema. El daño a la formación da como resultado una reducción de la permeabilidad cerca del pozo. Sin presentar una explicación completa de la mecánica del flujo de fluidos, es razonable y adecuado afirmar que el área muy cercana al pozo es la más crítica con respecto a la producción de fluidos. Craft y Hawkins presentaron la siguiente ecuación, que define la permeabilidad promedio en un yacimiento como resultado del daño superficial cerca del pozo:
Donde:
Kavg= permeabilidad promedio del yacimiento después del daño a la formación, d o md
Ka = permeabilidad en el área dañada afectada
K = permeabilidad efectiva en el área externa no afectada
rw = radio del pozo, pies ra = radio del área afectada, pies re = radio de drenaje externo, pies
Eficiencia de finalización.
El propósito principal del proceso de terminación es proporcionar una ruta de flujo desde el yacimiento hasta el equipo de superficie. La parte más difícil de la terminación, en la mayoría de los casos, es desarrollar canales de flujo óptimos desde el yacimiento hasta el fondo de la sarta de flujo. Las áreas problemáticas comunes son las siguientes:
. perforaciones que no se extienden más allá del área dañada ·menor que el número óptimo de perforaciones
·perforaciones tapadas.
·pobre cemento que permite la canalización detrás de la tubería
·tamaño inadecuado del equipo para el empaque de grava
Los representantes de la compañía de servicios a menudo pueden ayudarlo a evitar estos problemas. Dimensionamiento de cadenas de flujo.
Elegir el tamaño adecuado de la sarta de flujo puede afectar el desempeño del yacimiento hasta cierto punto. Los tubos con un diámetro interior restringido pueden causar grandes pérdidas de presión. Dado que esta presión es la energía impulsora que obliga a los fluidos a salir del yacimiento, cualquier fuente de desperdicio de disipación de presión puede causar una menor recuperación primaria del yacimiento. Sin embargo, las sartas de tubería grandes no necesariamente tienen un efecto significativo en las pérdidas de presión, como con 3Y2- vs. 4Y2 pulg. tubería en un pozo dado. La sarta de tubería debe dimensionarse para permitir una producción óptima con un tamaño mínimo de tubería. Esta consideración es importante porque afecta la geometría general del agujero.
Equipos de terminación de superficie y subsuelo
Las terminaciones de pozos involucran la colocación de equipos de control de flujo en la superficie y en la sarta de tubería. Estos artículos pueden incluir las siguientes categorías principales:
·árbol de producción
·sistemas de apagado automático de superficie y subsuelo
. equipo de cadena de flujo
·empacadores
El equipo debe dimensionarse y seleccionarse para cada reservorio y sus características de caudal. El plan de perforación debe incluir una cabeza de pozo y una geometría para acomodar este equipo de producción.
Árbol de producción.
El árbol de producción o de Navidad proporciona la conexión entre el pozo y el equipo de producción, como los separadores y las instalaciones de tratamiento. El árbol contiene válvulas de control y estranguladores. Muchos árboles contienen equipos redundantes por motivos de seguridad. Las condiciones de funcionamiento severas, como los fluidos producidos por sulfuro de hidrógeno o los entornos árticos y geotérmicos, pueden requerir el uso de cabezales de pozo modificados. Las válvulas maestras, como su nombre lo indica, son los principales mecanismos de control de presión en el árbol. Las válvulas pueden operarse manualmente y contener un equipo de cierre automático. Muchos árboles tienen múltiples válvulas. La válvula de hisopo proporciona un medio para acceder a la sarta de tubería para trabajos de reparación en el pozo.
La válvula se puede cerrar para que se puedan instalar equipos como los lubricadores de cable en la parte superior del árbol. La válvula se abre posteriormente y se puede iniciar el trabajo a través del árbol. El árbol altera la dirección del fluido que fluye. El ala del árbol suele contener varios tipos de válvulas de seguridad y un estrangulador. El ala puede incluir una válvula de seguridad automática. El estrangulador se utiliza para disipar la presión del pozo antes de que el fluido que fluye ingrese al equipo de producción de superficie de baja presión.
Sistemas de apagado automático.
En ocasiones, los pozos deben cerrarse para evitar que suceda algo indeseable. Por ejemplo, una línea de flujo rota debe cerrarse para evitar una explosión. Shutin se puede lograr con herramientas de superficie o subterráneas y se puede controlar mediante métodos de control directo o remoto. Estos sistemas generales se denominan generalmente sistemas de apagado automático.
Equipos de seguridad en superficie.
Los dispositivos de superficie pueden hacer que el pozo se cierre automáticamente en condiciones de operación anormales. Las condiciones desencadenantes incluyen fluctuaciones de presión alta o baja, incendios, tasas de flujo anormales y erosión excesiva. Shutin puede ser a través de sistemas operativos de control directo o remoto. Los sistemas de seguridad de superficie controlados directamente se pueden instalar en cualquier punto aguas abajo del estrangulador de superficie para detectar cambios de presión en la línea únicamente en el punto de instalación de la válvula.
Tales válvulas de seguridad generalmente se seleccionan cuando se desea protección de cierre automático solo para interrupciones en una línea de flujo o línea de ventas, cortando un estrangulamiento superficial por cambios de presión en la línea de flujo. Estas válvulas son autónomas y normalmente usan un piloto de monitor-actuador.
Una válvula de seguridad de superficie de control directo típica es una válvula de seguridad controlada por piloto, abierta y cerrada por la presión del pozo o de la línea de flujo a través de una válvula de retención de velocidad.
La presión dentro de la válvula, que actúa sobre el área del vástago contra la presión atmosférica, hace que el actuador mueva la compuerta de la válvula a su posición abierta. La válvula está diseñada para cerrarse automáticamente en caso de un cambio anormal en la presión de la línea de flujo. Cuando el piloto detecta un cambio más allá de su configuración, actúa, descargando la presión debajo del pistón del actuador y permitiendo que la presión sobre el pistón cierre la válvula.
Se puede instalar un sistema de seguridad de superficie controlado a distancia en el árbol como una válvula maestra secundaria. Por lo general, es una unidad compacta que también se puede instalar en válvulas de ala aguas arriba del estrangulador de superficie, válvulas de cabecera, líneas de flujo, líneas de recolección, tuberías o en cualquier lugar donde se desee protección de cierre automático de válvula. Los pilotos de monitoreo, utilizados con esta válvula, están ubicados de forma remota en numerosas áreas de alto riesgo en todo el sistema. Los sistemas de superficie son operados por un colector de control hidráulico diseñado para proporcionar la presión hidráulica requerida para mantener abiertas varias válvulas y para controlar la presión a las válvulas.
Cualquier pérdida de presión en la línea piloto o en la línea hidráulica cierra la válvula de seguridad. La pérdida de presión podría deberse a pilotos en funcionamiento o daños al sistema. Se utiliza una bomba hidráulica accionada por gas para mantener la presión hidráulica deseada para la válvula de seguridad. Cuando funciona el piloto del monitor en el sistema de seguridad, descarga la presión de la línea de control de baja presión, lo que hace que la válvula de tres vías en el múltiple de control bloquee la presión de control entrante.
Esta acción, a su vez, libera la presión de control de un diafragma en el controlador hidráulico de tres vías. Al perder la presión de control, el controlador bloquea la presión del fluido hidráulico entrante y permite que el fluido hidráulico en la línea de control de la válvula de seguridad se drene hacia el depósito. La línea de control de la válvula de seguridad sangra hacia el depósito, lo que hace que la válvula de seguridad se cierre.
Los pilotos de monitoreo controlan las válvulas de seguridad desde puntos remotos. Los pilotos generalmente se instalan en uno o más puntos aguas abajo del estrangulador. Los pilotos del actuador controlan la acción de apertura/cierre de la válvula de seguridad, pero solo en la dirección de un piloto monitor. Los pilotos del actuador se montan directamente en la válvula de seguridad. El piloto del monitor es un piloto de calibre sensible lleno de líquido diseñado para monitorear la presión con precisión mediante el uso de un tubo de Bourdon.
El piloto tiene mayor sensibilidad a la presión y repetibilidad que los pilotos convencionales accionados por resorte. Estos pilotos pueden monitorear presiones de 40 a 20 000 psi. Se usa un piloto de erosión donde es más probable que ocurra erosión interna. El piloto está equipado con una sonda hueca que sobresale en la corriente de flujo. La carcasa del piloto es cilíndrica. Está diseñado para proporcionar un medio para conectar las líneas de control del sistema de seguridad.
El piloto opera solo después de que la erosión penetra la delgada pared de la sonda. La presión dentro del recipiente actúa contra el extremo inferior del pistón y fuerza al pistón y al émbolo hacia arriba hasta que se abre la válvula que contiene la presión de control del sistema. La presión de control del sistema se escapa a la atmósfera alrededor del émbolo, activando el sistema de seguridad.
Los enchufes fusibles pueden detectar altas temperaturas como en el caso de un incendio. El material fusible se derretirá en caso de temperaturas peligrosamente altas. Esta acción hace que la presión de la línea de control se escape de la cámara de la válvula de seguridad, lo que permite que la válvula se cierre. Se recomienda considerar el uso de estos enchufes en todas las instalaciones de seguridad. Se puede instalar un piloto activador donde se desee controlar una válvula de seguridad desde una fuente remota de alta presión.
La presión alta de la línea de control ingresa al piloto y a los pilotos del actuador del monitor, que monitorean la fluctuación de presión alta o baja en la línea de flujo. Emplea un pistón para su funcionamiento. El área del pistón es varias veces mayor que el asiento de la bola, y la presión sobre el pistón compensa la presión más alta que actúa sobre la bola. Cuando la presión dentro de la cámara piloto varía más allá de los límites de los pilotos complementarios de alta o baja presión, uno o ambos pilotos descargan la presión de la cámara, forzando la válvula. cerrar.
Equipos de seguridad subterráneos.
Los dispositivos de seguridad subterráneos cierran un pozo automáticamente en caso de sucesos no deseados. Estos dispositivos pueden estar controlados por la superficie del director y pueden ser sistemas de aletas o de bolas.
El sistema de seguridad de superficie/subsuelo de cierre automático controlado desde la superficie utiliza una línea neumática para controlar la válvula de ala en el árbol. Un sistema hidráulico controla las válvulas maestras secundarias y la válvula de seguridad de la tubería. El sistema está diseñado para cerrar válvulas de seguridad de superficie y subterráneas automáticamente en caso de presión de línea anormalmente alta o baja, explosión o incendio.
La válvula normalmente cerrada se mantiene abierta por presión hidráulica a través de una línea de control externa o a través del espacio anular de la tubería de revestimiento en instalaciones concéntricas. Al perder la presión hidráulica, el resorte de la válvula grande levantará la cabeza hidráulica del fluido de control y hará girar la bola a una posición cerrada. Al establecer una válvula más profunda, se pueden agregar módulos de resorte adicionales para compensar el aumento de peso del fluido de control hidráulico. La línea de control hidráulico normalmente corre con la tubería dentro del pozo. La línea de control está conectada a la tubería con bandas de metal.
Los sistemas de seguridad subterráneos controlados directamente son generalmente del mismo tipo. Estos funcionan debido a tasas de flujo anormales, presión diferencial o pérdida de presión. En muchos casos, se prefieren las válvulas controladas por superficie. Las válvulas de seguridad de tubería de control directo se cierran en condiciones predeterminadas y no ofrecen protección hasta que estas condiciones existen.
La válvula de seguridad de control directo es normalmente una válvula abierta que funciona con un principio de diferencial de presión de grano de flujo cargado por resorte. La válvula tiene un faldón de flujo que se extiende por debajo de la válvula para proteger la pared de la tubería de la turbulencia en ese punto. La primavera. mantiene la compensación de la válvula hasta que el flujo del pozo alcanza una tasa predeterminada. Cuando el diferencial de presión a través del grano excede la tensión del resorte, la válvula está diseñada para cerrarse, la válvula está diseñada para cerrarse, cerrando el pozo debajo de la superficie de la tierra. Para reabrir, se debe aplicar presión en la tubería desde la superficie o mediante una punta de ecualización. Cuando se iguala la presión, el resorte abre la válvula automáticamente. El término estrangulador de tormenta se usa comúnmente para describir todas las válvulas de seguridad subterráneas controladas directamente.
Storm Choke@es una marca registrada de una marca popular fabricada por Otis. Las válvulas de seguridad de la tubería ambiental están precargadas con una presión de domo establecida. Cuando el pozo está fluyendo y la presión cae por debajo de la carga de presión del domo predeterminada, la presión del domo y el resorte de la válvula cierran la válvula, cerrando el pozo debajo de la superficie.
Sistema de cadena de flujo.
Los sistemas de sarta de flujo son los componentes que se utilizan en la sarta de tubería para conducir los fluidos producidos desde el yacimiento hasta la superficie. Incluyen tubos, mandriles y niples, acoplamientos de flujo, juntas de explosión, manguitos deslizantes y válvulas de contrapresión. La tubería y los acoplamientos generalmente se diseñan antes de que se inicie el reacondicionamiento y, por lo tanto, se convierten en solo una cuestión de procedimientos de funcionamiento de rutina.
Válvulas de contrapresión.
Antes de iniciar el reacondicionamiento, a menudo se instala una válvula de contrapresión de ajuste mecánico en la parte superior de la tubería en la parte inferior del árbol de producción. También hay disponibles enchufes para cableado fijo. El tapón puede ser una válvula unidireccional que permite el flujo solo desde el árbol hacia la tubería o desde la tubería hacia el árbol. Puede ser un tapón sólido que impida el flujo en cualquier dirección. El tapón sólido se usa a menudo porque sellará el flujo del pozo y permitirá la prueba de presión del árbol o del nuevo equipo. En pozos productores, la válvula se puede colocar con un lubricador en la parte superior del árbol.
Mandriles y Niples.
Los mandriles fijados con cable se utilizan a menudo como un medio principal para controlar el flujo en la sarta de tubería. Estos mandriles, según la selección del tipo, pueden realizar funciones tales como bloquear el flujo hacia arriba o hacia abajo en la tubería o en ambas direcciones, proporcionar un efecto de estrangulamiento para minimizar la presión superficial, extraer gas de los pozos de petróleo y servir como una válvula subterránea controlada desde la superficie. Los mandriles se utilizan con boquillas específicas diseñadas para enganchar y sujetar el dispositivo.
Los subsuelos de ecualización se utilizan cuando se anticipan diferenciales de presión a través de un dispositivo de control de flujo si el dispositivo no incluye dichas disposiciones. Generalmente se utilizan con mandriles de gran calibre. El sub de ecualización está en su posición abierta cuando se ejecuta. La punta de funcionamiento cambia el manguito a una posición cerrada después del ajuste. Al tirar de la punta, el manguito se desplaza hacia abajo hasta su posición abierta. Acoplamientos de flujo.
Los niples de aterrizaje generalmente no tienen el mismo DI que la sarta de tubería. Como resultado, el cambio de diámetro provocará una mayor turbulencia en el fluido que fluye en este punto. Esta turbulencia aumentará drásticamente la tasa de erosión de la tubería, lo que provocará una posible falla prematura. Los acoplamientos de flujo minimizan estas fallas.
Un acoplamiento de flujo es una sección de tubería de paredes gruesas que se instala por encima y, a menudo, por debajo del cambio de diámetro. La experiencia de campo indica que los acoplamientos de flujo deben ser de 36 pulgadas o más para una máxima protección. Muchos fabricantes producen los acoplamientos en longitudes de 5, 10 o 20 pies.
Articulaciones explosivas.
Las juntas de explosión se utilizan en la sarta de tubería para proteger contra la erosión externa, como en el caso de los pozos de doble terminación. La mayoría son juntas de aleación especial tratadas térmicamente y están disponibles en longitudes de 10 y 20 pies. Las conexiones de las juntas de explosión generalmente quedan al ras.
Mangas deslizantes. Los dispositivos de circulación selectiva, como un manguito deslizante, proporcionan aberturas entre la tubería y el espacio anular sin necesidad de perforar. La herramienta es útil cuando se circulan fluidos para el control de pozos o cuando se produce a partir de otros intervalos. Sin embargo, a menudo se asocian problemas con la herramienta cuando se intenta usarla después de un tiempo prolongado en la tubería.
Empacadores, El obturador proporciona el sello anular entre la tubería y el revestimiento de producción. Debe ser capaz de soportar una alta presión diferencial y aun así mantener un sello. Se debe considerar el movimiento de la tubería cuando cambian las temperaturas. Además, se deben resistir los fluidos corrosivos como el sulfuro de hidrógeno (H2S).
Las clasificaciones generales de empacadores son recuperables y permanentes. El tipo permanente se mantiene en su lugar mediante cuñas opuestas y se puede colocar con métodos de cable o transportados por tubería. Los empacadores recuperables pueden ser de peso, mecánicos o hidráulicos. Los empacadores generalmente se pueden dividir en cuatro componentes principales, que incluyen el conjunto deslizante, el conjunto del sello exterior, el receptáculo del orificio del obturador y el conjunto del sello de la tubería.
El conjunto deslizante y el sello exterior aseguran y sellan la interfaz del obturador y la carcasa. El orificio del obturador y el conjunto de sello de la tubería proporcionan el sello de presión del obturador de tubería y permiten que se produzca la expansión o contracción de la tubería.
Se utilizan elementos de goma con dureza y composición variables para proporcionar el sello de presión para el conjunto de sello exterior y el conjunto de sello de tubería. El caucho más utilizado es el nitrilo, con una dureza de 70 durómetros. Las altas temperaturas de fondo de pozo requieren una mayor dureza (80-90).
Los gases corrosivos como el sulfuro de hidrógeno romperán los elementos de caucho si se usa nitrilo. Los elementos reparables como Viton@(DuPont) se pueden usar de manera efectiva en entornos H2S con poca o ninguna tendencia a la fragilización. Sin embargo, si se utilizan inhibidores de la corrosión a base de amino, el Viton® se deteriorará debido a la composición de fluoro carbono en el inhibidor. Como resultado, los elementos de sellado expuestos a inhibidores de amina requieren compuestos de caucho alternativos como K-Ryte@(Baker). Este caucho es una estructura en capas compuesta por Kalrez@,Teflon@ y Rylon@. Estos cauchos generalmente se usan solo cuando es necesario porque pueden costar 100 veces más que el nitrilo.
Fluidos para empacadores
Se coloca un fluido empacador entre la tubería y el revestimiento de producción por encima del empacador. Entre sus muchos propósitos se encuentran los siguientes:
. ayudar a controlar la presión del pozo.
minimizar la presión diferencial a través del empacador. minimizar la corrosión
. facilite el trabajo sobre la dificultad.
La selección del fluido del obturador suele ser responsabilidad del ingeniero de perforación. No es una práctica poco común que el fluido de terminación se use como fluido de empaque. Los criterios de selección para los dos fluidos no son completamente diferentes. Las principales consideraciones para un fluido de terminación son que controle la presión y no dañe la formación. Este tema puede ser complejo y, como tal, no se presentará aquí.
Factores de terminación que afectan el plan y la perforación del pozo
Terminación de Pozos
La terminación de un pozo es esencial para la productividad de este, 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 deferentes necesidades, por este motivo se da la clasificación siguiente:
• Terminación en agujero descubierto
• Terminación con agujero revestido
• Terminación con tubería ranurada no cementada
• Terminación sin tubería de producción (tubingless)
3.3.1. Terminación en Agujero Descubierto
En esta terminación la zona productora es perforada después de cementar la última tubería de revestimiento o liner en la cima del intervalo productor, por lo tanto, la producción sale directamente del yacimiento al pozo lo que causa ciertas ventajas y desventajas al usar este tipo de terminación:
Ventajas:
• Esta terminación es operacionalmente simple y de bajo costo
• El flujo hacia el pozo es a través de los 360°
• Buen acceso a las fracturas
Desventajas:
• El enjarre puede afectar la productividad a menos que se lave la zona
• La producción tiene que pasar por cualquier zona dañada
• No hay protección contra el colapso del pozo
• No se pueden aislar zonas
• Esta terminación es para formaciones no deleznables (principalmente calizas y dolomías)
• Problemas con los contactos gas-aceite y/o agua-aceite
La terminación de pozos en agujero descubierto se usa en una sola zona productora que además este bien consolidada o con un método de control de arena, como lo es el empacamiento de grava y donde no haya problemas de contacto gas-aceite y/o agua-
aceite. Por lo general se utiliza en formaciones de baja presión donde el intervalo de aceite es considerablemente grande.
Terminación con Agujero Revestido
Después que la zona productora es perforada, una tubería de revestimiento o liner es introducida y cementada. Posteriormente se introducen pistolas las cuales son las que hacen el conducto entre el yacimiento y el pozo. Estas perforaciones deben de atravesar la tubería de revestimiento, el cemento y preferentemente la zona invadida del fluido de perforación, así se evitará que el flujo de hidrocarburos pase por una zona dañada, por lo tanto, no perjudicará su productividad.
Ventajas:
• No se necesita limpiar el enjarre
• Los disparos atraviesan la zona invadida
• Se pueden aislar zonas
• Se pueden producir varios intervalos de interés
• Buena integridad del pozo si es cementado adecuadamente
Capítulo III Perforación y Terminación de Pozos
• Protección contra el colapso
• Se pude utilizar para cualquier formación
• Control de pozos con problemas en contacto gas-aceite y/o agua-aceite
• Provee cierto control de arenamiento en el pozo
Desventajas:
• Mayor costo y operacionalmente más difícil
• Mayor tiempo para poner en producción el pozo
• Es menor el flujo del yacimiento al pozo
• Se genera un daño adicional por los disparos
Esta terminación nos brinda una mejor selectividad entre intervalos y fluidos producidos, la única condición es lograr una buena cementación entre el yacimiento y la tubería de revestimiento, ya que si esta es inadecuada pone en peligro la integridad del pozo.
Actualmente este tipo de terminación es el mejor y más usado, ya que ofrece mayores posibilidades para efectuar reparaciones posteriores. Se utiliza también en problemas de contacto gas-aceite y/o agua- aceite y/o cuando hay diferentes intervalos productores además de que se pueden probar las zonas de interés.
Terminación con Tubería Ranurada no Cementada
Después de haber perforado el intervalo productor se introduce una tubería ranurada o liner ranurado que se ancla por medio de un empacador cerca de la zapata de la tubería de revestimiento que por lo general se encuentra en la cima del intervalo productor. Esta
tubería no es cementada, esto quiere decir, que no se necesitan pistolas para perforar la zona productora.
Ventajas:
• Costo menor a la terminación con agujero revestido
• El pozo queda en contacto directo con el yacimiento
• El flujo es radial hacia el pozo a través de los 360°
• Buen acceso a las fracturas
• Las ranuras proveen cierto control de arenamiento en el pozo
• El liner provee protección contra el colapso del pozo
• La zapata de la tubería de revestimiento puede colocarse en la cima del intervalo productor
• Se puede proveer aislamiento de zonas instalando empacadores entre el liner y la formación
Desventajas:
• El enjarre puede afectar la productividad a menos que se lave la zona
• La producción tiene que pasar por cualquier zona dañada
• Incrementa la dificultad en la estimulación y el fracturamiento del pozo.
Este tipo de terminación nos permite aislar zonas del intervalo productor, instalando empacadores entre el liner ranurado y la formación así podemos evitar problemas con los contactos o conificación de agua y/o gas. Además de ser una terminación menos costosa que la terminación con agujero revestido también nos ahorra tiempo en poner en producción el pozo.
Las desventajas mencionadas anteriormente se pueden eliminar, (el enjarre puede eliminarse lavando bien la zona y el daño por fluidos de perforación se puede eliminar por procesos de estimulación) la principal debilidad de esta terminación es el fracturamiento y la estimulación del pozo, ya que no se tiene un buen control en los volúmenes e inyección de los fluidos para dichos tratamientos.
Capítulo III Perforación y Terminación de Pozos
Esta terminación en conjunto con los empacadores hinchables nos proporcionan un método efectivo y rápido de producción, una de las ventajas es la reducción del daño a la formación, que se traducirá en un aumento en el índice de productividad, ya que por medio del uso de los empacadores hinchables se elimina la cementación, y cons la tubería ranurada se evitan los disparos hacia la formación.
Estos empacadores hinchables trabajan por medio de la absorción de hidrocarburos y/o agua, mediante un proceso termodinámico en donde se presenta una atracción entre moléculas, lo cual causa que la estructura molecular cambie, ocasionando que el aceite o agua forme parte de ella y expanda su volumen.
La función principal de estos empacadores junto con esta terminación es proporcionar aislamiento entre zonas, donde se puede evitar zonas fracturadas en las cuales se pueda producir agua, o simplemente aislar contactos agua-aceite y/o gas-aceite, realizando una explotación selectiva.
Terminación sin Tubería de Producción (Tubingless)
Este tipo de terminación se puede realizar como cualquiera de las terminaciones antes mencionadas. Pero a diferencia de las demás esta terminación se realiza como su nombre lo indica sin tubería de producción, es decir que la producción de hidrocarburos es por la tubería de revestimiento.
Ventajas:
• Costó inicial mucho menor que la terminación con agujero descubierto
• Tiempo menor para poner en producción el pozo
Desventajas:
• Corrosión en la TR
• Poco eficiente para controlar el pozo en caso de algún descontrol
• Dificultad para hacer reparaciones al pozo
• Dificultad para instalar algún sistema artificial de producción
La terminación sin tubería de producción solo se usa en ciertas condiciones, ya que la producción fluye por la tubería de revestimiento y si el hidrocarburo presenta algún componente que favorece a la corrosión o simplemente arena en el flujo podría presentar abrasión lo que debilitaría la tubería y podría ocasionar fugas hacia otras formaciones lo cual disminuiría la producción e inclusive podría ocasionar la pérdida del pozo.
Generalmente este tipo de terminación se utiliza en yacimientos donde la vida del mismo es relativamente corta y el hidrocarburo es limpio.
Normatividad
Reforma publicada en el Diario Oficial de la Federación el 28 de noviembre de 2017
Actividades para el aseguramiento de la integridad de los Pozos.
Con la finalidad de asegurar la Integridad de los Pozos, los Operadores Petroleros deberán realizar lo siguiente:
I. Los Operadores Petroleros, durante las actividades de Perforación y
Terminación, deberán cumplir, como mínimo, con el programa de adquisición de información;
II. Derogado;
Fracción derogada, DOF 28-11-2017
III. Derogado;
Fracción derogada, DOF 28-11-2017
IV. Para plataforma y Macropera con múltiples Pozos, los Operadores Petroleros
deberán tomar los registros mencionados para al menos un Pozo, con la
cobertura de registros especificada en las fracciones I, II y V de este numeral y aquellos en el numeral 59, fracción III, inciso a) de este Anexo. Dichos registros deberán ser obtenidos a través de la sección estratigráfica completa penetrada por los Pozos, en la plataforma o Macropera y desde la profundidad total hasta la base de la tubería de revestimiento de superficie;
V. Si un Pozo adicional es perforado desde una plataforma o Macropera existente y penetra en una zona más profunda no registrada ni muestreada previamente, los Operadores Petroleros deberán tomar registros, muestras y núcleos de rocas y fluidos de esa zona, para determinar la litología, características petrofísicas y características de los fluidos;
VI. Para los Pozos que estén en la misma plataforma o Macropera, los Operadores
Petroleros deberán tener el conjunto mínimo de registros geofísicos, entre los que se podría encontrar un registro de rayos gamma de los estratos, que abarque desde la profundidad total del Pozo hasta la base de la tubería de revestimiento de superficie.
El conjunto mínimo de registros, incluyendo los registros de rayos gamma
pueden ser de la tecnología de medición mientras se perfora o adquisición de registros mientras se perfora -Measurements While Drilling, MWD, o Logging While Drilling, LWD por sus siglas en inglés, respectivamente- en agujero abierto, entubado, o una combinación de éstos. Para determinar la litología de los estratos de la profundidad total del Pozo a la base de la tubería de revestimiento
de superficie, todos los datos deben ser registrados;
Pruebas de presión y producción. Las pruebas de presión y producción que los Operadores Petroleros realicen deberán atender lo siguiente:
I. Realizar las pruebas de presión de los diferentes Yacimientos atravesados por cualquier Pozo Exploratorio y entregar los resultados a la Comisión dentro del informe al que se refiere el numeral 64 de este Anexo;
II. Realizar una prueba para determinar el potencial de producción del Pozo al concluir la Terminación. Las pruebas deben considerar, al menos:
a) Recuperar el fluido de la terminación;
b) Antes de iniciar el periodo de prueba, dejar que el Pozo produzca en
condiciones estables al menos por 6 horas continúas, y
c) Una vez cumplido lo previsto en el inciso anterior, realizar la prueba al menos por cuatro horas continuas.
Los Operadores Petroleros deberán entregar a la Comisión los resultados
de las pruebas de presión y de la prueba de potencial de producción de los
diferentes Pozos perforados, dentro de los 15 días hábiles siguientes a su
realización, de conformidad con el informe establecido en el artículo 23 de
los Lineamientos;
III. En caso de que en la Perforación se pretendan utilizar métodos y procedimientos alternativos a los indicados en la fracción II de este numeral, se deberá prever y requerir la aprobación de la Comisión dentro de la solicitud de Autorización, de conformidad con el requisito establecido en la fracción III, inciso a), subinciso apartado B, del artículo 27 de los Lineamientos;
IV. Se deberá realizar una prueba de producción a todos los intervalos de cada Pozo terminado por primera vez, una vez transcurridos 30 días naturales después de la fecha de la primera producción continua.
Los resultados de dicha prueba deberán entregarse a la Comisión dentro de los 15 días hábiles siguientes a su realización, de conformidad con el artículo 23 de los Lineamientos;
V. La Comisión podrá solicitar a los Operadores Petroleros la realización de pruebas adicionales en función de los resultados de las pruebas realizadas inicialmente o de las características de los Yacimientos encontrados, y
VI. Para las pruebas de presión y producción, los Operadores Petroleros deberán acatar lo dispuesto en los Lineamientos Técnicos de Medición de Hidrocarburos y en las Disposiciones Técnicas en materia de Aprovechamiento de Gas Natural
Asociado en la Exploración y Extracción de Hidrocarburos, en lo que respecta a medición y manejo de fluidos.
Comisión Nacional de Hidrocarburos, LINEAMIENTOS de Perforación de Pozos, Publicados en el Diario Oficial de la Federación el 14 de octubre de 2016.
REFERENCIAS
Nael J. Adams Tulsa. (1985) Drilling Engineering_ A Complete Well Planning Approach
Adams & Rountree Technology Inc. Houston: Applied Reservoir Simulation,1984.
Adams, N.J. Well Control Problems and Solutions. Tulsa: PennWell Books,1980.
Workover Well Control. Tulsa: PennWell Books, 1981.
Allen, T., & A. Roberts. Production Operations / & II. Tulsa: Oil & Gas Consultants International Inc., 1978.
M.I.Jaime Blanco (enero 2019)"Perforación en aguas profundal" . IPN (Instituto Politécnico Nacional) ESIA TICOMÁN.
https://tesis.ipn.mx/bitstream/handle/123456789/26994/Terminaci%C3%B3n%20de%20pozos%20petroleros.pdf?sequence=1&isAllowed=y
http://blogpetrolero.blogspot.com/2010/02/metodologia-para-seleccion-de.html http://es.scribd.com/oolarte/d/42420198-Manual-de-Estimulacion-Matricial-de-Pozos-Petroleros
ALAN RUIZ
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