Terminacion de Pozos y Operaciones

PRODUCCION I

OPERACIONES DE TERMINACION

DOCENTE:

ALUMNOS:

ING. CELESTINO ARENAS

JHACKELINE VANESSA ZAMO ADUNAY JAIME FRIAS SAUCEDO

Terminación de Pozos

INDICE

I.

INTRODUCCION

II.

TIPOS DE YA YACIMIENTO      

III. III.

CLAS CLASIF IFIC ICAC ACIO ION N DE YACI YACIMI MIEN ENTO TOS S  

IV. IV.

YACIMIENTOS DE GAS YACIMIENTOS DE PETROLEO

PLAN PLANIFI IFICA CACI CION ON DE DE OPER OPERAC ACIÓN IÓN DE DE TERM TERMIN INAC ACION ION DE POZ POZO O   

V.

FASE DIAGRAMA DE FASES PUNTO DE BURBUJA PUNTO DE ROCIO TEMPERATURA CRINCONDETERMICA PRESION CRINCONDEBARICA

ACIDIFICACION FRACTURACION MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO DE LA PRESION

CLASIFICACION DE LA TERMINACION CARACTERISTICAS CARACTERISTICAS DEL POZO   

ACUERDO

A

LAS

INTERFACE POZO-YACIMIENTO (AGUJERO DESCUBIERTO O POZO ENTUBADO) ZONAS PRODUCTIVAS (SIMPLE O MULTIPLES) MÉTODO DE PRODUCCIÓN, NATURAL O ARTIFICIAL

VI. VI.

PLAN PLAN DE DISE DISEÑO ÑO DE DE TERM TERMIN INAC ACIO ION N DE DE POZ POZOS OS

VII. VII.

TIP TIPOS DE TERM TERMIN INAC ACIO ION N DE POZOS OZOS       

C. Arenas

DE

TERMINACIÓN VERTICAL SENCILLA TERMINACION SENCILLA DE OPCION MULTIPLE SELECTIVA TERMINACION SENCILLA EN POZO ABIERTO TERMINACION SENCILLA CON TUBERIA CALADA TERMINACION SENCILLA Y EMAPQUE DE GRAVA TERMINACION DOBLE BASICA TERMINACION DOBLE INVERTIDA Página 2

Terminación de Pozos  

TERMINACION DOBLE CONVENCIONAL TERMINACION VERTICAL TRIPLE

I.

TERMINACION DE POZOS

1. Introducción

Una vez finalizadas las tareas de perforación y desmontado el equipo, se procede a la terminación y reequipamiento del pozo que consiste en una serie de tareas que se llevan a cabo mediante el empleo de una unidad especial que permite el ensayo y posterior puesta en producción del mismo.

Dicha unidad consiste en un equipo de componentes similares al de perforación pero normalmente de menor potencia y capacidad ya que trabaja, en principio, dentro del pozo ya entubado, y por consiguiente, con menores diámetros y volúmenes que los utilizados durante la perforación, y por consiguiente, menor riesgo.

El agregado de un mecanismo de pistones le permite realizar maniobras que consisten en la extracción artificial del fluido que contiene o produce el pozo por medio de un pistón con copas que sube y baja por el interior de la tubería de producción (tubing), conectado al extremo de un cable que se desenrolla y enrolla en longitudes previstas, según la profundidad, sobre un carretel movido mecánicamente.

Mediante esta operación se pueden determinar el caudal y el tipo de fluido que la capa pueda llegar a producir.

Puede observarse que la operación de terminación implica una sucesión de tareas más o menos complejas según sean las características del yacimiento (profundidad, presión, temperatura, complejidad geológica, etc.) y requerimientos propios de la ingeniería de producción.

De la calidad de los procedimientos para satisfacer estos requerimientos dependerá el comportamiento futuro del pozo para producir el máximo potencial establecido por la ingeniería de reservorios.

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Se define como fecha de terminación del pozo aquella en que las pruebas y evaluaciones finales de producción, de los estratos e intervalos seleccionados son consideradas satisfactorias y el pozo ha sido provisto de los aditamentos definitivos requeridos y, por ende, se ordena el desmantelamiento y salida del taladro del sitio.

2. Tipos de yacimiento

Los yacimientos se clasifican en base a los hidrocarburos que contienen, pero antes de conocer los tipos de yacimientos se debe tomar en cuenta algunos conceptos básicos que nos ayuda a determinar con claridad esta clasificación:  Fase: Aquella parte homogénea y físicamente distinta de un sistema la cual es separada de otras partes por un límite definido. 

Diagrama de Fases: “representación gráfica de las fronteras entre diferentes

estados de la materia de un sistema, en función de variables elegidas para facilitar el estudio del mismo.”Diagrama de Fases“ 

Punto de Burbujeo: Punto donde se encuentra una fase liquida con una

cantidad infinitesimal de gas (Burbuja). 

Punto de Rocío: Punto donde se encuentra una fase gaseosa con una

cantidad infinitesimal de liquido (Gota). 

Temperatura cricondentérmica: Máxima temperatura a la cual coexisten en

equilibrio vapor y líquido. 

Presión Cricondenbárica: Máxima presión a la cual coexisten en equilibrio

vapor y liquido. Según los hidrocarburos que contienen los yacimientos se pueden subdividir en dos grandes grupos. 3. Clasificación de yacimientos.-

Según los hidrocarburos que contienen se pueden clasificar en 2 grandes grupos: Yacimientos de Gas:

a) Gas seco b) Gas Húmedo c) Gas Condensado

Yacimientos de Petróleo:

d) Petróleo de alta volatilidad(Cuasicríticos) e) Petróleo de baja volatilidad ó petróleo negro

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a) Yacimientos de Gas Seco.

Tendremos un yacimiento de gas seco si: Tyac > Tcdt. La mezcla se mantiene en la fase gaseosa en el yacimiento y en superficie. El gas es mayoritariamente metano (CH 4). Solo se puede obtener líquido por procesos criogénicos (T<0ºF). •

•

•

•

Diagrama de fases generalizado de la mezcla en un yacimiento de gas seco

b)

•

•

•

•

•

Yacimientos de Gas Húmedo.

Tendremos un yacimiento de gas húmedo si: Tyac > Tcdt. La mezcla se mantiene en la fase gaseosa en el yacimiento pero en superficie se genera algo de líquido. Tiene mayor porcentaje de componentes intermedios (etano, propano...) que los gases secos. El líquido producido es incoloro y de ºAPI > 60 La relación gas-petróleo se encuentra entre 60-100 MPC/BN

Diagrama de fases generalizado de la mezcla en un yacimiento de gas Húmedo

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c) Yacimientos de Gas Condensado.

•

•

•

•

•

Tendremos un yacimiento de gas condensado si: Tc <> La mezcla se mantiene en la fase gaseosa o en el punto de rocío a las condiciones iniciales del yacimiento. El gas presenta condensación retrograda durante el agotamiento isotérmico de la presión. El líquido producido es incoloro-amarillo y de ºAPI 40- 60 La relación gas-petróleo se encuentra entre 5000-100000 PCN/BN Diagrama de fases generalizado de la mezcla en un yacimiento de gas Condensado

Una vez caracterizados los tipos de yacimientos de gas continuamos con los yacimientos de petróleo d) Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad.

•

•

Tendremos un yacimiento de Petróleo de alta volatilidad si: La Tyac es ligeramente inferior a la Tc. La mezcla a condiciones iniciales se encuentra en estado líquido cerca del punto critico.

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•

El equilibrio de fase en estos yacimientos es precario, sufren de un gran encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo de la presión de burbujeo. El liquido producido es tiene las siguientes características

1. 2. 3. 4. 5.

Color de amarillo oscuro a negro. API > 40 Relación gas-petróleo 2000 - 5000 PCN/BN. La relación gas-petróleo se encuentra entre 5000-100000 PCN/BN. Bo> 1.5 BY/BN

•

Diagrama de fases generalizado de la mezcla en un yacimiento de Petróleo de Alta Volatilidad

e) Yacimientos de Petróleo Negro (Baja Volatilidad).

•

Tendremos un yacimiento de Petróleo Negro si: Tyac << Tiene un alto porcentaje de C7+( >40%). El líquido producido es tiene las siguientes características

1. 2. 3. 4.

Color de verde oscuro a negro. API <> Relación gas-petróleo <> Bo <>

•

•

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Diagrama de fases generalizado de la mezcla en un yacimiento de Petróleo Negro

4. Planificación de operación de terminación de pozo

Limpieza del pozo Acondicionamiento del fluido de terminación perfiles de pozos entubados identificar las áreas de producciones posición de cuplas de la cañería de entubación análisis de adherencia de cemento (cañería-formación) identificación de intervalos de interés punzamiento-baleo ensayo o pruebas inducir surgencia mediantes pistoneo Una vez montado el equipo de terminación, se procede en primer lugar a la limpieza del pozo y al acondicionamiento del fluido de terminación, para luego, mediante los llamados “perfiles a pozos entubados”, generalmente radiactivos y acústicos, precisar respectivamente la posición de los estratos productivos, previamente identificados por los “ perfiles a pozos abiertos”, como asi también la posición de las cuplas de la cañería de entubación y por otra parte la continuidad y adherencia de cemento, tanto a la cañería como a la formación.

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Habiéndose determinado los intervalos de interés, correlacionado los perfiles a pozo abierto y entubado y comprobado la calidad de la cementación es necesario poner en contacto cada estrato seleccionando con el interior del pozo mediante el “punzamiento” o perforación del casing y del cemento. esto se realiza mediante caños “cargas moldeadas” unidades por un cordón detonante activado desde la superficie mediante un cable especial. Cada uno de los estratos punzados es ensayado para determinar los volúmenes de fluido que aporta, así como la composición y calidad de los mismos (petróleo, gas, porcentaje de agua). Esto se realiza mediante “pistoneo” por el interior del tubing o “cañería de producción”. Se determina así si la presión de la capa o estrato es suficiente para lograr el flujo hacia la superficie en forma natural o si deben instalarse sistemas artificiales de extracción. Puede suceder que durante los ensayos se verifique que existen capas sin suficiente y aislación entre si por fallas en la cementación primaria en estos casos se realizan cementaciones complementarias, aislando mediante de empaquetaduras “packers” el tramo correspondiente al pozo. Cuando la diferencia de propiedades de las distintas capas así lo justifica, se puede recurrir al tipo de terminación “múltiple”, que cuenta con 2 columnas de tubing para producir 2 intervalos diferentes, quedando también la alternativa de producir por el “espacio anular” entre el casing y los 2 tubing un tercer intervalo. También es de norma aunque muy poco frecuente la producción triple mediante 3 cañerías de producción. Para el caso de terminación múltiple con 2 o 3 cañerías el equipamiento debe incluir no solo empaquetadores especiales, si no también cabezales de boca de pozo (en la superficie) de diseño particular, los que permiten el pasaje múltiple de cañerías. En casos de baja productividad de la formación, ya sea por la propia naturaleza de la misma o porque a sido dañada por los fluidos de perforación o cementación, o incluso por el fluido de terminación, la formación productiva debe ser estimulada, los procedimientos mas utilizados deben ser: acidificación y fracturación hidráulica. 

Acidificación

La acidificación es un método para aumentar el rendimiento de un pozo bombeando ácido directamente en un yacimiento productor con objeto de abrir canales de flujo mediante la reacción de los productos químicos y los minerales. Al principio se utilizaba ácido clorhídrico (normal) para disolver las formaciones calizas. Este ácido es aún muy utilizado, pero ahora se le añaden diversas sustancias químicas para controlar su reacción y evitar la corrosión y la formación de emulsiones. Junto al ácido clorhídrico se emplean también ácido fluorhídrico, ácido fórmico y ácido acético, dependiendo del tipo de roca o de los minerales del yacimiento. El ácido fluorhídrico siempre se combina con uno de los otros tres ácidos y originalmente se usaba para disolver la arenisca. Suele llamársele “ácido antilodo”, dado que actualmente se utiliza para limpiar perforaciones taponadas con lodo de

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perforación y restaurar la permeabilidad dañada en las inmediaciones del agujero del pozo. Los ácidos fórmico y acético se utilizan en yacimientos profundos, muy calientes, de caliza y dolomita, y como ácidos de descomposición antes de la perforación. El ácido acético también se añade a los pozos como agente tampón neutralizante para controlar el pH de los líquidos de estimulación del pozo. Casi todos los ácidos llevan aditivos, como inhibidores para evitar la reacción con los revestimientos metálicos, y tenso activos para prevenir la formación de lodos y emulsiones. 

Fracturación

La fracturación es el método utilizado para aumentar el flujo de petróleo o gas natural a los pozos a través de un yacimiento mediante fuerza o presión. La producción puede disminuir porque la formación del yacimiento no sea lo bastante permeable para que el petróleo pueda fluir libremente hacia el pozo. La fracturación fuerza la apertura de canales subterráneos bombeando al yacimiento, a alta presión, un líquido con materiales o productos de entibación especiales (como arena, metal, bolas químicas y conchas) para producir fisuras. Se puede añadir nitrógeno al líquido para estimular la expansión. Cuando se suprime la presión, el líquido se retira y los materiales de entibación permanecen, manteniendo así las fisuras abiertas para que el petróleo pueda circular más f ácilmente. La fracturación masiva consiste en bombear grandes cantidades de líquido a los pozos para crear hidráulicamente fisuras de miles de pies de longitud. La fracturación masiva se utiliza normalmente para abrir pozos de gas donde las formaciones de los yacimientos son tan densas que ni siquiera el gas puede atravesarlas. 

Mantenimiento de la presión

Dos métodos comunes de mantenimiento de la presión son la inyección de agua o gas (aire, nitrógeno, dióxido de carbono y gas natural) en yacimientos donde las presiones naturales son reducidas o insuficientes para la producción. Ambos métodos exigen perforar pozos de inyección auxiliares en determinados lugares para conseguir los mejores resultados. La inyección de agua o gas para la presión de trabajo del pozo se denomina desplazamiento natural. El empleo de gas a presión para aumentar la presión del yacimiento recibe el nombre de producción o extracción por presión artificial (con gas). •

Inyección de agua

El método secundario de recuperación optimizada utilizado con más frecuencia es el bombeo de agua a un yacimiento de petróleo para empujar el producto hacia los pozos de producción. En el método inyección de agua “five spot” (cinco puntos), se perforan cuatro pozos de inyección para formar un cuadrado con el pozo de producción en el centro. Se controla la inyección para mantener un avance uniforme C. Arenas

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del frente de agua hacia el pozo productor a través del yacimiento. Una parte del agua que se utiliza es agua salada, obtenida del petróleo crudo. En la inyección de agua con baja tensión superficial, se añade al agua un tensoactivo para facilitar la circulación del petróleo por el yacimiento reduciendo su adherencia a la roca. •

Inyección miscible

La inyección de líquido miscible y de polímero miscible son métodos de recuperación optimizados que se utilizan para mejorar la inyección de agua reduciendo la tensión superficial del petróleo crudo. Primero se inyecta en un yacimiento un líquido miscible (es decir, soluble en el crudo). Después, se inyecta otro líquido que empuja la mezcla de crudo y líquido miscible hacia el pozo de producción. La inyección de polímero miscible consiste en utilizar un detergente para separar el crudo de los estratos mediante lavado. Detrás del detergente se inyecta un gel o agua espesada para desplazar el crudo hacia el pozo productor. •

Inyección de fuego

La inyección de fuego, o combustión in situ (en el yacimiento), es un método de recuperación térmica de elevado coste consistente en inyectar en el yacimiento grandes cantidades de aire o de un gas que contenga oxígeno e inflamar una parte del petróleo crudo. El calor producido por el fuego reduce la viscosidad del crudo denso y permite que éste fluya más fácilmente. Los gases calientes producidos por el fuego elevan la presión del yacimiento y crean un estrecho frente de combustión que empuja al crudo menos denso desde el pozo de inyección hacia el de producción. El crudo denso permanece donde se encuentra y aporta combustible adicional a medida que el frente de llama avanza lentamente. El proceso de combustión se vigila y controla cuidadosamente regulando el aire o el gas inyectado. •

Inyección de vapor

La inyección de vapor es un método de recuperación térmica consistente en calentar el petróleo crudo denso y reducir su viscosidad inyectando vapor a muy alta temperatura en el estrato más bajo de un yacimiento relativamente poco profundo. El vapor se inyecta a lo largo de un período de 10 a 14 días y después se cierra el pozo más o menos durante otra semana para permitir que el vapor caliente completamente el yacimiento. Al mismo tiempo, el aumento de temperatura expande los gases del yacimiento, elevando así la presión de éste. C. Arenas

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Entonces se reabre el pozo y el crudo calentado, ahora menos viscoso, fluye por el pozo. Un método más reciente consiste en inyectar vapor no muy caliente y a baja presión en secciones mayores de dos, tres o más zonas simultáneamente, creando de ese modo una “cámara de vapor” que comprime el petróleo en cada una de las zonas. Esto permite obtener un mayor flujo de petróleo hacia la superficie utilizando menos vapor.

5. clasificación de las terminaciones de acuerdo a las características del pozo





interface pozo-yacimiento (agujero descubierto o pozo entubado)



zonas productivas (simple o multiples)



método de producción, natural o artificial

interface pozo-yacimiento (agujero descubierto o pozo entubado): 3 tipos

y son: 

hueco abierto.- en la completacíon a hueco abierto el revestidor de

producción se asienta por encima de la zona productora. Ventajas: •

• •

•

•

•

el asentamiento del revestidor en el tope de la zona productora permite la utilización de técnicas especiales de perforación, que minimizan el daño a la formación. todo el diámetro del hoy esta disponible para el flujo generalmente no se requiere cañoneo, solo cuando es un daño severo. si la zona no se ve a cañonear la interpretación del perfil del hoyo no es critica la completacion a hueco abierto permite empacar empacar el pozo con grava con ello aumenta su productividad o controla la producción de arena en formaciones no consolidadas la completacion a hueco abierto tiene mayor aplicación en formaciones de caliza debido a su consolidacion

Desventajas: • •

• •

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no hay forma de regular el flujo hacia el hoyo. no se puede controlar efectivamente la producción de gas o agua es difícil tratar los intervalos productores en forma selectiva puede requerirse la limpieza periódica del hueco

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Terminación de Pozos 

hueco abierto con forro o tubería ranurada.- el revestidor de

producción es asentado y cementado por encima de la zona productora y una tubería ranurada se instala al revestidor mediante un colgador. este método permite efectuar empaques con arena Ventajas: •

• • •

disminución del daño a la formación mientras se perfora la zona productora eliminación de costo del cañoneo la interpretación de los registros no es critica posibilidad de usar técnicas especiales de control de arena

Desventajas: • •

•



dificultad para controlar la producción de gas o agua el revestidor de producción es asentado antes de perforar el horizonte objetivo imposibilidad de una estimulación efectiva

tubería de revestimiento perforada.- el revestidor se asienta a través

de la formación productora y se cementa. posteriormente se cañonea para establecer comunicación entre el hoyo y la formación Ventajas: •

•

•

• • •

existen facilidades para completacion selectiva y para reparaciones en los intervalos productores mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de gas y agua la producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad es posible hacer complementaciones múltiples se puede realizar estimulaciones selectivas se puede profundizar el hueco, aunque con un diámetro menor. se puede hacer adaptaciones para control de arena utilizando camisas ranuradas y empaques con grava

Desventajas: •

•

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se requiere análisis preciso de los registro y muy buen control de la profundidad del hueco el cañoneo de zonas de gran espesor puede ser costoso

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•

•



se puede incurrir en reducción del diámetro efectivo del hueco y de la productividad del pozo se requiere un buen trabajo de cementación a través de los intervalos productores

Zonas Productivas

a) Simples: es la zona en la que se presenta un solo yacimiento donde se evalúa que se va a producir de dicho yacimiento ya sea gas o petróleo b) múltiples: es la zona en la que se encuentra mas de un yacimiento donde se evalua para producir ya sea dos o mas zonas



método de producción

a) Natural: cuando por su propia presión de yacimiento emerge a superficie b) artificial: cuando su presión de yacimiento no es suficiente para que emerja y necesite ayuda de alguna forma ya sea por bombeo o por inyección 1.3.

Plan de Operaciones de terminación 1

Antes de iniciar un plan de terminación se debe tomar en cuenta la siguiente filosofía:

1. Seguridad, como primera medida (fallas catastróficas, gallas dependientes del tiempo, fallas debido a manipuleo, etc)

2. Economicidad, (costo de capital, costo de operación, costos de mantenimiento, etc)

3. Acciones futuras (exploraciones futuras, desarrollo del yacimiento, forma de producir el pozo, etc) Por todo lo anotado, es necesaria la elaboración de un “Plan de Trabajo” basado en toda la información obtenida con relación al pozo perforado y la 1

http://www.monografias.com/trabajos11/pope/pope.shtml#ter

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de otros pozos similares, además de toda la información geológica tanto de superficie como de reservorio. La planificación de un pozo comienza con la selección de un programa cañería /trepano. Del diámetro de trepano a ser usado en cada fase dependerá el diámetro externo de la cañería a ser bajada en el pozo. A su vez del diámetro interno de esta cañería dependerá el diámetro del siguiente tipo de trepano a ser usado y así sucesivamente. En el proceso de producción de los pozos se tiene el concurso de: a) Materiales y equipos b) Personal especializado c) Tecnologías operativas a) entre los materiales y equipos se tienen: -

las cañerías del pozo las tuberías en el pozo el cabezal de producción sistemas de control y seguridad los packers u obturadores los manifolds y chokes de pruebas

b) en el personal especializado se cuenta con: -

el ingeniero de producción el operador de producción el técnico instrumentista los encargados de pruebas, cañistas, medidores, ayudantes y auxiliares

c) En cuanto a Tecnologías operativas, existe una gran diversidad de las mismas Una vez montado el equipo de terminación, se procede en primer lugar a la limpieza del pozo y al acondicionamiento del fluido de terminación, para luego, mediante los llamados "perfiles a pozo entubado", generalmente radiactivos y acústicos, precisar la posición de los estratos productivos, los que fueron ya identificados por los "perfiles a pozo abierto", como así también la posición de las cuplas de la cañería de entubación y por otra parte la continuidad y adherencia del cemento, tanto a la cañería como a la formación.

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Habiéndose determinado los intervalos de interés, correlacionando los perfiles a pozo abierto y entubado, y comprobando la calidad de la cementación, es necesario poner en contacto cada estrato seleccionado con el interior del pozo mediante el "punzamiento" o perforación del casing y del cemento. Esto se realiza mediante cañones con "cargas moldeadas" unidas por un cordón detonante activado desde la superficie mediante un cable especial.

Cada uno de los estratos punzados es ensayado para determinar los volúmenes de fluido que aporta, así como la composición y calidad de los mismos (petróleo, gas, porcentaje de agua).

por el interior del tubing o "cañería de producción". Se determina así si la presión de la capa o estrato es suficiente para lograr el flujo hacia la superficie en forma natural o si deben instalarse sistemas artificiales de extracción.

Esto se realiza mediante "pistoneo"

Puede suceder que durante los ensayos se verifique que existen capas sin suficiente aislamiento entre sí por fallas en la cementación primaria; en estos casos se realizan cementaciones complementarias, aislando mediante empaquetaduras (packers) el tramo correspondiente al pozo.

Cuando la diferencia de propiedades de las distintas capas así lo justifica, se puede recurrir al tipo de C. Arenas

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terminación "múltiple", que cuenta con dos columnas de tubing para producir dos intervalos diferentes, quedando también la alternativa de producir por el "espacio anular" entre el casing y los dos tubing un tercer intervalo.

También es de norma, aunque muy poco frecuente, la producción triple mediante tres cañerías de producción. Para el caso de terminación múltiple con dos o tres cañerías, el equipamiento debe incluir no solamente empaquetadores especiales, sino también cabezales de boca de pozo (en la superficie) de diseño particular, los que permiten el pasaje múltiple de cañerías. Por otra parte, el equipo de intervención del pozo o workover debe contar con herramientas especiales para maniobrar con múltiples cañerías a la vez, por lo que estas maniobras de intervención son mucho más riesgosas y delicadas y se requiere una más cuidadosa programación Las operaciones de terminación de pozo se clasifican de la siguiente manera

• • • • • • • •

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Revestir el pozo corres registros analizar registros ubicar zonas productoras pruebas de producción vida productiva del pozo tratamiento especial bajar arreglo final

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Diseño

Con frecuencia se instalan diversos accesorios por encima y por debajo del empacador.

Una válvula de seguridad, situada

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habitualmente en el extremo superior de la tubería de producción pero por debajo de la línea de lodo, es un dispositivo de control de flujo del pozo o del cabezal del pozo, justo por encima del empacador, una camisa de deslizamiento ubicada en la tubería de producción permite la circulación del fluido de terminación a través del espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento. El mantenimiento del fluido anular es necesario para preservar la presión hidrostática adecuada por encima del empacador y evitar la corrosión.

Los niples de asentamiento son receptáculos perfilados en los que se pueden instalar tapones o estranguladores para controlar el flujo de fluido, o dispositivos de registro instalados para monitorear la producción, la tubería de producción, con ranuras u orificios, permite que los hidrocarburos ingresen en la sarta de producción. Una guía de entrada operada con cable asegura la fácil recuperación de las herramientas operada con cable y su reintroducción en la sarta de producción.

6. Tipos de terminación de pozos

Existen varios tipos de terminación de pozos. Cada tipo es elegido para responder a condiciones mecánicas y geológicas impuestas por la naturaleza del yacimiento. Sin embargo, siempre debe tenerse presente que la terminación mientras menos aparatosa mejor, ya que durante la vida productiva del pozo, sin duda, se requerirá volver al hoyo para trabajos de limpieza o reacondicionamientos menores o mayores. Además, es muy importante el aspecto económico de la terminación elegida por los costos de trabajos posteriores para conservar el pozo en producción. La elección de la terminación debe ajustarse al tipo y a la mecánica del flujo, del yacimiento al pozo y del fondo del pozo a la superficie, como también al tipo de crudo. Si el yacimiento tiene suficiente presión para expeler el petróleo C. Arenas

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hasta la superficie, al pozo se le cataloga como de flujo natural, pero si la presión es solamente suficiente para que el petróleo llegue nada más que hasta cierto nivel en el pozo, entonces se hará producir por medio del bombeo mecánico o hidráulico o por levantamiento artificial a gas. 

Terminación vertical sencilla

La terminación sencilla contempla, generalmente, la selección de un solo horizonte productor para que descargue el petróleo hacia el pozo. Sin embargo, existen varias modalidades de terminación sencilla. La terminación sencilla clásica, con el revestidor cementado hasta la profundidad total del hoyo, consiste en que el revestidor sea cañoneado a bala o por proyectil a chorro, para abrir tantos orificios (perforaciones) de determinado diámetro por metro lineal hélico para establecer el flujo del yacimiento hacia el pozo. El diámetro del cañón, que puede ser de 83 a 121 milímetros y diámetros intermedios, se escoge de acuerdo al diámetro del revestidor, que generalmente puede ser de 127 a 178 milímetros y diámetros intermedios convencionales. El diámetro del proyectil comúnmente es de 6 a 19 milímetros, con incrementos convencionales para diámetros intermedios deseados que pueden ser de 9,5; 12,7 y 15,9 milímetros. Como el fluido de perforación es generalmente utilizado para controlar la presión de las formaciones, se decidirá si será utilizado durante el cañoneo en su estado actual o si se opta por dosificarlo con aditivos específicos o cambiarlo totalmente por un fluido especial. Pues, durante el cañoneo y las tareas subsecuentes, el pozo debe estar controlado por el fluido. Por tanto, esta etapa de terminación puede tornarse crítica. Luego de cañoneado el intervalo o los intervalos seleccionados, se procede a extraer el cañón del pozo para comenzar después a meter la tubería de producción, llamada también de educción. Para el caso básico de terminación sencilla, como se muestra en la Figura 1.3, la tubería de producción lleva en su parte inferior una empacadura adecuada que se hinca contra la pared del revestidor. La parte superior de la sarta se cuelga del C. Arenas

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cabezal del pozo y del cabezal sale la tubería de flujo que lleva el petróleo hasta el múltiple de la instalación de separadores donde se separa el gas, el petróleo y el agua. De aquí en adelante, en la estación de flujo y almacenamiento, se procede al manejo de estos tres fluidos de acuerdo a sus características. En el cabezal del pozo se instalan dispositivos, tales como un manómetro para verificar la presión del flujo del pozo, un estrangulador (fijo o graduable) para regular el flujo del pozo y las válvulas para cerrar el pozo y tener acceso al espacio anular en caso necesario.

Fig. 1.3 Modalidad de terminación sencilla básica, pozo vertical  

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Arreglo simple convencional

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Para esto se requiere adaptar a la sarta de producción las empacaduras de obturación requeridas y las válvulas especiales en frente de cada intervalo para permitir que el petróleo fluya del intervalo deseado y los otros dos estratos se mantengan sin producir. 

Terminación sencilla en pozos abiertos

Por las características petrofísicas de la roca, especialmente en el caso de caliza o dolomita, la terminación sencilla puede hacerse a hoyo desnudo, o sea que el revestidor se cementa más arriba del intervalo productor.



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Terminación sencilla con tubería calada

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Algunas veces se puede optar por revestir el intervalo productor utilizando un revestidor corto, tubería calada, que cuelga del revestidor de producción.



terminación sencilla y empaque de grava

Otra opción de terminación para contener arenas muy deleznables, que se emplea mucho en pozos que producen a bombeo mecánico, es la de empacar el intervalo productor con grava de diámetro escogido (Figura 1.7), de manera que los granos sueltos de arena, impulsados por el flujo, al escurrirse por la grava se traben, formando así un apilamiento firme y estable que evita que la arena fluya hacia el pozo. El empaque puede lograrse colgando una tubería calada especial, previamente empacada o con una tubería calada por medio de la cual, antes de colgarla, se rellena el espacio anular con la grava escogida.

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Terminación vertical doble

Cuando es necesario producir independientemente dos yacimientos por un mismo pozo, se recurre a la terminación doble. Generalmente, el yacimiento superior produce por el espacio anular creado por el revestidor y la tubería de educción y el inferior por la tubería de educción, cuya empacadura de obturación se hinca entre los dos intervalos productores.



terminación doble invertida

Algunas veces se requiere que el intervalo productor inferior fluya por el espacio anular y el superior por la tubería de educción única que desea instalarse. En este caso se puede elegir una instalación que por debajo del obturador superior tenga una derivación a semejanza de una y, que permite invertir la descarga del flujo.

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

Terminación doble convencional

Otras veces se puede optar por instalar dos tuberías de educción para que los fluidos de cada intervalo fluyan por una tubería sin tener que utilizar el espacio anular para uno u otro intervalo



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Terminación vertical triple

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Cuando se requiere la producción vertical independiente de tres estratos se opta por la terminación triple La selección del ensamblaje de las tuberías de educción depende, naturalmente, de las condiciones de flujo natural de cada yacimiento. Generalmente puede decidirse por la inserción de dos sartas para dos estratos y el tercero se hará fluir por el espacio anular. Otra opción es la de meter tres sartas de educción.

Otras modalidades de terminación

Las terminaciones mencionadas anteriormente corresponden todas a las de pozo por flujo natural. Para pozos que desde el mismo comienzo de su vida productiva no puedan fluir por flujo natural, se recurre entonces a la terminación por bombeo mecánico, bombeo hidráulico, levantamiento artificial por gas o bombeo mecánico asociado con inyección de vapor, según las características del yacimiento e intervalos seleccionados para producir. 1.4.

Diseño de una tubería de producción

Al mencionar los diferentes tipos de terminación de pozos, aparece la utilización de una, dos y hasta tres sartas de producción, según el número de estratos que independientemente ameriten ser producidos. Tan importantes son las especificaciones y diseño de cada sarta de producción como las de las sartas de revestimiento.

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Pues, ambas por sí y en conjunto, además de representar una gran inversión para cada pozo, son el pozo mismo. Por tanto, la función eficaz y durabilidad de cada sarta son garantía de la seguridad y permanencia del pozo. La manufactura y características de los tubos para sartas de producción se rigen por normas y propiedades físicas recomendadas por el Instituto Americano del Petróleo (API), que cubren los siguientes factores: • Diámetro nominal. • Diámetro externo. • Peso nominal, con acoplamiento liso o recalcado. • Espesor. • Grado (H-40, J-55, C-75, N-80, P-105). • Resistencia a la tensión, aplastamiento y estallido. • Esfuerzo de torsión de enroscado. • Inspección, transporte, mantenimiento y uso.

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Terminacion de Pozos y Operaciones

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