terminación de pozos 2011

DIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS

OBJETIVO

El profesional que curse esta Materia tendrá conocimiento laEl profesional que curse esta Materia, tendrá conocimiento lainterrelación de los componentes del equipo y herramientaspara la terminación de pozos.

Ad i i á l b l i i i lAdquirirá las bases y el conocimiento para interpretar y evaluarformaciones; elaborar programas de terminación y/oreparación de pozos para mejorar y prolongar su vidaproductiva y planificar su óptima explotación de manera que se

d i i l ió d l lpueda maximizar la recuperación de las reservas y larentabilidad del negocio.

METODOLOGIA DE ENSEÑANZA

Introducción a la Temática

Desarrollo de Competencias:Desarrollo de Competencias:Fluidos de TerminaciónEquipos superficiales. y sub-superficiales.Técnicas, tipos y diseños de terminación de pozos., p y pDisparos de cañerías. Diseño de baleos.Control de la producción y presión.Flujo Multifásico en tuberías de producción.Análisis NodalDiseño de una propuesta de terminación de pozos.

P ti i ió I di id l G l d AlParticipación Individual y Grupal de Alumnos

Exposición Audiovisual

TERMINACION DE POZOS

PROGRAMA ANALITICO

TOPICOS

Fluidos de Terminación.Equipos superficiales.Equipos sub-superficiales. Empacadores de producción.Técnicas de terminación de pozos.Disparos de cañerías. Diseño de baleos.Control de la producción y presión.Tipos de terminación Terminación Simple Doble y tripleTipos de terminación. Terminación Simple, Doble y triple.Diseño de arreglos de terminación. Caracterización de los elementos de terminación. Caracterización de las tuberías de terminaciónterminación.

TOPICOS

Estimación de cargas sobre el PackerEstimación de cargas sobre el Packer.Caracterización de los procedimientos de terminación.Flujo Multifásico en tuberías de producción.A áli i N d lAnálisis NodalProblemática ambiental en la terminación de pozos.Diseño de una propuesta de terminación de pozos.

EVALUACION

Exámen (50%)ParcialParcial

Trabajos Prácticos (50%)Diseño de una propuesta de terminación de pozos.

BIBLIOGRAFIA

Jonathan Bellarby: “Well Completion Design”, Elsevier2009.

Denis Perrin: “Well Completion And Servicing”, IFP,Editions Technip 1999Editions Technip 1999.

Michael J. Economides, A. Daniel Hill: “PetroleumProduction Systems”, Prentice Hall Petroleum Eng. Series.y , g

Bradley H.B.: “Petroleum Enginnering Handbook”, Societyof Petroleum Engineers, Richardson, Tx, 1987


FLUIDOS DE CONTROL

DEFINICION

CICLO DEL FLUIDO

FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION

CONTROL DE LAS PRESIONES DE FONDO

TRANSPORTE DE LOS RECORTES DEPERFORACIONPERFORACION

ENFRIAMIENTO Y LUBRICACIÓN DEL TREPANO

CUBRIR LAS PAREDES CON REBOQUE

SOPORTAR EL PESO DE LA SARTA DE PERFORACIÓNPERFORACIÓN

Transmisión de Energía Hidráulica

PERMITIR REALIZAR PERFILAJES

MINIMIZAR LOS EFECTOS COLATERALES

COMPONENTES DEL FLUIDO DE PERFORACION

FASE LIQUIDA

FASE SÓLIDA

TECNOLOGIAS DISPONIBLES

TIPOS DE FLUIDOS

FLUIDOS BASE AGUA

FLUIDOS BASE ACEITE

LODOS PARA AGUJEROS SUPERFICIALES

Lodos simplesLodos simples

Generalmente con base agua

Se usa surfactantes para evitar

el embotamiento de los trépanos.

Se usa hidróxidos para flocularlas arcillas

LODOS PARA AGUJEROS INTERMEDIOS

Lodos base aceite, agua y emulsiones, g ydensificadas

Agujeros someros e intermedios condensidades moderadas a bajas.

Agujeros profundos con alta presión y altasd id ddensidades

Lubricidad y limpieza en agujeros desviados

LODOS PARA AGUJEROS PRODUCTORES

Emulsiones O/W y A/O/W

Tecnologías limpias de sólidos:La zona productora debe

perforarse preferiblemente confl id lib d ólidfluidos libres de sólidos.

No usar lodos provenientes deotros agujeros o pozos.

Perforación en balance oPerforación en balance oligeramente sobre balanceada.

Control de intercalaciones deformaciones reactivas mediante laformaciones reactivas mediante laarquitectura del pozo.

Interrelación de fluido y rocay


FLUIDOS DE TERMINACION


Para determinar si un fluido se comportará eficazmente en la operación determinación o reparación de pozos se deben considerar los siguientes factores:

DensidadPunto de cristalizaciónC tibilid d l fl id d f ióCompatibilidad con el fluido de formaciónCorrosión

Densidad:Densidad:

Escogiendo de manera adecuada la mezcla de sales para disolver, es posiblealcanzar un amplio rango de densidades (1.01 a 2.4 gr/cc); lo cual da,alcanzar un amplio rango de densidades (1.01 a 2.4 gr/cc); lo cual da,flexibilidad para controlar la presión de formación sin usar aditivos dañinos.


La producción y la vida de los pozos petroleros pueden mejorarsemediante la aplicación de fluidos y técnicas de terminación y/o reparaciónapropiadas, de acuerdo a las características de las formaciones.

Los fluidos de terminación y/o reparación se diseñan para controlar laió f ilit l i d li d li i t lpresión, facilitar las operaciones de molienda, limpieza y proteger las

formaciones productoras, mientras se hacen los trabajos correspondientes.

Actualmente la industria considera los fluidos de terminación y/oActualmente, la industria considera los fluidos de terminación y/oreparación, más ventajosa a las salmueras libres de sólidos porque protegenla formación productora y proveen un amplio rango de densidades paracontrolar las presiones de formación sin usar substancias dañinas como lacontrolar las presiones de formación sin usar substancias dañinas como labarita.


Los dos tipos básicos de sistemas de fluidos de terminación yreparación son:p

Los sistemas de fluidos sin sólidos

Los sistemas mejorados por sólidos.

Un sistema de fluidos sin sólidos es el sistema preferido de terminaciónió í i l f i Ad áo reparación porque sus características protegen las formaciones. Además

los sistemas de fluidos sin sólidos sirven como excelentes fluidos deempaque que pueden facilitar las operaciones de reparación.


Los sistemas de fluidos sin sólidos son soluciones de diversas sales quese clasifican en dos grupos principales: monovalentes y bivalentes En lase clasifican en dos grupos principales: monovalentes y bivalentes. En laTabla inferior se detallan las soluciones monovalentes y bivalentes.


Viscosidad:La viscosidad normal de una salmuera está en función de la

t ió l t l d l l di lt l t tconcentración y la naturaleza de las sales disueltas y la temperatura.La viscosidad se puede modificar mediante el uso de aditivos como

la Hidroxietilcelulosa (HEC), goma Xantan, etc.; que proporcionancapacidad para mantener sólidos en suspensión y transportarlos a lacapacidad para mantener sólidos en suspensión y transportarlos a lasuperficie

Algunos valores típicos de densidad y viscosidad de las salmueras semuestra en el cuadro inferior:muestra en el cuadro inferior:


Temperatura:

Todos métodos experimentales para medir la temperatura de cristalización desalmueras involucra calentamiento y enfriamiento de una muestra.

La figura inferior es una curva representativa de enfriamiento de unal d l d id dsalmuera de alta densidad

COMPOSICION Y PROPIEDADES DE LAS SALMUERAS

Para elegir la salmuera adecuada, se deben considerar lainteracciones potenciales del fluido de terminación con lospsólidos, agua y gases de la formación. Los problemas deincompatibilidad más comunes incluyen:

Producción de incrustaciones de la reacción de unasalmuera bivalente con dióxido de carbono disuelto.

P i i ió d l d di d l d l f ióPrecipitación de cloruro de sodio del agua de la formacióncuando está expuesta a ciertas salmueras.

Precipitación de compuestos de hierro de la formaciónPrecipitación de compuestos de hierro de la formaciónresultante de la interacción con hierro soluble en el fluido determinación.


Para evaluar la compatibilidad de un fluido de terminación con el deformación, los siguientes ensayos de laboratorio deben realizarse:

Análisis del agua de formaciónMineralogía de la formaciónCompatibilidad salmuera/aguaCompatibilidad salmuera/aguaRetorno de la permeabilidad

Turbidez:

La turbidez de un fluido es una medida de la luz dispersada por laspartículas suspendidas en el fluido. La turbidez se mide con elNefelómetro, expresando el resultado en NTU.

Se considera un fluido limpio cuando no contiene partículas mayores a2 micras alores de t rbide no ma ores a 30 NTU2 micras y valores de turbidez no mayores a 30 NTU.


PH:Las salmueras usadas en la industria muestran valores de PH distintos

d bid l lt t idebido a las altas concentraciones.El PH de las salmueras con densidades cerca de 1.3 gr/cc es casi neutro

y disminuye progresivamente con el aumento de densidad.La variación del PH con la densidad y la composición de las salmuerasLa variación del PH con la densidad y la composición de las salmueras

se muestra en el cuadro inferior:


Corrosión de la Salmueras:Se define como la alteración y degradación del material por su ambiente.El principal agente corrosivo que afecta a los materiales tubulares y

equipos en fluidos base agua, son los gases solubles (O2, CO2, H2S) asícomo las disoluciones salinas y ácidas.

Estos agentes corrosivos y sus probables fuentes se muestran en la figurainferior:

FLUIDOS LIMPIOS

El uso de fluidos limpios en la etapa de terminación evita la posibilidad delp p pdaño a la formación permitiendo incrementar la producción y la vida útil delpozo.

L i t lib d ólid li dLos sistemas libres de sólidos son aplicados en:

Terminación de PozosIntervención de PozosIntervención de PozosControl de presiones anormalesEn perforación de pozos para atravesar la zona productora.

VENTAJAS

Ventajas de los fluidos limpios:

No dañan la formación productoraEl retorno a la permeabilidad inicial es excelenteS l l d id d d dSe mezclan a la densidad deseadaTienen índices bajos de corrosión.Son estables a las condiciones del pozoCompatibles con los aditivos químicosCompatibles con los aditivos químicosNo está clasificados como dañinos a la salud o al medio ambiente.

PROPIEDADES DESEADAS

Las propiedades deseables para un fluido de terminación son lassiguientes:

Densidad adecuada (si el peso de matar es necesario) paramantener en condiciones de perder el equilibrio de la temperaturadel fondo del pozo.p

Estabilidad a la temperatura.

Formación y la compatibilidad con el fluido del reservorio.

Evitar la pérdida de fluidos en el reservorio o que se produzca uni fl j l t i ió d l Al l b d l iinflujo en la terminación del pozo. Algunas salmueras a base de calcioy zinc puede promover la precipitación de asfaltenos, mientras queotros promueven emulsiones.


Compatible con aditivos tales como inhibidores, material decontrol de pérdidas y viscosificantes.

Compatible con el lodo de perforación; es probable que haya unperíodo en que el lodo de perforación y el fluido de terminaciónestén en contacto directoestén en contacto directo.

Compatible con otro fluido que podrían estar en contacto con elfluido de terminación, tales como las líneas de los fluidos defluido de terminación, tales como las líneas de los fluidos decontrol.

Ambientalmente aceptable. Muchas salmueras de alta densidad(por ejemplo, bromuro de zinc) son altamente tóxicos. En algunoslugares, su uso está muy restringido.


Baja corrosividad - durante las operaciones de desplazamiento y elcontacto prolongado con la cañería y la tuberíacontacto prolongado con la cañería y la tubería.

Compatible con elastómeros, pinturas y plásticos (tales como laencapsulación).p )

Limpio y no contaminado. Las salmueras deben ser claras e incoloras(a menos que contengan inhibidores y en cuyo caso pueden contener untinte de color ligero, pero seguirá siendo claro). Las salmueras secontaminan fácilmente.

TIPOS

Los sistemas libres de sólidos mas comunes son :


FLUIDOS DE EMPAQUE

CONCEPTOS

Se utilizan en la etapa final de la7” tubing Retrievable Safet y Valve, 29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.7” tubing Retrievable Safet y Valve, 29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.

pterminación de un pozo para ser colocadosen el espacio anular entre la tubería yrevestimiento de producción para cumplir

Casing 20” 129.3 lbShoe @ 800.0 mHole 24”

Casing 30”

Casing 16” 97.0 lb/Shoe @ 1 746 0 m

L I T H O L O G YTVD MD


Casing 30”

Casing 16” 97.0 lb/Shoe @ 1 746 0 m


las siguientes funciones :

Proteger a las tuberías de produccióni i d l f d

Shoe @ 1,746.0 mHole 18 1/2” @ 1,75Shoe @ 1,746.0 mHole 18 1/2” @ 1,75

y revestimiento de los efectos decorrosión.

Facilitar la recuperación de los

LOS MONOS

22.67°

/

LOS MONOS

22.67°

/Facilitar la recuperación de losarreglos de producción

HUAMAMPAMPA3,214.5 m3,100 m

3,232 m3,115 m

H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 311

H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 31

Packer 9 5/8

Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 mHole size 12 ¼” @ 3,135.0 m


3,232 m3,115 m

H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 311

H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 31

Packer 9 5/8


H1H1

PROPIEDADES

Las principales propiedades deseables son:

Estable a las condiciones de presión y temperatura del pozoEstable a las condiciones de presión y temperatura del pozo

No ser corrosivo

Que evite la formación de bacterias

Que esté libre de sólidos indeseables

Que no cause daños a la formación productora

Q d ñ l di bi tQue no dañe al medio ambiente

Que no genere sedimentos para facilitar la recuperación de losarreglos de Producciónarreglos de Producción

TIPOS DE FLUIDOS DE EMPAQUE

Pueden ser base agua y base aceite.

La base aceite presenta mayor estabilidad y ventajas que las de basea base ace e p ese a ayo es ab dad y ve ajas que as de baseagua ya que éstas últimas requieren químicos especiales como:

Inhibidores de corrosión,Alcalinizantes,Bactericidas, etc.

Los más conocidos son los siguientes:Los más conocidos son los siguientes:

Base Aceite:a. Emulsiones libres de sólidos con densidades del orden dea. Emulsiones libres de sólidos con densidades del orden de

0.84 a 0.94 gr/ccb. Diesel o aceite estabilizado deshidratado con densidad de

0.84 gr/ccc. Petróleo desgasificado y estabilizado del propio campo.

TIPOS DE FLUIDOS DE EMPAQUE

Base Agua:

a. Agua tratada con densidad de 1.0 gr/cc.

b. Salmuera sódica, densidad de 1.03 a 1.19 gr/cc, g

c. Salmuera cálcica, densidad de 1.20 a 1.39 gr/cc.

d. Salmuera mezcladas de 2 o 3 tipos de sales: Ca Cl2,Ca Br2, Zn Br2 cuya densidad varía de 1.31 a 2.30 gr/cc.

DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS

Existen dos formas para efectuar el desplazamiento delfluido de control, ya sea por aguas dulce, salmueraslibres de sólidos o una combinación de ambas:

Circulación DirectaCirculación Directa

Es recomendable para cambios de fluido determinación por fluido de empaque y cuando setienen en el espacio anular cementacionessecundarias débiles o cuando se tienen nivelesproductores abiertos.

DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS

Circulación Inversa

Es recomendable para cambio de fluido deperforación por el de terminación maneja mayorperforación por el de terminación, maneja mayorvolumen y caudal y mejora la limpieza del pozo ytiempo de operación con menor costo.

CONCEPTOS Y PREMISAS

Históricamente la mayor proporción de la importancia de la tecnología deproducción han sido las actividades relacionadas con la ingeniería einstalación del equipo de terminación de pozo.El arreglo de terminación es un componente crítico del sistema deproducción y para ser eficaz, debe ser eficientemente instalado ymantenido.Cada vez, estamos más frente a reservorios de altas presiones y en zonasde desarrollo más hostiles, el costo de capital de los arreglos de terminaciónse han convertido en una proporción significativa del costo total y por lotanto, se debe poner mayor consideración al aspecto técnico y la

i i ióoptimización.La terminación es un proceso que puede dividirse en varias áreas clave querequieren ser definidos incluyendo:


Los fluidos que se utilizarán para llenar los pozos durante el procesoLos fluidos que se utilizarán para llenar los pozos durante el procesode terminación deben ser identificados, y para ello es indispensableque la función y las propiedades requeridas del fluido deben serespecificados.p

La terminación debe considerar y especificar cómo los fluidos debenentrar en la vecindad de la formación; es decir si de hecho el pozo seráentrar en la vecindad de la formación; es decir, si de hecho el pozo seráterminado en agujero abierto o si una cañería de producción serábajada y la que tendrá que ser perforada para que posteriormente porun número limitado de puntos permita la entrada del fluido desde elp preservorio al interior del pozo.


El diseño del arreglo de terminación debe proporcionar la necesariacapacidad para permitir flujo de fluidos con seguridad a lasuperficie con una mínima pérdida de presión. Además sinembargo, es fundamental que el arreglo sea capaz de realizar otrasfunciones que pueden ser relacionados con la seguridad, el control,

i ió tsupervisión, etc.

En muchos casos la terminación deberá proporcionar la capacidadde gestión de los reservorios. El arreglo de terminación debeconsiderar qué contingencias están disponibles en caso de cambiosen las características de producción fluido y cómo realizar podrían

li i i i l j l l tit ió drealizarse servicios operacionales por ejemplo, la sustitución deválvulas, etc.

DESPUES DE LA PERFORACION

Pozo Seco Productor/Descubridor

EL ROL DEL ING. DE TERMINACIÓN

El Ingeniero de terminación debe funcionar como parte de unequipo.

A pesar de que el equipo para el desarrollo de un campo estáformado por muchas personas, algunas de las interaccionesfundamentales son identificados en la Figura inferior.fundamentales son identificados en la Figura inferior.

FUENTES DE DATOS

Los ingenieros de terminaciónParámetros del

Reservorio(presión, temperatura, perfiles de producción,Proyectos

están en el centro de estediagrama, no porque que seanmás importantes que cualquier

i i

perfiles de producción, cortes de agua, etc.

Características de la roca ( espesor,Permeabilidad, etc.)

Proyectosy Comercialización

(Programación,Rentabilidad ,

direccionado res, licencias, etc.)

otra persona, sino porque necesitainteractuar con más personas.

Dado que los complementos

Fluidos(Tipo, viscosidad,

densidad, etc.)

Perforación(trayectoria, cañerías,

lodo, daño ala formación, etc.)

Diseño de Terminación

Dado que los complementosson la interfaz entre el reservorio ylas instalaciones, los ingenieros determinación necesitan entender

Pozos Exploratorios y de Avanzada

(Caudales, presión, daños, Producción de

arena. etc.)Ambiental(S b i Ti

Facilidades(Productividad, presión,

Limitacionesy oportunidades

terminación necesitan entenderambas cosas

(Submarino, Tierra , Plataforma, clima,

tormentas, etc.)

PRINCIPALES TOPICOS

Los principales tópicos que los Ingenieros de terminación deben tomarjunto con el equipo de trabajo para el desarrollo de un campo semuestra en el cuadro inferior:muestra en el cuadro inferior:

TERMINACIONCOMPORTAMIENTO TERMINACIONDE POZOS

MEJORAMIENTO

COMPORTAMIENTO DEL POZO

FACILIDADES SUPERFICIALES

ESTIMULACION

DE PRODUCCIÓN CON SISTEMAS DE ELEVACION

ATIFICIAL

TECNOLOGIADE PRODUCCIÓN

ESTIMULACION Y PROCESOS DE MEJORAMIENTODE PRODUCCIÓN

MONITOREO,DIAGNOSIS Y TRABAJOS DE

PROBLEMASDE

PRODUCCIÓN

INTER VENCIÓNDE POZOS

PRINCIPALES SERVICIOS

Los principales servicios que los Ingenieros de Terminación debentomar se muestra en el cuadro inferior:

FiltraciónCoil Tubing

Fluidos Terminación

Filtración de fluidos

Limpieza de pozo y tubería

Cementación

Terminación

Materiales subsuperficiales

Instalación de pozos

Estimulación de pozos

de Tubería

Productos Químicos de pozos

INFLUENCIA ECONOMICA EN LAS TERMINACIONES

Minimizando la declinación deproducción por levantamiento

tifi i l ( lift) ióAlt fi bilid d d i

Declinación de la presión dereservorio e inicio de producción

artificial (gas lift), compresión,control de producción de agua ytrabajos de estimulación

Alta fiabilidad para reducircostos de operación y mantenerplateau de producción

de agua; exige una posibleInstalación Artificial (gas Lift)para mantener el plateau.

El suministro deoportunidades rentables deproducción incremental(sidetracks, intervencionescon coil tubing, etc.)

Altos caudales iniciales (Terminaciones dereservorios productivos y tamaños grandesde tubería ) incremento continuo deproducción hasta alcanzar el plateau con

Al inicio de la producción de agua se debeasegurar de mantener caudales de aguadentro de rangos de seguridad mientras sep p

pocos pozos como fuese posibledentro de rangos de seguridad mientras seesté bajo amenaza de corrosión, hidratos,incrustaciones, etc.

CONCEPTOS

7” tubing Retrievable Safet y Valve, 7” tubing Retrievable Safet y Valve,

El objetivo primordial de la terminación de unpozo es obtener la producción óptima dehidrocarburos al menor costo posible. Casing 20” 129.3 lb

Shoe @ 800.0 mHole 24”

Casing 30”


29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.


Casing 30”


29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.

Para que esto ocurra, debe realizarse un análisisNodal q e permita determinar q é arreglos de

Hole 24

Casing 16” 97.0 lb/Shoe @ 1,746.0 mHole 18 1/2” @ 1,75

Hole 24


Nodal que permita determinar qué arreglos deproducción deben utilizarse para producir elpozo adecuado a las características delreservorio

LOS MONOSLOS MONOS

reservorio.

3,214.5 m3,100 m H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 311

22.67°

Packer 9 5/8


3,214.5 m3,100 m H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 311

22.67°

Packer 9 5/8


HUAMAMPAMPA

H1

3,232 m3,115 m H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 31HUAMAMPAMPA

H1

3,232 m3,115 m H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 31

CONCEPTOS

La elección y el adecuado diseño de los 7” tubing Retrievable Safet y Valve, 29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.7” tubing Retrievable Safet y Valve, 29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.y

esquemas de terminación de los pozosperforados, constituyen parte decisiva dentrodel desempeño operativo, productivo y


Casing 30”

C i 16” 97 0 lb/



Casing 30”

C i 16” 97 0 lb/


desarrollo de un Campo.

La eficiencia y la seguridad del vínculo



y gestablecido entre el yacimiento y la superficiedependen de la correcta y estratégicadisposición de todos los accesorios que lo

LOS MONOS

22.67°

LOS MONOS

22.67°

conforman.


3 2323 115 m

H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 311

H1 - 29 39 Inc 3231 73 Md 31

Packer 9 5/8



3 2323 115 m

H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 311

H1 - 29 39 Inc 3231 73 Md 31

Packer 9 5/8


H1

3,232 m3,115 m H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 31

H1

3,232 m3,115 m H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 31

PRINCIPALES DECISIONES

Las principales decisiones en la terminación de un reservorio son:

Trayectoria del pozo e inclinación

Agujero abierto vs Agujero entubadoAgujero abierto vs. Agujero entubado

Requerimientos de control de arena y tipo de control de arena

Requerimientos de Estimulación (fracturamiento oacidificación).

Zonas simples o múltiples (conjuntos o selectivos)


Terminación = Conclusión

CañeríaCementación PrimariaA j ñ í T b P f dAgujero con cañería—Tub. PerforadaAgujero Abierto- - Sin cañeríaControl de ArenaEquipo Subsuperficial para producirEquipo Subsuperficial para producir

Estimulación = Mejorar Producción

Baja capacidad de flujo naturalBajo flujo debido a daño a la formación

DISEÑO DEL POZO

DIÁMETROS DE AGUJERO Y CAÑERÍAS

Diámetro de Cañería/LinerNivel del terrenoDiámetro del agujero

Reservorio

PROPOSITO DE LA CAÑERIA

Proteger con cañería superficial zonas con aguapotable

Proteger el agujero del lodo para prevenir:Hinchamiento de arcillasErosión de zonas inconsolidadasC l d l jColapso del agujeroFracturamiento de zonas someras con lodo

pesado.Proveer un buen camino para bajar y subirProveer un buen camino para bajar y subir

herramientas en el pozo-Cañería y cementación para aislar zonas de interés.

Producción selectiva de múltiples reservorios enProducción selectiva de múltiples reservorios enel mismo pozo.

Disparos que permitan producir de intervaloscuidadosamente seleccionados para reducirpproducción de agua o gas

PROGRAMA DE LA CAÑERIA

PROGRAMA DE LA CAÑERIA

La cañería final deproducción

Un liner puede ser utilizadacuando la zona productora

producción es muy sensible al fluido deperforación.El fluido de perforacióndebe ser reemplazado condebe ser reemplazado confluido limpio.

STATUS DEL POZO DESPUES DE LA PERFORACION

Agujero Abierto Agujero Abierto conliner ranurado

Agujero Entubadoliner ranurado

DISEÑO DE LA CAÑERIA

Tensión: La cañería debe soportar su propio peso cunado se lamaneja de la junta superior.

Colapso: Debe evitarse cuando hay cemento en la parte externa ylodo en la parte interna de la cañería.

Reventamiento: Debe soportar presión especialmente durante lostratamientos de fracturamiento.

Corrosión: El metal debe ser adecuado para manejar fluidoscorrosivos (H2S, CO2).

Las cañerías deben ser suficientemente resistentes a la tensión en eltope y al reventamiento en el fondo-

N t l í l ñ í t diblNueva tecnología envuelve cañerías extendibles

EQUIPAMIENTO DE LA CAÑERIA

Zapato Guía (Fácil perforación)

Válvula Flotadora (cierra cuando se bajaVálvula Flotadora (cierra cuando se bajala cañería)

Raspadores (limpia las paredes delp ( p pagujero, remueve el revoque del lodo)

Centralizadores

CEMENTACION

Cementación Primaria:Es el trabajo inicial para fijar la cañería en el agujero.

Cementación Forzada:Es el trabajo requerido para corregir una cementación primaria

Se requiere equipos especiales para llevar a cabo los trabajos decementación.

La cañería es reciprocada o rotada para ayudar a desplazar ellodo.

El cemento es mezclado en el sitio y requiere muchas vecesaceleradores, retardadores y control de densidad.

OPERACIONES DE CEMENTACION

EQUIPAMIENTO DEL POZO PARA PRODUCIRPRODUCIR

Tubería:La selección del diámetro y elmaterial constructivo para

j l á i d lmanejar el máximo caudal ytipo de fluido

Empacadores:Empacadores:Dispositivos mecánicos usadospara conectar la tubería deproducción a uno o masproducción a uno o masintervalos perforados osecciones de agujero abierto


EQUIPOS SUPERFICIALES

CABEZALES Y COLGADORES

El equipo de cabezales de pozos es en generalté i d d ibi l ió d lun término usado para describir la unión del

equipo a las partes superiores de la sartas decañerías, soportarlas, proveer sello en elespacio anular formado entre cañerías y

well head Sections

espacio anular formado entre cañerías ycontrolar la producción del pozo.

Es un medio que permite bloquear la tuberíaFlanges

q p qde producción y en donde se instala el árbol deNavidad, las facilidades de control de flujo yotras instalaciones superficiales para la fase deproducción del pozo.

El BOP también se ubica en la parte superiord l b l d ldel cabezal del pozo

COMPONENTES DE UN CABEZAL

Cada sección del cabezal de unpozo tiene tres componentes:p p

Casing Bowl o Spool (BridaCarretel).

Tubing Head (Cabezal deTubería).

Casing Hanger (Soporte decolgador de cañería).

CASING BOWL O SPOOL

C i B l (B id C t l)Casing Bowl (Brida Carretel):

El Carretel consta de accesoriospesados que proporcionan un sello entrepesados que proporcionan un sello entrela cañería y la superficie. Tambiénsoporta toda la longitud de la cañeríaque es corrida hasta el fondo del pozo.

Sealingq pEsta pieza de equipamientogeneralmente contiene un mecanismode agarre que asegura un sellohermético entre la cabeza y la cañeríapropiamente dicha.

CASING HANGER

C i H (S t d l dCasing Hanger (Soporte de colgadorde cañería):

Este es el subconjunto del cabezal queEste es el subconjunto del cabezal quesoporta la sarta de cañería cuando sebaja en el agujero. El casing hangerproporciona un medio para asegurar queproporciona un medio para asegurar quela sarta de cañería esté correctamentelocalizada y generalmente incorpora undispositivo de sello o sistema para aislarp pel espacio anular de la parte superior decomponentes del cabezal del pozo.

TUBING HEAD

Tubing Head (Cabezal de Tubería)

El cabezal de tubería es un componenteEl cabezal de tubería es un componentede cabezal de pozo que soporta elcolgador de la cañería y proporciona unmedio de conexión del árbol demedio de conexión del árbol deNavidad al cabezal del pozo.

CABEZALES DEL POZO

Tubing hanger comes here

Well Head

Anchor Bolts

C Section

1 5

Production Casing (9 5/8”)

terminates here

30” Casing Remains Outside

1.5 m B Section

A Section

20” Casing Terminates Here

CABEZALES INFERIORES

El cabezal más inferior es una unidad que seacopla a la parte superior de la última piezade cañería para proveer soporte a las otrascañerías y sellar el espacio anular entrecañerías.

Forman parte de este cabezal el colgador decañería para recibir, asentar y soportar lacañería y la brida superior servirá paraconectar los Preventores (BOP´s) y otrascañerías intermedias.

A tili l di b lA veces se utiliza landing base con elcabezal más inferior para proveer un soporteadicional a cañerías pesadas.

CABEZALES INTERMEDIOS

El cabezal intermedio es una unidad tipot l t i f i lcarretel que se une por su parte inferior al a

la brida superior del cabezal inferior paraproveer un medio de soporte a las cañeríasde menor diámetro y sellar el espacio anularde menor diámetro y sellar el espacio anularentre cañerías.Esta compuesta por una brida inferior, una ocon dos salidas en su parte intermedia y unacon dos salidas en su parte intermedia y unabrida superior con su colgador interno decañería.

CABEZALES DE PRODUCCION

El b l d d ió id d tiEl cabezal de producción es una unidad tipocarretel unida a la brida superior del cabezalintermedio para proveer soporte a la tuberíade producción y sellar el espacio anular entrede producción y sellar el espacio anular entrela tubería y cañería de producción.

Está compuesta de una brida inferior, una ostá co puesta de u a b da e o , u a odos salidas y la brida superior con colgadorde tubería.

CABEZALES Y COLGADORES

COLGADORES

CABEZALES Y ARBOL DE PRODUCCION

ARBOL DE PRODUCCION

Un árbol de producción es unconjunto de válvulas que permitenconducir los fluidos del reservorioconducir los fluidos del reservorioa las Plantas de Proceso.La función de un árbol de navidades para:es para:

Evitar la fuga de petróleo o degas de un pozo al medioambienteambiente.Dirigir y controlar el flujo defluidos de la formación y delpozopozo.

ARBOL DE PRODUCCION

Existen diferentes tipos,conexiones y marcas de arbolitos:

Tipos:SimplesDobles

Conexiones:Roscadas (para baja presión)B id d ( lt ió )Bridadas (para alta presión)

Marcas:CameronCameronFMCMoto MecánicaGray Looky

ÁRBOL DE PRODUCCIÓNVálvulas de Surgencia

Válvula de Maniobra

Válvulas de Seguridad

Válvula de Maniobra

Choque o Estrangulador

Válvulas Máster o Tronqueras

Cabezal de Producción

Cabezal de IntermedioVálvulas de Espacio

Anular

Válvulas Seguridad SubsuperficialVálvulas Seguridad SubsuperficialTubería de Producción

ÁRBOL DE PRODUCCIÓN

EQUIPOS SUPERFICIALES


ACCESORIOS DE FONDO

ACCESORIOS DE FONDO

Antes de conocer la teoría de lai ió l ió dterminación o completación de

pozos, es importante conocer condetalle sus principalesconstituyentesconstituyentes

Los accesorios para los arreglos deLos accesorios para los arreglos deproducción varían de acuerdo al tipode terminación que se haya elegido;sin embargo, se mencionarán losg ,más importantes:

PATAS DE MULA

APLICACIONES:Permite guiar rotar y orientar la parte inferiorPermite guiar, rotar y orientar la parte inferiordel arreglo y entrar con facilidad a lasherramientas que se bajan por debajo de lapata de mula. Es muy útil en arreglos dobles yp y g ypozos horizontales donde es muy difícil rotarla tubería.

BENEFICIOS:Evita pérdidas de tiempo y los riesgos deperder herramientas que pasen de suprofundidad (PLT, registradores de presión,etc.).

NIPLES ASIENTO

APLICACIONES:APLICACIONES:Ayuda a presurizar la tubería Pueden serutilizados en diferentes profundidades.

CARACTERÍSTICAS:Tienen perfiles universales y buen IDpara evitar restriccionespara evitar restricciones.

BENEFICIOS:Permite aislar temporalmente nivelese te a s a te po a e te ve esproductivos.Permite alojar elementos de presión.

CAMISAS DESLIZABLES

APLICACIONES:Permite cambiar fluidos de la tubería y

i l H bilit i l i lespacio anular. Habilitar o aislar nivelesproductivos

CARACTERÍSTICAS:CARACTERÍSTICAS:Puede se abierto o cerrado con unidad dealambre (Slick Line).Se pueden utilizar varias unidades en unSe pueden utilizar varias unidades en unmismo arreglo con diferentes diámetrosinternos.

BENEFICIOS:Ayuda a extender la vida de los arreglos defondo.

CHOKES DE FONDO

APLICACIONESAPLICACIONES:Ayuda a reducir la posibilidad decongelamiento de los controlessuperficialessuperficiales.

CARACTERÍSTICAS:Pueden ser conectados en niples asiento.Pueden ser conectados en niples asiento.

BENEFICIOS:Aligera la columna de líquidosg qIncrementa la velocidad de flujo

VALVULAS DE DESCARGA DE FLUIDO ANULARANULAR

APLICACIONES:Permite cambiar fluidos de la tubería yespacio anularespacio anular.Es utilizada en terminacionesrecuperables y pozos de bombeomecánicomecánico

CARACTERÍSTICAS:Permite comunicación entre tubería yespacio anular.Es activada por presión diferencialTiene un amplio rango de pines de corte.

BENEFICIOS:No requiere movimiento mecánico de latubería ni equipos de línea de alambretubería ni equipos de línea de alambre.

FLOW COUPLING

APLICACIONES:Ayuda a inhibir la erosión causada por laturbulencia de flujo.Deber ser instalada por encima y por debajode las restricciones que provocan turbulencia

CARACTERÍSTICAS:Es usado con niples asiento y camisasEl ID es mayor que el de la tubería.

BENEFICIOSBENEFICIOS:Ayuda a extender la vida de los arreglos defondo.

JUNTA DE EXPANSIÓN GIRATORIA

APLICACIONES:En instalaciones de arreglos simples,selectivos y dualesselectivos y duales.

CARACTERÍSTICAS:El rango de presión es compatible con el de latubería y de 3 metros de longitud (10 pies).Puede ser asegurada o bajada en posiciónabierta, cerrada o semicerrada.El ID es similar al de la tubería.El OD permite trabajar en instalaciones duales.

BENEFICIOS:BENEFICIOS:Compensa los movimientos de la tuberíadurante la producción o estimulación,manteniendo el peso de la tubería.p

SUB DE ASENTAMIENTO DESCARTABLE

APLICACIONES:Permite presurizar la tubería y asentarlos packers.Tapona temporalmente la tuberíadurante los trabajos de estimulación y

b dpruebas de pozos.

CARACTERÍSTICAS:Los pines de corte pueden serLos pines de corte pueden serfácilmente ajustados en el campoEs simple y de diseño probado encampo.p

BENEFICIOS:Apertura completa después del corte depines.

RECEPTACULOS PULIDOS

APLICACIONES:En pozos direccionales y horizontales.Para altos caudales de producción,estimulación o inyección.T i i bTerminaciones monobore

CARACTERÍSTICAS:Disponibles en longitudes hasta 20 piesDisponibles en longitudes hasta 20 pies.Conexiones metal-metal para ambienteshostilesBENEFICIOS:No requiere maniobra de tuberíaReduce las pérdidas de tiempo

JUNTA DE SEGURIDAD

APLICACIONES:Es empleado entre packers simplesEs empleado entre packers simples,dobles y triples.En operaciones de producción yestimulación.

CARACTERÍSTICAS:Es de diseño simpleP d lib d t ióPuede ser liberado con tensiónTiene pines de corte ajustables

BENEFICIOS:BENEFICIOS:Es económicoPermite recuperar la tubería contensión, sin rotación.te s ó , s otac ó .

JUNTA DE SEGURIDAD ROTACIONAL

APLICACIONES:Es empleado entre packers simples,p p p ,dobles y triples.En operaciones de producción yestimulación.

CARACTERÍSTICAS:Es de diseño simpleP d lib d i d l b í lPuede ser liberado girando la tubería a laizquierda o derecha

BENEFICIOS:BENEFICIOS:Es económicoPermite recuperar la tuberíaNo es afectada por la hidráulicaNo es afectada por la hidráulica

CATCHER SUBS

APLICACIONES:Es empleado para asentar packers dep p panclaje hidráulico.

CARACTERÍSTICAS:Es de diseño simple.Posee un ID similar al de la tuberíacuando se libera la bola.

BENEFICIOS:Es económicoF ilit l i dFacilita las operaciones depresurización evitando riesgos conunidades de slick line.

BLAST JOINT

APLICACIONES:Es colocado al frente de los disparosEs colocado al frente de los disparospara proteger al arreglo deproducción de la acción abrasiva enel sector fluyentey

CARACTERÍSTICAS:De gran espesor de pared y fabricadoen longitudes de 10 y 20 pies

BENEFICIOS:Prolonga la vida productiva de losarreglos de producción

VALVULA DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIAL

APLICACIONES:E di ñ d lEs diseñado para cerrar el pozo pordebajo de la superficie ante cualquieremergencia superficial.

CARACTERÍSTICAS:La apertura de la válvula es conpresión aplicada a través de la línea depresión aplicada a través de la línea decontrol.

BENEFICIOS:Mecanismo de seguridad de lospozos ante emergencias nocontrolables

LINEA HIDRÁULICA DE CONTROL

APLICACIONES:Es diseñado para contener fluidohid á li t t d i C ihidráulico y estar conectado a unafuente de fluido hidráulico.Es usado para para operar la válvula

de seguridadSafety Valve

Hydraulic Control Line

de seguridadCARACTERÍSTICAS:La apertura de la válvula se producecuando se presuriza la línea de

Gas Lift Valve

cuando se presuriza la línea decontrol.

BENEFICIOS: Pump Out Plug

Packer

Habilita los mecanismos deseguridad de los pozos anteemergencias no controlables

Pump Out Plug


PACKERS DE PRODUCCION

FUNCIONES

El Packer es una herramienta de fondo que se usa paraproporcionar un sello entre la tubería y revestimiento dep p yproducción, a fin de evitar el movimiento vertical de losfluidos. Se utilizados bajo las siguientes condiciones:

Para proteger la tubería de revestimiento dealgunos fluidos corrosivos.Para aislar perforaciones o zonas de producciónen terminaciones múltiples.En instalaciones de levantamiento artificial porgas.P l b í d i i d lPara proteger la tubería de revestimiento delcolapso, mediante el empleo de un fluido deempaque sobre el packer.

FACTORES DE SELECCION

La selección involucra el análisis anticipado de los objetivos de las

C t

operaciones del pozo como son la terminación, la estimulación ylos trabajos futuros de reparación y los siguientes factores:

CostosMecanismos de selloMecanismos de empaquetamientoResistencia a:Resistencia a:

Los fluidosPresión DiferencialTemperaturaTemperatura

FACTORES DE SELECCION

RecuperabilidadCaracterísticas para operaciones de pesca o molienda.Posibilidad de operaciones “trough - tubing”p g gLongevidad de las zonas productorasExactitud de asentamientoAgentes corrosivosSeguridad de producciónCompatibilidad con:

Las herramientas sub-superficialesC t í ti d l ti i tCaracterísticas del revestimiento

TIPOS DE PACKER

Los diferentes tipos de packers pueden ser agrupados en tresclases principales; luego se pueden subdividir de acuerdo a losmétodos de asentamiento o anclaje.

De esta forma se tienen:

Permanentes

Permanentes – Recuperables

Recuperables

PACKERS PERMANENTES

Los packers permanentes se puedenLos packers permanentes se puedenconsiderar como una parte integrante delrevestimiento , ya que la tubería deproducción se puede sacar y dejar el páckerp p y j ppermanente asentado en el revestidor.

Usualmente para destruirla es necesariofresarla, por lo que frecuentemente sed i k f bldenomina packer perforable.

PACKERS PERMANENTES

Usos:

Pozos de alta presiónPrecisión de anclajePozo de alta desviación

Mecanismos de anclaje:

EléctricoM á iMecánicoHidráulico

PERMANENTES - RECUPERABLES

Son aquellas que después de ser asentadaspueden ser desasentadas y recuperadas con lamisma tubería.

Para recuperar estos packers se requierePara recuperar estos packers se requiereliberar la tubería y realizar una carreraadicional para recuperarlo con tubería deproducción o de perforación

Mecanismos de anclaje:

p oducc ó o de pe o ac ó

EléctricoMecánicoHidráulico

PERMANENTES RECUPERABLES

PACKERS RECUPERABLES

Son aquellas que después de ser asentadaspueden ser desasentadas y recuperadas con lamisma tubería. Los packers recuperables sonparte integral del arreglo de producción, portanto, al sacar la tubería se recupera el

k

Por su mecanismo de anclaje y desanclajed

packer.

pueden ser:

Recuperables de Compresión:Se asientan aplicando el peso de laSe asientan aplicando el peso de latubería de producción sobre elpácker y se recupera tensionando.


Recuperables de Tensión:

Se asientan rotando la tubería de producción¼ d lt l i i d l¼ de vuelta a la izquierda y luegotensionando. Para recuperarla, se deja caerpeso de la tubería de manera tal decompensar la tensión y luego se rota lacompensar la tensión y luego se rota latubería ¼ de vuelta a la derecha, de maneraque las cuñas vuelvan a su posición original.


Recuperables de Compresión – Tensión :

Se asientan por rotación de la tubería máspeso o con rotación solamente. No sed i i li ddesasientan por presiones aplicadas encualquier dirección, por lo tanto puedensoportar una presión diferencial de arriba ode abajo Para recuperarlas solamente sede abajo. Para recuperarlas, solamente serequiere rotación de la tubería deproducción hacia la derecha. Cuando seusan en pozos de bombeo mecánico seusan en pozos de bombeo mecánico sedejan en tensión y actúan como anclas detubería.

PACKERS RECUPERABLESPACKERS RECUPERABLES

Recuperables Hidráulicos:

Se asientan presurizando la tubería deproducción. Pueden soportar presióndiferencial de desde arriba o desdeabajo. Para recuperarlas, solamente serequiere tensionar la tubería deproducción.

PACKERS RECUPERABLESPACKERS RECUPERABLES

Recuperables HidráulicosRecuperables HidráulicosDuales:

Se asientan presurizando laptubería de producción. Puedensoportar presión diferencial dedesde arriba o desde abajo.Para recuperarlas, se requierepreviamente sacar la líneacorta y posteriormente

i l b í dtensionar la tubería deproducción.


DISPAROS

CLASIFICACIÓN DE LAS TERMINACIONES

Básicamente existen tres tipos de terminaciones de acuerdo a lascaracterísticas del pozo, es decir como se concluya la perforación de lazona objetivo:

Agujero Abierto.

A j Abi t T b í R dAgujero Abierto con Tubería Ranurada.

Agujero entubado con cañería Perforada

TIPOS DE TERMINACION

Agujero abierto

Agujero abiertocon cañería

Agujero con cañería

Agujero abierto con

Agujero con cañería abierto

ranurada cementada Control de arena

Cementada y empaque

de grava

TERMINACIÓN EN AGUJERO ABIERTO

Esta terminación se realiza en zonas donde laf ió tá lt t t d i d lformación está altamente compactada, siendo elintervalo de producción normalmente grande yhomogéneo en toda su longitud y no se esperaproducción de aguaproducción de agua.

Consiste en correr y cementar el revestimiento deproducción hasta el tope de la zona de interés,seguir perforando hasta la base de esta zona ydejarla sin revestimiento.

AGUJERO ABIERTO

Ventajas:Se elimina el costo de cañoneo.

Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado.

Es fácilmente profundizableEs fácilmente profundizable.

Puede convertirse en otra técnica de terminación; con cañería ranuradao cañoneada.o cañoneada.

Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar eldaño 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.

AGUJERO ABIERTO

Desventajas:

Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua,excepto si el agua viene de la zona inferior.

No puede ser estimulado selectivamente.

Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no esq pcompacta.

Debido a que la terminación en agujero abierto descansa en laresistencia de la misma roca para soportar las paredes del agujero; esde aplicación común en areniscas compactas o rocas carbonatadas(calizas y dolomías).

AGUJERO ABIERTO CON TUBERÍA RANURADA

Este tipo de terminación se utiliza mucho en formacionespoco compactadas o con problemas de prod cción depoco compactadas o con problemas de producción defragmentos de roca de la formación.

Se coloca una tubería ranurada en el intervaloSe coloca una tubería ranurada en el intervalocorrespondiente a la formación productiva.

Las condiciones requeridas son:q

Formación poco consolidadaFormación de grandes espesores (100 a 400 pies),Formación homogénea a lo largo del intervalo de

terminación, etc.


Ventajas:

Se reduce al mínimo el daño a la formación.

No existen costos por cañoneoNo existen costos por cañoneo.

La interpretación de los perfiles no es crítica.

Se adapta fácilmente a técnicas especiales para el control dearena.

El pozo puede ser fácilmente profundizable.


Desventajas: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 deproducción.

TUBERÍA CEMENTADA

Es el tipo de terminación que más se usa en laactualidad ya sea en pozos poco profundos (4000 aactualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies omás).

Consiste en correr y cementar el revestimiento hastala base de la zona objetivo, la tubería derevestimiento se cementa a lo largo de todo elintervalo o zonas a completar, cañoneandoselectivamente frente a las zonas de interés paraestablecer comunicación entre la formación y el

j d lagujero del pozo.

TUBERÍA CEMENTADA

Ventajas:jLa 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 completaciones adicionales comotécnicas especiales para el control de arena.

El diámetro del pozo frente a la zona productiva es completo.p p p

Se adapta a cualquier tipo de configuración mecánica .

TUBERÍA CEMENTADA

Desventajas:d d i ifi i dLos costos de cañoneo pueden ser significativos cuando se

trata de intervalos grandes.

Se reduce el diámetro efectivo del agujero y la productividadSe reduce el diámetro efectivo del agujero y la productividaddel pozo.

Pueden presentarse trabajos de cementaciones secundariasPueden presentarse trabajos de cementaciones secundarias

Requiere buenos trabajos de cementación.

La interpretación de registros o perfiles es crítica.

Puede dañarse la formación productiva


DISPAROS

DISPAROS

Durante la etapa de terminación de los pozos el disparo deDurante la etapa de terminación de los pozos, el disparo deproducción es la fase más importante ya que permite establecercomunicación de los fluidos entre el cuerpo productor y la tuberíade revestimiento.

El diámetro del revestimiento de producción condiciona elpdiámetro exterior de los cañones; los cuales tendrán mayor omenor penetración

DISPAROS FORMA DE LA CARGA

Detonating cordCordón Detonante

C C jCase = Caja

Conical liner

Revestimiento Cónico

Primer = fulminante

Main Explosive

Explosivo principalExplosivo principal

DISPARO TIPO JET

TIPICA GEOMETRÍA DE AGUJERO

FASE Y GEOMETRÍA DEL DISPARO

CAÑONES DE DISPARO

Los cañones crean agujeros en lacañería de producción, permitiendop pque los fluidos de la formaciónentren al pozo

COLOCANDO CARGAS EN LOS CAÑONES

TIPICA FORMAS DE DISPARO

SIMULADORES DE DISPAROS

El programa de prueba, diseñado para simular lascondiciones reales en el fondo del pozo incluyen:

El empleo de núcleos de la formación de diámetrogrande.

Determinación de la permeabilidad efectiva de laformación antes de disparar, después de disparar ysimulando el flujo del pozosimulando el flujo del pozo.

El aislamiento de la formación del fondo del pozopor la tubería de revestimiento y un materialpor la tubería de revestimiento y un materialcementante adecuado.

SIMULADORES DE DISPAROS

El disparo de pistolas a través de la tubería deti i t l t l f ió direvestimiento, el cemento y la formación, con diversos

fluidos del pozo.

El mantenimiento de la temperatura del yacimiento de laEl mantenimiento de la temperatura del yacimiento, de lapresión en el fondo del pozo y el reservorio durante ydespués de disparar.

La simulación del flujo hacia el pozo para limpiar losdisparos.

La evaluación de los resultados de la prueba.

EFECTO DEL TIPO DE CAÑÓN EN LA PENETRACIÓN

EFECTO DE LA DENSIDAD DE DISPAROS

FACTORES QUE AFECTAN LOS DISPAROS

Efecto de la resistencia a la compresión: La penetración y eltamaño de los disparos se reducen a medida que aumenta laresistencia a la compresión de la cañería, del cemento y de laresistencia a la compresión de la cañería, del cemento y de laformación.

Densidad de los disparos: La densidad de disparos permite obtenerel caudal deseado con la menor caída de presión y en reservoriosfracturados permitirá mayor comunicación con todas las zonasdeseadas.

Costo: El costo de disparos es proporcional a la densidad, cantidady al tipo de carga empleado.

Presión y Temperatura: Altas presiones y temperaturas del pozopueden limitar el uso de ciertas cargas. Las cargas diseñadas para altatemperatura proporcionan menor penetración mayor posibilidad detemperatura, proporcionan menor penetración, mayor posibilidad defalla, son más costosas y tienen poca variedad.

EFECTO DE LA ZONA DAÑADA

EFECTO DE LA RESISTENCIA DE LAROCA EN LA PENETRACIÓN


CONTROL DE LA PRODUCCION Y PRESION

POZOS FLUYENTES

La energía para mantener fluyendo un pozo, (sin sistematifi i l d d ió ) l ió i d lartificial de producción) es la presión propia del

yacimiento.Algunos pozos produciendo 98% de agua salada son aún

d fl i E t d d icapaces de fluir. Estos pozos producen de reservorioscon un empuje hidráulico muy activo debido a una altapresión de fondo fluyendo.E isten po os q e prod cen de prof ndidades ma ores aExisten pozos que producen de profundidades mayores a2000 - 2500 m. con muy baja presión de fondo (250 -500 psi).Estos son pozos con altas relaciones gas líquido (por loEstos son pozos con altas relaciones gas-líquido (por lo menos 500 - 800 pie3/bbl).

POZOS FLUYENTES

El gas sirve para aligerar el gradiente fluyente del fluido producido y si la relación gas- líquido disminuye al incrementarse el porcentaje de agua, resulta evidente el porqué incrementarse el porcentaje de agua, resulta evidente el porqué un pozo deja de fluir por tales circunstancias. El diámetro de tubería de producción afecta la presión de fondo fluyendo requerida para un conjunto particular de condiciones de y q p j pun pozo. En general, la presión de fondo fluyendo requerida disminuirá al reducirse el caudal de flujo para un diámetro de tubería de j pproducción constante. Sin embargo, la velocidad de flujo deberá ser lo suficientemente grande para que los líquidos no resbalen hacia el fondo de la g p q qtubería de producción. El diámetro de tubería de producción afecta la presión de fondo fluyendo requerida para un conjunto particular de condiciones de y q p j pun pozo.

POZOS FLUYENTES

En general, la presión de fondo fluyendo requerida disminuirá al reducirse el caudal de flujo para un diámetro de tubería de producción constante. pSin embargo, la velocidad de flujo deberá ser lo suficientemente grande para que los líquidos no resbalen hacia el fondo de la tubería de producción. pPara predecir el caudal máximo posible de un pozo fluyente; es necesario utilizar tanto curvas de gradiente de presión en tubería vertical como horizontal (o correlaciones de flujo multifásico).( j )En la mayoría de los casos se debe suponer una presión en la cabeza del pozo (corriente arriba). Sin embargo, en la práctica, la longitud y diámetro de la línea de descarga y la presión de g y g y pseparación controlan dicha presión.

FACTORES QUE CONTROLAN EL FLUJO DE FLUIDOS

En el medio poroso son muchos los factores que afectan almovimiento de los fluidos en su recorrido desde elmovimiento de los fluidos en su recorrido desde elreservorio hasta el interior del pozo siendo los principaleslos siguientes:

P i d d d lPropiedades de las rocaPropiedades del fluidoRégimen de flujoSaturación de los fluidos en la rocaSaturación de los fluidos en la rocaCompresibilidad de los fluidosDaño a la formaciónFactor de turbulenciaacto de tu bu e c aMecanismo de empuje y otros

POZOS FLUYENTES

Para poder predecir correctamente la vida fluyente de d b f t t lun pozo, deben conocerse factores tales como:

Porcentaje de agua, Relación gas-petróleo,Declinación de las presiones de fondo, Índice de productividad,p ,Tipo de terminación del pozo,Tipo y propiedades de los fluidos producidos entre otrosentre otros.

POZOS FLUYENTES

Para el estudio del comportamiento de unpozo fluyente es necesario analizarlo comoun sistema integral constituido por:– Comportamiento del flujo de entrada,

es decir, el flujo de petróleo, agua y gasde la formación hacia el interior delde la formación hacia el interior delpozo, que se tipifica por el índice deproductividad (IP) o en términosgenerales por el IPR.g p

– Comportamiento del flujo a través de latubería vertical que implica pérdidas depresión en ésta debidas al flujo

ltifá imultifásico.

POZOS FLUYENTES

……….. sistema integral constituido por:

Comportamiento del flujo a través delComportamiento del flujo a través del estrangulador superficial. Comportamiento del flujo a través de la línea de descarga hasta el separadorlínea de descarga hasta el separador.

Después de los separadores, desde que las fases se han separado se presentanfases se han separado, se presentan únicamente problemas de flujo en una sola fase. Por lo que para pozos fluyentes es necesario considerar el flujo hasta elnecesario considerar el flujo hasta el separador porque es la última restricción posible al flujo que afecta el comportamiento del pozo. p p

CONTROL DE LA PRODUCCION

INDICE DE PRODUCTIVIDAD Y EL IPR

INDICE DE PRODUCTIVIDAD

En esta sección se hablará de la relación entre caudal y presión eny pel área próxima al interior del pozo (wellbore).La diferencia entre la presión de reservorio y la presión de fondo

fluyente de un pozo es la fuerza impulsora para la afluencia en ely p p pwellbore.La resistencia a la entrada del pozo depende de:

Las propiedades de roca del reservorioLas propiedades de roca del reservorioPropiedades de los fluidos,Detalles de la terminación del pozoA d l f t t dí d l f ió lA veces de los efectos tardíos de la perforación y lasactividades de intervención del pozo.

FACTORES QUE AFECTAN LOS DISPAROS

Taponamiento de los Disparos: Tienden a rellenarse con rocatriturada de la formación, con sólidos del lodo y residuos de last tu ada de a o ac ó , co só dos de odo y es duos de ascargas.

Presión Diferencial:

Cuando se dispara con presión diferencial en contra laformación , los disparos se llenan con partículas sólidas del lodo

id d l d d i id dresiduos de las cargas y se reduce su productividad.

Cuando se dispara con presión diferencial a favor de laformación y con fluidos limpios se ayuda a tener una buenaformación y con fluidos limpios se ayuda a tener una buenalimpieza los disparos y se mejora su productividad


En combinación, estos factores determinan el Comportamiento de Afluencia del Pozo (IPR); porque todos los fluidos que entran al interior del pozo, tienen que pasar el q p , q párea estrecha alrededor del mismo. Los caudales más altos en el reservorio ocurren sólo allí y cualquier resistencia aumentada para fluir, tiene un efecto

d l C i d Afl i d lgrande en el Comportamiento de Afluencia del pozo.


El comportamiento de producción de esta zona es por logeneral descrita por una Relación de Comportamiento deAfluencia (IPR) entre el caudal del petróleo Qo y la presiónd f d fl t Pde fondo fluyente Pwf .

En la práctica, se ha encontrado que el IPR es una relacióncasi lineal entre P y Q siempre que la P esté por encimacasi lineal entre Pwf y Qo, siempre que la Pwf esté por encimade la presión de punto de burbuja Pb.


En este caso, el IPR puede ser expresado como un Índice deP d ti id d (PI J) d fi id l l ió t Q lProductividad (PI, J) definido como la relación entre Qo y eldrawdown ∆p, que es la diferencia entre la presión estática ocerrada Pws y la dinámica o fluyente Pwf , ambos medidos en elmedio de la zona productoramedio de la zona productora.

Si asumimos que la presión de fondo estática igual a la presión delreser orio P podemos escribir:reservorio, PR, podemos escribir:

J = Qo/(Pws- Pwf)


Para un sistema de flujo radial semi estacionario, la ecuación de caudal esta expresado por la siguiente expresión:.


El índice de productividad específico Js, se define como los barrilesd d ió d lí id d id d i d íd dde producción de líquidos producidos por cada psi de caída depresión por pie de espesor de la formación productora y podemosescribir:

Js = Qo/h(Pws- Pwf)Donde:

Js = Bbl/día/pie psiQo = Bbl/díah = Piesh ies∆P = Psi


Alternativamente la expresión se puede escribir:Pwf = Pws – (1/J)* Qo

La expresión anterior muestra que una gráfica de Pwf Vs Qo es una línea recta con una pendiente (-1/J) tal cual se muestra en la fig. inferior:


Muskat en 1941 establecía que el índice de productividad esMuskat en 1941 establecía que el índice de productividad esun instrumento excelente para determinar problemas de pozostales como:

1 C ió d é d l i1. Comparación antes y después del tratamiento a pozos.Para evaluar estos tratamientos se supone que J deberíaaumentar.

2. Con una RGP estable, con J que disminuye indica eltaponamiento en la vecindad del agujero (wellbore).

EJERCICIO DE APLICACION

Un pozo fue probado y los resultados indican que el pozo esd d i d l t bili d 110 bbl/d Pcapaz de producir a caudal estabilizado 110 bbl/d con una Pwf

de 900 psi. Después del cierre del pozo por 24 hrs; la Pws fuede 1300 psi.

Se desea calc lar:Se desea calcular:a. El índice de Productividadb. El AOF del Pozoc. El caudal del pozo a una Pwf de 600 psi.d. La presión fluyente para un caudal de 250 bbl/d


FACTORES QUE INFLUYEN EN EL IPRINFLUYEN EN EL IPR


3. Si la RGP aumenta marcadamente sin la declinación de J;indica la entrada extraña de gas.indica la entrada extraña de gas.

4.El aumento en la producción de agua debería traer unadisminución en J si el agua entra por estratos que producen

t ól Si J ti t d b í i di lpetróleo. Si J se mantiene, esto debería indicar que el agua noatraviesa los estratos que producen petróleo.

5. La disminución de J debería ocurrir durante declinaciónnormal del reservorio y paralelo al crecimiento normal deRGP o relación de agua/petróleo (WOR). Si no, se deberíaconsiderar taponamiento en la vecindad del agujero.

VARIACION DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD

Muskat y Evinger, Vogel (1968) y Fetkovich (1973) observaron que cuando la presión cae por debajo de la Pb, el IPR se desvía de la línea recta simplerecta simple

Recordando que:

Dado que el primer término de la ecuación no es dependiente de la presión, puede ser tomada como constante


La ecuación última revela que las variables que afecta alíndice de productividad son aquéllas que son dependientesde la presión como:

Viscosidad del petróleo, µoFactor de volumen del petróleo, BoPermeabilidad relativa, Kro

La Fig. inferior muestra esquemáticamente elcomportamiento de estas variables con la presión:


IPR Vs. Pb

METODO DE VOGEL

Vogel en 1968 usó un modelo computarizado paragenerar IPRs para muchos reservorios de petróleogenerar IPRs para muchos reservorios de petróleosaturados hipotéticos bajo un amplio rango decondiciones, normalizó los IPRs calculados y losexpresó en forma adimensional:

Presión adimensional = Pwf / PrCaudal adimensional = Qo / Qomáx.

Donde Q es el caudal a presión fluyente cero yDonde Qomáx es el caudal a presión fluyente cero yes el AOF del pozo.

METODO DE VOGEL

Pwf / PRwf R

METODO DE VOGEL

Vogel planteó las siguientes relaciones principales entre losparámetros adimensionales:

La metodología de Vogel puede ser utilizado parapredecir la curva del IPR para los siguientes tipos depredecir la curva del IPR para los siguientes tipos depetróleo:

Reservorios de Petróleo Saturados: Pr = PbReservorios de Petróleo Bajo Saturados: Pr > Pb

METODO DE VOGEL- Reservorios Saturados

Cuando la Presión de reservorio es igual a la presión de burbujeo se plantean las siguientes ecuaciones:

METODO DE VOGEL- Reservorios Bajo Saturados

Para reservorios de petróleo bajo saturados se considerar dos posibles casos:

Datos de Flujo Estabilizado


Caso 1 cuando Pwf ≥ Pbwf b


Caso 1 cuando Pwf ≥ Pb


Caso 2 cuando Pwf < Pb


Un Pozo de petróleo que produce de un reservorio bajo saturado fue probado y en el cual se caracterizaron la presión de burbujeofue probado y en el cual se caracterizaron la presión de burbujeo en 2130 psi y una presión de reservorio de 3000 psi. Durante la prueba se obtuvo un caudal de 250 Bbl/d a una presión fluyente estabilizada de 2500 psi.

Se desea obtener:

El índice de productividadEl índice de productividadEl caudal a la la presión de burbujeoEl AOF del pozo


Punto 1 Cálculo del índice de productividad

Punto 2 Cálculo del caudal a la presión de burbujeo

Punto 3 Cálculo del AOF

Qomáx.= 435 + (0.5*2130)/1.8 = 1027 STB/dayy

METODO DE FETKOVICH

Fetkovich expresa la ecuación de Darcy:

METODO DE FETKOVICH

Fetkovich sugiere que la función de presión f(p) puede caer enuna de las siguientes dos regiones:una de las siguientes dos regiones:

Región 1: Región Bajo saturada

La Función f(p) cae en esta región cuando P>Pb y laPermeabilidad relativa en esta región es 1 entonces:

METODO DE FETKOVICH

Región 2: Región Saturada

i k i h ( / )En esta región P < Pb y Fetkovich mostró que (Kro/µoBo)cambia linealmente con la presión y que la línea recta pasapor el origen. Esta linelidad se muestra en el gráfico inferior ymatemáticamente se expresa:

METODO DE FETKOVIC

Concepto de Función de Presión

METODO DE FETKOVICH

Fetkovich presenta tres casos:

Caso 1: Pr y Pwf > Pb

METODO DE FETKOVICH

Caso 2: Pr y Pwf < Pb

METODO DE FETKOVICH

Para el caso de tener un flujo turbulento (flujo no Darcy)Fetkovich introdujo el exponente “n” en la ecuación anterior:

El valor de “n” es 1 para flujo completamente laminar y es 0.5para flujo altamente turbulentop j

EFECTO DEL FLUJO TURBULENTO

Jones y Blount estudiaron el problema de las pérdidas porJo es y ou es ud a o e p ob e a de as pé d das poflujo turbulento para producción de pozos de gas y petróleo.

Demostraron que para flujo radial en un reservorio horizontalDemostraron que para flujo radial en un reservorio horizontalhomogéneo, la caída de presión es de la forma:

P - P f = Cq + Dq2Pr - Pwf Cq + Dq

Donde C es el coeficiente de flujo laminar y D es elcoeficiente de turbulenciacoeficiente de turbulencia.

EFECTO DEL FLUJO TURBULENTO

Si se divide entre el caudal:

(Pr – Pwf)/q = C + Dq

La expresión anterior indica que el recíproco del IPLa expresión anterior indica que el recíproco del IP medido cuando se grafica contra la producción daría una línea recta. La pendiente de tal línea sería la medida del grado de turbulencia.g

Si este valor no es pequeño, se debe hacer ciertas consideraciones para reparar el daño tal como baleosconsideraciones para reparar el daño tal como baleos adicionales (ampliación o mayor densidad de disparos).

EFECTO DE LA DECLINACION DE PRESION SOBRE LA WOR

Si el agua se mueve hacia el pozo ag ptravés de canalizaciones en laformación, es posible determinar sila presión en las arena acuífera esmayor o menor que en lasproductoras de petróleo, a partir delanálisis del IPR bruto de tres o

l d f ió dcuatro valores de fracción de aguatomada a diferentes produccionestotales tal como se muestra en lafigurafigura

VARIACION DEL IPR

5500WHP Enero a Mayo, 2003

WHP Mar-03 Ene-04

WHP Febrero 27, 2004

4500

5000WHP Marzo, Abril, 2004

WHP Mayo, Junio, 2004

WHP Julio, 2004

WHP Agosto, 2004

WHP October, 2004

WHP After Acid Feb-2005

WHP Jul-05

4000

Pres

sure

(psi

a)

After WO_Sep_2006

Sep_Now_2006

3000

3500

25000 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110

MillionsGas Rate (scfpd)

ESTRANGULADORES

Son dispositivos diseñados para restringir y controlar el ritmo deproducción de un pozoproducción de un pozo.

Son usualmente seleccionados para que las fluctuaciones deió b j d l t l d t f t lpresión aguas abajo del estrangulador no tengan efecto en la

producción del pozo.

Para que esto suceda es indispensable que se establezca la condiciónde flujo crítico a través del estrangulador; es decir, la velocidad delflujo debe ser igual a la del sonido y ocurre cuando:

P2 = 0,57 P1

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES

Son dispositivos diseñados para controlar el ritmo de producción yestabilizar el flujo de fluidos en superficie.

Los estranguladores cumplen las siguientes funciones:Los estranguladores cumplen las siguientes funciones:

Controlar el caudal de producción.Controla y previene la producción indeseada de arena.Controla y previene la producción indeseada de arena.Controla y previene la producción prematura de agua y gas.Permite proteger los equipos de fondo y superficie.

TIPOS

Pueden ser clasificados en :Estranguladores Superficiales

P itiPositivosRegulables

Estranguladores de FondoEstranguladores de Fondo

PositivosRegulablesegu ab es

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES POSITIVOS

Son dispositivos constituidos por un cuerpo en

cuya parte interna se instalan los

estranguladores metálicos o de cerámica

CAMERONFMCGRAY

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES POSITIVOS

Ventajas:Ventajas:

Bajo CostoSimplicidad Operativap pMayor resistencia a elementos erosivos.

Desventajas:

Interrupciones de producción durante los cambios.Golpes de ariete durante el periodo de cierre y

apertura del pozo

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES REGULABLES

Son dispositivos constituidos por un

cuerpo, aguja y asiento. El ajuste del

diámetro requerido se realiza moviendo

la aguja de en cuya parte interna se

instalan los asientos metálicos o de

cerámica

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES REGULABLES

Ventajas:

Cambios de caudal sin interrupción de flujoSimplicidad OperativaOperación a control remoto

Desventajas:Desventajas:– Mayor Costo– Mayor tiempo de reposición de partes dañadas.

M i i l i– Menor resistencia a elementos erosivos.

ESTRANGULADORES DE FONDO

Son dispositivos diseñados para reducir la

posibilidad de congelamiento de los

elementos de control superficiales;

aumentar la velocidad de flujo y prevenir

o reducir invasión de agua

ESTRANGULADORES DE FONDO

Funciones:

Minimizar la invasión de aguaa a vas ó de agua

Aligerar la columna del petróleo

Aumentar la velocidad de flujo

Prolongar la vida del pozo

MODELOS DE FLUJO

Los estranguladores son usualmente seleccionados para que

las fluctuaciones de presión aguas abajo del estrangulador

no tengan efecto en la producción del pozo.

El flujo a través de estranguladores generalmente puede ser

de dos tipos:

Flujo Subcrítico.

Flujo Crítico.

TIPOS DE FLUJO

Flujo Subcrítico:Flujo Subcrítico:

El flujo es llamado subcrítico cuando la velocidad del gas a

través de las restricciones es menor que la velocidad del

sonido del gas. En este tipo de flujo el caudal depende la

presión de entrada y de salida. Los estranguladores

subsuperficiales son normalmente proyectados para permitir

fl j b ítiflujo subcrítico.

TIPOS DE FLUJO

Flujo Crítico:Flujo Crítico:

El flujo es llamado crítico cuando la velocidad del gas a través

de las restricciones es igual a la velocidad del sonido (1100de las restricciones es igual a la velocidad del sonido (1100

pies/seg.). El cambio de presión aguas abajo del estrangulador

no afectan el caudal de flujo, porque las perturbaciones deno afectan el caudal de flujo, porque las perturbaciones de

presión no pueden viajar aguas arriba más rápido que la

velocidad sónica. y ocurre cuando:

P2 = 0,57 P1

ESTRANGULADORES O CHOKES

La dependencia del caudal de flujo a través del estrangulador de la relación de presiones (P2/P1) se observa en la figura inferior:

FLUJO DE GAS

Para el cálculo del volumen de gas, el Bureau de Mines da la siguiente ecuación y tabla de valores de la constante:

FLUJO MULTIFASICO

Para flujo bifásico crítico, existen varias correlaciones empíricassiendo las más importantes las de Gilbert, Ros, Baxendell y Achongy que tienen la siguiente forma:y que tienen la siguiente forma:

Pwh = (A* ql * RGLB) / dC

Pwh = Presión Corriente arriba en PsiQl = Caudal de líquido en Bbl/d

RGL= Relación Gas Líquido en Pies3/día

Los valores de A, B y C están dados en la tabla inferior:

qd = Diámetro del Estrangulador en 64 avos de pulgada

Autores A B CGilbert 10,00 0,546 1,89Ros 17,40 0,500 2,00, , ,Baxendel 9,56 0,546 1,93Achong 3,82 0,650 1,88


ÑDISEÑOS DE ARREGLOS

DISEÑOS DE ARREGLOS

La productividad de un pozo y su futura vida productiva esafectada por el tipo de terminación y los trabajos efectuadosafectada por el tipo de terminación y los trabajos efectuadosdurante la misma.

La selección de la terminación tiene como principal objetivoobtener la máxima producción en la forma más eficiente y, por lotanto, deben estudiarse cuidadosamente los factores quedeterminan dicha selección, tales como:

Caudal de producción requerido.Reservas y características de las zonas a completar.Necesidades futuras de estimulaciónNecesidades futuras de estimulación.


El número y niveles deseados a producir.

Requerimientos para el control de arena.

Futuras reparacionesFuturas reparaciones.

Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, etc.gas, bombeo mecánico, etc.

Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo.p

El ángulo del Pozo


Los fluidos de control (terminación y empaque)

Los gradientes de presión y temperatura

El tipo y diámetro de tubería a utilizar

Procedimientos OperativosProcedimientos Operativos

Inversiones requeridas.

Medidas de Seguridad

MULTIPLES ZONAS DE TERMINACION

Cómo Terminar???

Baja K

Alta K + H2S

Baja KBaja K

MULTIPLES ZONAS DE TERMINACION

La prod cción de múltiples reser orios p ede serLa producción de múltiples reservorios puede ser acompañada por uno de los siguientes métodos:

Producción Conjunta

Producción SegregadaProducción Segregada

Producción Selectiva

PRODUCCIÓN CONJUNTA

V t j D t j

El flujo de dos o más zonas se mezclan

Ventajas DesventajasMenor número de pozos ycapital de inversión paraalcanzar el Plateau de

Mezcla de fluidos (H2S, CO2,arena, composición de HC,WOR RGP)alcanzar el Plateau de

producciónWOR, RGP).Variación de P y K en laszonas.Dificultad en el Controlmonitoreo de Producción.Dificultad en la inyección defluidos y trabajos deestimulación.estimulación.Cambios en lascaracterísticas de producción(WOR)

PRODUCCIÓN SEGREGADA

Se pueden utilizar arreglos de múltipleproducción

Ventajas DesventajasControl del caudal de

d ió t b j dMayor CostoC l jid d á i

p

producción, trabajos dereparación , estimulación ymonitoreo

Complejidad mecánicaReducción en la capacidad deflujo totalPosibilidad estadística defalla de equipos.

PRODUCCIÓN SELECTIVA

V t j D t j

Cada zona es producida selectivamente

Ventajas DesventajasControl efectivo de todos losposibles cambios.Cada zona es tratada con

Baja el costo y el número depozos.Puede también tener unaCada zona es tratada con

facilidad e independencia.Tiene simplicidad relativa.

Puede también tener unamenor la producción


Los arreglos o tipos de terminación pueden clasificarse dependiendo delas condiciones del reservorio y a la configuración mecánica del agujerocomo:

Terminación de pozos Fluyentes

Simples convencionales o selectivosDobles convencionales o selectivos

Terminación de pozos con Elevación Artificial

Arreglos de Bombeo NeumáticoArreglos de Bombeo MecánicoArreglos de Bombeo HidráulicoArreglos de Bombeo Electro Centrifugo


POZOS FLUYENTES

SIMPLES CONVENCIONALES

Este tipo de terminación es una técnicade producción mediante la cual lasdiferentes zonas productivas producenp psimultáneamente por una misma tuberíade producción.

Se aplica donde existe una o varias zonasde un mismo reservorio y en donde todoslos intervalos productores se cañoneanpantes de correr el equipo de terminación..

SIMPLES SELECTIVOS

Este tipo de completación es una técnicade producción mediante la cual lasdiferentes zonas productivas lo hacen enpforman selectiva por una misma tubería deproducción.

Además de producir selectivamentediferentes zonas productivas, este tipo decompletación ofrece la ventaja de aislarzonas productoras de gas y agua.

SIMPLES SELECTIVOS

Ventajas:

Pueden obtenerse altos caudales de producciónPueden producirse varios reservorios a la vezExiste un mejor control del reservorioExiste un mejor control del reservorio

Desventajas:

En zonas de corta vida productiva, se traduce en mayoresinversiones

En caso de trabajos de reacondicionamiento, el tiempo de taladroj , pes elevado.

Aumenta el peligro de pesca de equipos y tubería.

DOBLES CONVENCIONALES

Mediante este diseño es posible producir cualquierzona en forma selectiva o conjunta a través de latubería de produccióntubería de producción.

Esto se lleva a cabo a través de una camisadeslizable que hace que la zona superior pueda serdeslizable que hace que la zona superior pueda serproducida por la tubería de producción junto a lazona inferior.

DOBLES CONVENCIONALES

Ventajas:La camisa deslizable permite que la zona superior

sea producida junto a la zona inferior.La camisa deslizable permite realizar el

l t i t tifi i l l ilevantamiento artificial por gas en la zona superior.

Desventajas:Desventajas:La tubería está sujeta a daño por altas presiones

de la formación y por la corrosión de los fluidosSe deben matar ambas zonas antes de realizarSe deben matar ambas zonas antes de realizar

cualquier trabajo al pozo ó de reparar la zonasuperior.

No se pueden levantar por gas ambas zonasp p gsimultáneamente.

DOBLES SELECTIVOS

Mediante este diseño se pueden producir variaszonas simultáneamente y por separado a travésdel uso de tuberías de producción paralelas yempacadores dobles. .

Ventajas:

S d d i l iSe puede producir con levantamientoartificial por gas.

Se pueden realizar reparaciones con tuberíaconcéntricas y con equipo manejado a cable enconcéntricas y con equipo manejado a cable entodas las zonas

Permite obtener alto caudal de producciónpor pozopor pozo

DOBLES SELECTIVOS

D t jDesventajas:

Alto costo inicial.

Las reparaciones que requieran la remoción delequipo de producción pueden ser muy difíciles ycostosascostosas.

Las tuberías y empacadores tienen tendencia aproducir escapes y comunicacionesproducir escapes y comunicaciones.

TERMINACIONES INTELIGENTES

Son terminaciones con instrumentación y control desdela subsuperfície.

Un pozo inteligente es un sistema capaz de colectar,transmitir y analizar datos de completación, producción,

i t i j t l d lreservorio y tomar acciones para mejor control de losprocesos de producción y completación a fin demaximizar el valor del Activo.

Un sistema de registro contínuo de P y T en subsuperfíciees conocido como PDG (Permanent Dowhole Gauges). Sepueden usar mandriles de PDG conteniendo hasta trespueden usar mandriles de PDG conteniendo hasta tresregistradores de cuarzo-


Estas terminaciones deben permitir :

M it l fl j l di ( i i t d l f tMonitorear el flujo en el medio poroso (movimientos de los frentesde fluidos, etc),

El flujo multifásico vertical y horizontalEl flujo multifásico vertical y horizontal,

La alteración remota de la configuración de flujo en subsuperficie,

Actualizar continuamente a los Ings. Reservoristas y de Producciónlos modelos de drenage del reservorio, identificando y comprendiendodiversos fenómenos,

Se aumenta la capacidad de predicción y permite anticiparse aidentificar posibles problemas.


ProducciónProducción concon yy sinsin CICI

LL fifi ii tt j ll d iód ió (( 33/d)/d) ii bt idbt idLaLa figfig.. superiorsuperior muestramuestra enen rojo lala producciónproducción (m(m33/d)/d) queque seriaseria obtenidaobtenida conconunauna secuenciasecuencia normalnormal dede producciónproducción sinsin TITI.. LaLa curvacurva azul representarepresenta lalaproducciónproducción concon TI,TI, lala curvacurva negranegra muestramuestra elel incrementoincremento obtenidoobtenido concon unaunaTITI;; obteniéndoseobteniéndose unauna anticipaciónanticipación dede producciónproducción yy sese evitóevitó intervenirintervenir conconTITI;; obteniéndoseobteniéndose unauna anticipaciónanticipación dede producciónproducción yy sese evitóevitó intervenirintervenir conconequipoequipo..


Con TI se puede optimizar el flujo de petróleo o gas y atenderexigencias de nominación de agencias reguladoras. En la gráficag g g ginferior la producción conjunta y en secuencia con válvulas de TIpermitió ganar producción en un 28 %

Producción simultánea (commingledy controlada de múltiples zonasy controlada de múltiples zonas.


Esta TI aplicada a un pozo horizontal con columnaé t i d 3 ½” t d l ióconcéntrica de 3 ½”; penetrando en la sección

horizontal, con aislamiento de niples sellos en seal borey ECP en agujero abierto.La sección horizontal está dividida en dos intervalos

Tiene dos válvulas de control de zona y apenas un par de

La sección horizontal está dividida en dos intervalos,que pueden ser dos zonas distintas

Tiene dos válvulas de control de zona y apenas un par desensores de P&T, leyendo el interior de la columna yanular.


Tiene dos válvulas de control de zona yapenas un par de sensores de P&T,ape as u pa de se so es de & ,leyendo el interior de la columna yanular.


Completaciones mas complejas, típicas de pozos de altoscaudales en ambientes mas exigentes exigen columnas con masg gfuncionalidades.

En este ámbito se destacan las válvulas de seguridad desubsuperfície controladas de superfície (DHSV) con dos lineasde control lineas de inyección de produtos químicos; sensoresde control, lineas de inyección de produtos químicos; sensoresde subsuperfície y válvulas de CI.


Para acomodar estos dispositivos depsubsuperfície com sus lineas hidráulicas yelétricas en grampas se hace necesariorevestimiento de producción de mayordiámetro. Forzar las válvulas y sensoresen espacios limitados puede comprometerla vida útil de la completación.

El tubing hanger y packers de produccióndeben proveer orifícios de pasaje para

d li d ltodas as lineas de control.

TERMINACIONES MULTILATERALESMULTILATERALES

La Completaciones multiraterales permiten:p p

Explotar arenas que no han sido drenadas enun áreaun área.

Recuperar la máxima reserva posible delmismo.


Explotar nuevos horizontes con objetivo deincrementar la productividad.

Mejorar la rentabilidad y el valor de losMejorar la rentabilidad y el valor de losproyectos.

Reservorios con espesor delgadoRservorios con problemas potenciales deRservorios con problemas potenciales de

conficación de gas o de agua

CONTROLADORES

Mejora la Confiabilidad

Optimiza de producción alargando la vida del pozo y del reservorioOptimiza de producción alargando la vida del pozo y del reservorio.Optimiza el drenaje del reservorio.

Menor costo operativop

Menor número de trabajos de intervenciónDisminuye la producción de aguaMejor control de la arena

Incrementa el conocimiento del reservorio

Monitorea el movimiento de los fluidos en las zonas de contactolíquido/gas

Mejora la caracterización del reservorio (saturación estructuraMejora la caracterización del reservorio (saturación, estructura,presión y temperatura)

BENEFICIOS DE LAS TERMINACIONES INTELIGENTES

Devise ProcessEl proceso de Devise ProcessControl Methodologies

pmodelaje requieresu administraciónen tiempo real

Reservoir Management Team

t

Down hole

Monitor DynamicProduction Data

Costo y Beneficiosen el ciclo de vidad l Down hole

EquipmentDesign

del pozo

TERMINACIONES MULTILATERALES

La terminaciones multilaterales permiten:

Explotar arenas que no han sido drenadas en unp qárea.

Recuperar la máxima reserva posible del mismo.

Explotar nuevos horizontes con objetivo deincrementar la productividad.

Mejorar la rentabilidad y el valor de los proyectos.

Reservorios con espesor delgadoReservorios con espesor delgado

Reservorios con problemas potenciales deconificación de gas o de aguaconificación de gas o de agua

TERMINACIONES MULTILATERALES


ELEVACION ARTIFICIAL

CONCEPTOS

C ando la energía nat ral de n acimiento es s ficiente para promo er elCuando la energía natural de un yacimiento es suficiente para promover eldesplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo, yde allí hasta la superficie, se dice que el pozo fluye "naturalmente“; esdecir el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presióndecir, el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presiónentre la formación y el fondo del pozo.

Posteriormente como producto de la explotación del yacimiento la presiónp p y pde éste disminuye, esto implica que la producción de fluidos baja hasta elmomento en el cual, el pozo deja de producir por sí mismo. De allí quesurja la necesidad de extraer los fluidos del yacimiento mediante laaplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo, a este proceso se ledenomina Levantamiento Artificial.

TIPOS DE ELEVACION ARTIFICIAL

Existen diversos Métodos de Elevación Artificial entre los cuales seencuentran los siguientes:

Bombeo Neumático (Gas Lift)

Bombeo Mecánico Convencional (BMC),

Bombeo Electro sumergible (BES)Bombeo Electro sumergible (BES),

Bombeo Hidráulico (BH)

Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP),

BOMBEO NEUMATICO (GAS LIFT)

Este método opera mediante la inyección continuaEste método opera mediante la inyección continuade gas a alta presión en la columna de los fluidos deproducción (Flujo continuo), con el objeto dedisminuir la densidad del fluido producido y reducirdisminuir la densidad del fluido producido y reducirel peso de la columna hidrostática sobre laformación,

El gas también puede inyectarse a intervalosregulares para desplazar los fluidos hacia laregulares para desplazar los fluidos hacia lasuperficie en forma de tapones de líquido (Flujointermitente).

BOMBEO MECANICO

Este método consiste en una bomba desubsuelo de acción reciprocante, abastecidacon energía suministrada a través de una sartade varillas.

La energía proviene de un motor eléctrico o decombustión interna, la cual moviliza una unidadde superficie mediante un sistema de engranajesp g jy correas.

No se recomienda en pozos direccionales, cond ió d ólid lt l ióproducción de sólidos y alta relación

gas/líquido, ya que afecta considerablemente laeficiencia de la bomba

COMPONENTES PRINCIPALES

El Movimiento primario el cual suministraEl Movimiento primario, el cual suministrala potencia del sistema.

La unidad de transmisión de potencia o cajareductora de velocidades.

El Equipo de bombeo en superficie, el cualse encarga de transformar el movimientorotatorio (primario) en movimientolinealmente oscilatorio.

La sarta de varillas, la cual transmite elmovimiento y la potencia a la bomba demovimiento y la potencia a la bomba desubsuelo.

Sarta de revestimiento y la de tubería deproducción.

La Bomba de subsuelo .

BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO

Es de tipo centrífugo–multietapa,p g p ,cada etapa consiste en un impulsorrotativo y un difusor fijo. El númerode etapas determina la capacidad delevantamiento y la potenciarequerida para ello.

i l dEste sistema se emplea en pozos de:alto caudal, alto IP, baja presión defondo, alta relación agua petróleo yb j l ió lí id (RGL)baja relación gas – líquido (RGL).

BOMBAS DE CAVIDAD PROGRESIVA

Son máquinas rotativas de desplazamientoq ppositivo, compuestas por un rotor metálico,un estator cuyo material es elastómerogeneralmente, un sistema motor y unsistema de acoples flexibles.

El efecto de bombeo se obtiene a través decavidades sucesivas e independientes quese desplazan desde la succión hasta ladescarga de la bomba a medida que el rotorgira dentro del estator.

BOMBAS DE CAVIDAD PROGRESIVA

El movimiento es transmitido por medio deEl movimiento es transmitido por medio deuna sarta de varillas desde la superficie hastala bomba, empleando para ello un motorreductor acoplado a las varillas.p

Este tipo de bombas se caracteriza por operara baja velocidades y permitir manejar altos

lú d ólid ióvolúmenes de gas, sólidos en suspensión ycortes de agua, así como también son idealespara manejar crudos de mediana y bajagravedad APIgravedad API.

BOMBEO HIDRAULICO

Los Estos sistemas transmiten su potenciamediante un fluido presurizado que esp qinyectado a través de la tubería, conocidocomo fluido de potencia o fluido motor, esutilizado por una bomba de subsuelo queactúa como un transformador paraconvertir la energía de dicho fluido aenergía potencial o de presión en el fluido

d id i d h i lproducido que es enviado hacia lasuperficie.

Los fluidos de potencia más utilizados sonLos fluidos de potencia más utilizados sonagua y crudos livianos que pueden provenirdel mismo pozo (Tipo Pistón y Tipo Jet).

BOMBEO HIDRAULICO TIPO PISTON

El principio de operación es similar al de las bombas del BombeoMecánico, sólo que en una instalación de Bombeo Hidráulico Tipo Pistón,, q p ,la cabilla se encuentra en el interior de la bomba.

L b b hid á li l ifi b b d ió ill l dLas bombas hidráulicas se clasifican en bombas de acción sencilla y las dedoble acción. Las de acción sencilla desplazan fluido a la superficie en unsolo sentido, es decir, en el movimiento de ascenso o descenso.

Las de doble acción desplazan fluido hasta la superficie en ambosrecorridos, ya que poseen válvulas de succión y de descarga en ambos ladosdel pistón que combinan acciones de apertura y cierre de las válvulas desucción y descarga del mismo.

BOMBEO HIDRAULICO TIPO JET

Los principales componentes de la bomba Jet son lab ill l t l difboquilla, la garganta y el difusor..

El fluido motor entra a la bomba por la partesuperior de la misma inmediatamente el fluido pasasuperior de la misma, inmediatamente el fluido pasaa través de la boquilla, de este modo toda la presióndel fluido se convierte en energía cinética.

El chorro de la boquilla es descargado en la entradade la cámara de producción, la cual se encuentraconectada con la Formación.De esta manera, el fluido de potencia arrastra alfluido de producción proveniente del pozo y lacombinación de ambos fluidos entra a la garganta deg gla bomba.

COMPONENTES DE FONDO

EFECTO DE LA PRESION SOBRE 4 POSIBLES MODOS OPERACIONALES

EFECTO DE LA TEMPERATURA SOBRE 4 POSIBLES MODOS OPERACIONALES

CARACTERISTICAS DE RESPUESTA DE LA TUBERIA

L bi l d t dLos cambios en el modo o etapa de un pozo(productor, inyector y cierre) causan cambios depresión, Temperatura y densidad en el interiory exterior de la tubería dependiendoy exterior de la tubería dependiendode:

1. Cómo la tubería está conectada al packer.1. Cómo la tubería está conectada al packer.

1. El tipo de packer que se emplee.

2. Cómo el packer esté asentado

EFECTO DE LOS CAMBIOS DE PRESION,TEMPERATURA Y DENSIDAD

1. Puede resultar una variación en lalongitud de la tubería si se utilizanniples sellos o niples pulidos (polishedseal bore).

2 S d i d i f2. Se pueden inducir fuerzascompresivas o de tensión en elsistema Packer-tubería si no sepermite el movimiento de la tuberíapermite el movimiento de la tubería.

EFECTO DE LOS CAMBIOS DE PRESION,TEMPERATURA Y DENSIDAD

3. Sello: si al contraerse la tubería lossellos salen de posición y loselementos sellantes no son losuficientemente largos.

4 U k d d l4. Un packer puede desanclarse porefectos de tensión o compresión sino se anclado con suficiente peso otensión que compense lostensión que compense losmovimientos de la tubería.

MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA

El movimiento de la tubería se debe al efecto de las siguientes fuerzas:

∆L1 = Movimiento debido al efecto de Pistón por flotación(F1)

∆L2 = Movimiento debido al Pandeo de la tubería porfuerzas compresivas (F2)

∆L3 = Movimiento debido al Abalonamiento de la tuberíapor presión diferencial (F3)

∆L4= Movimiento debido al cambio de temperatura (F4)

∆L = (L*F)/(E*As)

EFECTO PISTON

Es el resultado de los cambios de presiónque ocurren en el interior de la tubería yel espacio anular.el espacio anular.

Los cambios de presión en el interior de latubería actúan en la diferencia de áreasi t i d l á k t b íinteriores del pácker y tubería.

Los cambios de presión en el espacioanular actúan en la diferencia de áreas queqexiste en el pácker y el diámetro exteriorde la tubería.

Como resultado existe un movimiento deComo resultado existe un movimiento dela tubería hacia arriba o hacia abajo.

F1 =∆Pi (Ap – Ai) – ∆Po (Ap – Ao)

EFECTO DE PANDEO

Es quizá el efecto más difícil de entenderde todos los efectos.

Es causado por la distribución de dosfuerzas diferentes:

Fuerzas compresivas al final de latubería.Distribución de fuerzas que actúan atra és de las paredes de la t beríatravés de las paredes de la tubería.

EFECTO DE PANDEO

Los factores que tienen mayor influencia enel pandeo de la tubería son:el pandeo de la tubería son:

La cantidad de espacio libre radial entreel O.D. de la tubería y el I.D. de lacañería.La magnitud de la presión diferencial delI.D. al O.D. de la tubería y el tamaño delI.D. del pácker.

Como resultado puede existir un cambio enlongitud la tubería.

F2 = Ap2 (∆pi– ∆po)2

EFECTO DE ABALONAMIENTO

Este efecto ocurre cuando se aplica presión alinterior de la tubería o al espacio anularinterior de la tubería o al espacio anular.

Cuando se aplica presión al interior de la tubería,la presión diferencial entre el interior y exterior dep yla tubería crean fuerzas que pueden reventar latubería.

Cuando se aplica presión al espacio anular, lapresión diferencial entre el exterior e interior de latubería; las fuerzas creadas pueden colapsar lat b ítubería.

F3 = 0.6 *(∆pi*Ai – ∆po*Ao)

EFECTO DE TEMPERATURA

Este efecto es la única que no está asociadaal efecto de presión.

L f l l it d bi d bidLas fuerzas y la longitud cambian debidoal efecto de la temperatura y están enfunción de los cambios en la temperaturapromedio de la tuberíapromedio de la tubería.

EFECTO DE TEMPERATURA

C d l t t di d l t b íCuando la temperatura promedio de la tuberíadisminuye (inyección de fluidos fríos) puedeocurrir un acortamiento de la tubería y crearfuerzas de tensión en el páckerfuerzas de tensión en el pácker.

Cuando la temperatura promedio de la tuberíaaumenta (inyección de fluidos calientes)aumenta (inyección de fluidos calientes)puede ocurrir una elongación de la tubería ycrear fuerzas compresivas en el pácker.

F4 = 207*∆T*As)

CALCULO DE PRESION DIFERENCIAL DEFINICION DE FORMACIONES

Formaciones consolidadas

S d fi í d l d á dSe define así cuando los granos de arena están cementados ocompactados lo suficiente como para que queden intactos y no fluyanaun en caso de flujo turbulento en el espacio anular.

Se identifica a las formaciones consolidadas por sus lutitas adyacentes(encima o debajo) y con valores de tiempo de tránsito en el perfil sónicomenores de 100 µ seg/piemenores de 100 µ seg/pie.

Formaciones inconsolidadas

Se define a una formación como no consolidada cuando las formacionesde lutitas adyacentes tienen un tiempo de tránsito en el perfil sónicomayor a 100 µ seg/pie.

CALCULO DE PRESION DIFERENCIAL PARA ARENAS INCONSOLIDADAS


Las arenas inconsolidadas son aquéllas que tienen un tiempo deLas arenas inconsolidadas son aquéllas que tienen un tiempo detránsito superior a 100 µ seg/pie.


Con los registros de densidad se considera arenas inconsolidadas a aquéllasCon los registros de densidad se considera arenas inconsolidadas a aquéllasque tienen una densidad menor a 2.4 Gr/cc. Esta densidad equivale a untiempo de tránsito de 100 µ seg/pie.

CALCULO DE PRESION DIFERENCIAL PARA ARENAS CONSOLIDADAS

FORMACIONES CONSOLIDADAS Mínima Presión de Desbalance

Pozos de Petróleo Pozos de Gas∆P = 3500 / K0,37 K< 2 md; ∆P = 3500 / K0,63

K> 2 md; ∆P = 2500 / K0,17K> 2 md; ∆P = 2500 / K ,

EFECTO DE PISTON

EFECTO DE PANDEO

EFECTO DE PANDEO

n = Distancia del packer al punto neutral. También es conocida como la longitud de la tubería pandeada

EEFCTO DE PANDEO

EFECTO DE ABALONAMIENTO

EFECTO MECANICO

EFECTO TOTAL

ANALISIS DE ESFUERZOS


COMPORTAMIENTO DECOMPORTAMIENTO DE FLUJO VERTICAL

FLUJO VERTICAL

Para el estudio del comportamiento de un pozo fluyente es necesario analizarlo como un sistema integral constituido por:por:

Comportamiento del flujo de entrada, es decir, el flujo de petróleo, agua y gas de la formación hacia el fondo del pozo, se tipifica por el índice de productividad (IP)del pozo, se tipifica por el índice de productividad (IP) del pozo o en términos generales por el IPR.

Comportamiento del flujo a través de la tubería verticalComportamiento del flujo a través de la tubería vertical, implica pérdidas de presión en ésta debidas al flujo multifásico.

Comportamiento del flujo a través del estrangulador superficial.

FLUJO VERTICAL

Comportamiento en estrangulador

Comportamiento del flujo verticalCo po e o de ujo ve c

Comportamiento de entrada del flujo

REGIMENES DE FLUJO

La característica típica de flujo multifásico es laocurrencia de regímenes de flujo radicalmente diferentesque dependen de la RGL y de las velocidades de líquidoque dependen de la RGL y de las velocidades de líquidoy gas.Los regímenes de flujo en tubería vertical son:

Flujo de líquido en una sola faseFlujo burbujaFlujo en bacheFlujo remolinoFlujo anularjFlujo tipo niebla

REGIMENES DE FLUJO

F. Líquida F. Burbuja F. en Bache F. Remolino F. Anular F. Niebla

REGIMENES DE FLUJO

• El análisis del comportamiento del flujo vertical se puedehacer con el auxilio de las gráficas de gradientes de presiónhacer con el auxilio de las gráficas de gradientes de presióndesarrolladas por Gilbert y por Kermit Brown.

Gilb t d l ió í i l bl d l fl j• Gilbert da una solución empírica al problema del flujobifásico vertical. Efectuó mediciones de la caída de presiónen tuberías de producción bajo distintas condiciones yobtuvo una familia de curvas Fig 4 1obtuvo una familia de curvas, Fig. 4.1.


COMPORTAMIENTO DE FLUJO VERTICAL:

VARIABLES QUE AFECTAN

VARIABLES QUE AFECTAN

Las variables que modifican la ecuación general de energía y afectan a los gradientes fluyentes de presión son:

Diámetro de la TuberíaCaudal de Producción de PetróleoRelación Gas - LíquidoDensidad de LíquidoViscosidad del LíquidoTensión SuperficialRelación Agua - PetróleoEfecto de la Energía Cinética

EFECTO DEL DIAMETRO DE LA TUBERIA

EFECTO DEL CAUDAL DE PRODUCCION

EFECTO DE LA RELACION GAS - LIQUIDO

EFECTO DE LA DENSIDAD DEL PETROLEO

EFECTO DE LA VISCOSIDAD DEL PETROLEO

EFECTO DE LA TENSION SUPERFICIAL

EFECTO DE LA RELACION AGUA-PETROLEO

EFECTO DE LA ENERGÍA CINETICA


COMPORTAMIENTO DE FLUJO VERTICALVERTICAL:

PRINCIPALES CORRRELACIONES

FLUJO MULTIFASICO VERTICAL

Es importante la evaluación de la caída de presión en tubería vertical puesto que la mayor proporción de la presión disponible para llevar los fluidos de reservorio a la superficiedisponible para llevar los fluidos de reservorio a la superficie se consume en ella.

L d i ió d l di ib ió d ió l b íLa determinación de la distribución de presión en la tubería permite:

Diseñar las tuberías de producción y descarga.Obtener el punto óptimo de inyección de gas en B.N.Proyectar aparejos de producción (BM,BN.BH)y p j p ( , )Obtener la máxima producción del pozo.

ENFOQUES DEL DESARROLLO DE CORRELACIONES

Las diversas correlaciones existentes para el cálculo dedistribución de presión con flujo multifásico, pueden clasificarse

i bi d fi iden tres tipos bien definidos:

Tipo I:

En este grupo de correlaciones no se considera elresbalamiento entre fases. La densidad de la mezcla se laobtiene en función las propiedades de los fluidos corregidospor P y T. Las pérdidas por fricción y los efectos porcolgamiento se las expresa por medio de un factor de fricciónempírico sin distinguir patrones de flujo. A este grupopertenecen Poettmann y Carpenter, Fancher y Brown yBaxendel.


Tipo II:

En este grupo de correlaciones se considera elresbalamiento entre fases. La densidad de la mezcla se la

b i ili d l d l i l f dobtiene utilizando el concepto de colgamiento. El factor defricción se correlaciona con las propiedades combinadasdel gas y del líquido. No se distinguen patrones de flujo. Aeste grupo pertenece el método de Hagedorn y Browneste grupo pertenece el método de Hagedorn y Brown.


Tipo III:

En este grupo se considera el resbalamiento entre fases.La densidad de la mezcla se la obtiene utilizando elconcepto de colgamiento. El factor de fricción secorrelaciona con las propiedades del fluido en fasecontinua. Se distinguen patrones de flujo. A este grupopertenecen los métodos de Duns y Ros; Orkizewski,A i B B ill Chi i i G ld T kAziz, Beggs y Brill, Chierici, Gould y Tek.

RESBALAMIENTO (SLIP) Y COLGAMIENTO (HOLDUP)

Uno de los factores que más complica en la determinación deflujo multifásico es la diferencia de velocidad entre fases.

El resbalamiento (slip) entre dos fases es la diferencia develocidad entre la velocidad del líquido y la velocidad del gas.

La fracción de gas y la fracción de líquido pueden ser expresadas:

λg = Qg / (Qg + Ql) ; λl = Ql / (Qg + Ql)

λ + λ 1λg + λl = 1

RESBALAMIENTO (SLIP) Y COLGAMIENTO (HOLDUP)

En flujo ascendente como ocurre en los pozos o enterrenos montañosos el gas usualmente viaja más rápidoque el líquido y entonces ocurre el colgamiento del líquidoque el líquido y entonces ocurre el colgamiento del líquido(holdup).

En flujo descendente el líquido puede viajar más rápidoEn flujo descendente el líquido puede viajar más rápidoque el gas y entonces ocurre el colgamiento del gas(heldup).

La expresión de colgamiento en la industria se la usa paraindicar las fracciones de volumen ocupada por el gas ylíquido y se expresa:líquido y se expresa:

H + Hl = 1Hg + Hl 1

PRINCIPALES CORRELACIONES

Todas las correlaciones tienen su rango de aplicabilidad,ventajas y desventajas tanto prácticas como teóricas porque sonel producto de estudios empíricos, semi empíricos y del b ilaboratorio.

Para un mismo conjunto de parámetros se pueden obtenerdiferentes resultados como se muestra:

PRINCIPALES CORRELACIONES

El criterio de selección de la correlación más apropiada paral ál l d l d di t d ió t áel cálculo de las curvas de gradiente de presión estará en

aquella que reproduzca los valores de presión más próximosa los obtenidos con los registradores de presión.

Las correlaciones que mejor se ajustan a los reservorios degas condensado son:

Beggs y BrillOrkizewskiHagedorn y Brown

GRADIENTES DE PRESIONPwh

Profundidad

Pwf


ANALISIS NODAL

ANALISIS NODAL

El objetivo principal del Análisis Nodal es permitir el diagnosticoEl objetivo principal del Análisis Nodal , es permitir el diagnosticodel comportamiento de un pozo o sistema de pozos para optimizar laproducción variando los distintos componentes manejables delsistema para obtener el mejor rendimiento económico del proyecto.p j p y

Para que ocurra el flujo de fluidos en un sistema de producción, esq j pnecesario que la energía de los fluidos en el reservorio sea capaz desuperar las pérdidas de carga en los diversos componentes delsistema.

ANALISIS NODAL

Los fluidos tienen que ir desde elreservorio hasta las plantas deproceso; pasando por las tuberías de

d ió i fi i lproducción, equipos superficiales encabeza y planchada del pozo y laslíneas de recolección.

El Análisis Nodal es un métodomuy flexible que puede se utilizadoy q ppara mejorar el comportamiento demuchos sistemas de pozos.

ANALISIS NODAL – PERDIDA DE PRESION EN EL SISTEMA

ANALISIS NODAL – PERDIDA DE PRESION EN NODOS

ANALISIS NODAL – DETERMINACIÓN DE CAPACIDAD DE FLUJO

APLICACIONES

El i l diá t ó ti d l t b íElegir el diámetro óptimo de la tuberíaElegir el diámetro óptimo de la línea de recolecciónDimensionar el diámetro del estranguladorAnalizar el comportamiento anormal de un pozo porAnalizar el comportamiento anormal de un pozo por

restricciones.Obtener pronósticos de producciónEvaluar la estimulación de pozospAnalizar los efectos de la densidad de disparosOptimizar la producción y el rendimiento económico de los

campos en base a la demanda.

ANALISIS NODAL - SIMULADORES

WELLFLO (WETHEFOR)

PERFORM (SCHLUMBERGER)

ESPOIL (ENGINEERING CONSULTANTS)

PIPESIM (SCHLUMBERGER)

MIDAS (FDC)

ANALISIS NODAL

ANALISIS NODAL

9000

5000

6000

7000

8000

, psi

g

A

2000

3000

4000

5000

Pres

sure

,

1

0 50000 100000 150000 2000000

1000

Gas Rate, Mscf/DInflow @ Sandface (1) Not Used Inflow (1) Outflow (A) Not Used Not Used Not Used Not Used N t U d N t U d

1

1

Not Used Not Used Not Used Not Used Cond Unloading Rate Water Unloading Rate Max Erosional Rate Reg: Schlumberger - Companies

ANALISIS NODAL

6000

7000

8000

9000

sig

A

23

2000

3000

4000

5000

Pres

sure

, ps

4

5

0 50000 100000 150000 200000 2500000

1000

2000

Gas Rate, Mscf/DInflow @ Sandface (1) Not Used Inflow (1) Outflow (A) Case 2 (2) Case 2 (B)

1

1

InflowInflow(1) 70.000(2) 3 000Case 2 (2) Case 2 (B)

Case 3 (3) Case 3 (C) Case 4 (4) Case 4 (D) Case 5 (5) Case 5 (E) Cond Unloading Rate Water Unloading Rate Max Erosional Rate

InflowReservoir Skin (2) -3.000

(3) 0.000(4) 20.000(5) 35.000

Reg: Schlumberger - Companies

ANALISIS NODAL

9000

A

5000

6000

7000

8000

e, p

sig

A

2000

3000

4000

Pres

sure

1

0 50000 100000 150000 2000000

1000

Gas Rate, Mscf/DInflow @ Sandface (1) Not Used Inflow (1) Outflow (A) Case 2 (2) Case 2 (B) Case 3 (3) Case 3 (C)

1

12 3 4

InflowInflow

Reservoir Thickness ft

(1) 2001(2) 50

Case 3 (3) Case 3 (C) Case 4 (4) Case 4 (D) Not Used Not Used Cond Unloading Rate Water Unloading Rate Max Erosional Rate

Reservoir Thickness, ft ( )(3) 100(4) 500


ANALISIS NODAL

6000

7000

8000

9000

sig

A

234

2000

3000

4000

5000

Pres

sure

, ps 2

0 50000 100000 150000 200000 2500000

1000

Gas Rate, Mscf/DInflow @ Sandface (1) Not Used Inflow (1) Outflow (A) Case 2 (2) Case 2 (B)

1

1

InflowInflow(1) 3.3000(2) 15 0000Case 2 (2) Case 2 (B)

Case 3 (3) Case 3 (C) Case 4 (4) Case 4 (D) Not Used Not Used Cond Unloading Rate Water Unloading Rate Max Erosional Rate

Avg Reservoir Perm, md (2) 15.0000(3) 30.0000(4) 45.0000


ANALISIS NODAL

9000

B

5000

6000

7000

8000

e, p

sig

A B

C

DE

1000

2000

3000

4000

Pres

sure

1

0 50000 100000 150000 2000000

1000

Gas Rate, Mscf/DInflow @ Sandface (1) Not Used Inflow (1) Outflow (A) Case 2 (2) Case 2 (B) Case 3 (3) Case 3 (C) Case 4 (4) Case 4 (D)

1

Outflow

Outflow(A) 3.826(B) 4.500(C) 5.500(D) 7 000Case 5 (5) Case 5 (E)

Cond Unloading Rate Water Unloading Rate Max Erosional Rate

OutflowTubing ID, in

(D) 7.000(E) 9.250



REGISTROS DE PRODUCCIÓNREGISTROS DE PRODUCCIÓN

CARACTERÍTICAS

Por décadas los registros de producción han sido utilizados en:Por décadas los registros de producción han sido utilizados en:

Pozos nuevos para optimizar la última recuperación y ayudara evitar problemas potenciales de producción.p p p

Pozos viejos estos registros ayudan a diagnosticar ladeclinación de producción y la planeación de trabajos dereparación.

CARACTERÍTICAS

Desde el inicio, los registros de producción han sido utilizados paradeterminar los patrones dinámicos del flujo de agua, petróleo y gas bajo

di i bl d d i i i d lcondiciones estables de producción o inyección y para responder lassiguientes interrogantes:

Cuáles son las zonas productoras de gas petróleo y aguaCuáles son las zonas productoras de gas, petróleo y agua.

Cuanto de cada tipo de fluido es fluyente de cada zona.

Cuantos disparos del pozo producen

Cuántos niveles fluyeny

Cuál el porcentaje de aporte de cada zona

Qué zona o zonas producen agua

REGISTROS DE PRODUCCION

Mediciones Directas:

1. Densidad de los Fluidos2. Gradiente de Presión3. Gradiente de Temperatura4. Capacitancia de los Fluidos5. Caudal Parcial y Total de flujo

Mediciones Indirectas:

1. Calibre del Pozo en la sección fluyente (Caliper)2 Control de Profundidad (Gama Ray)2. Control de Profundidad (Gama Ray)3. Control de Fluido de Inyección (Radioactive Tracer)

REGISTROS DE PRODUCCION

Herramientas:

Flowmeters: Velocidad y Caudal de Fluido

Density: Mezcla de Fluidos o Hold Up

Capacitance: Hold Up del Agua

fil d iPressure: Perfiles de Presión

Temperature: Variaciones del Gradiente

P & T: Necesidad de Calcular Propiedades PVT

REGISTROS DE PRODUCCIONFLOW METER

REGISTROS DE PRODUCCIONFLOW METER

La Herramienta permite:

Determinar el fenómeno delflujo con la medición decaudalesDe dónde viene el flujoSi d l diSi todos los disparos aportanfluidosSi existe Flujo cruzadoSi existen fugas o invasionesSi existen fugas o invasiones

REGISTROS DE PRODUCCIONTEMPERATURA

REGISTROS DE PRODUCCION PLT

terminación de pozos 2011

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