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terminación de pozos de hidrocarburos, La terminación de un pozo es esencial para la productividad del mismo, ya que es la que comunica el yacimiento con el pozo, por lo tanto es muy importante seleccionar la terminación que de la mayor productividad debido a las diferentes características del yacimiento, y evitar el daño al pozo y al yacimiento. Hay disponible muchos tipos de terminación y cada una satisface deferentes necesidades, por este motivo se da la clasificación siguiente:
Tipo: Apuntes
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La terminación de un pozo es esencial para la productividad del mismo, ya que es la que comunica el yacimiento con el pozo, por lo tanto es muy importante seleccionar la terminación que de la mayor productividad debido a las diferentes características del yacimiento, y evitar el daño al pozo y al yacimiento. Hay disponible muchos tipos de terminación y cada una satisface deferentes necesidades, por este motivo se da la clasificación siguiente: Terminación en agujero descubierto Terminación con agujero revestido Terminación con tubería ranurada no cementada Terminación sin tubería de producción (tubingless)
En esta terminación la zona productora es perforada después de cementar la última tubería de revestimiento o liner en la cima del intervalo productor, por lo tanto la producción sale directamente del yacimiento al pozo lo que causa ciertas ventajas y desventajas al usar este tipo de terminación: Ventajas: Esta terminación es operacionalmente simple y de bajo costo El flujo hacia el pozo es a través de los 360° Buen acceso a las fracturas Desventajas: El enjarre puede afectar la productividad a menos que se lave la zona La producción tiene que pasar por cualquier zona dañada No hay protección contra el colapso del pozo No se pueden aislar zonas Esta terminación es para formaciones no deleznables (principalmente calizas y dolomías) Problemas con los contactos gas-aceite y/o agua-aceite La terminación de pozos en agujero descubierto se usa en una sola zona productora que además este bien consolidada o con un método de control de arena, como lo es el empacamiento de grava y donde no haya problemas de contacto gas-aceite y/o agua- aceite. Por lo general se utiliza en formaciones de baja presión donde el intervalo de aceite es considerablemente grande.
FIGURA. Terminación de Agujero descubierto.
Después que la zona productora es perforada, una tubería de revestimiento o liner es introducida y cementada. Posteriormente se introducen pistolas las cuales son las que hacen el conducto entre el yacimiento y el pozo. Estas perforaciones deben de atravesar la tubería de revestimiento, el cemento y preferentemente la zona invadida del fluido de perforación, así se evitará que el flujo de hidrocarburos pase por una zona dañada, por lo tanto no perjudicará su productividad. Ventajas: No se necesita limpiar el enjarre Los disparos atraviesan la zona invadida Se pueden aislar zonas Se pueden producir varios intervalos de interés Buena integridad del pozo si es cementado adecuadamente Protección contra el colapso Se pude utilizar para cualquier formación Control de pozos con problemas en contacto gas-aceite y/o agua-aceite Provee cierto control de arenamiento en el pozo Desventajas: Mayor costo y operacionalmente mas difícil Mayor tiempo para poner en producción el pozo Es menor el flujo del yacimiento al pozo
La zapata de la tubería de revestimiento puede colocarse en la cima del intervalo productor Se puede proveer aislamiento de zonas instalando empacadores entre el liner y la formación Desventajas: El enjarre puede afectar la productividad a menos que se lave la zona La producción tiene que pasar por cualquier zona dañada Incrementa la dificultad en la estimulación y el fracturamiento del pozo Este tipo de terminación nos permite aislar zonas del intervalo productor, instalando empacadores entre el liner ranurado y la formación así podemos evitar problemas con los contactos o conificación de agua y/o gas. Además de ser una terminación menos costosa que la terminación con agujero revestido también nos ahorra tiempo en poner en producción el pozo. Las desventajas mencionadas anteriormente se pueden eliminar, (el enjarre puede eliminarse lavando bien la zona y el daño por fluidos de perforación se puede eliminar por procesos de estimulación) la principal debilidad de esta terminación es el fracturamiento y la estimulación del pozo, ya que no se tiene un buen control en los volúmenes e inyección de los fluidos para dichos tratamientos. Esta terminación en conjunto con los empacadores hinchables nos proporcionan un método efectivo y rápido de producción, una de las ventajas es la reducción del daño a la formación, que se traducirá en un aumento en el índice de productividad, ya que por medio del uso de los empacadores hinchables se elimina la cementación, y con la tubería ranurada se evitan los disparos hacia la formación. Estos empacadores hinchables trabajan por medio de la absorción de hidrocarburos y/o agua, mediante un proceso termodinámico en donde se presenta una atracción entre moléculas, lo cual causa que la estructura molecular cambie, ocasionando que el aceite o agua forme parte de ella y expanda su volumen. La función principal de estos empacadores junto con esta terminación, es proporcionar aislamiento entre zonas, donde se puede evitar zonas fracturadas en las cuales se pueda producir agua, o simplemente aislar contactos agua-aceite y/o gas-aceite, realizando una explotación selectiva.
FIGURA. Terminación con Tubería Ranurada no Cementada.
Este tipo de terminación se puede realizar como cualquiera de las terminaciones antes mencionadas. Pero a diferencia de las demás esta terminación se realiza como su nombre lo indica sin tubería de producción, es decir que la producción de hidrocarburos es por la tubería de revestimiento. Ventajas: Costó inicial mucho menor que la terminación con agujero descubierto Tiempo menor para poner en producción el pozo Desventajas: Corrosión en la TR Poco eficiente para controlar el pozo en caso de algún descontrol Dificultad para hacer reparaciones al pozo Dificultad para instalar algún sistema artificial de producción La terminación sin tubería de producción solo se usa en ciertas condiciones, ya que la producción fluye por la tubería de revestimiento y si el hidrocarburo presenta algún componente que favorece a la corrosión o simplemente arena en el flujo podría presentar abrasión lo que debilitaría la tubería y podría ocasionar fugas hacia otras formaciones lo cual disminuiría la producción e inclusive podría ocasionar la pérdida del pozo. Generalmente este tipo de terminación se utiliza en
FIGURA. Pistolas tipo Enerjet Pistolas Bajadas con Cable El sistema de Disparo Bajado con Cable (DBC) Fig. 3.9 puede usarse antes de introducir la tubería de producción, o después de introducir la T.P. La ventaja de efectuar el disparo previo a la introducción del aparejo es que se pueden emplear pistolas de diámetro más grande, generando un disparo más profundo. Los componentes explosivos son montados en un portacargas el cuál puede ser un tubo, una lámina ó un alambre. FIGURA. Pistolas bajadas con cable. Pistolas bajadas con tubería En el sistema de Disparo Bajado con Tubería (DBT) Fig. 3.10, la pistola es bajada al intervalo de interés con tubería de trabajo. A diferencia de las pistolas bajadas con cable, en este sistema solo se utilizan portacargas entubados, además la operación
de disparos puede ser efectuada en una sola corrida, lo cual favorece la técnica de disparos bajo balance. El objetivo fundamental del sistema DBT es crear agujeros profundos y grandes favoreciendo la productividad del pozo. Este sistema también es recomendado (si las condiciones mecánicas lo permiten) cuando se dispara en doble tubería de revestimiento, esto con la finalidad de generar una penetración adecuada del disparo. FIGURA. Pistolas bajadas con tubería
Los principales factores son: Factores geométricos del disparo Presión diferencial al momento del disparo. Tipo de pistolas y cargas. Daño generado por el disparo. Daño causado por el fluido de la perforación. Daño causado por el fluido de la terminación. Como se puede observar, los cuatro primeros factores que afectan la productividad del pozo pueden ser manipulados durante el diseño del disparo. Por lo tanto con el análisis de las condiciones del pozo y la selección del sistema de disparo adecuado, se obtendrá la máxima producción del pozo.
Disparar es la más importante de todas las operaciones en la terminación de los pozos con tubería de revestimiento. Para evaluar y optimizar la producción y la recuperación de cada zona, es esencial obtener una comunicación adecuada, entre el fondo del pozo y las zonas de interés, así como un buen aislamiento entre dichas zonas.
FIGURA. Factores geométricos del sistema de disparos.
Las figuras presentan los patrones de perforación así como los correspondientes ángulos de disparo. FIGURA. Patrones de perforación más comunes.
FIGURA. Patrones de perforaciones y sus correspondientes parámetros, (espaciamiento entre disparos) y θ.
La tubería ranurada se fabrica partiendo de un tubo de acero, se mecaniza el producto tallando ranuras pasantes longitudinales. Se los identifica por la cantidad de ranuras por pie, por las dimensiones de éstas y su forma y disposición. Por lo general, la ranura se especifica de acuerdo con el ancho y la longitud.
La capacidad de resistir cargas externas de la tubería ranurada se resiente respecto del tubo intacto. Aproximadamente, para configuraciones que posean una distribución uniforme de aberturas, el tubo ranurado se ve afectado por un factor teórico que reduce entre el 10 y el 40% su capacidad de resistir colapso.
Las ranuras rectas son muy resistentes al desgaste y son más económicas que las ranuras trapezoidales. FIGURA. Ranura recta Ranura trapezoidal La ranura es estrecha en la cara superficial de la tubería e incrementa el ancho de la ranura con la profundidad del material de la tubería, como se muestra en la Figura 3.16. El ancho de la ranura en la cara superficial de la ranura impide el paso de los granos de arena en una formación no consolidada. FIGURA. 16 Ranura Trapezoidal En los tubos ranurados el área de pasaje generalmente utilizada es del 3 al 6% del área lateral. Estos valores son derivados de la práctica y cambian de acuerdo con la experiencia en cada zona. El 3% es el más utilizado, aunque en pozos de gran caudal se encuentran valores mayores. En estos casos, la resistencia remanente de la tubería es un factor importante a considerar.El área de pasaje lateral se define como el área total de las ranuras entre el área total de la tubería multiplicado por 100. El área de pasaje lateral se define como el área total de las ranuras entre el área total de la tubería multiplicado por 100. Para calcular el número de ranuras en un pie de tubería partimos de que:
OD = diámetro externo de la tuber [pg] = Área total en un pie de tubería [] Y el área de una ranura es: donde: L = es la longitud de la ranura con un valor de 2 [pg] W = es el ancho de la ranura, el cual depende del tamaño de grano de la roca del yacimiento para evitar que los sedimentos se filtren hacia el pozo. Para rocas carbonatadas la tabla 1.3 vista en el capítulo 1, nos muestra los tamaños de granos para las diferentes clasificaciones de estas rocas. FIGURA. Representación de 1 pie de tubería ranurada. Si el número de ranuras es: La cantidad de ranuras por pie que se necesitan para cubrir el área de pasaje lateral deseada se calcula con la siguiente fórmula: Donde: = Número de ranuras por pie Donde: OD = Diámetro externo de la tubería, [pg] C = Área de pasaje lateral, [%] W = Ancho de la ranura, [pg] L = Longitud de la ranura, [pg]
Emulsión Inversa: sus componentes hacen que sea muy estable a altas temperaturas y que no dañen la formación, tiene un amplio rango de densidad por lo que se puede ocupar en pozos de baja o de alta presión. Emulsión Directa: también es muy estable a altas temperaturas pero se utiliza en pozos de baja presión.
La estimulación de un pozo consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a gastos y presiones por debajo de la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de perforación y terminación de pozos, o por otros factores durante la vida productiva del pozo. Una estimulación es el proceso mediante el cual se restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo. Es una actividad fundamental para el mantenimiento o incremento de la producción de aceite y gas, además puede favorecer en la recuperación de las reservas. Dependiendo del tipo de daño presente en la roca y de la interacción de los fluidos para la remoción de este, las estimulaciones se pueden realizar por medio de dos sistemas. Estimulaciones no reactivas y reactivas.
El daño a la formación es la pérdida de productividad (o inyectabilidad) parcial o total, natural o inducida, de un pozo, resultado del contacto de la roca con fluidos o materiales extraños, o de un obturamiento de los canales permeables asociados con el proceso natural de producción. Se define como cualquier factor que afecte a la formación reduciendo o impidiendo la producción de hidrocarburos hacia el pozo. El daño a la formación puede ser causado por procesos simples o complejos, presentándose en cualquiera de las etapas de la vida de un pozo. El proceso de la perforación del pozo es el primer y quizá el más importante origen del daño, el cual se agrava con las operaciones de cementación de tuberías de revestimiento, las operaciones de terminación y reparación de pozos e incluso por las operaciones de estimulación. La eficiencia de un tratamiento de estimulación depende principalmente de la caracterización y remoción del daño que restringe la producción. Varios tipos de daño pueden existir durante las diferentes etapas de desarrollo del pozo. A continuación se describen los tipos de daño que se pueden presentar durante las diferentes operaciones que se realicen en un pozo petrolero: Daño por Invasión de Fluidos Este tipo de daño se origina por el contacto de fluidos extraños con la formación, la fuente principal de este tipo de daño es la perforación misma, ya que el lodo forma un enjarre debido a la filtración de fluidos a la formación y su penetración depende del tipo de fluido utilizado, tiempo de exposición y la presión diferencial. Esta invasión de fluidos genera cierto tipo de daños como son:
factores de daño por su alta sensibilidad a fluidos acuosos, lo que puede provocar hinchamiento y/o migración.
