UDABOLUNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA UNIDAD DE POST GRADO PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS TERMINACION AVANZADA DE POZOS TIPOS DE TERMINACIÓN DE POZOS AUTORES: SANTOS GUSTAVO CHURATA SULLCANI JOSÉ CARLOS MONTERO SAAVEDRA RONAL GONZALO RAMIREZ OVANDO BETUEL ROJAS VILLA Ing. Celestino Arenas Martinez MBA. Santa Cruz – Bolivia Contenido 1.1. Introducción ........................................................................................................................ 1 1.2. Defnición de completación ................................................................................................ 1 1.3. Historia y evolución de las completaciones ........................................................................ 2 1.4. Completación de pozos ....................................................................................................... 2 1.4.1 Factores que determinan el diseño de la completación de pozos.................................. 2 1.4.2 Clasifcacion de completaciones de pozos ...................................................................... 3 1.4.3 Confguración mecánica de los pozos. .......................................................................... 10 1.4.4 Factores que determinan el tipo de confguración mecánica....................................... 10 1.4.5 Tipos de completación de acuerdo a la confguración mecánica. ................................ 11 1.4.6 Terminación de pozos horizontales .............................................................................. 19 1.4.7 Terminacion térmica ..................................................................................................... 26 1.4.8 Terminacion tipo Monobore ......................................................................................... 29 1.4.9 Terminacion multilaterales ........................................................................................... 31 1.5 Otras modalidades de terminación ................................................................................... 35 1.6 Plan de operaciones .......................................................................................................... 39 2. CONCLUSIONES ..................................................................................................................... 40 3. BILBIOGRAFIA ........................................................................................................................ 41 INDICE DE FIGURAS Fig. 1-1. Completación a Hueco Abierto.......................................................................... 4 Fig. 1-2. Completación con Forro No Cementado. .......................................................... 6 Fig. 1-3. Completación con Forro Liso o Camisa Perforada. ........................................... 7 Fig. 1-4. Completación con revestidor Cañoneado. ........................................................ 9 Fig.1-5. Completación sencilla simple ............................................................................. 11 Fig. 1-6. Completación Selectiva..................................................................................... 12 Fig. 1-7. Completación Múltiple Simple ........................................................................... 13 Fig. 1-8. Completación Doble con una Tubería de Producción y una Empacadura de Producción...................................................................................................................... 14 Fig. 1-9. Completación Doble con Tuberías de Producción Paralelas y Múltiples Empacaduras de Producción. ......................................................................................... 15 Fig. 1-10. Terminación vertical triple con 3 tuberías ........................................................ 17 Fig. 1-11. Terminación vertical triple ............................................................................... 17 Figura 1-12. Tipos de pozos horizontales. ...................................................................... 21 Fig. 1-13 Tipos de pozos horizontales ............................................................................ 21 Figura 1-14. Completación a hoyo abierto o desnudo. .................................................... 23 Figura 1-15. Terminación con Camisa Ranurada. ........................................................... 23 Figura. 1-16. Terminación con camisa ranurada y empacaduras externas. .................... 24 Figura 1-17. Terminación con revestidor cementado y perforado.................................... 25 Fig. 1-18 inyección alterna de vapor ............................................................................... 26 Fig. 1-19 inyección continua de vapor............................................................................. 27 Fig. 1-22 Combustión IN SITU ........................................................................................ 28 Fig. 1-23 Calentamiento eléctrico en fondo..................................................................... 29 Fig. 1-24 Completaciones Monobore. ............................................................................. 30 Fig. 1-25 Clasificación de las conexiones en seis niveles ............................................... 34 Fig. 1.26 Esquema del mecanismo y partes del bombeo mecánico tipo balancín………36 Fig. 1.27 Partes de una bomba de succión de pozos petroleros ..................................... 36 Fig. 1.28 Detalles básicos de una instalación de bombeo hidráulico para pozos petrolíferos……………………………………………………………………………………….3 7 Fig. 1.29 Detalles básicos de una instalación de levantamiento artificial por gas………38 . Tres Requerimientos Básicos Existen tres requerimientos básicos en cada completación en común en casi todas los productos y servicios en operaciones petroleras. es un proceso complejo en muchas formas. herramientas y equipos en un pozo con el propósito de converger. seleccione instalación de tubulares. bombear y controlarla producción o inyección de fluidos.2. Historia y evolución de las completaciones A medida que se ha desarrollado un mejor conocimiento de los Reservorios. presentamos la siguiente definición de la terminología: Completación Completación: Es el diseño.3. Se deben considerar muchos factores. Instalar y cementar el casing de producción o liner. Una Tecnología complicada se ha desarrollado Para estas técnicas y se ha desarrollado equipos para tal fin. así como también registros. La selección de este equipo y las técnicas aplicadas solo pueden ser posibles cubriendo todos puntos y mediante la Investigación de factores que son específicos del yacimiento y Estudio de la producción del pozo. Basados en esta definición. Seguro Eficiente / económico Confiable 1. en la mayoría de los casos. Lo básico de cualquier diseño debe mantener siempre presente durante el proceso. Para resaltar los aspectos más importantes.1. Introducción Después que un pozo ha sido completado. Definición de completación La completación de Pozos Envuelve un proceso que se extiende mucho más allá que la instalación de tubería y equipos en el pozo. se debe completar adecuadamente Antes de ponerlo en producción. 1 DIPLOMADO | PRODUCCION DE HIDROCARBUROS . sin embargo. un equipo complejo de cabezal y el procesamiento y requerimientos de almacenamiento afectan la producción de un pozo y pueden derivar en variaciones en el diseño y en la configuración de la completación 1. una completacion de proveer los medios para la producción de gas y o petróleo o (inyección) y que son.1. cañoneo y pruebas. y de los Métodos y prácticas de producción también se ha puesto en funcionamiento un sistema y técnicas como parte de los procesos del sistema de completaciones. son parte del proceso de completación Sumado a esto. Planificar una Completación desde su concepción hasta el final. una gran proporción pueden resolverse rápidamente o eliminarse dependiendo de la complejidad del diseño de completación. f) Futuras reparaciones. a medida. desarrollos posteriores de este proceso resultaron en pozos entubados completamente y perforados. 1 DIPLOMADO | PRODUCCION DE HIDROCARBUROS . 1. Los trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubería lisa o ranurada. la realización de empaques con grava o el cañoneo del revestidor y. e) Requerimientos para el control de arena.4. i) Inversiones requeridas. por lo tanto. los problemas asociados con los contactos de agua hicieron necesarios el uso de casings o conductores para aislar las zonas de agua y evitar derrumbamientos de las paredes del pozo. En todos los casos. son los resultados de una planificación cuidadosa. Completaciones Modernas son frecuentemente consideradas en pozos profundos. realizar la completacion y eventualmente producir lo planificado. para dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a otros usos. g) Consideraciones para el levantamiento artificial por gas. la instalación de la tubería de producción. d) Necesidades futuras de estimulación. que pozos más profundos se fueron perforando. La selección de la completación tiene como principal objetivo obtener la máxima producción en la forma más eficiente y.4. c) Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar. Completación de pozos Se entiende por completación o terminación al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación. tales como: a) Tasa de producción requerida.1 Factores que determinan el diseño de la completación de pozos. h) Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo. etc. 1. deben estudiarse cuidadosamente los factores que determinan dicha selección. como inyección de agua o gas. b) Reservas de zonas a completar. La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de completación y los trabajos efectuados durante la misma. bombeo mecánico. de alta Temperaturas y de condiciones difíciles.Los primeros pozos fuero perforados en reservorios pocos profundos los cuales eran lo suficientemente consolidados para prevenir derrumbamientos. finalmente. y reservas no recuperadas . seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completación se realiza en zonas donde la formación está altamente compactada. Criterios de diseño Los criterios de diseño de las terminaciones dependen de: Técnicas de producción (productividad del pozo). Este tipo de completación se realiza en yacimientos de arenas consolidadas.1. Completación a Hueco Abierto.1. DIPLOMADO | PRODUCCION DE HIDROCARBUROS . Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés. siendo el intervalo de completación o producción normalmente grande (100 a 400 pies) y homogéneo en toda su longitud. Posibilidades de reparación futuras (problemas mecánicos de fondo y otros). abandono prematuro. Un diseño deficiente llevara a elevados costos operativos.1. CARACTERISTICAS DE LAS FORMACIONES 1.2.1.4. El mejor diseño proveerá la operación más rentable de un pozo de petróleo o gas a lo largo de su vida útil. donde no se espera producción de agua/gas ni producción de arena1ó derrumbes de la formación.4. Formación no consolidada a) empaque con grava a hoyo desnudo b) empaque con grava interno 1. Formación consolidada a) completación a hoyo desnudo b) completación a hoyo desnudo con tubería ranurada c) completación con revestidor cementado y cañoneado 2. 1 DIPLOMADO | PRODUCCION DE HIDROCARBUROS .Fig. 1-1. Completación a Hueco Abierto. La variante de este tipo de completación encontramos: Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) y cementar el revestidor de producción: En este tipo de completación las muestras de canal y la interpretación de los registros ayudan a decidir si colocar el revestidor o abandonar el pozo por ser no económico. No puede ser estimulado selectivamente. El flujo hacia el pozo es a través de los 360° Es fácilmente profundizable. 1 DIPLOMADO | PRODUCCION DE HIDROCARBUROS . Como la completación a hueco abierto descansa en la resistencia de la misma roca para soportar las paredes del hueco es de aplicación común en rocas carbonatadas (calizas ydolomitas). Ventajas: Esta terminación es operacionalmente simple y de bajo costo. Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no es compacta. con forro o revestidor cañoneado. Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el daño a la formación dentro de la zona de interés. Puede convertirse en otra técnica de completación. Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado. excepto si el agua viene de la zona inferior. Reduce el costo de revestimiento. Se elimina el costo de cañoneo. Desventajas: Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua. La interpretación de registros o perfiles de producción no es crítica. 2. formación homogénea a lo largo del intervalo de completación. Dentro de este tipo de completación encontramos la siguiente clasificación: a) Completación con forro no cementado: En este tipo de completación un forro con o sin malla se coloca a lo largo de la sección o intervalo de interés. Completación con Forro No Cementado.4. donde se produce generalmente petróleos pesados. Entre los requerimientos necesarios para que este tipo de completación se lleve a cabo. el revestidor se asienta en el tope de la formación productora y se coloca un forro en el intervalo correspondiente a la formación productiva. están los siguientes: formación no consolidada.1. Completación con Forro o Tubería Ranurada. formación de grandes espesores (100 a 400 pies). Fig. El forro con o sin malla puede ser empacado con grava para impedir el arrastre de la arena de la formación con la producción. Este tipo de completación se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido a problemas de producción de fragmentos de rocas y de la formación.2. En una completación con forro. etc 1 DIPLOMADO | PRODUCCION DE HIDROCARBUROS . 1-2. No existen costos por cañoneado.Ventajas: Se reduce al mínimo el daño a la formación. Se adapta fácilmente a técnicas especiales para el control de arena. se instala un forro a lo largo de la sección o intervalo de producción. La interpretación de los perfiles no es crítica. b) Completación con forro liso ó camisa perforada: En este caso. No se puede estimular selectivamente. El pozo profundizab puede le. con Forro Ventajas: La fácilmente producción de agua / gas es controlada. La estimulada formación puede selectivamente. Desventas: Dificulta las futuras reparaciones. La producción de agua y gas es difícil de controlar. Completación Liso o Camisa Perforada. 1-3. adapta fácilmente Desventajas: ser fácilmente a 1 DIPLOMADO | PRODUCCION DE HIDROCARBUROS . Existe un diámetro reducido frente a la zona o intervalo de producción. El forro se cementa y se cañonea selectivamente la zona productiva de interés Fig. El pozo puede ser fácilmente profundizable. ser El forro se cualquier técnica especial para el control de arena. la tubería de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar.2. Requiere buenos trabajos de cementación. Completación con revestidor Cañoneado Ventaja s 1 DIPLOMADO | PRODUCCION DE HIDROCARBUROS . 1-4.3. Fig.) El diámetro del pozo a través del intervalo de producción es muy restringido. Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo.4. ya sea en pozos poco profundos (4000 a 8000 pies). cañoneando selectivamente frente a las zonas de interés para establecer comunicación entre la formación y el hueco del pozo. La interpretación de registros o perfiles de producción es crítica. como en pozos profundos (10000 pies o más). 1. etc. cañoneo. Completación con Revestidor Cañoneado. taladro. Presenta algunos costos adicionales (cementación. Es el tipo de completación que más se usa en la actualidad. La formación puede ser estimulada selectivamente. La producción de agua y gas es fácilmente prevenida y controlada. Se adapta a cualquier tipo de configuración mecánica. 1 DIPLOMADO | PRODUCCION DE HIDROCARBUROS . El pozo puede ser profundizable Permite llevar a cabo completaciones adicionales como técnicas especiales para el control de arena. El diámetro del pozo frente a la zona productiva es completo. La interpretación de registros o perfiles es crítica. etc) e) Grado de compactación de la formación. inyector.Desventaja s: Los costos de cañoneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos grandes. De acuerdo a la configuración mecánica del pozo. es decir.4. f) Posibilidades de futuros reacondicionamientos. La mayoría de las partes mecánicas o equipos de subsuelo pueden ser removidos. inyección de gas. c) Mecanismo de producción. Requiere buenos trabajos de cementación.3 Configuración mecánica de los pozos. d) Procesos de recuperación secundaria (inyección de agua. . g) Costos de los equipos. b) Número de zonas a completar. la completación del mismo puede clasificarse en Completación Convencional y Completación Permanente. Respecto a la “Completación Permanente” son aquellas operaciones en las cuales la tubería de producción y el cabezal del pozo (árbol de navidad). Se entiende por “Completación Convencional” aquella operación en la cual existe una tubería mayor de 4 ½ pulgadas de diámetro externo dentro del pozo y a través de la cual fluyen los fluidos de la formación hacia la superficie. etc). no tienen carácter permanente. 1.4 Factores que determinan el tipo de configuración mecánica.4. 1. Se reduce el diámetro efectivo del hoyo y la productividad del pozo Pueden presentarse trabajos de cementación. a) Tipo de pozo (productor. se instalan de tal manera que todo trabajo subsiguiente se lleva a cabo a través de la tubería de producción con equipo manejado a cable. 4. Este tipo de completación se aplica donde existe una o varias zonas de un mismo yacimiento. En caso de que la zona petrolífera no tenga suficiente presión como para levantar la columna de fluido hasta la superficie se pueden utilizar métodos de levantamiento artificial.5 Tipos de completación de acuerdo a la configuración mecánica. este tipo de completación ofrece la ventaja de aislar zonas productoras de gas y agua.1. Completación sencilla: Este tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual las diferentes zonas productivas producen simultáneamente o lo hacen en forman selectiva por una misma tubería de producción. Fig. Completación sencilla simple . Además de producir selectivamente la zona petrolífera. En completaciones de este tipo.1-5. todos los intervalos productores se cañonean antes de correr el equipo de completación. Completación Selectiva. 1-6. Completación sencilla selectiva: Consiste en separar las zonas productoras mediante empacaduras. Generalmente reduce el número de pozos a perforar. produciendo a través de mangas ó válvulas de circulación. Completación múltiple: Se utiliza cuando se quiere producir simultáneamente varias zonas petrolíferas (yacimientos) en un solo pozo. sin mezclar los fluidos. .Para la completación sencilla se deben considerar los siguientes factores: Profundidad del pozo Diámetros de la tubería y del revestidor Presiones diferenciales Temperatura de fondo Entre las variedades de este tipo de completación se tiene: Completación sencilla convencional: Esta tipo de completación se realiza para la producción una sola zona. a través de la tubería de producción. Fig. Desventajas: En zonas de corta vida productiva. el tiempo de taladro es elevado . 1-7. se traduce en mayores inversiones En caso de trabajos de reacondicionamiento. Completación Múltiple Simple Ventajas: Pueden obtenerse altas tasas de producción Pueden producirse varios yacimientos a la vez Existe un mejor control del yacimiento. ya que se pueden probar las diferentes zonas con miras a futuros proyectos.Fig. se destacan: Completación doble con una tubería de producción y una empacadura de producción: En este tipo de completación. se aplica donde la zona superior no requiera levantamiento artificial. Generalmente. . Completación Doble con una Tubería de Producción y una Empacadura de Producción. Entre los principales tipos de completaciones múltiples. corrosión. Fig. etc. Aumenta el peligro de pesca de equipos y tubería. no tenga problemas de arena. la zona superior produce a través del espacio anular revestidor / tubería de producción.. mientras que la zona inferior produce a través de la tubería de producción. 1-8. .Ventaja: Bajo Costo. naturalmente. Otra opción es la de meter tres sartas de educción Ventajas: Permite obtener alta tasa de producción por pozo Desventajas: Dificultad para su instalación y remoción de los equipos en los futuros trabajos de reparación. El revestidor está sujeto a presión de la formación y a la corrosión de los fluidos. Son muy susceptibles a problemas de comunicación. de las condiciones de flujo natural de cada yacimiento. La producción de arena en la zona superior puede atascar la tubería de producción La conversión a levantamiento artificial es difícil de implantar Completación Triple: Cuando se requiere la producción vertical independiente de tres estratos se opta por la terminación triple.Desventajas: La zona superior no puede ser producida por la tubería de producción a menos que la zona inferior esté aislada. filtraciones. La reparación de la zona superior requiere que se mate primero la zona inferior. etc . Generalmente puede decidirse por la inserción de dos sartas para dos estratos y el tercero se hará fluir por el espacio anular. La selección del ensamblaje de las tuberías de educción depende. Terminación vertical triple con 3 tuberías Fig. Terminación vertical triple . 1-10. 1-11.Fig. es el resultado acumulativo de una variedad de ellos. Desventajas. sobre todo en zonas de alta permeabilidad. El daño cercano a la boca del pozo como un resultado de la completación con empaque con grava podría atribuirse a varios mecanismos o más probablemente. Taponamiento debido a la formación de escamas cuando el agua de inyección se mezcla con el fluido de completación a base de calcio usado durante el empaque con grava. genera daño al pozo en muchos casos. Pérdida de fluidos durante la completación causa daño a la formación. Ventajas Existen facilidades para completación selectiva y para reparaciones en los intervalos productores. El taponamiento del empaque ocurre principalmente por la migración de finos desde la formación. que invaden el empaque con grava cuando el pozo es colocado en producción. Erosión / corrosión de la rejilla debido a la arena que choca contra cualquier superficie expuesta . la eficiencia de una completación con empaque con grava. Estos podrían incluir el taponamiento del empaque y la pérdida del fluido durante la completación. La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad. Desafortunadamente. la pérdida de fluido durante el empaque con grava es un problema serio. Se restringe las perforaciones del cañoneo debido a la necesidad de dejar la rejilla en el hoyo. Asimismo.Completaciones a hoyo revestido con empaque con grava El empaque con grava en “Hoyo Revestido” es una de las técnicas de control de arena más comúnmente utilizada por la industria petrolera. independientemente de la técnica que se utilice. Es posible hacer completaciones múltiples. Mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de gas y agua. Este método de control de arena utiliza una combinación de rejilla y grava para establecer un proceso de filtración en el fondo del pozo. la longitud de la sección horizontal varía entre 100 y 200 pies. Radio Corto . o bien pueden ser perforados desde la superficie como un pozo horizontal.6 Terminación de pozos horizontales Los pozos horizontales pueden ser perforados. mientras que la longitud de los pozos horizontales varía entre los 1000 y varios miles de pies. pozos laterales o re-entradas. están divididas en cuatro categorías.4. dependiendo del radio de curvatura. bien a partir de un pozo vertical ya existente. Las técnicas de perforación para los pozos horizontales y laterales o re-entradas. las cuatro categorías son: Radio Ultracorto Son pozos cuyo radio de curvatura es de 1 a 2 pies. con ángulos entre 45 y 60 grados por pie. Los pozos laterales o re-entradas generalmente poseen una longitud de sección horizontal que puede variar entre los 100 y 700 pies de longitud. que viene siendo el radio requerido para cambiar la dirección vertical a la dirección horizontal.Completaciones a hoyo revestido con empaque con grava 1. Las dos primeras categorías son generalmente usadas para la perforación de reentradas o pozos laterales. la longitud de la sección horizontal se encuentra en el rango de 100 a 800 pies. Radio Medio Cuyos radios de curvatura están entre 300 y 800 pies. pozos con secciones horizontales perforadas a partir de pozos verticales. cuyos ángulos están entre 2 y 6 grados por cada 100 pies y longitudes que van desde los 1000 pies en adelante. con ángulos entre 6 y 20 grados por cada 100 pies. Radio Largo Con radios de curvatura entre 1000 y 3000 pies. su sección horizontal mide entre 1000 y 4000 pies. las dos últimas categorías se usan preferencialmente para la perforación de pozos horizontales .El radio de curvatura para esta categoría varía entre 20 y 40 pies con ángulos entre 2 y 5 grados por pie. Fig. Tipos de pozos horizontales.La figura muestra los distintos pozos horizontales según la tasa de construcción de ángulo. Figura 1-12. 1-13 Tipos de pozos horizontales . sino también del esquema de terminación planificada.6. y experiencia que se tenga sobre el yacimiento o campo. Entre las opciones de terminación figuran: Terminación a hoyo abierto o desnudo. representa la opción más económica. Condiciones del yacimiento. con camisa ranurada y empacadura externa. tanto para la inyección como la producción a lo largo del hoyo horizontal. Los pozos completados a hoyo abierto son difíciles de estimular y controlar. La selección de la terminación dependerá de las necesidades. su aplicación está condicionada al tipo de formación perforada. Requerimiento de estimulación.4. Condiciones de abandono. Tipos de terminación de pozos horizontales El comportamiento y rendimiento efectivo de los pozos (vida útil) dependen en forma directa no solo de las características geológicas y petrofísicas del yacimiento. Terminación A Hoyo Abierto O Desnudo La terminación a hoyo abierto o desnudo. Requerimientos de mecanismos de producción. al igual que en pozos verticales. Método de perforación usado. Sin embargo. Para la selección del método de terminación a usar en un determinado pozo horizontal.1.1. . cementación y cañoneo del hoyo horizontal revestido. con camisa ranurada (liner ranurado) con o sin empaque de grava. Tipo de fluido de perforación usado. es de suma importancia la consideración de factores tales como: Tipo de formación perforada. Terminación con Camisa Ranurada. además una trayectoria conveniente para la inclusión de herramientas de subsuelo. en trabajos de limpieza. . Esta técnica de terminación proporciona. Figura 1-15. se ha empleado exitosamente el revestidor ranurado para el control del arenamiento. La camisa o liner ranurado proporciona un control limitado en la producción de arena.Figura 1-14. El uso de empaques con grava. con la tubería continua flexible (Coiled Tubing). ha arrojado resultados satisfactorios. es susceptible al taponamiento. de igual manera. etc. y además. Completación a hoyo abierto o desnudo. En formaciones no consolidadas. Terminación Con Camisa Ranurada Y Empaque De Grava Este tipo de terminación generalmente es empleado en formaciones donde se prevé la posibilidad de colapso del pozo horizontal. lo que dificulta la bajada a fondo de tuberías ranuradas con empacaduras externas. Terminación Con Revestidor Cementado Y Cañoneado Esta técnica de terminación se usa fundamentalmente en pozos de radio medio y largo. Estas empacaduras tienen la finalidad de facilitar la aplicación de tratamientos químicos selectivos proporcionando también un mejor control sobre la producción del pozo. Además. no obstante es una técnica que amerita de ciertas consideraciones respecto al tipo de cemento usado. . Terminación con camisa ranurada y empacaduras externas. Para esta terminación. para garantizar una buena homogeneidad alrededor del revestidor. la clase de cemento a emplear debe poseer bajo contenido en agua libre y filtrado. no hay garantía de que estas encajen totalmente en la zona de interés. la mezcla de cemento debe estar libre de partículas sólidas. Figura. Adicionalmente. Esto es con el objetivo de evitar la creación de canales de comunicación a través del cemento. se debe a que normalmente la dirección e inclinación de los pozos no es totalmente horizontal. en comparación con la utilizada para la perforación de pozos convencionales. La desventaja más representativa ofrecida por este tipo de terminación. 1-16.Terminación Con Camisa Ranurada Y Empacaduras Externas En esta modalidad a la camisa ranurada se le instalan una serie de empacaduras externas. en la sección horizontal del pozo. localizadas a lo largo de la sección horizontal del pozo. Ventajas: Alta productividad Baja rata de flujo/pie Menos costosos Recuperación de reservas Control de arena Menores problemas de conificación Desventajas: Altos tiempos de exposición del fluido de la formación Los reacondicionamiento no son fáciles Los aislamientos de zonas son difíciles 1.7 Terminacion térmica 1. Tipos de inyección Inyección alterna de vapor . El método de terminación juega entonces un papel muy importante en el éxito del desarrollo de proyectos de pozos horizontales.4.7.Figura 1-17.4.1. Terminación con revestidor cementado y perforado. Es un proceso de ESTIMULACIÓN mediante el cual se suministra energía térmica al yacimiento inyectando vapor de agua. El principal efecto que se realiza al momento de la estimulación con vapor es la reducción de la viscosidad del petróleo Fig. 1-18 inyección alterna de vapor . someterlo a un periodo de cierre y seguidamente activarlo nuevamente en producción. Básicamente consiste en inyectar vapor en un pozo de petróleo durante un determinado tiempo (generalmente de 3 a 5 días). Fig. El petróleo en la vecindad de la cámara es calentado. uno productor colocado en la parte inferior del yacimiento y otro inyector de vapor colocado en forma paralela a unos pocos pies sobre el pozo productor. reduciendo su viscosidad y aumentando su movilidad.Inyección continúa de vapor Tecnología SAGD Es un método de recuperación térmica que consiste en la perforación de dos pozos horizontales. 1-19 inyección continúa de vapor Ventajas: Altas tasas de producción y alto porcentaje de recobro . El vapor forma una cámara cuyo calor es transferido principalmente por conducción al yacimiento. a desplazar el petróleo desde la zona de combustión hacia los pozos productores Fig. alto contenido de arcilla El control de la producción de arena es critico Presenta excesiva producción de CO2 debido a la quema de combustible para generación de vapor COMBUSTIÓN IN SITU La Combustión en sitio es un proceso de recuperación mejorada que consiste en la generación de calor en el yacimiento mediante la inyección de aire.Desventajas: Los grandes requerimientos para SAGD lo hacen ineficiente y no económico para yacimientos de crudo pesado que presentan capas delgadas. el cual mediante ignición espontánea o inducida. que contribuyen simultáneamente con otros mecanismos tales como empuje por vapor y vaporización. La energía térmica generada por éste método da lugar a una serie de reacciones químicas tales como oxidación. capa de gas. destilación y polimerización. baka conductividad de la roca. grandes facturas verticales. 1-22 combustión in situ . desintegración catalítica. alta saturación agua. origina un frente de combustión que propaga calor dentro del mismo. 8 Terminacion tipo Monobore La completación MONOBORE es cada vez más habitual en la industria de hoy. .4. cuando la inyección de vapor no puede ser técnicamente posible o económicamente inviable en formaciones profundas. donde otros métodos son necesarios para producir efectivamente esos crudos pesados y viscosos y es una técnica disponible comercialmente y fácil de implementar. constituye una tecnología alternativa.4. La sarta de completación presenta el mismo diámetro (ID) de arriba abajo. Fig. arenas productoras delgadas. formaciones de baja permeabilidad. Mecanismo de desplazamiento Disminución de la viscosidad del petróleo Expansión de los fluidos Compactación de la roca-yacimiento en caso de existir 1.2. Tecnología aplicada en áreas donde se necesita optimizarse los procesos de producción.7. 1-23 calentamiento eléctrico en fondo 1. que permite lograr un aumento en la producción.Calentamiento eléctrico en fondo El método de calentamiento eléctrico en fondo del pozo utilizando cable calentador. . 1-24 Completaciones Monobore. Desventajas: Limita el uso de ciertos accesorios de control de flujo en la tubería. Reduce caídas de presión. Las válvulas de seguridad de tubería limita efectuar ciertos trabajos de estimulación (fracturamiento).Fig. Ventajas: Minimiza incrustaciones de sólidos en la tubería (Área y velocidad de flujo) Incrementa la eficiencia del cañoneo (Diámetro óptimo) y de trabajos de pesca. baja permeabilidad o fracturas naturales. Los pozos direccionales.4. hidrocarburos pasados por alto en distintos compartimientos estructurales o estratigráficos y con producción madura o con agotamiento parcial . lo cual mitiga la entrada de arena y la conificacion de agua o gas en forma más efectiva de lo que lo hacen los pozos verticales y horizontales convencionales. Reduce la caída de presión. esto reduce la cantidad de cabezales de pozos y las dimensiones de las localizaciones de superficie.4. tales como fracturas naturales. cada uno perforado desde la superficie con columnas de revestimiento y cabezales de pozo independientes. Por ejemplo un pozo con dos tramos laterales opuestos reemplaza a dos pozos horizontales convencionales. 1.9 Terminacion multilaterales Los pozos multilaterales resultan especialmente adecuados para conectar rasgos verticales y horizontales del subsuelo. Una de las ventajas fundamentales de los pozos multilaterales es el máximo contacto con el yacimiento. lo cual aumenta productividad o la inyectividad y permite mejorar los factores de recuperación. un solo pozo principal elimina el riesgo y el alto costo de perforar hasta la profundidad final dos veces. 1. Aplicaciones en yacimientos Los pozos multilaterales reemplazan a uno o más pozos individuales. Los pozos con tramos laterales múltiples resultan particularmente adecuados para campos con reservas de petróleo pesado.9. Los pozos de drenaje múltiple de alto ángulo u horizontal. La perforación de pozos multilaterales debería contemplarse en entornos en los que resultan adecuados a los pozos direccionales u horizontales. En áreas con riesgos de perforación someros.1. horizontales y multilaterales optimizan el contacto del pozo con el yacimiento y permiten generar regímenes de producción más altos y con menos caídas de presión que los pozos verticales u horizontales. En tierra firme. yacimientos profundos o campos petroleros situados en zonas de aguas profundas. formaciones laminadas y yacimientos estratificados. formaciones laminadas o yacimientos estratificados. interceptan más fracturas naturales y a menudo permiten incrementar la producción más que si se utilizara un solo pozo horizontal o la estimulación por fracturamiento hidráulico. Terminacion multilaterales Aplicaciones en yacimientos . cementado o sin cementar. Pozo de re-entrada sin entubar o conexión sin soporte Nivel 2. celebrado en Aberdeen. Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral entubado y sin cementar. conectividad y aislamiento hidráulico. Pozo principal entubado y cementado y tamo lateral entubado.4. Nivel 3.2. según el grado de complejidad. Clasificación de terminación de pozos multilaterales Los pozos multilaterales se caracterizan de acuerdo con las definiciones establecidas en el foro de Avance Técnico de Pozos Multilaterales (TAML. con tubería de revestimiento del tramo lateral conectada mecánicamente al pozo principal. Estos estándares clasifican a las conexiones en seis niveles. Nivel 4.9. donde la integridad y el aislamiento hidráulico están provistos por los componentes de terminación adicionales ubicados dentro del pozo principal (empacadores.. por sus siglas en ingles). Nivel 1. Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral terminado a agujero descubierto o con tubería de revestimiento desprendida. y recientemente actualizado en una propuesta efectuada en julio de 2002.Pozo principal entubado y cementado con tramo lateral entubado y cementado. sellos y tubulares) Nivel 6. con tubería de revestimiento conectada mecánicamente al pozo principal (color rojo). Escocia el 26 de julio de 1999. cementado o sin cementar. 1. donde la integridad y el aislamiento están provistos por la tubería de revestimiento primaria en la intersección de la tubería de revestimiento del tramo lateral sin componentes de terminación adicionales dentro del pozo principal . Nivel 5. Pozo principal entubado y cementado y tramo lateral entubado. 3.9. 1-25 Clasificación de las conexiones en seis niveles 1. Los pozos nuevos ofrecen a los ingenieros la libertad y flexibilidad de diseñar pozos multilaterales desde el fondo hacia la superficie.5 Otras modalidades de terminación Las terminaciones mencionadas anteriormente corresponden todas a las de pozo por flujo natural.4. . Las opciones de terminación y las configuraciones de los pozos resultan más limitadas en el caso de pozos existentes. lo cual determina el diámetro de las tuberías de revestimiento primario e intermedio. El sistema de análisis de la producción NODAL y el modelado de yacimientos ayudan a establecer la longitud de los tramos laterales y el diámetro de la tubería de producción óptima. Fig. pero aun así muchos pozos viejos son candidatos para operaciones de re-entrada utilizando tecnología de pozos multilaterales 1. Consideraciones claves de diseño El primer factor a considerar cuando se planifica la terminación de pozos multilaterales es si se trata de un pozo nuevo o uno existente. 5. . Por tanto. el contrapeso puede ubicarse en la parte trasera del mismo balancín o en la manivela. El yacimiento que a de producir por bombeo mecánico tiene cierta presión. el bombeo mecánico no es más que un procedimiento de succión y transferencia casi continua del petróleo hasta la superficie. 1. El balancín de producción. En la carrera ascendente. Como en el bombeo mecánico hay que balancear el ascenso y descenso de la sarta de varillas.4 a 120 milímetros. Para pozos que desde el mismo comienzo de su vida productiva no puedan fluir por flujo natural. La repetición continua del movimiento ascendente y descendente (emboladas) mantiene el flujo hacia la superficie.1 Bombeo Mecánico El revestimiento y la manera de terminar el pozo puede ser muy parecida a la antes descrita para pozos de flujo natural. se recurre entonces a la terminación por bombeo mecánico. colocada en la sarta de producción o de educción. excepto que la gran diferencia estriba en cómo hacer llegar el petróleo desde el fondo del pozo a la superficie. suficiente para que el petróleo alcance un cierto nivel en el pozo. a cierta profundidad del fondo del pozo. que en apariencia y principio básico de funcionamiento se asemeja al balancín de perforación a percusión. El desplazamiento de fluido por cada diámetro de bomba depende del número de emboladas por minuto y de la longitud de la embolada. imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba. Los diámetros de la bomba varían de 25. que puede ser de varios centímetros hasta 9 metros. bombeo hidráulico. la válvula viajera se cierra para mover hacia la superficie el petróleo que está en la tubería y la válvula fija permite que entre petróleo a la bomba. levantamiento artificial por gas o bombeo mecánico asociado con inyección de vapor. según las características del yacimiento e intervalos seleccionados para producir. 26 Esquema del mecanismo y partes del bombeo mecánico tipo balancín Fig. 1.27 Partes de una bomba de succión de pozos petroleros . 1. . Fig. 28.-Detalles básicos de una instalación de bombeo hidráulico para pozos petroliferos .5. se usa como medio impelente del petróleo un fluido que se bombea por la tubería de educción. 1.2. Bombeo hidráulico En este tipo de mecanismo de extracción del petróleo del fondo del pozo. El petróleo producido y el fluido impelente suben a la superficie por el espacio anular.1. La mezcla pasa por un separador o desgasificador y luego a un tanque de donde el petróleo producido pasa al almacenamiento y suficiente impelente permanece en el tanque para ser succionado por la bomba y ser bombeado otra vez al pozo Fig. como de las características y condiciones del yacimiento. presiones. medición. se dispone todo lo concerniente al manejo del gas que debe utilizarse: características. Mayor ventaja ofrece el tipo de inyección continua para hacer producir pozos que mantengan una razonable presión de fondo. se usa desde hace mucho tiempo. de los tipos intermitente y continuo.3. tipo de terminación del pozo y previsiones para posterior desencaje. de la disponibilidad del volumen y presión de gas requeridos. tratamiento. La selección de uno u otro tipo depende de la presión de fondo. cambio e inserción de elementos de la sarta. 1. control de volúmenes. espaciamiento y profundidad de colocación de las válvulas en la sarta. recolección. El diseño y la instalación del sistema dependen de la selección de los elementos que van en el pozo: tipo de válvulas. Levantamiento artificial por gas El levantamiento artificial por gas. características de las sartas de revestimiento final y de educción.29 Detalles básicos de una instalación de levantamiento artificial por gas . En la superficie. distribución e inyección para la red de pozos del sistema. utilizando herramientas manipuladas desde la superficie por medio de un cable o alambre. Fig. compresión. 1.5. Perforaciones. 1. Casing y Tubing.6 Plan de operaciones Es necesaria la elaboración de un “Plan de trabajo” basado en toda la información obtenida con relación al pozo perforado y la de otros pozos similares. se deben considerar las posibles formaciones productoras. A su vez del diámetro interno de esta cañería dependerá del diámetro siguiente tipo de trepano a ser usado y así sucesivamente. Herramientas de completación de fondo. sus profundidades y espesores. además de toda la información geológica tanto en superficie como de reservorio Se debe tomar consideraciones para cada pozo como ser: Tipos y volúmenes de fluidos a producir Temperatura de fondo y superficie Profundidad de zona de producción Tasas de producción Ubicación del pozo y entorno Fundamentalmente. Sistema de empacaduras Control de arena Colgadores (Liner Hangers) 2. Sistema de control de flujo. Del diámetro de trepano a ser usado en cada fase dependerá del diámetro externo de la cañería a ser bajada en el pozo. Para diseñar una completación se requiere del conocimiento de: Yacimientos Facilidades e Instalaciones de Superficie. CONCLUSIONES . La planificación de un pozo comienza con la selección de un programa cañería/trepano. El tipo de hoyo que penetra los estratos perforados. Mecanismos de producción del pozo . cercanos o lejanos para apreciar los procedimientos empleados anteriormente. así como las posibles reparaciones realizadas y desenvolvimiento de la etapa productiva de los pozos 4. Interpretaciones cualitativas y cuantitativas de las características de la formación y sus fluidos. BILBIOGRAFIA El pozo Ilustrado. Barberii Manual de completación. mediante el uso de registros 3. Efrain E. completación y producción de pozos contiguos. Schlumberger/2003 . Estudio de historias de perforación. Las apreciaciones y consideraciones más importantes que conducen a una buena selección del tipo de completación y realización de la misma son: 1. 2. 3. Ramiro Terminación de pozos/Ing.net/georgehsterling/manual -de-completacin http://www. Celestino Arenas Martinez MBA.slideshare.com/download/xggbouu2haoi27y/GRUPO+2+Completaciones+T %C3%A9rmicas.scribd.monografias. Ing.slb. Miker Jardon. Optimizacion de la productividad de los pozos horizontales de las macollas 2. Luis Rodriguez 4.com/doc/79798267/Completacion-y-Reacondicionamiento-de- Pozos#download http://www.shtml https://www.mediafire.3 y 4 perforados en el yacimiento morichal del campo cerro negro I.com/trabajos17/completacion-pozos/completacionpozos.p df http://www. Katherine Morales/caracas 2012 Tipos de completaciones de pozos.ppt .com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish11/win11/def_cien cia pdf http://www.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish02/win02/p56_75. Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales.net/Pr1nc3zs/tomo11-terminacion-y-mantenimiento-de-pozos http://es.slb.scribd.1 BIBLIOGRAFIA CONSULTADA EN INTERNET http://www.slideshare. Esteban Rojas Trabajo especial de grado. TERMINACION AVANZADA DE POZOS Tecnología aplicada al sistema de producción del Pozo PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS.com/doc/33987055/Completacion-de-Pozos http://es. .