Embed Size (px)
Citation preview
LISTA DE CONTENIDOPágina
I. TABLA DE ILUSTRACIONES 5
II. SIMBOLOGÍA 6
III. RESUMEN 7
IV. INTRODUCCIÓN 8
A. ANTECEDENTES
B. VISIÓN ACTUAL
V. DESARROLLO 9
1. TIPOS DE COMPLETACIÓN 9
1.1. Completación a hueco abierto
10
1.2. Completación con forro o tubería ranurada
1.2.1 Completación con tubería ranurada no cementada
1.2.2 Completación con tubería ranurada cementada
1.3. Completación con tubería de revestimiento perforada
2. COMPLETACIONES SENCILLAS Y MÚLTIPLES
2.1 Completaciones sencillas
2.1.1 Para producir por flujo natural
2.1.2 Por levantamiento artificial por gas
2.1.3 Por bombeo mecánico
2.2 Completaciones múltiples
2.2.1 Completación en una zona doble para flujo natural usando
dos empacaduras
2.2.2 Completación selectiva en una zona doble usando doble sarta
VI. CONCLUSIONES
VII. RECOMENDACIONES
VIII. GLOSARIO
IX. BIBLIOGRAFÍA
I. TABLA DE ILUSTRACIONES
1
Página
Figura 1.1Completación a hueco abierto
Figura 1.2Completación con tubería ranurada no cementada
Figura 1.3Completación con tubería ranurada cementada y perforada
Figura 1.4Completación con revestidor cementado y cañoneado
Figura 2.1Completación sencilla para flujo natural
Figura 2.2Tipos de completación sencilla por levantamiento artificial
a gas
Figura 2.3Completación sencilla por bombeo mecánico
Figura 2.4Completación de una zona doble para flujo natural usando dos empacaduras
Figura 2.5Completación selectiva en una zona doble y usando doble sarta
II. SIMBOLOGÍA
2
Camisa
Arena Productora
Empacaduras
Cemento
Cuello flotador
Niple
Zapata de revestimiento
Junta de seguridad
Válvula
III. RESUMENPara todo ingeniero petrolero, con la existencia de diferentes tipos de
completación de pozos, es de gran importancia el conocimiento de cada una
de las características que presentan cada uno ellos y los factores que
influyen en su elección.
3
Cada tipo es elegido para responder a condiciones mecánicas y
geológicas impuestas por la naturaleza del yacimiento. Sin embargo, siempre
debe tenerse presente que la completación mientras menos aparatosa mejor,
ya que durante la vida productiva del pozo, sin duda, se requerirá volver al
hoyo para trabajos de limpieza o reacondicionamientos menores o mayores.
Además, es muy importante el aspecto económico de la terminación elegida
por los costos de trabajos posteriores para conservar el pozo en producción.
La elección de la terminación debe ajustarse al tipo y a la mecánica del
flujo, del yacimiento al pozo y del fondo del pozo a la superficie, como
también al tipo de crudo. Si el yacimiento tiene suficiente presión para
expulsar el petróleo hasta la superficie, al pozo se le cataloga como de flujo
natural, lo que amerita que el tipo de completación sea para flujo natural;
pero si la presión es solamente suficiente para que el petróleo llegue nada
más que hasta cierto nivel en el pozo, entonces se hará producir por medio
del bombeo mecánico o hidráulico o por levantamiento artificial a gas.
IV. INTRODUCCIÓN
A. ANTECEDENTES
Por muchos años, en Venezuela, se han desarrollado diversos sistemas
de completación (a hueco abierto, con tubería ranurada, por bombeo
mecánico, por levantamiento artificial por gas, etc.), los cuales han estado
íntimamente relacionados a los tipos de crudo que se producen en nuestro
país, desde los más livianos hasta los extrapesados (como los de la Faja
Petrolífera del Orinoco), para los cuales la industria venezolana ha
desarrollado tecnologías propias. Las completaciones para producir por el
espacio anular (bombeo mecánico), por ejemplo, ha sido desarrollada en
Venezuela especialmente para ser utilizada en la producción de crudos
4
pesados y extrapesados de los campos del sur de los estados Anzoátegui y
Monagas, así como de la Faja Petrolífera del Orinoco.
Ocasionalmente, y en forma experimental, se han utilizado en
Venezuela otros sistemas de completación por bombeo, tales como el de la
Bomba Omnífera (bombeo para flujo natural) y la de Cavidad Progresiva o
Bomba Tornillo.
B. VISIÓN ACTUAL
La productividad de un pozo y su futura vida productiva son afectadas
por el tipo de completación y los trabajos realizados en la misma. Por ello, en
el presente informe se establece que la selección del tipo de completación
tiene como principal objetivo obtener la máxima producción en la forma más
eficiente y económica posible y, por lo tanto, deben estudiarse
cuidadosamente los factores que afectan dicha selección, tales como:
- Tasa de producción esperada.
- Reservas existentes en los diferentes yacimientos.
- Mecanismos de producción que pueden usarse en la zona de
completación.
- Trabajos futuros de estimulación y reparación.
- Necesidades de producción y control de arenas.
- Características de la formación y sus fluidos.
- Posibilidades de aplicar en el futuro otros métodos de recuperación
suplementaria.
- Aspectos económicos.
V. DESARROLLO
1. TIPOS DE COMPLETACIÓN
5
Se entiende por completación o terminación de pozos, al conjunto de
trabajos que se realizan en un pozo después de la perforación o durante la
reparación, para dejarlo en condiciones de producir eficientemente los fluidos
de la formación o destinarlos a otros usos.
Según la forma como finalmente se cemente el revestidor de
producción, la completación de un pozo puede clasificarse de la siguiente
forma:
1.1 Completación a hueco abierto.
1.2 Completación con forro o tubería ranurada.
1.3 Completación con tubería de revestimiento perforada.
1.1. Completación a Hueco Abierto.
6
Este tipo de completación consiste en hacer primeramente una
perforación hasta el tope de la formación productora. Posteriormente, se
asienta y se cementa la tubería de revestimiento. Finalmente, se perfora a
través de la zona productora y se termina el pozo (ver figura N° 1.1).
Este método se aplica principalmente a formaciones compactas y
donde las posibilidades de que el petróleo arrastre la arena sean pocas. La
completación a hueco abierto se usa en intervalos de productividad conocida
y de buena consolidación. Este caso constituye el método de completación
7
Figura 1.1 Completación a hueco abierto
Tubería de revestimiento
Arena Petrolífera
Tubería de superficie
más simple y económico, debido a que no se necesitan tuberías de pozos de
avanzada que pueden contener varias arenas desconocidas y cuya
productividad total se conoce mediante una prueba por tubería de
perforación.
Las principales ventajas de una completación a hueco abierto son:
1. No se incurre en gastos de cañoneo.
2. La interpretación de los perfiles de producción no se hace en detalle
como es el caso de otros tipos de completaciones.
3. El pozo se puede profundizar con facilidad.
4. La completación puede convertirse fácilmente a otro tipo, como por
ejemplo con revestidor perforado o tubería ranurada.
5. La ausencia de elementos tales como cemento o revestidor que
restringen el flujo.
Sus principales desventajas son:
1. Las altas relaciones agua-petróleo o gas-petróleo, generalmente,
no se pueden controlar.
2. Los trabajos de acidificación y fracturas selectivas no se pueden
realizar.
3. La sección del hueco abierto necesita limpieza frecuente. Esto se
acentúa cuando la formación es compacta.
1.2 Completación con Forro o Tubería Ranurada.
Se usa en zonas no consolidadas y donde generalmente se producen
petróleos pesados. Esta completación agrupa dos categorías: completación
con tubería ranurada no cementada y completación con tubería ranurada
cementada.
1.2.1 Completación con tubería ranurada no cementada:
En este caso la tubería de revestimiento se asienta por encima del
tope de la zona productora, luego se coloca la tubería ranurada frente
8
a la zona escogida. Se puede realizar un empaque con grava para
impedir el arrastre de arena de la formación (figura N° 1.2).
Para
usar
este tipo de completación generalmente se requieren los siguiente
factores:
Formaciones no consolidadas.
Espesores de la zona de interés comprendidos entre 100 y 400
pies.
Grado de homogeneidad de la zona productiva relativamente
alto.
9
Grava Tubería ranurada no cementada
Tubería de superficie
Tubería de revestimiento
Arena petrolífera
Figura 1.2 Completación con tubería ranurada no cementada
Las principales ventajas de este tipo de completación son las
siguientes:
1. La inexistencia de los gastos de cañoneo.
2. La interpretación de los registros o perfiles de producción no es
crítica.
3. Las técnicas de control de arenas se pueden aplicar con facilidad.
4. El daño a la formación se minimiza.
Entre sus principales desventajas pueden mencionarse:
1. Las altas relaciones agua-petróleo y gas- petróleo no se pueden
controlar.
2. La zona no se puede acidificar o fracturar de manera selectiva.
3. Las interpretaciones de los perfiles de flujo y de inyección se
dificultan.
4. El pozo no se puede profundizar fácilmente, debido, entre otras
causas, a las dificultades de remover las tuberías ranuradas.
5. La tubería de revestimiento es asentada antes de perforar la zona
de interés.
6. El diámetro frente a la zona de producción es usualmente reducido.
1.2.2 Completación con tubería ranurada cementada y
perforada:
En este tipo de completación la tubería de revestimiento se
asienta por encima de arena productora. Luego, se coloca una tubería
lisa a lo largo de la zona de interés. Posteriormente, esta tubería se
cementa y se hace la perforación en las zonas seleccionadas (ver
figura 1.3).
Las principales ventajas de este tipo de completación son:
1. La producción de agua y gas es controlable.
10
2. Los procesos de estimulación se pueden aplicar de manera
selectiva.
3. Las técnicas de control de arenas se pueden aplicar sin
dificultad.
4. El daño a la formación se reduce.
Entre sus principales desventajas están:
1. La necesidad de un estudio detallado de los registros o perfiles
de producción.
2. El requerimiento de una buena cementación.
3. Los costos adicionales de cementación, cañoneo y taladro.
4. El diámetro del pozo en el intervalo de interés es reducido.
11
1.3.
Completación con Tubería de Revestimiento
Cementada Y Cañoneada.
En la actualidad es el tipo de completación más usado. En este caso la
tubería de revestimiento es cementada a lo largo de la zona de producción,
posteriormente se perforan las arenas escogidas (ver figura 1.4).
12
Tubería de Superficie
Tubería de revestimiento
Tubería cementada y perforada
Perforaciones Arena petrolífera
Figura 1.3 Completación con tubería ranurada cementada y perforada
Sus
principales características son:
1. El control de la producción de agua y petróleo.
2. La realización de manera selectiva de los trabajos de fractura y
acidificación.
3. La profundización sin dificultad del pozo.
4. La adaptación del método a las técnicas de control de arenas.
5. La posibilidad de realizar configuraciones sencillas y múltiples.
6. El aprovechamiento total del diámetro del pozo frente a la zona de
interés.
7. Se dispone de la interpretación de los registros, y algunas de
información de núcleos, que ayudan en la toma de decisiones para
asentar la tubería de revestimiento o para abandonar la zona.
13
Cemento
Tubería de revestimiento
Tubería de superficie
Perforaciones
Figura 1.4 Completación con revestidor cementado y cañoneado
Entre las principales desventajas están:
1. Los gastos de cañoneo pueden ser apreciables.
2. La necesidad de una interpretación óptima de los registros, a fin de
cañonear las arenas comerciales y no incurrir en gastos adicionales
de cañonear en arenas marginales.
3. La imposibilidad de aplicar técnicas especiales para minimizar el
daño a la formación.
4. La necesidad de optimizar los trabajos de cementación.
2. COMPLETACIONES SENCILLAS Y MULTIPLES.
Cuando se clasifican las completaciones en función al número de zonas,
se habla de completaciones sencillas y de completaciones múltiples.
2.1 Completaciones Sencillas:
Como su nombre lo indica, su principal objetivo es producir de una sola
zona. Es el tipo de completación más usado en Venezuela. En este tipo de
completaciones instala normalmente una tubería de producción dentro de la
tubería de revestimiento para propósitos de producción. Esta completación
puede subdividirse de acuerdo con el método de levantamiento empleado,
como por ejemplo, se tienen completaciones sencillas para producir por flujo
natural, por levantamiento artificial por gas o por bombeo mecánico.
2.1.1 Completación sencilla para producir por flujo natural.
El equipo empleado para cada caso puede ser diferente. El mostrado
en la figura N° 2.1 representa sólo un ejemplo. El equipo fundamental
está integrado principalmente por:
Camisa tipo “X”.
14
Empacadura hidráulica recuperable tipo “RH”.
La función de la camisa es permitir comunicación entre la tubería
de producción y el espacio anular.
La empacadura recuperable facilita los procedimientos para
asentamiento y despegue. Por otra parte, su precio de adquisición y
costos de reparación son relativamente moderados. Para la selección
de una empacadura intervienen varios factores:
15
Niple
Camisa
Niple de seguridad
Arena de interés
Figura 2.1 Completación sencilla para flujo natural
Profundidad del pozo.
Presión de fondo.
Temperatura de fondo.
Dimensión de las tuberías de revestimiento y producción.
2.1.2 Completación sencilla por levantamiento artificial por
gas.
El levantamiento artificial por gas, de los tipos intermitente y
continuo, se usa desde hace mucho tiempo. Mayor ventaja ofrece el
tipo de inyección continua para hacer producir pozos que mantengan
una razonable presión de fondo que sostenga un índice de
productividad de líquidos no menor de 1,45 bls/día.
La selección de uno u otro tipo depende de la presión de fondo,
de la disponibilidad del volumen y presión de gas requeridos, como
de las características y condiciones del yacimiento.
El diseño y la instalación del sistema dependen de la selección de
los elementos que van en el pozo: tipo de válvulas; espaciamiento y
profundidad de colocación de las válvulas en la sarta; características
de las sartas de revestimiento final y de educción.
En la superficie, se dispone todo lo concerniente al manejo del
gas que debe utilizarse: características, recolección, presiones,
tratamiento, medición, control de volúmenes, compresión, etc.
Ingenieros venezolanos desarrollaron recientemente el tipo de
levantamiento denominado Flujo Pistón, cuyo principio es la admisión
de gas a altas presiones por el eductor, permitiendo así una alta
producción de crudo. La figura 2.2 muestra los tipos de completación
por levantamiento artificial por gas.
16
2.1.3 Completación sencilla por bombeo mecánico.
El revestimiento y la manera de terminar el pozo puede ser muy
parecida a la antes descrita para pozos de flujo natural, excepto que
la gran diferencia consiste en cómo hacer llegar el petróleo desde el
fondo del pozo a la superficie.
El yacimiento que ha de producir por bombeo mecánico tiene
cierta presión, suficiente para que el petróleo alcance un cierto nivel
en el pozo. Por tanto, el bombeo mecánico no es más que un
procedimiento de succión y transferencia casi continua del petróleo
hasta la superficie.
El balancín de producción, imparte el movimiento de sube y baja
a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba,
colocada en la sarta de producción o de educción, a cierta
17
a. Flujo Continuo. b. Flujo Intermitente c. Flujo Pistón
Salida de petróleo
Entrada de gas
Figura 2.2 Tipos de completación sencilla por levantamiento artificial a gas
profundidad del fondo del pozo (Figura 4-12). La válvula fija permite
que el petróleo entre al cilindro de la bomba. En la carrera
descendente de las varillas, la válvula fija se cierra y se abre la
válvula viajera para que el petróleo pase de la bomba a la tubería de
educción. En la carrera ascendente, 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. La repetición
continua del movimiento ascendente y descendente (emboladas)
mantiene el flujo hacia la superficie. Como en el bombeo mecánico
hay que balancear el ascenso y descenso de la sarta de varillas, el
contrapeso puede ubicarse en la parte trasera del mismo balancín o
en la manivela.
18
2.2 Completaciones Múltiples.
19
Figura 2.3 Completación sencilla por bombeo mecánico
Una completación múltiple es aquella que se realiza en dos o más
zonas y el pozo se produce simultáneamente a través del mismo hoyo sin
mezclar los fluidos producidos. La finalidad es la de mantener un control de
los yacimientos y reducir el costo de la completación. La separación de las
zonas puede resultar de las características del yacimiento, o como en
Venezuela, regulada por la Ley de Hidrocarburos, o puede ser necesaria a fin
de obtener regímenes de producción lo más alto posible.
Como ejemplos de completaciones múltiples se pueden explicar las
siguientes:
2.2.1 Completación en una zona doble para flujo natural usando
dos empacaduras:
En la figura N° 2.4, se muestra este tipo de completación. El
equipo fundamental consta de dos empacaduras, una de ellas es
permanente y la otra hidráulica; dos camisas, un niple de asiento y una
junta de seguridad.
Esta completación permite poner a producir una de las dos zonas
por las tuberías de producción, evitándose así los problemas que se
presentan cuando una de las zonas se produce por el espacio anular.
2.2.2 Completación selectiva en una zona doble usando doble
sarta.
La figura N° 2.5 ilustra este tipo de completación. Se observa que
la zona inferior y una de las dos zonas intermedias se pueden poner a
producir simultáneamente por la tubería de producción
correspondiente.
20
21
Zona superior
Zona inferior
Figura 2.4 Completación de una zona doble para flujo natural usando dos empacaduras
Figura 2.5 Completación selectiva en una zona doble y usando doble sarta
Las principales razones que justifiquen el uso de este tipo de
completación son:
a) Las altas tasas de producción en las diferentes zonas.
b) La producción simultánea de varios yacimientos.
c) La prueba y control de los yacimientos con miras a realizar
cambios posteriores.
VI. CONCLUSIÓN
Las apreciaciones y consideraciones más importantes que conducen a una
buena selección del tipo de completación y realización de la misma son:
1. El tipo de hoyo que penetra los estratos perforados.
2. Tanto la inserción y manejo de las sartas y herramientas como su
extracción se deben realizar sin causar desgastes y/o daños a los
revestidores.
3. Tomar las precauciones requeridas para evitar atascos durante las
operaciones de revestimiento y cementación de las sartas.
4. Revisión sobre los incidentes importantes surgidos como: atascamiento
de la sarta de perforación, pérdidas parciales o total de circulación,
arremetidas por flujo de agua, gas y/o petróleo, etc.
5. Interpretaciones cualitativas y cuantitativas de las características de la
formación y sus fluidos, mediante el uso de registros.
6. Estudio de historias de perforación, completación y producción de
pozos contiguos, cercanos o lejanos para apreciar los procedimientos
empleados anteriormente, así como las posibles reparaciones
realizadas y desenvolvimiento de la etapa productiva de los pozos.
7. Mecanismos de producción del pozo.
8. Los gradientes de presión y de temperatura para mantener el fluido de
perforación. Igualmente la selección de cementos y aditivos para la
cementación de sartas, especialmente la última sarta.
22
VII. RECOMENDACIONES1. Actualmente, en Venezuela, se utilizan extensamente programas de
computación en los procesos de completación, y éstos facilitan y
agilizan sensiblemente el proceso de la información. Estos programas
cubren el diseño, diagnóstico y optimización de estos procesos para
cada una de las áreas operacionales.
2. La abundancia y tipo de información para evaluar y correlacionar las
perspectivas del pozo dependen del grado de control geológico y la
experiencia acumulada del personal encargado de formular la
completación, de esta manera, se determinará cuáles datos son
suficientes e indispensables para realizar la tarea de seleccionar el
tipo de completación, que sin duda alguna, facilitan la selección
adecuada de una completación.
VIII. GLOSARIOAditivo: producto químico que se mezcla en pequeñas cantidades con un
producto del petróleo para mejorar la calidad del producto, dándole a éste
ciertas propiedades especiales.
Barrena: pieza de fabricación y especificaciones especiales, que corta los
estratos geológicos para hacer el hoyo que llegará al yacimiento petrolífero.
Camisas: una tubería corta de revestimiento o camisa, es una sarta que no
se extiende hasta la superficie sino que es colgada del interior y a corta
distancia del extremo inferior del revestimiento de producción.
23
Cañoneo: es la operación de hacer, mediante balas o cargas fulminantes
especiales y detonadores eléctricos (cañones), los agujeros o perforaciones
en el revestidor, para que los fluidos de la formación fluyan al pozo.
Crudos extrapesados: son aquellos hidrocarburos líquidos que tienen una
gravedad menor o igual a 9,9° API y una viscosidad mayor de 10.000
centipoises a condiciones de yacimiento.
Crudos livianos: son aquellos hidrocarburos líquidos que tienen una
gravedad comprendida en el rango de 30° API a 40° API (ambos inclusive).
Crudos pesados: son aquellos hidrocarburos líquidos que tienen una
gravedad comprendida en el rango de 10° API a 21,9° API (ambos inclusive).
Empacaduras de producción: es una herramienta de fondo que se usa
para proporcionar un sello entre la tubería de producción y la tubería de
revestimiento, a fin de evitar el movimiento vertical de fluidos desde la
empacadura por el espacio anular.
Estimulación de pozos: son los trabajos realizados en los pozos, durante el
período de la completación o durante su vida productiva, con la finalidad de
que el estrato productor descargue fácilmente el supuesto volumen de
hidrocarburos hacia la superficie.
Gravedad API: escala empírica para medir la densidad de los crudos y los
productos líquidos del petróleo.
Mecanismo de Producción: es la energía natural que tiene el yacimiento
para producir, es su capacidad de aporte del fluido.
Poise o Centipoise (0,01 poise): fuerza requerida en dinas para mover un
plano de un centímetro cuadrado de área, sobre otro de igual área y
separado un centímetro de distancia entre sí y con el espacio relleno del
líquido investigado, para obtener un desplazamiento de un centímetro en un
segundo.
Revestimiento de producción: es utilizado para completar, producir y
controlar el pozo durante toda su vida productiva.
24
Sarta de perforación: es una columna de tubos de acero, de fabricación y
especificaciones especiales, y en el extremo de ésta está enroscada la
barrena.
Sarta de producción: cumple con el objetivo de llevar el fluido desde la
formación productora hasta el cabezal del pozo.
IX. BIBLIOGRAFÍA
1. BROWN, H. D. Y L. L. Rayner. 1989. COMPLETACIÓN DE POZOS.
Volumen 1, Caracas. Schlumberger-Surenco S. A. Páginas: 190-196,
198-206, 238-243.
2. BARBERII, Efrain. 1989. LA INDUSTRIA VENEZOLANA DE LOS
HIDROCARBUROS. TOMO I, Caracas. Ediciones del CEPET. Páginas:
287-297, 304-321.
3. BARBERII, Efrain E. 1998. EL POZO ILUSTRADO. Primera edición en
Cd-Rom, Caracas, Fondo Editorial del Centro Internacional de
Educación y Desarrollo (FONCIED). Páginas: 150-157.
25
