“UNIVERSIDAD AUTÓNOMA GABRIEL RENÉ MORENO”

FACULTAD DE CIENCIAS EXACTAS Y TÉCNOLOGIA

CARRERA: INGENIERÍA PETROLERA

GRUPO NRO 2

INTRODUCCIÓN A LA PRODUCCION DE HIDROCARBUROS YTERMINACIÓN DE POZOS

MATERIA : PRODUCION I (PET-207) INTEGRANTES :

DOCENTE : ING. MARIO JIMENEZ VEIZAGA

FECHA :

SANTA CRUZ-BOLIVIA

INTRODUCCIÓN A LA PRODUCCION DE HIDROCARBUROS Y TERMINACIÓN DE POZOS

INDICE:

1. Historia de la producción de hidrocarburos.

2. Mecanismos naturales de producción de hidrocarburos.

3. Facilidades de producción de hidrocarburos. Onshore. Offshore.

4. Sistema de producción de hidrocarburos. Reservorio-Pozo-Cabeza de pozo-Separación.

5. Introducción a la terminación de pozos petroleros. Objetivos de la terminación.

6. Configuración típica (general) de un pozo petrolero en etapa de la terminación.6.1.Configuración superficial.

6.1.1. Cabezales y colgadores de cañería. Especificaciones. Funciones.6.1.2. Cabezal de tubing. Especificaciones. Funciones.6.1.3. El Árbol de navidad y sus componentes. Especificaciones y

funciones6.2.Configuración sub superficial.

6.2.1. Cañería guía. Especificaciones y funciones.6.2.2. Cañería Superficial. Especificaciones y funciones.6.2.3. Cañería Intermedia. Especificaciones y funciones.6.2.4. Cañería de producción. Especificaciones y funciones.6.2.5. Liner. Especificaciones y funciones.6.2.6. Colgador de Liner. Especificaciones y funciones.6.2.7. Arreglo de Tubería de Producción (Tubing). Componentes

principales.

7. Fluidos de terminación. Funciones.7.1.Tipos. Características y Especificaciones.

8. Programa de terminación de pozos. Componentes.

9. Bibliografía

1.- HISTORIA DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS

La producción petrolera registra los mismos antecedentes que lo pozos de agua, así los chinos aplican los primeros sistemas de extracción en pozos perforados; el equipo inicial de producción recibe su mayor influencia con la implementación del equipo de percusión usados en la perforación; así el balancín es adaptado para accionar un émbolo de una bomba ubicada en el fondo. Las aplicaciones posteriores de las técnicas de producción se limitaron a mejorar los equipos que eran rudimentarios, a medida que se progresaba en pozos cada vez más profundos.

Los pozos que empezaban su producción lo hacían espontáneamente a través de hoyos desnudos, gracias a la presencia de formaciones compactas, pero no se hicieron esfuerzos para el control del caudal a producir, ni de volúmenes de gas que se los perdía por lo que el pozo tenía corta vida. Cuando un pozo atravesaba formaciones acuíferas, obligaba el uso de tuberías de madera, lo cual interesó a la búsqueda de mejores alternativas para evitar la pérdida del pozo. De la misma forma el uso obligado de tuberías hizo ver que los pozos fluían más que aquellos terminados solo en revestidor, sin duda ya se daba lugar al uso más eficiente de la energía del yacimiento. Al igual que otras mejoras, se descubrió accidentalmente a través de las operaciones del campo que el cierre de un pozo permitía una mayor eficiencia de producción principalmente en la reducción del factor gas (RGP).

Después de perforarse varios pozos en un yacimiento los primeros ya cesaban de fluir y los últimos tampoco fluían con la misma energía que sus antecesores. La búsqueda de una explicación y la necesidad de producción determinaron la investigación de medios para elevar el petróleo a superficie. Los procedimientos graduales fueron: La adecuación o extracción de petróleo mediante poleas rudimentarias cuya energía la proveía un caballo; después se consiguió la técnica de agitar el petróleo del subsuelo con una longitud de tubería y posteriormente la técnica del pistoneo o suabeo, en la que en una etapa inicial se diseñaron e improvisaron muchos dispositivos.La transición a los métodos de bombeo fue gradual. Al principio se utilizó la bomba de los pozos de agua, la cual se fueron introduciendo mejoras hasta conseguir bombas con válvula. Los métodos de elevación artificial por gas se usaron muy poco en los primeros años de la industria, ya que resultaron costosos aplicados a pozos individuales, comúnmente se utilizaban con éxito el aire comprimido

En Bolivia, se tiene noticia de que el petróleo era una sustancia conocida por los aborígenes, incluso antes que llegaran los primeros exploradores españoles y se lo conocía por sus propiedades medicinales y como combustible para iluminar sus viviendas por la noche.El primer pozo perforado en Bolivia por la Standard Oil. Fue el Bermejo-1 y resultó seco. Sin embargo, el pozo Bermejo-2 perforado el año 1924 fue el primer pozo productor de Bolivia, con una producción de 500 BPD (Barriles Por Día) y continúa produciendo incluso hasta nuestros días con una producción de 6 BPD. La Standard descubrió los tres primeros campos de Bolivia que son: Bermejo, Sanandita y Camiri.

2.- MECANISMOS NATURALES DE PRODUCCION DE HIDROCARBURO

Para que un yacimiento petrolífero produzca, debe tener suficiente energía innata capaz de expulsar los hidrocarburos desde cada punto en el yacimiento hasta el fondo de los pozos que lo penetran, y desde aquí hasta Ia superficie y las estaciones de recolecciónLa producción inicial de hidrocarburos está acompañada por el uso de la energía natural de este y normalmente se conoce como producción primaria. El petróleo y el gas son desplazados hacia los pozos productores bajo producción primaria. Cuando exista esta situación se dice que el pozo produce por flujo natural.

RECUPERACIÓN PRIMARIA

Cuando el pozo está iniciando su producción, éste tipo de recuperación puede ser: Surgencia Natural o de levantamiento artificial.

SURGENCIA NATURAL

Se emplea al iniciar la producción de hidrocarburo.

A.-Empuje por agua o hidráulico

B.-Empuje por gas en solución

C.- Compresibilidad de la roca y los fluidos

D.-Empuje por capa de gas

E.-Drenaje por gravedad

A. EMPUJE POR AGUA O HIDRAULICO

B.- EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN

El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción del petróleo. Su presencia y actuación efectiva puede lograr que se produzca hasta 60 % y quizás más del petróleo en sitio.Mantener una relación muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se establezca para el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento. El frente o contacto agua petróleo debe mantenerse unido para que el espacio que va dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado uniformemente por el agua. Se debe mantener la presión en el yacimiento a un cierto nivel para evitar el desprendimiento de gas e inducción de un casquete de gas.

En este tipo de mecanismos no existe capa o casquete de gas. Todo el gas disuelto en el petróleo y el petróleo mismo forman una sola fase, a presión y temperatura originalmente altas en el yacimiento.Al comenzar la etapa de producción, el diferencial de presión creado hace que el gas comience a expandirse y arrastre el petróleo del yacimiento hacia los pozos durante cierta parte de la vida productiva del yacimiento. Eventualmente, a medida que se extrae petróleo, se manifiesta la presión de burbujeo en el yacimiento y comienza a desarrollarse el casquete o capa de gas en el yacimiento, inducida por la mecánica de flujo.

C. COMPRESIBILIDAD DE LOS FLUIDOS Y LA ROCA

D.-EMPUJE POR GAS CAPA DE GAS

La producción de fluidos de un reservorio, incrementa la diferencia entre la presión de sobrecarga y la presión del poro, lo que origina una reducción del volumen poroso del reservorio y posiblemente cause subsidencia de la superficie. La recuperación de petróleo mediante el empuje por compactación es significante sólo si la compresibilidad de la formación es alta. Muchos reservorios que tienen un significante empuje por compactación son someros y pobremente consolidados.El peso de sobrecarga es soportado por los granos de la roca y el resto es soportado por el fluido dentro del espacio poroso. La porción de la sobrecarga sostenida por los granos de la roca es denominada presión de la matriz o del grano. La presión del grano incrementa normalmente con la profundidad a una tasa de aproximadamente 0.54 a 0.56 psi por pie

Si la presión original de un yacimiento se encuentra por debajo de la presión de burbujeo, entonces existe la presencia de una capa de gas original. Al iniciarse la extracción de petróleo del yacimiento, dado que la compresibilidad del gas es menor que la del petróleo, el casquete de gas aumentará su volumen, mientras no sea producido. Por otro lado, a medida que la presión disminuye, el gas disuelto en el petróleo se liberará formando parte de la capa de gas y contribuyendo con su expansión. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 20 al 40% del POES

E.-DRENAJE POR GRAVEDAD

Generalmente en este tipo de yacimientos no existe capa de gas y se encuentra un acuífero asociado al yacimiento. La producción se genera mediante el desplazamiento que genera el agua sobre el petróleo, este proceso se genera debido a que el volumen de agua que se encuentra en el yacimiento es restituido de una manera natural, esto ayuda a mantener la presión en el yacimiento. Este es el mecanismo más eficiente de producción natural llegando a tener un factor de recobro de hasta 60% y 70% incluso más. Para este mecanismo es importante que el frente de contacto agua petróleo se mantenga unido para el espacio que deja el volumen de petróleo empujado hacia la superficie sea ocupado por agua.

Levantamiento artificial

Cuando el pozo deja de fluir, porque su energía natural se agotó, significa que se produjo casi todo el gas que contenía el reservorio productor, pero aún permanece en su interior la mayor parte del petróleo o condensado (75%), de la cantidad original.Entonces, es necesario emplear algún método artificial para ayudar a que los líquidos salgan del pozo, los más importantes son: Gas lift, bombeo mecánico, bombeo electro-sumergible, por cavidad progresiva y extracción plunger lift.

GAS LIFTConsiste en bajar un arreglo sub-superficial con válvulas en distintas profundidades y al final del tubing, una válvula de pie. El gas lift es inyectado en el espacio anular y va abriendo en forma paulatina cada una de las válvulas para ingresar dentro del tubing. Entonces, empieza a empujar los baches de petróleo que se encuentran encima de cada válvula y lo sacan a la superficie.

BOMBEO MECANICOSe baja un arreglo sub-superficial, con una bomba de profundidad en la punta y en la superficie se instala una Unidad de Bombeo Mecánico (UBM). Esta unidad transmite un movimiento ascendente y descendente a una sarta de varillas que están conectadas internamente con un émbolo que se coloca dentro de la bomba de profundidad, de modo que dicho émbolo va elevando el petróleo que existe dentro del tubing hacia la superficie.

BOMBEO ELECTRO-SUMERGIBLE Consiste en colocar en la punta del tubing, una bomba eléctrica provista de aspas o aletas, las mismas que al girar a gran velocidad impulsan el petróleo hacia la superficie. La energía eléctrica debe ser proporcionada por un generador en superficie y ser trasmitida mediante cables conductores hasta la bomba. La bomba debe permanecer en todo momento, sumergida por debajo del nivel superior del petróleo. Se emplean también en pozos de agua.

POR CAVIDAD PROGRESIVA (PCP)Se instala una bomba por el interior del tubing a la profundidad deseada. Dicha bomba tiene en su interior un tronillo sin fin que gira gracias al movimiento rotatorio que le proporciona una sarta de varillas, las mismas que están conectadas en superficie a un motor que le imprime el movimiento necesario.

PLUNGER LIFTSe trata de un pistón que es instalado dentro del tubing, en la punta del mismo. El pistón es

impulsado por el gas del reservorio y luego vuelve a bajar por la fuerza de la gravedad, momento en el que se abren unas válvulas que permiten el paso del petróleo hacia arriba, luego cuando vuelve a ser impulsado hacia arriba, empuja el bache de petróleo que está encima.

RECUPERACION SECUNDARIA (CONVENCIONAL)

Cuando ya no es posible recuperar más líquidos por recuperación primaria, se emplean los métodos de mantenimiento de presión que pueden ser dos: Inyección de gas e Inyección de agua

INYECCIÓN DE GAS (GAS DRIVE)Se emplea el gas que es inyectado dentro de la formación, empleando los pozos inyectores. El gas ingresa a la formación, elevando la presión del reservorio y barriendo, al mismo tiempo, todos los líquidos hacia los pozos productores.Después de que se ha continuado la producción durante algún tiempo, de modo que se ha reducido la presión del depósito, podemos restaurar total o parcialmente la presión del depósito y suministrar así nueva energía para expulsar el petróleo residual. Estar restauración de presión se puede lograr inyectando gas de alta presión en los espacios porosos en parte drenados de la roca de depósito. Se puede usar el gas natural, aire, gas de combustión, gases de escape de las máquinas de combustión interna o cualquier otro gas barato. El gas comprimido, llevando latente dentro de sí la energía con la que se ha dotado durante el proceso de la comprensión, proporciona una nueva fuerza expulsiva que efectuará la recuperación en forma similar a los procesos naturales como los que causaron la expansión del gas natural original y la expulsión del petróleo de los pozos del reservorio.INYECCIÓN DE AGUA (WATER DRIVE)Los métodos de inyección de agua, consisten en introducir agua a presión a través de un pozo, originando un movimiento de fluidos a través del reservorio. Esta agua recoge delante de su frente de avance, un banco de petróleo que se empuja eventualmente desde el reservorio hacia los pozos productores. Si el agua inyectada avanza uniformemente a través del reservorio, sus poros quedan llenos de agua, desplazando en gran parte el aceite retenido por capilaridad que previamente ocupaba una parte del espacio poroso. Además de esto, el agua puede aprovechar por la acción de ciertos efectos la tensión entre las fases, mojar de preferencia las superficies minerales, desplazando así una parte del petróleo adherido a las superficies previamente mojadas con petróleo.

Este último efecto, sin embargo, es con frecuencia incompleto a menos que se le ayude con la adición de ajustes de inundación que tengan la propiedad de desprender el petróleo adherido.

Para determinar si el proceso de inyección de agua es adaptable a las condiciones que se encuentran en un cierto campo, es importante que se entienda bien la influencia de los factores que controlan su eficiencia. Entre las variables más importantes que tienen relación con el resultado están: la permeabilidad, porosidad y tamaño de las aberturas del poro del reservorio que determinan su permeabilidad relativa al agua y petróleo.

Tendrán mucho que ver con el resultado: la uniformidad de permeabilidad y textura del reservorio y la continuidad y regularidad de estratificación que son factores importantes. La presencia de ciertos tipos de arcillas y de aguas nativas dentro de los espacios porosos del reservorio y de sustancias disueltas en el agua de inyección puede influir en el resultado.

La permeabilidad relativa, dependerá de las cantidades relativas de los dos fluidos en los espacios porosos del yacimiento. Si hay un gran porcentaje de agua nativa en los espacios porosos, el agua de invasión fluirá libremente y muy poco petróleo será desplazado.

Las propiedades físicas del aceite son importantes. Se logra un porcentaje de recuperación más alta, si el petróleo es de baja densidad o gravedad API alta y baja viscosidad, que si es pesado y viscoso.Las sales disueltas en el agua de inyección o en las aguas nativas en el yacimiento, pueden también influir en la eficiencia de la inyección de agua.

La rapidez con se efectúa el barrido con agua puede tener una influencia importante sobre la efectividad con que se desplaza el petróleo residual. Si las superficies minerales del reservorio están mojadas con agua, el flujo rápido de esta, inyectada a los espacios porosos, creará un efecto más enérgico de barrido de las partículas de petróleo residual.

La recuperación aquí dependerá del efecto hidráulico del agua en movimiento. Sin embargo, si las superficies minerales están mojadas en aceite, es probable que se logren mayores recuperaciones con velocidades de progreso más lentas. Las pruebas de laboratorio muestra que, si se fuerza agua rápidamente por una arena mojada en petróleo, tendrá una tendencia mayor a canalizar a través del banco de petróleo y a atrapar masas de arena saturada de petróleo no drenado.La velocidad de progreso de la inyección de agua a través del yacimiento, se determinará por la velocidad a la que se fuerza el agua dentro de los pozos de inyección, y esta depende de la presión impuesta.

RECUPERACION TERCIARIA O MEJORADA (EOR)Consiste en emplear métodos más sofisticados cuando ya los métodos anteriores no dan resultado y aún existen hidrocarburos líquidos dentro del reservorio. Los métodos empleados pueden ser: Térmicos, Químicos, Gas y otros.TÉRMICOSEmplean el calor, generalmente para reducir la viscosidad de algunos hidrocarburos pesados que se encuentran en estado pastoso parecido al alquitrán. Entre los métodos térmicos están: Vapor de agua, combustión, agua caliente y el electromagnético. QUÍMICOSCuando se tiene petróleo crudo de baja o moderada viscosidad se emplean baches químicos empujados por agua. Estos pueden ser: Alcalinos, polímeros, espuma, etc.

GASPara crudos de baja viscosidad se pueden emplear los siguientes tipos de gas: Dióxido de carbono, nitrógeno, etc.OTROSExiste una gran variedad de métodos. Solo mencionaremos el microbial que consiste en inyectar dentro de la formación micro-organismos y nutrientes que descomponen el petróleo para formar detergentes, dióxido de carbono y nuevas células. Estos productos liberan mecánicamente o químicamente el petróleo atrapado en los poros de la arenisca.

3.- FACILIDADES DE PRODUCION DE HIDROCARBUROS. ONSHORE OFFSHORE

Los procedimientos para trabajar dentro o fuera de costa son diferentes , en concescuensia la inversión ecomnomica para la ejecucion de trabajo uera de costa es mayor o mas costosa n

todo sentidon simplemente por la hubicacion , pero también se debe tomar encuenta los beneficios a la hora de explotar el hidrocarburo de la zona en cuestión.

Se debe tomar muy encuenta el equipo o herramienta para su desenpeño y el trasporte del mismo, el personal capacitado.

ONSHORE PRODUCCION Producción en tierra es económicamente viable de este unas pocas decena de barriles por dia hacia arriba.petroleo y gas se produje a partir de varios millones de pozos en todo el mundo en particular, en particular de una red de recolecion de gas puede llegar aser muy grande, con la producción de cientos de pozos, varieos cientos kilometro millas de distancias, la alimentación atraves de una de recolecion en una planta de procesamiento. La imagen muestra una bien equipada con una bomba de varillas de bombeo ()

4.-SISTEMA DE PRODUCCION DE HIDROCARBUROS. RESERVORIO-POZO-CABEZA DE POZO-SEPARACION.

El sistema de producción de hidrocarburos es el proceso de sacar de manera ordenada y planificada el crudo que la naturaleza ha acumulado en yacimientos subterráneos. Incluye la protección de que el pozo sea tapado por arena y equitos, la protección ambiental de la superficie y acuíferos cercanos al pozo, mantenimiento de las presiones y flujos de producción a niveles seguros, la separación de gases, el bombeo en casos en que el petróleo no fluye solo, el mantenimiento del yacimiento y múltiples técnicas de recuperación secundaria y terciaria.

También se define como el proceso que se concentra en la explotación racional de petróleo y gas natural de los yacimientos, cumpliendo con las leyes y normas ambientales y de seguridad, y fortaleciendo la soberanía tecnológica.El proceso de producción de un pozo de hidrocarburos se inicia desde el instante en que los fluidos comienzan a moverse desde el radio externo de drenaje del yacimiento y termina cuando son recolectados en la estación de flujo. Los fluidos transportados pierden energía en el yacimiento, en el pozo y en la línea de flujo que los lleva a la estación recolectora. Cuando la energía del yacimiento es suficiente para completar el proceso de producción, se dice que el pozo produce por flujo natural, y cuando es necesario utilizar alguna fuente externa de energía para el levantamiento de fluidos, desde el fondo del pozo hasta la estación, se dice que el pozo produce mediante levantamiento artificial.

EL PROCESO PRODUCTIVO

El proceso de producción empieza en el pozo, una vez que éste ha sido perforado y determinado sus niveles productores, se tiene que bajar un arreglo sub-superficial adecuado y también colocar el arreglo superficial apropiado. Luego, la producción es enviada a una batería de separadores, donde se separan el gas de los líquidos. El agua que sale del separador, si es que hay agua, es enviada a una fosa de eliminación de agua por evaporación o a un pozo sumidero. El petróleo o condensado va a una torre estabilizadora y luego es enviada a los tanques de almacenamiento desde donde después sale al oleoducto de ventas, (Refinería).El gas que sale de los separadores se dirige a una planta de gas donde debe ser adecuada para su transporte y venta. Una etapa imprescindible es eliminar el agua que se encuentra atrapada por el gas, en estado de vapor, ya que cuando se enfríe puede formar hidratos semejantes al hielo, taponando las líneas y/o gasoductos en forma peligrosa. El agua se elimina mediante el proceso de deshidratación y luego, el gas seco puede seguir diferentes procesos según sea necesario, generalmente para cumplir condiciones de compra-venta.

5.-INTRODUCCION A LA TERMINACION DE POZOS PETROLEROS. OBJETIVOS DE LA TERMINACION.

GASODUCTO OLEODUCTO

GLP

`LNGGAS DE CABEZA

GAS HUMEDO

AGUA

VENTAS

GASOLINA NATURAL

PET/CONDBATERIA

PLANTA DE GAS

ELIMINACION DE AGUA

ESTA

BILI

ZAC

ION

SEPARACION

PROCESO DE PRODUCCION

RESERVORIO

POZO

Se entiende por completación o terminación al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a otros usos, como inyección de agua o gas. 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, finalmente, la instalación de la tubería de producción.

OBJETIVOS DE LA TERMINACION

El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción óptima de hidrocarburos al menor costo posible.Para que esto ocurra, debe realizarse un análisis Nodal que permita determinar qué arreglos de producción deben utilizarse para producir el pozo adecuado a las características del reservorio.La elección y el adecuado diseño de los esquemas de terminación de los pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño operativo, productivo y desarrollo de un Campo.La eficiencia y la seguridad del vínculo establecido entre el yacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratégica disposición de todos los accesorios que lo conforman.

HAY TRES METODOS BASICOS PARA TERMINAR UN POZO

Completacion Agujero abierto. Completacion Agujero abierto con tubería ranurada y empacada con

grava. Completacion Agujero entubado con cañería perforada.

Agujero abierto.

Agujero abierto con tubería

ranurada y empacada con grava

Se realiza en zonas donde la formación está altamente compactada, siendo el intervalo de completación o producción normalmente grande (100 a 400 pies) y homogéneo en toda su longitud.Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completación se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se espera producción de agua/gas ni producción de arena ó derrumbes de la formación. Caliza o dolomita.

Agujero entubado con cañería perforada

Este tipo de completación se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido a problemas de producción de fragmentos de rocas y de la formación (100 a 400 pies).En una completación con forro, el revestidor se asienta en el tope de la formación productora y se coloca un forro en el intervalo correspondiente a la formación productiva.

Una vez cementada la cañería de revestimiento se procede a al baleo y controlando estrictamente el equilibrio de presiones para tener en todo momento que PH = PFoLuego proceder a la instalación de la tuberia de producción.Este es el tipo de terminación recomendada en todo tipo de pozos y su ventaja radica en el hecho de que se mantiene durante todo el trabajo de producción del pozo las presiones controladas.

Terminación con empaque de grava• Que se utiliza en pozos cuyas niveles

productores son estructuralmente débiles, que ofrecen poca resistencia a la fuerza originada por los fluidos que arrastran arena desde el interior de la formación al fondo de pozo, taponando los baleos y los componentes del arreglo de fondo como los filtros y las válvulas, con la consiguiente obstrucción final del flujo de la mezcla de hidrocarburos.

• Para evitar este problema el método de control consiste en colocar empaques de grava en el fondo de pozo utilizando una granulometría determinada mezclando arenas, por ejemplo con resinas para formar una pared permeable artificial con porosidad adecuada para no obstruir el flujo de los fluidos.

Es el tipo de completación que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o más). Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la tubería de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar, cañoneando selectivamente frente a las zonas de interés para establecer comunicación entre la formación y el hueco del pozo.

6.-CONFIGURACION TIPICA (GENERAL) DE UN POZO PETROLERO EN ETAPA DE LA TERMINACION.

Configuración superficial

Configuración sub superficial

6.1.-Configuracion superficial

6.1.1 Cabezales y colgadores de cañería. Especificaciones Funciones.

COMPONENTES DE UN CABEZAL

6.1.2.- Colgadores

Funciones: Es Un arreglo de cuña y sello que suspende y sella la tubería de

revestimiento de la cabeza de la tubería de revestimiento. Centra las sartas de revestidor en la cubierta de cabezal o en el carretel. Sella el espacio anular del revestidor.

6.1.3.- El Árbol de navidad y sus componentes. Especificaciones y funciones.

Árbol de producción El arbolito de producción es un conjunto de válvulas automáticas y manuales, las cuales tienen la función de realizar la apertura o cierre del pozo en forma consecutiva y segura.El arbolito de producción va por encima de un cabezal de pozo, el cual tiene como objeto el sostener a la tubería de producción y brindar sostén a las mismas.

Hay arbolitos de producción de diferentes diámetros y presión debido a que la tubería de producción es diferente de acuerdo a la profundidad y presión de los pozos.

Un árbol de producción consta con las siguientes partes: Te de flujo. Válvula de fondo ó Down Hole Valve. Dos válvulas maestras ó Master, una manual y una neumática. Cuatro válvulas laterales ó Wing, de las cuales dos son de accionamiento manual y dos son neumáticas. Válvula de Maniobra ó Swab. Dos válvulas reguladoras ó “choke”, una actuada en forma neumática y otra manual.

Te de flujo Este es el soporte de las válvulas e instrumentos, que se encuentren en el árbol de producción (christmas tree). Válvula de fondo ó Down Hole ValveEsta válvula permite la comunicación entre el reservorio y la línea de producción, es accionada de manera hidráulica mediante una bomba que desplaza aceite desde la superficie. La presión de apertura de esta válvula es de 7000 psi, se activa desde el panel de control.

Válvula Maestra ó MasterEsta válvula permite la comunicación de la tubería de producción con el arreglo de boca de pozo, esta válvula tiene un manejo manual y automático. El control manual se los realiza localmente, el automático es de dos modos; neumático e hidráulico. Estas válvula son de control neumático y trabaja con 160 psi., y el manejo hidráulico trabaja con 1500 - 1800 psi, controlados con la bomba. Esta válvula trabaja con presión neumática e hidráulica accionada por una bomba reciprocante desde la superficie.

Válvula Lateral ó WingEsta válvula permite la salida del flujo del pozo. Existen 4 válvulas, dos manuales y dos neumáticas; estas válvulas son utilizadas alternadamente, principalmente se utiliza la válvula donde va el choke automático para poder regular el flujo deseado, la otras dos válvulas se utilizan para realizar mantenimiento al choke automático. El manejo de las válvulas laterales automáticas es de modo neumático, utilizan una presión de instrumento de 150 psi.

6.2.-Configuracion sub superficial

Los “casings” o cañerías, son retenedores estructurales que evitan derrumbes, excluyen fluidos indeseables y actúan para confinar y conducir petróleo y gas. Podemos decir que son las “paredes” del pozo. En la primera etapa de perforación se baja el caño “guía” que es el de mayor diámetro y el mas superficial. Luego vienen una o varias cañerías intermedias que se van colocando de acuerdo a la profundidad del pozo, es decir, que a mayor profundidad se colocarán mayor número de cañerías intermedias. Finalmente viene la cañería de producción, que es la de menor diámetro y que generalmente llega hasta el fondo del pozo. En algunos casos, cuando el pozo es demasiado profundo, se coloca una cañería llamada liner, colgada de la anterior cañería. En la parte inferior de cada cañería se encuentra un dispositivo llamado “zapato” de la cañería y es el lugar desde el cual se cementa externamente la cañería.

6.2.1.Cañería guía. Especificaciones y funciones.

El caño guía. Un pozo productor de petróleo y/o gas, usualmente requiere tres arreglos concéntricos de material tubular o cañería. El CAÑO GUIA que es inicialmente colocado y cementado en el primer tramo del pozo perforado y tiene por fin consolidar la base del pozo y conjuntamente con el antepozo forma una especie de cimiento o fundación tanto para la plataforma de perforación como para todo el arreglo subsuperficial de cañerías que se instalaran posteriormente. Usualmente tiene una longitud entre 6 a 30 metros y sus diámetros pueden oscilar entre 20” hasta 9 5/8”.

Válvulas de ChokeEstas son válvulas reguladoras de flujo, de modo automático y manual, permitiendo la salida de gas, el control es de acuerdo a pulsos (apertura o cierre) realizados desde la sala de control y la válvula manual trabaja localmente. Esta válvula funciona neumáticamente con 140 psi. neumáticos, el dispositivo regulador esta hecho de carburo de tungsteno resistente a altas presiones.Los pulsos efectuados al choke es de “N/64” indicando el tamaño de apertura eso significa que el choke tiene la apertura de una pulgada, teniendo un máximo de apertura de 198/64” (3- 3/32”).

Sensor de ArenaEl Sand Probe se un sensor de arena, consta de una capsula hermética resistente a altas presiones y vulnerable a la abrasividad, en caso de que el pozo este aportando arena del reservorio esta capsula se calentara y posteriormente se rompe generando una presión de ruptura hacia un manómetro, el cual dará una señal a la DCS, posteriormente se corrobora el dato viendo localmente en el scrapper si existe aporte de arena. Por otro lado existe un dispositivo de seguridad conectado al lazo de emergencia del panel, el cual es un detector de llama ubicado en la parte superior del arbolito de producción.

Panel de ControlEl cual permite efectuar el manejo y control de los dispositivos hidráulicos del árbol de producción, esta fabricado de acero inoxidable. Existen dos tipos de paneles PETROTECH y HALLIBURTON. Dicho sistema se alimenta por medio de un gas acondicionado es las mismas instalaciones y un panel solar para las válvulas eléctricas solenoides.

6.2.2.Cañería Superficial. Especificaciones y funciones.Esta cañería tiene el objetivo de servir de base para la instalación de seguridad del pozo (preventores).En esta etapa comienza el control de la verticalidad del pozo mediante instrumentos especiales.Usualmente tiene una longitud entre 800 a 1000 metros y sus diámetros pueden oscilar entre 17 1/2”.

6.2.3.Cañería Intermedia. Especificaciones y funciones.

Cañería intermedia recubre toda la parte intermedia del pozo con extensiones desde 1000 a 2500 metros y provee protección para prevenir la contaminación de agua de formaciones de agua salada, evita derrumbes de areniscas y arcillas, facilitando asimismo la circulación de los fluidos de perforación para atravesar los niveles más profundos y alcanzar los objetivos de la perforación. Sus diámetros pueden variar de 9 5/8” a 5”.

6.2.4.Cañería de producción. Especificaciones y funciones.

Cañería de producción es bajada en el caso de tener seguridad de la potencial productividad del pozo perforado en base a evaluaciones previas de registros y pruebas en agujero abierto. Esta cañería cubrirá los tramos a ser explotados o se colocara inmediatamente encima del tramo perforado del nivel productor. Para los fines de garantizar la producción de petróleo y gas sin contaminación de agua y/o arena, la cementación de esta cañería en toda la zona de niveles productores sea con un 100% de aislamiento.Su diámetro es 7”.

6.2.5.Liner. Especificaciones y funciones.

El liner es una cañería que no se extiende hasta la cabeza del pozo, sino que se cuelga de otra cañería que le sigue en diámetro y ésta hasta la boca del pozo. La cañería colgada permite reducir costos y mejorar la hidráulica en perforaciones más profundas. Los liners pueden funcionar como cañería intermedia o de producción, normalmente cementada en toda su longitud.Su diámetro es 5”.

6.2.6.Colgador de Liner. Especificaciones y funciones.

Un colgador de Liner es un equipo con cunas dentadas que se deslizan al frente de los conos para lograr agarre con la pared del revestimiento, lo cual permite suspender al liner.Sostiene el tramo suspendido de la TR en tensión para impedir el pandeo de la tubería hasta que el cemento quede fraguado. La mayoría de los colgadores de liner se colocan con un aparato mecánico o hidráulico.La selección de un colgador debe estar basada en la geometría del pozo, la superficie de desviación, de cono simple o de múltiples conos, distribución de cargas de las cunas y si el revestido girara o reciprocara durante el trabajo de cementación. Otro factor es considerar si se tiene la integridad de presión necesaria para soportar la presión interna y externa prevista.

Colgadores de Liner Mecánicos.Los colgadores mecánicos se basan en un simple mecanismo de asentamiento en “j”, el colgador mecánico no tiene elastómeros o pistón hidráulico lo que podrían causar fugas en la integridad de presión.La ventaja principal de un colgador de liner mecánico consiste en la integridad de presión, puede estar fabricado de un barril integral de una sola pieza capaz de mantener la presión más alta que un colgador de liner hidráulico, que depende de algún tipo de sello elastómero para mantener presiones altas que se presentan durante los trabajos de estimulación de cementación, producción y al matar el pozo.Asentamiento de colgadores mecánicosSe coloca levantando el revestido y girando para desenganchar la pieza J, luego se baja el liner moviendo el cono hacia abajo hasta que se fuerza las cunas hacia afuera para toparse con la pared de la tubería de revestimiento.Normalmente se suministra una pieza J izquierda con el equipo puesto que la herramienta fijadora se suelta por rotación a la derecha

La unión giratoria del liner que se coloca debajo del colgador permite que la sarta fijadora sea girada a la izquierda sin girar el liner. Este diseño permite una fácil operación y recuperar los conjuntos del colgador, este es elevado y girado en la dirección de asentamiento; luego el peso es liberado hacia abajo del colgador y queda asentado.

Colgadores de Liner HidráulicoA diferencia de los modelos mecánicos los colgadores hidráulicos presentan resortes de arrastres; por lo tanto ellos pueden ser rotados y reciprocados en el fondo con la correcta herramienta de corrida.La principal ventaja de un colgador hidráulico de Liner sobre los modelos mecánicos es que pueden ser asentados en pozos de alto Angulo y/o extremadamente profundo, porque la sarta de perforación y la manipulación de liner no son requeridas para la activación de este.

Asentamiento de colgadores hidráulicosSegún el diseño que tenga pueden ser anclados usando una bola o tapón. La presión hidráulica para colocar las cunas del colgador de revestido es la presión necesaria para contrarrestar la fuerza de resorte o la carga del pasador de cizalleo del pistón actuador de cuna.Los colgadores anclados hidráulicamente eliminan inconvenientes presentados por rotación o movimiento reciprocaste.Un típico procedimiento de asentamiento para un colgador de liner hidráulico requiere lanzar una bola, cayendo la bola en el sello, presurizando contra este para activar el colgador de liner y luego liberando peso en el colgador.Un colgador de liner es asentado por diferencial de presión a través del cilindro hidráulico en el colgador para prevenir que el colgador presente reasentamientos durante el desplazamiento, el cilindro hidráulico contiene un perno de seguridad usualmente la máxima presión de circulación antes que el colgador sea asentado, es del 50 % de la presión de asentamiento.

6.2.7.Arreglo de Tubería de Producción (Tubing). Componentes principales.

a.- Las Tuberías o “tubings” son las que conducen los fluidos producidos por el pozo, desde el fondo del mismo hasta la superficie. Se instalan como un medio para permitir el flujo vertical hacia la superficie, son diseñados de acuerdo a los requerimientos de esfuerzos que se establecen en el curso de producción de un pozo. De acuerdo a las condiciones de caudal y resistencia, también varían en diámetro y grados de acero. Los diámetros varían de ¾” hasta 4.5”.

Estos Tubings, también llamados “Eductores” o “sartas de producción”, constituyen arreglos de tubulares y equipos de fondo; pueden ir desde arreglos sencillos hasta arreglos muy complicados. Su objetivo primordial es conducir los fluidos desde la boca de las perforaciones hasta la superficie.

b.- CASING

Los “casings” o cañerías, son retenedores estructurales que evitan derrumbes, excluyen fluidos indeseables y actúan para confinar y conducir petróleo y gas. Podemos decir que son las “paredes” del pozo. En la primera etapa de perforación se baja el caño “guía” que es el de mayor diámetro y el mas superficial. Luego vienen una o varias cañerías intermedias que se van colocando de acuerdo a la profundidad del pozo, es decir, que a mayor profundidad se colocarán mayor número de cañerías intermedias. Finalmente viene la cañería de producción, que es la de menor diámetro y que generalmente llega hasta el fondo del pozo. En algunos casos, cuando el pozo es demasiado profundo, se coloca una cañería llamada liner, colgada de la anterior cañería. En la parte inferior de cada cañería se encuentra un dispositivo llamado “zapato” de la cañería y es el lugar desde el cual se cementa externamente la cañeríaLos distintos tipos de Casings o cañerías son: (Fig. 2.2)

• El caño guía. Un pozo productor de petróleo y/o gas, usualmente requiere tres arreglos concéntricos de material tubular o cañería. El CAÑO GUIA que es inicialmente colocado y cementado en el primer tramo del pozo perforado y tiene por fin consolidar la base del pozo y conjuntamente con el antepozo forma una especie de cimiento o fundación tanto para la plataforma de perforación como para todo el arreglo subsuperficial de cañerías que se instalaran posteriormente. Usualmente tiene una longitud entre 6 a 30 metros y sus diámetros pueden oscilar entre 20” hasta 9 5/8”.

• La cañería intermedia. La segunda cañería denominada CAÑERIA INTERMEDIA recubre toda la parte intermedia del pozo con extensiones desde 200 a miles de metros y provee protección para prevenir la contaminación de agua de formaciones de agua salada, evita derrumbes de areniscas y arcillas, facilitando asimismo la circulación de los fluidos de perforación para atravesar los niveles mas profundos y alcanzar los objetivos de la perforación. Sus diámetros pueden variar de 9 5/8” a 5”.

• La cañería de producción. La tercera cañería denominada la CAÑERIA DE PRODUCCION es bajada en el caso de tener seguridad de la potencial productividad del pozo perforado en base a evaluaciones previas de registros y pruebas en agujero abierto. Esta cañería cubrirá los tramos a ser explotados o se colocara inmediatamente encima del tramo perforado del nivel productor. Para los fines de garantizar la producción de petróleo y gas

sin contaminación de agua y/o arena, la cementacion de esta cañería en toda la zona de niveles productores sea con un 100% de aislamiento.

• Liner El liner es una cañería que no se extiende hasta la cabeza del pozo, sino que se cuelga de otra cañería que le sigue en diámetro y ésta hasta la boca del pozo. La cañería colgada permite reducir costos y mejorar la hidráulica en perforaciones más profundas. Los liners pueden funcionar como cañería intermedia o de producción, normalmente cementada en toda su longitud.

c.- PACKERS DE PRODUCCION

Los packers de producción se emplean en los arreglos sub-superficiales para brindar el mecanismo más apropiado para direccional los fluidos de producción por la trayectoria más apropiada determinando una producción eficiente.

El packer aísla y ayuda en el control de la producción de fluidos a altas presiones, protegiendo el casing y otras formaciones por encima y por debajo del nivel productor.

CLASIFICACION

Por la de recuperar: Recuperables, Permanentes, permanentes-recuperables.Por los esfuerzos de asentamiento: De compresión y de TensiónPor el sistema de asentamiento y sello: Mecánicos, Hidraúlicos

OBJETIVOS DE LOS PACKERS

Los objetivos que debe cumplir un packer son:

a) Proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción o presiones de inyección.

b) Proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos

c) Aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones múltiples

d) En instalaciones de levantamiento artificial por gas

e) Proteger la tubería de revestimiento del colapso mediante el empleo de un fluido sobre la empacadura, en el espacio anular entre la tubería eductora y el revestimiento de producción.

d.- TAPONES y NIPLES ASIENTO: Los Tapones son herramientas empleadas para aislar completamente algunos niveles dentro de la cañería de producción o dentro del Tubing. En éste último caso se necesitan los níples asiento donde se insertan y anclan los tapones. Entre los tapones tenemos los de cemento y los mecánicos. Asimismo existen los permanentes y recuperables.

Los fluidos de terminación o reparación de pozos son aquellos que entran en contacto con la formación productiva durante el ahogo, la limpieza, el taponamiento de fondo, la estimulación o el baleo (punzado).El contacto de los fluidos de intervención con la formación será una fuente primaria de daño por influjo (contrapresión). Este contacto fluido/pozo no puede ser evitado. Por tal motivo el Supervisor de campo debe elegir fluidos que minimicen la posibilidad de daño.(se debe elegir fluidos que sean compatibles con la formación)

Un fluido de intervención sucio puede reducir la permeabilidad taponando los canales de flujo. Aun los fluidos relativamente limpios pueden provocar daño de formación por inyección de micro partículas.

e.- ESTRANGULADORES DE FONDO

Son choques instalados en el fondo del pozo, en la terminación de la tubería, pueden asentar sobre un niple y ser instalados y retirados con herramientas de cable.

El propósito de estos estranguladores de fondo es: a) reducir la presión de superficie y atenuar la caída de temperatura causada por las grandes reducciones de presión a través del estrangulador en superficie, reduciendo la tendencia al congelamiento, b) Se aumenta la vida de flujo de un pozo mediante la disminución de salida de gas, reduciendo la RGP, c) La presión de fondo se mantiene más constante retardando la posible invasión de agua.

Estos estranguladores de fondo son usados en diámetros mayores como 1’’ – 1.1/2” y pueden utilizarse combinados con un estrangulador de superficie.

f.- CAMISAS DESLIZABLES Las camisas deslizables son ventanas en el tubing y sirven para comunicar o aislar el interior del tubing con el espacio anular entre el tubing y el casing de producción. Son dispositivos de circulación que contienen interiormente una camisa deslizable que se abre o cierra con un equipo de cable.

7.Fluidos de terminación. Funciones.

9.1. Tipos. Características y Especificaciones.

10. Programa de terminación de pozos. Componentes.

Plan de operacionesUn pozo es una estructura pensada y construida dentro del suelo con el propósito de producir hidrocarburo basicamente se disena con las siguientes filosofía

1. Seguridad: como primera medida (fallas catastróficas fallas dependientes del tiempo, falas debido a mamipulacion,)

2. Economisida(costo de capital, costo de operación, costo de manimiento,etc )3. Acciones futuras: ( futuras y desarrollo de yasimiento,forma de producir el

pozo,etc)

Por todo lo anotado es necesario la elaboración de un plan de trabajo basado en toda la información obtenida en relación al pozo perforado la de otros pozos similares, además de toda la información geológicas tanto de superficie como de reservorio.Asi mismo, se debe considerar, si se trata de un pozo en desarrollo toda las caracteristica determinas en’” plan de desarrollo del campo””.Fundamentalment. se deben considerar las posibles formaciones productoras, sus profundidades y espesores.La planificación de un pozo comienza con la selección de un programa cañería/ trepano del diámetro del trepano aser usado en cada fase dependerá del diámetro externo de la cañería bajada en el pozo y a subes el diámetro interno e esta cañería dependerá del diámetro del siguiente tipo de trepano a ser usado y asi sucesivamente.

En el proceso de producción de los pozos se tiene el concurso de:a) Materiales y equipob) Personal especializado c) Tecnologías operativas

a) entre los materiales y equipos se tienen:- las cañerías del pozo -las tuberías en el pozo-el cabezal de producción -sistema de control y seguridad -los packers u obturadores-los manifols y choques

b) en el personal especializado se cuenta con:- el ingeniero de producción - el operador de producción - el técnico instrumentista - los encargados de pruebas, cañistas, medidores, ayudantes y auxiliares

c)en cuanto a tecnología operativas, existe una gran diversidad de las mismas.

11. Bibliografía

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