Completamiento de Pozos Sem-01 2011

Completamiento de Pozos

(Well Completion)

- Etapa de conclusión del pozo,

- Enlace entre la fase de perforación y la fase de producción,

- Operaciones para colocar el pozo a producir:

* Conectar la zona productora con el hueco,

* Realizar tratamientos a la zona productora,

* Equipar el pozo, colocarlo y conectarlo al múltiple oestación de producción, y

* Valorar su producción.

Factores vs Completamiento

• Propósito del pozo,

• El medio ambiente,

• La perforación,

• El yacimiento,

• La producción,

• Técnicas de

completamiento.

Propósito del Pozo

• Pozo exploratorio: Definir la presencia y tipo de fluidos, y parámetros básicos de la formación (Pi, K, etc.),

• Pozo de confirmación y delineación del yacimiento: Definir los limites y mecanismos de empuje del yacimiento,

• Pozo de desarrollo: Determinar y definir la capacidad de producción;

- Pozos productores,

- Pozos inyectores, y

- Pozos de observación.

Medio ambiente

• Limitaciones en la operación y el diseño relacionadas con

el escenario en el cual esta el pozo,

• Localización en tierra (Onshore), costa afuera (Offshore),

aguas continentales someras, pantanos,etc.,

• Dificultades en el suministro,

• Espacio disponible,

• Facilidades publicas disponibles,

• Medidas de seguridad a tener en cuenta y/o considerar,

Perforación

• Tipo de equipo de perforación,

• El perfil del pozo: Limitaciones en equipos de producción,

• Programa de perforación y revestimiento: Limitaciones en equipos de producción,

• Perforación de la zona productora y fluido de perforación: Daño de la formación, productividad, prevención � Diseño del fluido de perforación para la zona yacimiento (Drill-in fluid),

• Cementación de la sarta de revestimiento de producción,

Yacimiento

• Presión del yacimiento y características de agotamiento: Métodos de levantamiento y equipamiento, mecanismo de empuje,

Np,T vs. Tiempo ⇒ Qo,T ⇒ Número de

Pozos = f (Productividad por Pozo).

• Presencia de varias fases de fluido a lo largo de la columna de formación,

• Numero de formaciones a producir y/o completar en el pozo: Regulación local, complejidad y riesgo,

Yacimiento (2)

• Características de la formación y tipo de fluido: Capacidad de flujo, tipos de tratamientos sobre la formación,

• Perfil de producción y numero de pozos requerido:

- Tamaño del yacimiento, radio y/o área de drenaje o espaciamiento entre pozos,

- Mecanismos de empuje,

- Capacidad individual de flujo,

- Regulación local relacionada con la tasa máxima de producción por pozo y el numero de arenas abiertas en forma simultanea,

- Factores económicos y tecnológicos.

Producción

• Seguridad: Equipo de pozo & especificaciones, válvulas de

seguridad, tipo y gravedad especifica del fluido en el anular,

• Flujo natural o artificial: Viabilidad, espacio y tiempo, pre-

equipamiento, capacidad de flujo,

• Condiciones de operación: presión de separación, problemas

de operación relacionadas con el tipo y composición de los

fluidos,

• Operaciones de medición, reacondicionamiento, y

mantenimiento anticipadas.

Técnicas de Completamiento

• La configuración general,

• Conexión formación – pozo,

• Tratamientos de la formación, si se requieren,

• Equipos y accesorios instalados y requeridos,

• Equipo de levantamiento artificial,

• Procedimiento de operación.

Completamiento Optimo

(Pozos de Desarrollo)

• Optimizar la producción durante el tiempo de vida productiva

del pozo,

• Optimizar la implementación de un sistema de levantamiento

artificial,

• Optimizar el tiempo de vida de los equipos,

• Hacer posible cualquier cambio en el equipo del pozo sin

mucha dificultad, de tal forma que se adapte a las

condiciones futuras de producción,

• Minimizar el costo inicial, los costos de operación, y los costos

de los trabajos de reacondicionamiento.

Requerimientos Básicos

Diseño del Completamiento

• Mantener la estabilidad de las paredes del hueco,

• Asegurar la producción selectiva de los fluidos o formación,

• Crear la mínima cantidad de restricciones en la trayectoría de flujo,

• Garantizar la seguridad del pozo: Presión, corrosión, erosión, y

toxicidad,

• Permitir el ajuste de la tasa de flujo,

• Permitir posteriores operaciones en el pozo (mediciones,

mantenimiento) sin necesidad de realizar una operación de

reacondicionamiento del pozo (workover),

• Posibilitar de una forma más simple cualquier operación de

reacondicionamiento del pozo (workover), en caso de ser

necesario.

Métodos de Completamiento

• Hueco Abierto • Hueco Entubado

(Barefoot)

Puntos a considerar

- Método de cañoneo,

- Método de control de arena,

- Método de estimulación

Hueco Abierto

(Open-hole completion)

• Completamiento más simple,

• Bajo costo,

• Se usa sólo en casos especiales: Carbonatos consolidados de gran espesor, una zona,

• Difícil control de tasa y presión,

• Problemas con el levantamiento artificial y estimulación.

Hueco Entubado

(Cased-hole completion)

• Estabilidad de paredes,

• Protección al equipo de subsuelo,

• Control y selectividad sobre la producción, inyección, y estimulación:

- Revestimiento,

- Cementación,

- Cañoneo.

Trayectorias de Flujo

Costo - Efectividad

Simple - Una zona

• Tubería de producción (Tubing),

• Revestimiento (Anular).

• Factor de Diseño/Selección:

- Tasa de producción ⇒ Tamaño,

- Calidad ⇒ Trayectoría.

Múltiple - Más de una zona

• Factor de Diseño/Selección:

- Tasa de producción ⇒ Tamaño,

- Calidad ⇒ Trayectoría,

- Espacio disponible ⇒ Revestimiento de producción.

Sistemas de Completamiento

Ensamblaje organizado de herramientas diseñadas para

cumplir necesidades específicas para la producción

eficiente de un pozo.

• Tipos de Sistemas

- Convencionales ⇒ Completamiento Simple y

Múltiple,

- Especializados ⇒ Completamiento sin Tubing,

Completamiento Miniatura, etc.

Completamiento Simple ConvencionalUna Zona & Pozo entubado con Tubing y empaques (Packers)

• Seguridad,

• Diseño simple que

asegura funcionalidad.

Completamiento Múltiple Convencional (2)Multiples Zonas & Pozo entubado con Tubing y empaques

(Packers)

• Producir varios niveles de forma separada y simultanea.


(Packers)

Single-string

Dual

Completion

Y-Sub Dual Parallel

Strings

Parallel-string

Completion


(Packers)

Completamiento selectivo alternado

• Producir varios niveles de forma separada,

• Un solo Tubing,

• Cambio de zona por cable (Wireline),

• Accesorios de fondo:

- De circulación (Sliding sleeve),

- Niple de asentamiento (Landing nipple).

Completamiento Especializados

• Completamiento sin

Tubing

• Completamiento Miniatura

Fases – Completamiento del Pozo

• Chequeo y acondicionamiento del pozo,

• Cementación remedial,

• Prueba de pozo,

• Tratamiento de la zona productora,

• Instalación de equipos,

• Colocar el pozo a producir y conectarlo al sistema de flujo y

recolección de superficie, y valorar sus producción,

• Movilización de equipo de completamiento,

Herramientas de CompletamientoEquipos de Subsuelo

Equipamiento Básico:

- Tubería de producción (Tubing),

- Empaques (Packers),

- Niples de asentamiento (Landing or Seating nipples),

- Control de flujo,

- Cabezal de pozo (Wellhead & Christmas Tree).

Completamiento

• Niples de asiento,

• Dispositivos

removibles,

• Niples pulidos,

• Acoples de flujo,

• Juntas de erosión y

juntas de impacto.

Producción

• Igualador sustituto,

• Tapones recuperables

de eductor,

• Reguladores de fondo,

• Estrangulador de

fondo,

• Válvula de seguridad.

Separación y Comunicación

• Mangas deslizantes

• Mandril de bolsillo lateral

Tubería de producción

• Especificaciones físicas y mecánicas,

• Grado de acero: J-55, C-75, C-95 y P-105,

• Conexiones,

• Movimiento y deformaciones,

- Temperatura,

- Presión,

- Operación de herramientas - WO,

- Levantamiento artificial.

Empaques de producción

• Barrera en el revestimiento,

• Proporciona sello entre dos secciones del pozo,

• Facilita selectividad y aislamiento entre zonas, control

presión y flujo,

• Util en operaciones: Acidificación, cementación,

fracturamiento hidráulico, empaquetamiento con grava,

pruebas de presión, inyección de agua, etc.,

• Protege el revestimiento y mejora condiciones de producción

del poza a través del Tubing.

Empaques de producción (2)

• Componentes:

- Elemento sellante: Goma de

nitrilo,

- Cuñas (Slips),

- Conexión: Rosca, Seal-bore.

• Clasificación:

- Recuperables,

- Permanentes,

- Permanentes – Recuperables.

Empaque recuperable

• Mecanismo de asentamiento:

- Mecánico: Rotación y peso hacia abajo,

tensión o compresión,

- Hidráulico: Presión de formación o de

bomba,

- Eléctrico: Carga explosiva, por cable.

• Desasentar: Tensión , o rotación, o

ambos.

Tension Packer

Compression Packer

Empaque Permanente

• Mecanismo de asentamiento:

Eléctrico & Neutro.

• Dos (2) conjuntos de uñas (Slips),

• Remoción: Perforar.

• Empaque semipermanente:

desasentar y desechar.

• Sellan hueco completo con conexión

Smooth bore.

• Simple & Dual vs. Tuberías.

Niples de Asentamiento(Seating or Landing Nipples)

• Tubular roscado con Smooth bore,

• Ranuras de sello y asentamiento,

• Asentar herramientas o accesorios

mediante cable,

• Accesorios para el control de flujo.

Equipo – Control de flujo

• Diseño y manejo de las trayectorías de flujo por encima y por

debajo de empaques,

• Medidas de seguridad contra presiones mayores a un nivel

máximo,

• Tipos:

- Camisas deslizables (Sliding Sleeves): Puntos de circulación,

aislamiento, etc.

- Válvulas tipo cheque (Check Plugs): Flujo en un sentido o a

determinado valor de presión,

- Válvulas de seguridad de subsuelo (SSSV): Cierre del pozo en

escenarios de daño, presión, flujo, vibración, etc., accionadas

desde superficie o en fondo.

Equipo - Control de erosión

• Producción con material sólido,

• Condición crítica:

- Alta velocidad de flujo,

- Cambio de dirección,

• Tipos:

- Blast Joints: Substituto de pared

gruesa,

- Acoples de flujo: 2-1/2 pie, que

acompañan a niples de asentamiento,

camisas deslizables, etc.

Cabezal del pozo

• Equipo para soportar tubulares,

• Proporcionar sello,

• Controlar las trayectorias de flujo,

• Controlar presiones y tasas de flujo,

• Facilitar ingreso y salida de herramientas al

pozo.

• Componentes:

- Casing head & Casing hanger,

- Tubing head & Tubing hanger,

- Christmas tree: Válvulas, medidores,

tuberías, muestreadores, sensores, etc.

Procedimiento - Completamiento

• Acondicionar el hueco con fluido de perforación o fluido de

completamiento: circulación a alta tasa de flujo,

• Remover cualquier elemento dejado en el pozo,

• Inspeccionar las herramientas a ensamblar,

• Bajar y asentar herramientas, chequear por sello en presión,

• Realizar operación de cañoneo (opcional),

• Prueba de empaque: Peso, tensión, presión, etc.

• Bombeo del “packer fluid”: Anular Tubing – Casing,

• Instalación y prueba del cabezal del pozo: Tubing head &

Christmas tree,

• Limpieza del pozo: circulación a alta tasa de flujo,

• Puesta del pozo en producción.

Completamiento de PozosConexión Pozo – Formación productora (Pay zone)

�Perforación, revestimiento, y cementación

• Seguridad - Condición de presencia de fluidos, nivel de presión,

composición de fluidos ⇒ ρfP, Disponibilidad de BOP y sistema

de control, Diseño del pozo,

• Fluido de perforación (DIF) – Diseño condicionado por seguridad

(∆P ≈ 0.5 – 15 MPa), cumplimiento de funciones, daño a la

formación por sólidos, filtrado, incompatibilidad, sistema de

tratamiento y control, de sólidos en superficie ⇒ DIF ideal, sin

sólidos y compatible.

Completamiento de PozosFluido de Completamiento (1)

Debe bombearse al pozo antes de realizar la conexión pozo –

formación productora, indiferente el sistema de completamiento.

�Usos

• Tan pronto como se perfora la zona productora, si es posible,

• Durante el completamiento inicial,

• Para controlar el pozo antes de realizar cualquier intervención o

tratamiento en el pozo,

• Durante cualquier trabajo de reacondicionamiento, para reparar o

modificar el pozo,


�Características

• Gravedad específica – Seguridad (∆p ≈ 1 MPa), invasión, facilidad

de ajuste, variación con p y T,

• Viscosidad – Capacidad de remoción y levantamiento,

• Tasa de filtración y formación de revoque – Composición y

aditivos, tipo de formación,

• Compatibilidad – Daño por incompatibilidad y sensibilidad de la

formación,

• Estabilidad – Envejecimiento a condición de la temperatura del

pozo,

�� Aditivos: Viscosificantes, antipumantes, control de filtración,

emulsificantes, densificantes, anticorrosivos,

bactericidas y biocidas, etc.


�Fluidos principales

• Gravedad específica baja.

– Base aceite,

- Base emulsión invertida (10 – 50 % Agua),

- Base emulsión directa (20 – 45 % Aceite),

• Gravedad específica mayor a 1.

- Sin sólidos: Salmueras - Tipo de sal, concentración ⇒ Costo =

f ([Sal], tipo), Punto de cristalización,

- Bajo contenido de sólidos: Salmueras con aditivos de control

de pérdidas por filtración y viscosidad ,

- Alto contenido de sólidos: Agua, viscosificantes, y material

densificante (CaCO3, FeCO3) ⇒ Bajo costo,

Completamiento de PozosFluido de Completamiento en Mercado (4)

Tipo Gravedad específica Composición Base

Espuma 0.2 – 0.3 Espuma densa base Nitrógeno

Base aceite 0.8 – 0.9 Diesel (ACPM) o crudo

0.85 – 0.95 Base-aceite o emulsión invertida

0.85 - 1 Emulsión directa

Base agua

sin sólidos

1 – 1.03 Agua, agua de mar, agua salobre

1 – 1.16 Agua + KCl

1 – 1.4 Agua + CaCl2

1.2 – 1.27 Agua + NaCl + Na2CO3

1.4 – 1.7 Agua + CaCl2 + CaBr2

Base agua

con sólidos

1 – 1.7 Agua fresca + CaCO3

1 – 1.8 Agua fresca + FeCO3 (Siderita)

1 – 1.8 (2.3) fP + CaCO3 + FeCO3 (+ Barita)

1 – 2.3 fP base aceite, emulsión invertida, emulsión

directa

Completamiento de Pozos Sem-01 2011

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