Tarea Dw Matto

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE LA CHONTALPA Página 0

INSTITUTO TECNOLOGICO DE LA CHONTALPA

ING. PETROLERA 8V0. “A”

MATERIA:

TERMINACION Y MANTENIMIENTO DE POZOS

DOCENTE:

ING. TOMAS GOMEZ SANCHEZ

TEMA:

UNIDAD 2” PRINCIPIOS DE TERMINACION DE POZOS”

ALUMNA:

GUADALUPE JIEMENEZ VELAZQUEZ

NACAJUCA TABASCO A 23/02/201

INDICEIntroducción………………………………………………………………………………..….….2

Objetivo……………………..…………………………………………………………………….3

1.1. Antecedentes………………….……………………………………………..…………..41.1.1. Definición de terminación de pozos…………………………………………….……..41.1.2. Historia de la terminación de pozos……………………………………………..…….4

1.1.3 Terminaciones en agujero descubierto……………………………………..…. 5 1.1.4.Terminaciones con tuberías de revestimiento perforada…………………….5

1.2. TIPOS DE TERMINACIONES……………………………………………………….....6

Terminación sencilla con t.r. y t.p. franca……………………………………………………..7

Terminación doble selectiva con dos t.p’s., empacador doble y dos sencillos….………10

Terminación doble selectiva con dos t.p’s., empacador doble y dos sencillos……........11Terminación con bombeo electrocentrífugo…………………………………………………12Terminación con bombeo neumático.Terminación con bombeo mecánico…………………………………………………………16Conclusión……………………………………………………………………………………...17Fuentes de información……………………………………………………………………….18


INTRODUCCION

La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después de cementada la última TR de explotación y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos o taponado si así se determina.

El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción óptima de hidrocarburos al menor costo. Para que esta se realice debe hacerse un análisis nodal para determinar que aparejo de producción deben utilizarse para producir el pozo adecuado a las características del yacimiento. En la elección de sistemas de terminación deberá considerarse la información recabada, indirecta o directamente, durante la perforación a partir de:


Muestra de canal, núcleos, pruebas de formación análisis petrofísicos, análisis PVT y los registros geofísicos de explotación

OBJETIVO

Conocer los antecedentes de la terminación y mantenimiento de pozos, así como los tipos de terminación que existen, para poder tener los conocimientos y poder desarrollarlos a lo largo del curso y de la carrera. Ya que es de gran importancia para nosotros como futuros Ing., petroleros.


2.1 ANTECEDENTES

La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después de cementar la última tubería de revestimiento de explotación y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos o taponando, si así se determina. El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción óptima de hidrocarburos al menor costo. Para que ésta se realice debe de hacerse un análisis nodal para determinar qué aparejos de producción deben de utilizarse para producir el pozo de acuerdo a las características del yacimiento (tipo de formación, mecanismo de empuje etc.). En la elección del sistema de terminación deberá considerarse la información recabada, indirecta o directamente, durante la perforación, a partir de: muestras de canal, núcleos, pruebas de formación, análisis petrofísicos, análisis PVT y los registros geofísicos de explotación.

1.1.1 Definición de terminación de pozos.

Terminación de Pozos.- Es el sistema de procesos y/o accesorios que se instalan dentro del pozo con el objetivo de conducir o inyectar fluidos de las formaciones a la superficie o viceversa. El propósito primordial de la terminación de un pozo es prepararlo y acondicionarlo con el fin de obtener la producción óptima de hidrocarburos al menor costo, empleando las técnicas e introduciendo los equipos adecuados para las características del yacimiento. Un fluido empacador es un fluido que ocupa el espacio anular entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento; desde el empacador, hasta el cabezal de tuberías. La diferencia entre los fluidos de terminación y los fluidos empacadores es que los primeros están frente del intervalo productor al momento del disparo y el fluido empacador permanece en el espacio anular durante la vida productiva del pozo, en algunos casos un mismo fluido cumple las dos funciones.

1.1.2 Historia de la terminación de pozos.

La técnica de terminación de pozos inicio en los años veinte, la terminación consistía en colocar una tubería roscable de 7”, en un inicio esta tubería también fue utilizada para perforar. La técnica de cementación de tuberías se desarrolló entre los años de 1920 - 1930. Las primeras terminaciones se realizaron en agujero descubierto, teniendo como principal desventaja la limitación en el control de fluido del yacimiento, sin embargo es el tipo de terminación más económica. Posteriormente se desarrollaron las terminaciones entubadas con tubería cementada, en estos casos el flujo de fluido se estableció a través de la creación de hoyos o perforaciones. Comparando este tipo de terminaciones se puede determinar que las terminaciones con tubería cementada


son más susceptibles al daño a la formación, que las terminadas en agujero descubierto.

Terminaciones en agujero descubierto.

Anteriormente se terminaban los pozos en agujero sin revestir. Ahora esta práctica se ha abandonado, efectuándose solamente en yacimientos con baja presión en una zona productora donde el intervalo saturado de aceite y gas sea demasiado grande. Estas terminaciones son recomendables para formaciones calizas.

Terminaciones con tuberías de revestimiento perforada.

Actualmente es el mejor procedimiento para terminar un pozo, ya que ofrece mayores posibilidades para efectuar reparaciones subsecuentes a los intervalos productores. Pueden probarse indistintamente algunas zonas de interés y explotar varias al mismo tiempo, efectuando los disparos productores en las paredes de las tuberías de revestimiento de explotación convencionales y cortas “liners”, por medio de pistolas de chorro de distintos tipos, accionadas con equipos de cable eléctrico, ajustando las profundidades con registros especiales.

La preparación del pozo consiste en seleccionar un diseño adecuado de tuberías de revestimiento que se introducen y cementan, de acuerdo al programa elaborado para cubrir las profundidades de los tramos productores. Posteriormente se prepara el pozo con el aparejo de producción seleccionado para su explotación.


2.2 TIPOS DE TERMINACIÓN.

Para diseñar una adecuada terminación de pozos es necesario contar con la siguiente información:

Columna geológica y características de la formación.

Muestras de canal. Núcleos. o Pruebas de formación. Problemas del pozo (pérdidas, altas presiones, etc.)

Características petrofísicas de la formación productora.

Composición mineralógica. Porosidad. o Permeabilidad. Presión capilar. o Edad geológica.

Características de los fluidos.

Composición. o Saturación. Viscosidad. o Densidad. Presión y temperatura. Fluidos corrosivos. Asfaltenos.

Problemas del pozo.

Pérdidas de circulación. Manifestaciones. o Zonas de derrumbes. Zonas de lutitas hidratables. Zonas de gasificaciones.

En el sistema petrolero existen dos clases de terminación:

Terminación de explotación (T.E). Se le denomina así al acondicionamiento del primer pozo perforado en una nueva estructura posiblemente productora de hidrocarburos.

Terminación sencilla con T.P., empacador y accesorios en agujero descubierto (AD).


Ventajas.

La presión y los fluidos de la formación no afectan la T.R.

En estimulaciones se puede usar presiones mayores.

Si se requiere alto gasto se puede abrir la válvula de circulación.

Desventajas

Mayor tiempo y costo para la terminación.

Más accesorios requeridos.

En aceites viscosos mayor dificultad de explotación.

Si hay incrustaciones se reduce más rápido el área de flujo.

TERMINACIÓN SENCILLA CON T.R. Y T.P. FRANCA.

Ventajas.

Es rápida y menos costosa que cualquier otra El tiempo de operación es menor, comparado con los otros tipos. Se pueden obtener gastos de producción grandes. Es favorable para aceites viscosos.


Desventajas

La T.R. está en contacto con los fluidos de la formación. Las presiones ejercidas por el yacimiento son aplicadas en la T.R. No se pueden efectuar estimulaciones, cuando la presión sea mayor a la

resistencia de la T.R. Aquí se requiere disparar la T.R. Posible daño por los disparos.

Terminación sencilla con tubería de revestimiento, tubería de producción, empacador y accesorios.

Ventajas. La presión y los fluidos de la formación no afectan la T.R En estimulaciones se puede usar presiones mayores. Si se requiere gasto alto se puede abrir la válvula de circulación


Desventajas

Mayor tiempo y costo para la terminación. Más accesorios requeridos. En aceites viscosos mayor dificultad de explotación. Si hay incrustaciones se reduce más rápido el área de flujo. Aquí se requiere disparar la T.R. Posible daño por los disparos.

Terminación sencilla selectiva con dos empacadores Y T.R.

Ventajas.

Se pueden explotar dos intervalos productores simultáneamente. Recomendable para pozos de difícil acceso.

Desventajas

Mayor tiempo en la terminación debido a las herramientas que se deben introducir.

Los disparos deben hacerse con el fluido de perforación y conexiones provisionales.

Mayor costo. (Ver la Figura I.5)

Terminación doble con dos T.P’s. y dos empacadores.

Ventajas.

Se pueden explotar simultáneamente dos intervalos en forma independiente. Si se desea se puede cerrar la producción de alguno de los intervalos.

Desventajas.

Mayor tiempo en la terminación. Se tiene que disparar con fluido de perforación Se tienen conexiones superficiales provisionales hasta tener los dos

intervalos listos. mayor problema de inducción. (ver la figura I.6)


TERMINACIÓN DOBLE SELECTIVA CON DOS T.P’S., EMPACADOR DOBLE Y DOS SENCILLOS.

Ventajas Se puede explotar simultáneamente más de un intervalo.

Se puede abandonar temporalmente algún intervalo por presencia de gas o fluidos indeseables.

Se puede escoger el intervalo a explotar.

Desventajas Mayor tiempo en la terminación del pozo.

Más costosa.

Se requiere experiencia amplia de campo para realizar este trabajo.

(Ver la Figura I.7)


TERMINACIÓN CON BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO.

Los sistemas artificiales de producción cobran importancia cuando el ritmo de producción de los campos petroleros entra en su fase de declinación, y su combinación con los métodos de mantenimiento de presión, como la inyección de agua, favorecen la recuperación de hidrocarburos del yacimiento a corto plazo. Uno de estos sistemas es el bombeo eléctrico, que se aplica exitosamente cuando las condiciones son propicias para producir altos volúmenes de líquidos con bajas relaciones gas – líquido. El sistema de bombeo opera sumergido en el fluido del pozo y suspendido en el extremo inferior de la tubería de producción, generalmente por arriba de la zona de disparos. El equipo subsuperficial está constituido por: motor eléctrico, protector, bomba centrífuga, cable y opcionalmente un separador de gas. Las partes superficiales son: cabezal, tablero de control, cable superficial y transformador. La integración de todos estos componentes es indispensable, ya que cada uno ejecuta una función esencial en el sistema para obtener en la superficie el gasto de líquidos deseado, manteniendo la presión necesaria en la boca del pozo. (Ver la Figura I.8).


TERMINACIÓN CON BOMBEO NEUMÁTICO.Este aparejo es un diseño artificial de explotación, empleando en pozos donde la presión del yacimiento no es suficiente para elevar y hacer llegar el aceite a la batería de separación. El método de elevación con gas está basado en la energía del gas comprimido en el espacio anular, siendo éste la fuerza principal que hace elevar el aceite. Para incrementar la producción en los pozos, el bombeo neumático se efectúa de diferentes maneras, siendo estas: La perforación de un orificio en la tubería de producción.

Perforación y colocación de insertos de orificios en la tubería de producción.

Válvulas de inyección de gas montadas en mandriles para tubería de producción.

Bombeo neumático de flujo continuo.

Bombeo neumático de flujo intermitente.

Existen tres tipos de válvulas más utilizadas: Operada por presión (balanceada).

Operada por presión (desbalanceada).

De flujo continuo.

Los tipos de aparejos de bombeo neumático son los siguientes: Aparejo de bombeo neumático sencillo.

Aparejo de bombeo neumático sencillo selectivo.

Aparejo de bombeo neumático doble-terminación.

Aparejo de bombeo neumático doble-selectivo.

Instalación abierta: El aparejo de producción queda suspendido dentro del pozo sin empacador. El gas se inyecta en el espacio anular formado entre la T.P. y la T.R. y los fluidos contenidos en la T.P. son desplazados. Esto permite la comunicación entre la T.P. y la T.R. de modo que esta instalación queda restringida a pozos con buenas características y que presentan un nivel alto de fluido que forme un sello o un tapón. Normalmente esto puede involucrar exclusivamente a pozos que se exploten con bombeo neumático continuo. (Ver Figura I.9)


Instalación semicerrada: Es similar a la instalación abierta excepto que se adiciona un empacador que sirve de aislamiento entre la T.P. y la T.R. Este tipo de instalación puede utilizarse tanto para bombeo neumático continuo como intermitente. Para el caso del último; el empacador aísla la formación de la presión que se tenga de la T.R. Sin embargo, esta instalación permite que la presión del gas en la T.P. actúe contra la formación. (Ver la Figura I.10)


Instalación cerrada: Es similar a la instalación semicerrada excepto que se coloca una válvula de pie en la T.P. aunque la válvula de pie se coloca normalmente en el fondo del pozo, se puede colocar inmediatamente debajo de la válvula operante. La válvula de pie evita que la presión del gas de inyección actué en contra de la formación. (Ver la Figura I.11)

TERMINACIÓN CON BOMBEO MECÁNICOEste sistema artificial de producción es generalmente el último de los sistemas que se utilizan en la vida productiva de un pozo, ya que después de tener una primera etapa de vida fluyente y si las condiciones de presión y de índice de productividad son las adecuadas seguirá en orden de explotación el sistema de bombeo electricocentrifugo, posteriormente el sistema de bombeo hidráulico, continuando con el sistema de bombeo neumático y terminando con el sistema artificial de bombeo mecánico. (Ver la Figura I.12) Las clases de unidades de bombeo mecánico son: Clase I.

Clase III.

Unidad Mark II

Las partes principales del aparejo son: la bomba superficial, varillas de succión, unidad superficial, reductor de engranes, motor principal y las partes principales de la bomba son: barril de la bomba, válvula viajera, embolo y válvula de pie.


En la selección del tipo de terminación se va a definir de acuerdo a las características del yacimiento con el fin de permitir obtener la producción óptima de hidrocarburos al menor costo. En agujero descubierto o entubado.

Aparejos de producción múltiples o sencillos.

Terminación múltiple.


Conclusión

En materia de terminación de pozo es de suma importancia hacer un buen diseño, ya que la terminación es el paso intermedio entre la perforación y la producción, y de ello va a depender la productividad del pozo. 3.- en la operación de terminación primero que nada se tiene que hacer un estudio integral de las formaciones que van a ser terminadas, y en base a ese estudio seleccionar el tipo de terminación más adecuado. 4.- una vez seleccionado el tipo de terminación, se deben elegir las herramientas y equipos adecuados para dicha terminación, analizando sus características, las cuales tienen que acoplarse perfectamente al diseño, así como la compatibilidad entre las mismas herramientas.


Fuentes de información

http://www.oilproduction.net/cms3/files/manual_terminacion_de_pozos.pdf


http://www.oilproduction.net/cms3/files/manual_terminacion_de_pozos.pdf

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