Subido por juarezforlando

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MAESTRIA EN EXPLOTACION
DE HIDROCARBUROS
TERMINACION DE POZOS
CONCEPTOS
La terminación de un pozo es un
proceso operativo que se inicia
después de la cementación del
revestimiento de explotación y
se lo hace con el fin de dejar el
pozo en producción.
CONCEPTOS
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.
7” tubing Retrievable Safety Valve,
29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.
Casing 30” 196,1
LITHOLOGY
TVD
MD
Casing 20” 129.3 lb
[email protected] 800.0 m
Hole 24”
Casing 16” 97.0 lb/ft
Shoe @ 1,746.0 m
Hole 18 1/2” @ 1,750
LOS MONOS
22.67°
Packer 9 5/8” 47
Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 m
Hole size12 ¼” @ 3,135.0 m
3,100 m
3,214.5 m
H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 3114.55 TVD
HUAMAMPAMPA
3,115 m
3,232 m
H1
H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 3115.6 TVD.
CONCEPTOS
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.
7” tubing Retrievable Safety Valve,
29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.
Casing 30” 196,1
LITHOLOGY
TVD
MD
Casing 20” 129.3 lb
[email protected] 800.0 m
Hole 24”
Casing 16” 97.0 lb/ft
Shoe @ 1,746.0 m
Hole 18 1/2” @ 1,750
LOS MONOS
22.67°
Packer 9 5/8” 47
Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 m
Hole size12 ¼” @ 3,135.0 m
3,100 m
3,214.5 m
H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 3114.55 TVD
HUAMAMPAMPA
3,115 m
3,232 m
H1
H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 3115.6 TVD.
TERMINACION DE POZOS
ACCESORIOS DE FONDO
ACCESORIOS DE
FONDO
Antes de conocer la teor ía
de
la
terminación
o
completación de pozos, es
importante conocer con
detalle
sus
principales
constituyentes
Los accesorios para los
arreglos
de
producción
varían de acuerdo al tipo de
terminación que se haya
elegido; sin embargo,
se
mencionarán
los
más
importantes:
PATAS DE MULA
APLICACIONES:
Permite guiar, rotar y orientar
la
parte inferior del arreglo y entrar con
facilidad a las herramientas que se
bajan por debajo de la pata de mula.
Es muy útil en arreglos dobles y
pozos horizontales donde es muy
difícil rotar la tubería.
BENEFICIOS:
Evita pérdidas de tiempo y los riesgos
de perder herramientas que pasen de
su profundidad (PLT, registradores de
presión, etc.).
NIPLES ASIENTO
APLICACIONES:
Ayuda a presurizar la tubería
Pueden
ser
utilizados
en
diferentes profundidades.
CARACTERÍSTICAS:
Tienen perfiles universales y
buen ID para evitar restricciones.
BENEFICIOS:
Permite aislar temporalmente
niveles productivos.
Permite alojar elementos de
presión.
CAMISAS DESLIZABLES
APLICACIONES:
Permite cambiar fluidos de la
tubería y espacio anular. Habilitar
o aislar niveles productivos
CARACTERÍSTICAS:
Puede se abierto o cerrado con
unidad de alambre (Slick Line).
Se pueden utilizar varias unidades
en
un
mismo
arreglo
con
diferentes diámetros internos.
BENEFICIOS:
Ayuda a extender la vida de los
arreglos de fondo.
CHOKES DE FONDO
APLICACIONES:
Ayuda a reducir la posibilidad de
congelamiento de los controles
superficiales.
CARACTERÍSTICAS:
Pueden ser conectados en niples
asiento.
BENEFICIOS:
Aligera la columna de líquidos
Incrementa la velocidad de flujo
VALVULAS DE DESCARGA DE
FLUIDO ANULAR
APLICACIONES:
Permite cambiar fluidos de la tubería y
espacio anular.
Es utilizada en terminaciones recuperables
y pozos de bombeo mecánico
CARACTERÍSTICAS:
Permite comunicación entre tubería y
espacio anular.
Es activada por presión diferencial
Tiene un amplio rango de pines de corte.
BENEFICIOS:
No requiere movimiento mecánico de la
tubería ni equipos de l ínea de alambre.
FLOW COUPLING
APLICACIONES:
Ayuda a inhibir la erosión causada
por la turbulencia de flujo.
Deber ser instalada por encima y
por debajo de las restricciones que
provocan turbulencia
CARACTERÍSTICAS:
Es usado con niples asiento y
camisas
El ID es mayor que el de la tubería.
BENEFICIOS:
Ayuda a extender la vida de los
arreglos de fondo.
JUNTA DE EXPANSIÓN
GIRATORIA
APLICACIONES:
En instalaciones de arreglos simples,
selectivos y duales.
CARACTERÍSTICAS:
El rango de presión es compatible con el de la
tubería y de 3 metros de longitud (10 pies).
Puede ser asegurada o bajada en posición
abierta, cerrada o semicerrada .
El ID es similar al de la tubería.
El OD permite trabajar en instalaciones
duales.
BENEFICIOS:
Compensa los movimientos de la tubería
durante la producci ón o estimulación,
manteniendo el peso de la tubería.
SUB DE ASENTAMIENTO
DESCARTABLE
APLICACIONES:
Permite presurizar la tubería y
asentar los packers.
Tapona temporalmente la tubería
durante
los
trabajos
de
estimulación y pruebas de pozos.
CARACTERÍSTICAS:
Los pines de corte pueden ser
fácilmente ajustados en el campo
Es simple y de diseño probado en
campo.
BENEFICIOS:
Apertura completa
corte de pines.
despué s
del
RECEPTACULOS
PULIDOS
APLICACIONES:
En pozos direccionales y horizontales.
Para altos caudales de producción,
estimulación o inyección.
Terminaciones monobore
CARACTERÍSTICAS:
Disponibles en longitudes hasta 20
pies.
Conexiones metal-metal para ambientes
hostiles
BENEFICIOS:
No requiere maniobra de tubería
Reduce las pérdidas de tiempo
JUNTA DE SEGURIDAD
APLICACIONES:
Es
empleado entre packers
simples, dobles y triples.
En operaciones de producción y
estimulación.
CARACTERÍSTICAS:
Es de diseño simple
Puede ser liberado con tensi ón
Tiene pines de corte ajustables
BENEFICIOS:
Es económico
Permite recuperar la tubería con
tensión, sin rotación.
JUNTA DE SEGURIDAD
ROTACIONAL
APLICACIONES:
Es
empleado entre packers
simples, dobles y triples.
En operaciones de producción y
estimulación.
CARACTERÍSTICAS:
Es de diseño simple
Puede ser liberado girando la
tubería a la izquierda o derecha
BENEFICIOS:
Es económico
Permite recuperar la tubería
No es afectada por la hidráulica
CATCHER SUBS
APLICACIONES:
Es empleado para asentar packers
de anclaje hidráulico.
CARACTERÍSTICAS:
Es de diseño simple.
Posee un ID similar al de la
tubería cuando se libera la bola.
BENEFICIOS:
Es económico
Facilita
las
operaciones
de
presurización evitando riesgos con
unidades de slick line.
BLAST JOINT
APLICACIONES:
Es colocado al frente de los
disparos para proteger al arreglo
de producción
de la acció n
abrasiva en el sector fluyente
CARACTERÍSTICAS:
De gran espesor de pared y
fabricado en longitudes de 10 y 20
pies
BENEFICIOS:
Prolonga la vida productiva de los
arreglos de producción
VALVULA DE SEGURIDAD
SUBSUPERFICIAL
APLICACIONES:
Es diseñado para cerrar el pozo
por debajo de la superficie ante
cualquier emergencia superficial.
CARACTERÍSTICAS:
La apertura de la válvula es con
presión aplicada a través de la
línea de control
BENEFICIOS:
Mecanismo de seguridad de los
pozos
ante
emergencias
no
controlables
TERMINACION DE POZOS
PACKERS DE PRODUCCION
FUNCIONES
El Packer es una herramienta de fondo que se usa para
proporcionar un sello entre la tubería y revestimiento de
producción, a fin de evitar el movimiento vertical de los
fluidos. Se utilizados bajo las siguientes condiciones:
Ø Para proteger la tubería de revestimiento de
algunos fluidos corrosivos.
Ø Para aislar perforaciones o zonas de producción
en terminaciones múltiples.
Ø En instalaciones de levantamiento artificial por
gas.
Ø Para proteger la tubería de revestimiento del
colapso, mediante el empleo de un fluido de
empaque sobre el packer.
FACTORES DE SELECCION
La selección involucra el análisis anticipado de los
objetivos de las operaciones del pozo como son la
terminación, la estimulación y los trabajos futuros
de reparación y los siguientes factores:
Ø
Ø
Ø
Ø
Costos
Mecanismos de sello
Mecanismos de empaquetamiento
Resistencia a:
Ø Los fluidos
Ø Presión Diferencial
Ø Temperatura
FACTORES DE SELECCION
Ø Recuperabilidad
Ø Características para operaciones de pesca o
molienda.
Ø Posibilidad de operaciones “trough - tubing”
Ø Longevidad de las zonas productoras
Ø Exactitud de asentamiento
Ø Agentes corrosivos
Ø Seguridad de producción
Ø Compatibilidad con:
Ø Las herramientas sub-superficiales
Ø Características del revestimiento
TIPOS DE PACKER
Los diferentes tipos de packers pueden ser
agrupados en tres clases principales; luego se
pueden subdividir de acuerdo a los métodos de
asentamiento o anclaje.
De esta forma se tienen:
Ø Permanentes
Ø Permanentes – Recuperables
Ø Recuperables
PACKERS
PERMANENTES
Los packers permanentes se pueden
considerar como una parte integrante
del revestimiento , ya que la tubería de
producción se puede sacar y dejar el
pácker permanente asentado en el
revestidor.
Usualmente
para
destruirla
es
necesario
fresarla,
por
lo
que
frecuentemente se denomina packer
perforable.
PACKERS
PERMANENTES
Usos:
Ø Pozos de alta presión
Ø Precisión de anclaje
Ø Pozo de alta desviación
Mecanismos de anclaje:
Ø Eléctrico
Ø Mecánico
Ø Hidráulico
PACKERS
PERMANENTES - RECUPERABLES
Son aquellas que después de ser
asentadas pueden ser desasentadas y
recuperadas con la misma tubería.
Para recuperar estos packers se
requiere liberar la tubería y realizar
una carrera adicional para recuperarlo
con tubería de producción o de
perforación
Mecanismos de anclaje:
Ø Eléctrico
Ø Mecánico
Ø Hidráulico
PACKERS PERMANENTES
RECUPERABLES
PACKERS
RECUPERABLES
Son aquellas que después de ser
asentadas pueden ser desasentadas y
recuperadas con la misma tubería. Los
packers recuperables son parte integral
del arreglo de producción, por tanto, al
sacar la tubería se recupera el packer.
Por su mecanismo de anclaje y desanclaje
pueden ser:
Ø Recuperables de Compresión:
Se asientan aplicando el peso de la
tubería de producción sobre el
pácker y se recupera tensionando.
PACKERS
RECUPERABLES
Ø Recuperables de Tensión:
Se asientan rotando la tubería de
producción ¼ de vuelta a la izquierda
y luego tensionando. Para recuperarla,
se deja caer peso de la tubería de
manera tal de compensar la tensión y
luego se rota la tubería ¼ de vuelta a
la derecha, de manera que las cuñas
vuelvan a su posición original.
PACKERS
RECUPERABLES
Ø Recuperables de Compresión –
Tensión :
Se asientan por rotación de la tubería
más peso o con rotación solamente.
No se desasientan por presiones
aplicadas en cualquier dirección, por
lo tanto pueden soportar una presión
diferencial de arriba o de abajo. Para
recuperarlas, solamente se requiere
rotación de la tubería de producción
hacia la derecha. Cuando se usan en
pozos de bombeo mecánico se dejan
en tensión y actúan como anclas de
tubería.
PACKERS
RECUPERABLES
Ø Recuperables Hidráulicos:
Se asientan presurizando la
tubería de producción. Pueden
soportar presión diferencial de
desde arriba o desde abajo.
Para recuperarlas, solamente
se requiere tensionar la tubería
de producción.
PACKERS
RECUPERABLES
Ø Recuperables
Hidráulicos
Duales:
Se asientan presurizando la
tubería de producción. Pueden
soportar presión diferencial de
desde arriba o desde abajo.
Para recuperarlas, se requiere
previamente sacar la línea
corta
y
posteriormente
tensionar
la
tubería
de
producción.
TERMINACION DE POZOS
DISEÑOS DE ARREGLOS
CARACTERISTICAS DE
RESPUESTA DE LA TUBERIA
Los cambios en el modo o etapa de un
pozo (productor, inyector y cierre)
causan cambios de presión,
Temperatura y densidad en el interior
y exterior de la tubería dependiendo
de:
1. Cómo la tubería está conectada
al packer.
2. El tipo de packer que se emplee.
3. Cómo el packer esté asentado
EFECTO DE LOS CAMBIOS DE
PRESION, TEMPERATURA Y DENSIDAD
1. Puede resultar una variación en la
longitud de la tubería si se utilizan niples
sellos o niples pulidos (polished seal
bore).
2. Se pueden inducir fuerzas compresivas o
de tensión en el sistema Packer-tubería
si no se permite el movimiento de la
tubería.
3. Un packer permanente puede perder
sello si al contraerse la tubería los sellos
salen de posición y los elementos
sellantes no son lo suficientemente
largos.
4. Un packer puede desanclarse por efectos
de tensión o compresión si no se anclado
con suficiente peso o tensión que
compense los movimientos de la tubería.
Movimiento de la
Tubería
El movimiento de la tubería se debe al efecto de
las siguientes fuerzas:
Ø ? L1 = Movimiento debido al efecto de Pistón por
flotación (F1)
Ø ? L2 = Movimiento debido al Pandeo de la tubería
por fuerzas compresivas (F2)
Ø ? L3 = Movimiento debido al Abalonamiento de la
tubería por presión diferencial (F3)
Ø ? L4= Movimiento debido al cambio de temperatura
(F4)
? L = (L*F)/(E*As)
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
Movimiento de la
Tubería
DISEÑOS DE ARREGLOS
La productividad de un pozo y su futura vida productiva
es afectada por el tipo de completación y los trabajos
efectuados durante la misma.
La selección de la completación tiene como principal
objetivo obtener la máxima producción en la forma má s
eficiente
y,
por
lo
tanto,
deben
estudiarse
cuidadosamente los factores que determinan dicha
selección, tales como:
Ø Caudal de producción requerido.
Ø Reservas y características de las zonas a
completar.
Ø Necesidades futuras de estimulación.
DISEÑOS DE ARREGLOS
Ø El número y niveles deseados a producir.
Ø Requerimientos para el control de arena.
Ø Futuras reparaciones.
Ø Consideraciones para el levantamiento artificial
por gas, bombeo mecánico, etc.
Ø Posibilidades de futuros proyectos de
recuperación adicional de petr óleo.
Ø El ángulo del Pozo
DISEÑOS DE ARREGLOS
Ø Los fluidos de control (terminación y empaque)
Ø Los gradientes de presión y temperatura
Ø El tipo y diámetro de tubería a utilizar
Ø Procedimientos Operativos
Ø Inversiones requeridas.
Ø Medidas de Seguridad
CLASIFICACIÓN DE LAS
COMPLETACIONES
Básicamente existen tres tipos de completaciones de
acuerdo a las características del pozo, es decir como
se termine la zona objetivo:
ØAgujero Abierto.
ØAgujero Abierto con Tubería Ranurada.
ØAgujero entubado con cañería Perforada
Completación en Agujero
Abierto.
Esta completación se realiza en
zonas donde la formación está
altamente compactada, siendo el
intervalo
de
producción
normalmente grande y homogéneo
en toda su longitud y no se espera
producción de agua.
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.
Ventajas
Ø Se elimina el costo de cañoneo.
Ø Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo
completado.
Ø Es fácilmente profundizable.
Ø Puede convertirse en otra técnica de completación;
con cañería ranurada o cañ oneada.
Ø Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a
fin de minimizar el daño a la formación dentro de la
zona de interés.
Ø La interpretación de registros o perfiles de producción
no es crítica.
Ø Reduce el costo de revestimiento.
Desventajas
Ø Presenta dificultad para controlar la producción de
gas y agua, excepto si el agua viene de la zona
inferior.
Ø No puede ser estimulado selectivamente.
Ø Puede requerir frecuentes
formación no es compacta.
limpiezas
si
la
Ø Como la completación a hueco abierto descansa en
la resistencia de la misma roca para soportar las
paredes del hueco es de aplicación común en
areniscas compactas rocas carbonatadas (calizas y
dolomitas).
Completación en Agujero
Abierto con Tubería Ranurada
Este tipo de completación se utiliza
mucho
en
formaciones
poco
compactadas o con problemas de
producción de fragmentos de roca de la
formación.
Se coloca una tubería ranurada en el
intervalo correspondiente a la formación
productiva.
Las condiciones requeridas son:
Ø Formación poco consolidada
Ø Formación de grandes espesores
(100 a 400 pies),
Ø Formación homogénea a lo largo del
intervalo de completación, etc.
Ventajas
Ø Se reduce al m ínimo el daño a la formación.
Ø No existen costos por cañoneo.
Ø La interpretación de los perfiles no es crítica.
Ø Se adapta fácilmente a técnicas especiales
para el control de arena.
Ø El pozo puede ser fácilmente profundizable.
Desventajas
Ø Dificulta las futuras reparaciones.
Ø No se puede estimular selectivamente.
Ø La producción de agua y gas es difícil de controlar.
Ø Existe un diámetro reducido frente a la zona o
intervalo de producción.
Completación con Tubería
Perforada
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
interé s para establecer comunicación
entre la formación y el agujero del pozo.
Ventajas
Ø La producción de agua y gas es fácilmente
prevenida y controlada.
Ø La
formación
selectivamente.
puede
ser
estimulada
Ø El pozo puede ser profundizable.
Ø Permite
llevar
a
cabo
completaciones
adicionales como técnicas especiales para el
control de arena.
Ø El diámetro del pozo
productiva es completo.
frente
a
la
zona
Ø Se adapta a cualquier tipo de configuració n
mecánica .
Desventajas
Ø Los costos de cañoneo pueden ser significativos
cuando se trata de intervalos grandes.
Ø Se reduce el diámetro efectivo del agujero y la
productividad del pozo.
Ø Pueden presentarse trabajos de cementaciones
secundarias
Ø Requiere buenos trabajos de cementación.
Ø La interpretación de registros o perfiles es crítica.
Ø Puede dañarse la formación productiva
TIPOS DE COMPLETACION
Los arreglos o tipos de completación pueden
clasificarse dependiendo de las condiciones del
reservorio y a la configuración mecánica del agujero
como:
Ø Completación de pozos Fluyentes
ØSimples convencionales o selectivos
ØDobles convencionales o selectivos
Ø Completación de pozos con Elevación Artificial
ØArreglos de Bombeo Neumá tico
ØArreglos de Bombeo Mecánico
ØArreglos de Bombeo Hidráulico
ØArreglos de Bombeo Electro Centrifugo
TIPOS DE COMPLETACION
POZOS FLUYENTES
SIMPLES CONVENCIONALES
Este tipo de completación es una
técnica de producción mediante la
cual las diferentes zonas productivas
producen simultáneamente por una
misma tubería de producción.
Se aplica donde existe una o varias
zonas de un mismo reservorio y en
donde
todos
los
intervalos
productores se cañonean antes de
correr el equipo de completación.
SIMPLES SELECTIVOS
Este tipo de completación es una
técnica de producción mediante la
cual las diferentes zonas productivas
lo hacen en forman selectiva por una
misma tubería de producción.
Además de producir selectivamente
diferentes zonas productivas, este
tipo de completación ofrece la
ventaja de aislar zonas productoras
de gas y agua.
SIMPLES SELECTIVOS
Ventajas:
Ø Pueden obtenerse altos caudales de producción
Ø Pueden producirse varios reservorios a la vez
Ø Existe un mejor control del reservorio
Desventajas:
Ø En zonas de corta vida productiva, se traduce en
mayores inversiones
Ø En caso de trabajos de reacondicionamiento, el
tiempo de taladro es elevado.
Ø Aumenta el peligro de pesca de equipos y tubería.
DOBLES
CONVENCIONALES
Mediante este diseño es posible
producir cualquier zona en forma
selectiva o conjunta a través de la
tuber ía de producci ón.
Esto se lleva a cabo a través de una
camisa deslizable que hace que la
zona superior pueda ser producida
por la tuber ía de producci ón junto a
la zona inferior.
DOBLES
CONVENCIONALES
Ventajas:
ØLa camisa deslizable permite que la zona
superior sea producida junto a la zona
inferior.
ØLa camisa deslizable permite realizar el
levantamiento artificial por gas en la zona
superior.
Desventajas:
ØLa tubería está sujeta a da ño por altas
presiones de la formación y por la
corrosión de los fluidos
ØSe deben matar ambas zonas antes de
realizar cualquier trabajo al pozo ó de
reparar la zona superior.
ØNo se pueden levantar por gas ambas
zonas simultáneamente.
DOBLES
SELECTIVOS
Mediante este diseño se pueden
producir varias zonas simultáneamente
y por separado a través del uso de
tuberías de producción paralelas y
empacadores dobles. .
Ventajas:
Ø Se puede producir con levantamiento
artificial por gas.
Ø Se pueden realizar reparaciones con
tubería concéntricas y con equipo
manejado a cable en todas las zonas
Ø Permite obtener alto caudal de
producción por pozo
DOBLES
SELECTIVOS
Desventajas:
ØAlto costo inicial.
ØLas reparaciones que requieran la
remoción del equipo de producción
pueden ser muy dif íciles y costosas.
ØLas tuberías y empacadores tienen
tendencia
a
producir
escapes
y
comunicaciones.
TERMINACIONES
INTELIGENTES
Son terminaciones con instrumentación y
control desde la subsuperfície.
Un pozo inteligente es un sistema capaz de
colectar, transmitir y analizar datos de
completación, producción, reservorio y
tomar acciones para mejor control de los
procesos de producción y completación a fin
de maximizar el valor del Activo.
Un sistema de registro contínuo de P y T en
subsuperf ície
es
conocido
como
PDG
(Permanent Dowhole Gauges). Se pueden usar
mandriles de PDG conteniendo hasta tres
registradores de cuarzo -
TERMINACIONES
INTELIGENTES
Estas completaciones deben permitir :
Ø Monitorear el flujo en el medio poroso (movimentos
de los frentes de fluidos, etc),
Ø El flujo multifásico vertical y horizontal
Ø La alteración remota de la configuración de flujo en
subsuperficie.
Ø Actualizar continuamente a los Ings. Reservoristas y
de Producción los modelos de drenage del reservorio,
identificando y comprendiendo diversos fenómenos.
Ø Se aumenta la capacidad de predicción y permite
anticiparse a identificar posibles problemas.
TERMINACIONES
INTELIGENTES
Producció
Producci
ón con y sin CI
La fig. superior muestra en rojo la producción (m3/d) que
seria obtenida con una secuencia normal de producció n
sin TI. La curva azul representa la producción con TI, la
curva negra muestra el incremento obtenido con una TI;
obteniéndose una anticipación de producción y se evit ó
intervenir con equipo.
TERMINACIONES
INTELIGENTES
Con TI se puede optimizar el flujo de petróleo o gas y
atender
exigencias
de
nominación
de
agencias
reguladoras. En la gráfica inferior la producción conjunta
y en secuencia con válvulas de TI permitió ganar
producción en un 28 %
Producci ón simultá
Producció
simultá nea (commingled
y controlada de mú
múltiples zonas.
TERMINACIONES
INTELIGENTES
Esta TI aplicada a un pozo horizontal con
columna conc éntrica de 3 ½”; penetrando en la
sección horizontal, con aislamiento de niples
sellos en seal bore y ECP en agujero abierto.
La sección horizontal está dividida en dos
intervalos, que pueden ser dos zonas distintas
Tiene dos válvulas de control de zona y apenas
un par de sensores de P&T, leyendo el interior
de la columna y anular.
TERMINACIONES
INTELIGENTES
Completaciones mas complejas, típicas de
pozos de altos caudales en ambientes mas
exigentes
exigen
columnas
con
mas
funcionalidades.
En este ámbito se destacan las válvulas de
seguridad de subsuperfície controladas de
superfície (DHSV) con dos lineas de control,
lineas de inyección de produtos químicos;
sensores de subsuperfície y válvulas de CI.
TERMINACIONES
INTELIGENTES
Para acomodar estos dispositivos
de subsuperfície com sus lineas
hidráulicas y elétricas en grampas
se hace necesario revestimiento de
producción de mayor diámetro.
Forzar las válvulas y sensores en
espacios
limitados
puede
comprometer la vida útil de la
completación.
El tubing hanger y packers de
producción deben proveer orifícios
de pasaje para todas as lineas de
control.
TERMINACIONES
MULTILATERALES
La Completaciones multiraterales
permiten:
Ø Explotar arenas que no han sido
drenadas en un área.
Ø Recuperar la máxima reserva posible
del mismo.
ØExplotar nuevos horizontes con objetivo
de incrementar la productividad.
ØMejorar la rentabilidad y el valor de los
proyectos.
ØReservorios con espesor delgado
ØRservorios con problemas potenciales de
conficación de gas o de agua
TERMINACIONES
MULTILATERALES
TIPOS DE COMPLETACION
ELEVACION ARTIFICIAL
CONCEPTOS
Cuando la energía natural de un yacimiento es suficiente para
promover el desplazamiento de los fluidos desde su interior
hasta el fondo del pozo, y de allí hasta la superficie, se dice que
el pozo fluye "naturalmente“; es decir, el fluido se desplaza
como consecuencia del diferencial de presión entre la
formación y el fondo del pozo.
Posteriormente como producto de la explotación del yacimiento
la presión de éste disminuye, esto implica que la producción de
fluidos baja hasta el momento en el cual, el pozo deja de
producir por sí mismo. De allí que surja la necesidad de
extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación de
fuerzas o energías ajenas al pozo, a este proceso se le
denomina Levantamiento Artificial.
TIPOS DE ELEVACION
ARTIFICIAL
Existen diversos Métodos de Elevación Artificial entre
los cuales se encuentran los siguientes:
Ø
Ø
Ø
Ø
Ø
Bombeo Neumático (Gas Lift)
Bombeo Mecánico Convencional (BMC),
Bombeo Electro sumergible (BES),
Bombeo Hidráulico (BH)
Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP),
BOMBEO NEUMATICO (GAS LIFT)
Este método opera mediante la inyección
continua de gas a alta presión en la
columna de los fluidos de producción
(Flujo continuo), con el objeto de disminuir
la densidad del fluido producido y reducir
el peso de la columna hidrostática sobre la
formación,
El gas también puede inyectarse a
intervalos regulares para desplazar los
fluidos hacia la superficie en forma de
tapones de líquido (Flujo intermitente).
BOMBEO MECANICO
Este método consiste en una bomba
de subsuelo de acción reciprocante ,
abastecida con energ ía suministrada
a través de una sarta de varillas.
La energ ía proviene de un motor
eléctrico o de combustión interna, la
cual
moviliza
una
unidad
de
superficie mediante un sistema de
engranajes y correas.
No
se
recomienda
en
pozos
direccionales, con producción de
sólidos y alta relación gas/l íquido, ya
que afecta considerablemente la
eficiencia de la bomba
COMPONENTES
PRINCIPALES
ØEl Movimiento primario, el cual
suministra la potencia del sistema.
ØLa unidad de transmisi ón de
potencia
o
caja
reductora
de
velocidades.
Ø El Equipo de bombeo en superficie,
el cual se encarga de transformar el
movimiento rotatorio (primario) en
movimiento linealmente oscilatorio.
Ø La sarta de varillas, la cual
transmite el movimiento y la
potencia a la bomba de subsuelo.
Ø Sarta de revestimiento y la de
tubería de producción.
Ø La Bomba de subsuelo .
BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO
Es de tipo centrífugo–
multietapa ,
cada
etapa
consiste en un impulsor
rotativo y un difusor fijo. El
número
de
etapas
determina la capacidad de
levantamiento y la potencia
requerida para ello.
Este sistema se emplea en
pozos de: alto caudal, alto
IP, baja presión de fondo,
alta relaci ón agua petróleo
y baja relación gas – líquido
(RGL).
BOMBEO DE CAVIDAD
PROGRESIVA
Son
máquinas
rotativas
de
desplazamiento
positivo,
compuestas por un rotor metálico,
un
estator
cuyo
material
es
elastómero
generalmente,
un
sistema motor y un sistema de
acoples flexibles.
El efecto de bombeo se obtiene a
trav és de cavidades sucesivas e
independientes que se desplazan
desde la succión hasta la descarga
de la bomba a medida que el rotor
gira dentro del estator.
BOMBEO DE CAVIDAD
PROGRESIVA
El movimiento es transmitido por
medio de una sarta de varillas desde
la
superficie
hasta
la
bomba,
empleando para ello un motor
reductor acoplado a las varillas .
Este tipo de bombas se caracteriza por
operar a baja velocidades y permitir
manejar altos volúmenes de gas,
sólidos en suspensión y cortes de
agua, así como también son ideales
para manejar crudos de mediana y
baja gravedad API.
BOMBEO HIDRAULICO
Los Estos sistemas transmiten su
potencia mediante un fluido presurizado
que es inyectado a través de la tubería,
conocido como fluido de potencia o fluido
motor, es utilizado por una bomba de
subsuelo
que
actúa
como
un
transformador para convertir la energía
de dicho fluido a energía potencial o de
presión en el fluido producido que es
enviado hacia la superficie.
Los fluidos de potencia más utilizados
son agua y crudos livianos que pueden
provenir del mismo pozo (Tipo Pistón y
Tipo Jet).
BOMBEO HIDRAULICO
TIPO PISTON
El principio de operación es similar al de las bombas del Bombeo
Mecánico, sólo que en una instalación de Bombeo Hidráulico Tipo
Pistón, la cabilla se encuentra en el interior de la bomba.
Las bombas hidráulicas se clasifican en bombas de acción sencilla y
las de doble acción. Las de acción sencilla desplazan fluido a la
superficie en un solo sentido, es decir, en el movimiento de ascenso o
descenso.
Las de doble acción desplazan fluido hasta la superficie en ambos
recorridos, ya que poseen válvulas de succión y de descarga en
ambos lados del pistón que combinan acciones de apertura y cierre
de las válvulas de succión y descarga del mismo.
BOMBEO HIDRAULICO
TIPO JET
Los principales componentes de la bomba Jet
son la boquilla, la garganta y el difusor..
El fluido motor entra a la bomba por la parte
superior de la misma, inmediatamente el
fluido pasa a través de la boquilla, de este
modo toda la presión del fluido se convierte en
energía cinética.
El chorro de la boquilla es descargado en la
entrada de la cámara de producción, la cual
se encuentra conectada con la Formación.
De esta manera, el fluido de potencia arrastra
al fluido de producción proveniente del pozo y
la combinación de ambos fluidos entra a la
garganta de la bomba.
COMPONENTES DE FONDO
TERMINACION DE POZOS
EQUIPOS SUPERFICIALES
CABEZALES Y ARBOL DE
PRODUCCION
CABEZALES Y COLGADORES
El equipo de cabezales de pozos es en
general un término usado para describir
la unión del equipo a las partes
superiores de la sartas de cañerías,
soportarlas, proveer sello en el espacio
anular formado entre cañerías y controlar
la producción del pozo.
Todo los fabricantes incrementan el factor
de seguridad en su productos basados en
una buena Ingeniería y larga experiencia;
pero,
los
esfuerzos
causados
por
vibración, cargas de impacto y variaciones
de temperatura son siempre imposibles
de predecir.
CABEZALES INFERIORES
El cabezal más inferior es una unidad que
se acopla a la parte superior de la última
pieza de cañería para proveer soporte a
las otras cañerías y sellar el espacio
anular entre cañerías.
Forman parte de este cabezal el colgador
de cañería para recibir, asentar y soportar
la cañería y la brida superior servirá para
conectar los Preventores (BOP´s) y otras
cañerías intermedias.
A veces se utiliza landing base con el
cabezal más inferior para proveer un
soporte adicional a cañerías pesadas.
CABEZALES INTERMEDIOS
El cabezal intermedio es una unidad tipo
carretel que se une por su parte inferior al a
la brida superior del cabezal inferior para
proveer un medio de soporte a las cañerías de
menor diámetro y sellar el espacio anular
entre cañerías.
Esta compuesta por una brida inferior, una o
con dos salidas en su parte intermedia y una
brida superior con su colgador interno de
cañería.
La brida inferior del cabezal intermedio está
construido con un receso para acomodar una
guía de trépano renovable y sellos secundarios
con el propósito de proteger la parte superior
de la cañería inferior en las maniobras de
bajada de herramienta.
CABEZALES DE PRODUCCION
El cabezal de producción es una unidad
tipo carretel unida a la brida superior del
cabezal intermedio para proveer soporte a
la tubería de producción y sellar el
espacio anular entre la tubería y cañería
de producción.
Está compuesta de una brida inferior,
una o dos salidas y la brida superior con
colgador de tubería.
CABEZALES INTERMEDIOS
El cabezal de producción es una unidad
tipo carretel unida a la brida superior del
cabezal intermedio para proveer soporte a
la tubería de producción y sellar el
espacio anular entre la tubería y cañería
de producción.
Está compuesta de una brida inferior,
una o dos salidas y la brida superior con
colgador de tubería.
CABEZALES Y COLGADORES
COLGADORES
EQUIPOS SUPERFICIALES
ARBOL DE PRODUCCION
Ø
Ø
Ø
Ø
Ø
Un árbol de producción es un
conjunto de válvulas que permiten
conducir los fluidos del reservorio
a las Plantas de Proceso.
Existen
diferentes
tipos,
conexiones y marcas de arbolitos:
Tipos:
Ø Simples
Ø Dobles
Conexiones:
Ø Roscadas (para baja presión)
Ø Bridadas (para alta presión)
Marcas:
Ø Cameron
Ø FMC
Ø Moto Mecánica
Ø Gray Look
Válvula de Maniobra
Válvulas de Surgencia
Árbol de Producción
Válvulas de Seguridad
Choque o Estrangulador
Válvulas Máster o Tronqueras
Cabezal de Producción
Válvulas de Espacio
Anular
Tubería de Producción
Cabezal de Intermedio
Válvulas Seguridad Subsuperficial
EQUIPOS SUPERFICIALES
ESTRANGULADORES
Son dispositivos diseñados para restringir y controlar
el ritmo de producción de un pozo.
Son usualmente seleccionados para que las
fluctuaciones de presión aguas abajo del estrangulador
no tengan efecto en la producción del pozo.
Para que esto suceda es indispensable que se
establezca la condición de flujo crítico a través del
estrangulador; es decir, la velocidad del flujo debe ser
igual a la del sonido y ocurre cuando:
P2 = 0,55 P1
TIPOS
Pueden ser clasificados en :
Ø Estranguladores Superficiales
ØPositivos
ØRegulables
ØEstranguladores de Fondo
ØPositivos
ØRegulables
ESTRANGULADORES
SUPERFICIALES
Son dispositivos diseñados para controlar el ritmo de
producción y estabilizar el flujo de fluidos en
superficie.
Los
estranguladores
cumplen
las
siguientes
funciones:
Ø Controlar el caudal de producción.
Ø Controla y previene la producción indeseada de
arena.
Ø Controla y previene la producción prematura de
agua y gas.
Ø Permite proteger los equipos de fondo y
superficie.
ESTRANGULADORES
SUPERFICIALES POSITIVOS
Son dispositivos constituidos
por un cuerpo en cuya parte
interna
se
instalan
los
estranguladores metálicos o de
cerámica
GRAY
FMC
CAMERON
ESTRANGULADORES
SUPERFICIALES POSITIVOS
Ventajas:
Ø Bajo Costo
Ø Simplicidad Operativa
Ø Mayor resistencia a elementos erosivos.
Desventajas:
Ø Interrupciones de producción durante los
cambios.
Ø Golpes de ariete durante el periodo de cierre y
apertura del pozo
ESTRANGULADORES
SUPERFICIALES REGULABLES
Son dispositivos constituidos por
un cuerpo, aguja y asiento. El
ajuste del diámetro requerido se
realiza moviendo la aguja de en
cuya parte interna se instalan
los asientos metálicos o de
cerámica
ESTRANGULADORES
SUPERFICIALES REGULABLES
Ventajas:
Ø Bajo Costo
Ø Simplicidad Operativa
Ø Mayor resistencia a elementos erosivos.
Desventajas:
Ø Interrupciones de producción durante los
cambios.
Ø Golpes de ariete durante el periodo de cierre y
apertura del pozo
ESTRANGULADORES
DE FONDO
Son dispositivos diseñados
para reducir la posibilidad
de congelamiento de los
elementos
de
control
superficiales; aumentar la
velocidad de flujo y prevenir
o reducir invasión de agua
ESTRANGULADORES
DE FONDO
Funciones:
Ø Minimizar la invasión de agua
Ø Aligerar la columna del petróleo
Ø Aumentar la velocidad de flujo
Ø Prolongar la vida del pozo
EQUIPOS SUPERFICIALES
EQUIPOS SUPERFICIALES
EQUIPOS SUPERFICIALES
TERMINACION DE POZOS
ANALISIS NODAL
TERMINACION DE POZOS
ANALISIS NODAL
El objetivo principal del Análisis Nodal , es permitir el
diagnostico del comportamiento de un pozo o sistema
de pozos para optimizar la producción variando los
distintos componentes manejables del sistema para
obtener el mejor rendimiento económico del proyecto.
Para que ocurra el flujo de fluidos en un sistema de
producción, es necesario que la energía de los fluidos
en el reservorio sea capaz de superar las pérdidas de
carga en los diversos componentes del sistema.
TERMINACION DE POZOS
ANALISIS NODAL
Los fluidos tienen que ir desde
el reservorio hasta las plantas
de proceso; pasando por las
tuberías
de
producción,
equipos
superficiales
en
cabeza y planchada del pozo y
las líneas de recolección.
El Análisis Nodal es un
método muy flexible que
puede se utilizado para
mejorar el comportamiento
de muchos sistemas de
pozos.
APLICACIONES
ØElegir el diámetro óptimo de la tubería
ØElegir el diámetro óptimo de la línea de recolección
ØDimensionar el diámetro del estrangulador
ØAnalizar el comportamiento anormal de un pozo por
restricciones.
ØObtener pronósticos de producción
ØEvaluar la estimulación de pozos
ØAnalizar los efectos de la densidad de disparos
ØOptimizar la producción y el rendimiento económico de
los campos en base a la demanda.
TERMINACION DE POZOS
ANALISIS NODAL
TERMINACION DE POZOS
ANALISIS NODAL
TERMINACION DE POZOS
ANALISIS NODAL
9000
A
8000
Pressure, psig
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1
1000
1
0
0
Inflow @ Sandface (1)
Inflow (1)
Not Used
Not Used
Not Used
Not Used
Cond Unloading Rate
Max Erosional Rate
50000
100000
Not Used
Outflow (A)
Not Used
Not Used
Not Used
Not Used
Water Unloading Rate
Gas Rate, Mscf/D
Reg: Schlumberger - Companies
150000
200000
TERMINACION DE POZOS
ANALISIS NODAL
9000
9000
A
8000
7000
7000
2
3
6000
Pressure, psig
Pressure, psig
A
8000
5000
4
4000
5
3000
2000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
1
0
1
0
Inflow @ Sandface (1)
Inflow (1)
Case 2 (2)
Case 3 (3)
Case 4 (4)
Case 5 (5)
Cond Unloading Rate
Max Erosional Rate
50000
100000
200000
250000
0
Inflow
(1) 70.000
(2) -3.000
(3) 0.000
(4) 20.000
(5) 35.000
Inflow
Reservoir Skin
2 3
0
150000
Gas Rate, Mscf/D
Not Used
Outflow (A)
Case 2 (B)
Case 3 (C)
Case 4 (D)
Case 5 (E)
Water Unloading Rate
1
1000
Inflow @ Sandface (1)
Inflow (1)
Case 2 (2)
Case 3 (3)
Case 4 (4)
Not Used
Cond Unloading Rate
Max Erosional Rate
Reg: Schlumberger - Companies
4
1
50000
Not Used
Outflow (A)
Case 2 (B)
Case 3 (C)
Case 4 (D)
Not Used
Water Unloading Rate
100000
Gas Rate, Mscf/D
Inflow
Reservoir Thickness, ft
150000
200000
Inflow
(1) 2001
(2) 50
(3) 100
(4) 500
Reg: Schlumberger - Companies
9000
9000
8000
7000
Pressure, psig
7000
Pressure, psig
B
A
8000
A
34
6000
2
5000
4000
3000
C
6000
D
E
5000
4000
3000
2000
2000
1000
1
0
1
0
Inflow @ Sandface (1)
Inflow (1)
Case 2 (2)
Case 3 (3)
Case 4 (4)
Not Used
Cond Unloading Rate
Max Erosional Rate
50000
Not Used
Outflow (A)
Case 2 (B)
Case 3 (C)
Case 4 (D)
Not Used
Water Unloading Rate
100000
150000
Gas Rate, Mscf/D
Inflow
Avg Reservoir Perm, md
Reg: Schlumberger - Companies
1
1000
200000
Inflow
(1) 3.3000
(2) 15.0000
(3) 30.0000
(4) 45.0000
250000
1
0
0
Inflow @ Sandface (1)
Inflow (1)
Case 2 (2)
Case 3 (3)
Case 4 (4)
Case 5 (5)
Cond Unloading Rate
Max Erosional Rate
50000
Not Used
Outflow (A)
Case 2 (B)
Case 3 (C)
Case 4 (D)
Case 5 (E)
Water Unloading Rate
100000
Gas Rate, Mscf/D
Outflow
Tubing ID, in
Reg: Schlumberger - Companies
150000
200000
Outflow
(A) 3.826
(B) 4.500
(C) 5.500
(D) 7.000
(E) 9.250
TERMINACION DE POZOS
FLUIDOS DE TERMINACION
FLUIDOS LIMPIOS
El uso de fluidos limpios en la etapa de terminación evita la
posibilidad del daño a la formación
permitiendo
incrementar la producción y la vida útil del pozo.
Los sistemas libres de sólidos son aplicados en:
Ø Terminación de Pozos
Ø Intervenci ón de Pozos
ØControl de presiones anormales
Ø En perforación de pozos para atravesar la zona
productora.
VENTAJAS
Ventajas de los fluidos limpios:
Ø No dañan la formaci ón productora
Ø El retorno a la permeabilidad inicial es
excelente
Ø Se mezclan a la densidad deseada
Ø Tienen índices bajos de corrosi ón.
Ø Son estables a las condiciones del pozo
Ø Compatibles con los aditivos quí micos
ØNo está clasificados como dañinos a la salud o
al medio ambiente.
TIPOS
Los sistemas libres de sólidos mas comunes son :
Densidad de Fluidos Libres de S ólidos
DESPLAZAMIENTO DE
FLUIDOS
Existen dos formas para efectuar el desplazamiento del
fluido de control, ya sea por aguas dulce, salmueras libres
de sólidos o una combinación de ambas :
ØCirculación Inversa: Es recomendable para cambio
de fluido de perforación por el de terminación, maneja
mayor volumen y caudal y mejora la limpieza del pozo y
tiempo de operación con menor costo.
ØCirculación Directa: Es recomendable para cambios
de fluido de terminación por fluido de empaque y cuando
se tienen en el espacio anular cementaciones
secundarias débiles o cuando se tienen niveles
productores abiertos.
TERMINACION DE POZOS
FLUIDOS DE EMPAQUE
FLUIDOS DE EMPAQUE
Se utilizan en la etapa final de la terminación de un pozo
para ser colocados en el espacio anular entre la tubería y
revestimiento de producción para cumplir las siguientes
funciones :
Ø Proteger a las tuber ías de producci ón
revestimiento de los efectos de corrosión.
y
Ø Facilitar la recuperaci ón de los arreglos de
producción
PROPIEDADES
Ø Estable a las condiciones de presión y
temperatura del pozo
Ø No ser corrosivo
Ø Que evite la formaci ón de bacterias
Ø Que esté libre de s ólidos indeseables
Ø Que no cause dañ os a la formaci ón productora
Ø Que no dañ e al medio ambiente
Ø Que no genere sedimentos para facilitar la
recuperación de los arreglos de Producci ón
TIPOS DE FLUIDOS DE
EMPAQUE
Pueden ser base agua y base aceite. La base aceite presenta
mayor estabilidad y ventajas que las de base agua ya que
éstas últimas requieren químicos especiales como
inhibidores de corrosión, alcalinizantes, bactericidas, etc.
Los más conocidos son los siguientes:
Ø Base Aceite:
a. Emulsiones libres de sólidos con densidades del
orden de 0.84 a 0.94 gr/cc
b. Diesel o aceite estabilizado deshidratado con
densidad de 0.84 gr/cc
c. Petróleo desgasificado y estabilizado del propio
campo.
TIPOS DE FLUIDOS DE
EMPAQUE
Ø Base Agua:
a.
b.
c.
d.
Agua tratada con densidad de 1.0 gr/cc
Salmuera sódica, densidad de 1.03 a 1.19 gr/cc
Salmuera cálcica, densidad de 1.20 a 1.39 gr/cc
Salmuera mezcladas de 2 o 3 tipos de sales: Ca Cl2Ca Br2-Zn Br2 cuya densidad varía de 1.31 a 2.30
gr/cc.
TERMINACION DE POZOS
DISPAROS
DISPAROS
Durante la etapa de terminación de los pozos, el
disparo de producción es la fase más importante ya
que permite establecer comunicación de los fluidos
entre el cuerpo productor y la tubería de
revestimiento.
El diámetro del revestimiento de producción
condiciona el diámetro exterior de los cañones; los
cuales tendrán mayor o menor penetración
DISPAROS
FORMA DE LA CARGA
Detonating cord
Cordón Detonante
Case = Caja
Conical liner
Restimiento Cónico
Primer = fulminante
Main Explosive
Explosivo principal
SIMULADORES
DE DISPAROS
El programa de prueba, diseñado para simular las
condiciones reales en el fondo del pozo incluyen:
Ø El empleo de núcleos de la formación de diámetro
grande.
Ø Determinación de la permeabilidad efectiva de la
formación antes de disparar, después de disparar y
simulando el flujo del pozo.
Ø El aislamiento de la formación del fondo del pozo
por la tubería de revestimiento y un
material
cementante adecuado.
SIMULADORES
DE DISPAROS
ØEl disparo de pistolas a través de la tubería de
revestimiento, el cemento y la formación, con
diversos fluidos del pozo.
ØEl mantenimiento de la temperatura del
yacimiento, de la presión en el fondo del pozo y
el reservorio durante y después de disparar.
ØLa simulación del flujo hacia el pozo para
limpiar los disparos.
ØLa evaluación de los resultados de la prueba.
FACTORES QUE AFECTAN
LOS DISPAROS
ØTaponamiento de los Disparos: Tienden a rellenarse
con roca triturada de la formación, con sólidos del lodo y
residuos de las cargas.
ØPresión Diferencial:
ØCuando se dispara con presión diferencial en contra
la formación , los disparos se llenan con partículas
sólidas del lodo residuos de las cargas y se reduce su
productividad.
ØCuando se dispara con presión diferencial a favor de
la formación y con fluidos limpios se ayuda a tener
una buena limpieza los disparos y se mejora su
productividad
FACTORES QUE AFECTAN
LOS DISPAROS
Ø Efecto de la resistencia a la compresi ón : La
penetración y el tamaño de los disparos se reducen a
medida que aumenta la resistencia a la compresión de la
cañería, del cemento y de la formación.
ØDensidad de los disparos : La densidad de disparos
permite obtener el caudal deseado con la menor caída de
presión y en reservorios fracturados permitirá mayor
comunicación con todas las zonas deseadas.
FACTORES QUE AFECTAN
LOS DISPAROS
ØCosto: El costo de disparos es proporcional a la densidad,
cantidad y al tipo de carga empleado.
ØPresión y Temperatura : Altas presiones y temperaturas
del pozo pueden limitar el uso de ciertas cargas. Las cargas
diseñadas para alta temperatura, proporcionan menor
penetración, mayor posibilidad de falla, son más costosas y
tienen poca variedad.
Efecto del Tipo de
Cañón en la Penetración
Efecto de la densidad de
Disparos
Efecto de la Zona
Dañada
Efecto de la Resistencia de
la Roca en la Penetración
Descargar