trabajo de perforacion listo
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INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍA
DE ADMINISTRACIÓN INDUSTRIAL
EXTENSIÓN VALENCIA – AMPLIACIÓN SAN JOAQUÍN
Operaciones de Completación de Pozos
Ensamblaje de Fondos
Autores:
Ávila Willians C.I: 24.330.404
Bolívar Carolys C.I: 18.896.643
Facilitador: Ender Laya
Sección: 01
Valencia, 16 de Enero de 2014
Introducción
La completación de un pozo representa la concreción de muchos
estudios que, aunque realizados por separado, convergen en un
mismo objetivo: la obtención de hidrocarburos. La Ingeniería Petrofísica,
Ingeniería de Yacimientos y de las ciencias de producción y construcción de
pozos; han venido realizando, en los últimos años, un trabajo en equipo
permitiendo una interacción de las ramas que conforman la ingeniería
de petróleo.
La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación
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
parámetros que lo conforman, de esta manera podría hablarse de
la productividad del pozo en función de la completación, que incluye
un análisis de sus condiciones mecánicas y la rentabilidad económica que
justifique su existencia.
Así mismo durante la perforación de pozos direccionales de petróleo
uno de los componentes más importantes, cuyo desempeño ayudará al
cumplimiento de los objetivos propuestos en el tiempo señalado, es el
ensamblaje de fondo. El tiempo de perforación es un elemento clave en el
desarrollo de un campo, su optimización es el objetivo al momento de
seleccionar el ensamblaje de fondo.
Una optimización del tiempo de perforación representa menos gasto
por cada día del uso del taladro y ayuda a perforar futuros pozos de forma
más segura. El desempeño del ensamblaje de fondo varía con respecto a las
características de las formaciones que se encuentra atravesando, así como
de la geometría del pozo y provee importante información para la selección
del mismo en futuros pozos a perforar.
BASAMENTO TEORICO
Completacion de Pozos
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.
Factores que determinan el diseño de la completación de pozos
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 más eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse
cuidadosamente los factores que determinan dicha selección, tales como:
• Tasa de producción requerida.
• Reservas de zonas a completar.
• Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar.
• Necesidades futuras de estimulación.
• Requerimientos para el control de arena.
• Futuras reparaciones.
• Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo
mecánico, etc.
• Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de
petróleo.
Básicamente existen tres tipos de completaciones de acuerdo a las
características del pozo, es decir cómo se termine la zona objetivo: Hueco
abierto, hueco abierto con forro o tubería ranurada, tubería de revestimiento
perforada (cañoneada).
Completación a hueco abierto
Este tipo de completación 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 o derrumbes de la formación.
Entre las variantes de este tipo de completación encontramos:
• Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) y cementar el
revestidor de producción: En este tipo de completación las muestras de canal
y la interpretación de los registros ayudan a decidir si colocar el revestidor o
abandonar el pozo por ser no económico.
• Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) el revestidor de
producción.
Ventajas:
• Se elimina el costo de cañoneo.
• Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado.
• Es fácilmente profundizable.
• Puede convertirse en otra técnica de completación; con forro o
revestidor cañoneado.
• Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar
el daño a la formación dentro de la zona de interés.
Desventajas:
• Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua,
excepto si el agua viene de la zona inferior.
• No puede ser estimulado selectivamente.
• Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no es compacta.
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 rocas carbonatadas (calizas y dolomitas).
Completación con forro o tubería ranurada
Este tipo de completación se utiliza mucho en formaciones no
compactadas debido a problemas de producción de fragmentos de rocas y
de la formación, donde se produce generalmente petróleos pesados.
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. Dentro de este tipo de completación encontramos la
siguiente clasificación:
• Completación con forro no cementado: entre los requerimientos
necesarios para que este tipo de completación se lleve a cabo, están los
siguientes: formación no consolidada, formación de grandes espesores (100
a 400 pies), formación homogénea a lo largo del intervalo de completación,
etc.
Ventajas:
• Se reduce al mínimo el daño a la formación.
• No existen costos por cañoneado.
• La interpretación de los perfiles no es crítica.
• Se adapta fácilmente a técnicas especiales para el control de arena.
Desventajas:
• Dificulta las futuras reparaciones.
• No se puede estimular selectivamente.
• La producción de agua y gas es difícil de controlar.
• Existe un diámetro reducido frente a la zona o intervalo de
producción.
• Completación con forro liso ó camisa perforada: en este caso, se
instala un forro a lo largo de la sección o intervalo de producción. El forro se
cementa y se cañonea selectivamente la zona productiva de interés.
Ventajas:
• La producción de agua / gas es fácilmente controlada.
• La formación puede ser estimulada selectivamente.
• El pozo puede ser fácilmente profundizable.
Desventajas:
• La interpretación de registros o perfiles de producción es crítica.
• Requiere buenos trabajos de cementación.
• Presenta algunos costos adicionales (cementación, cañoneo, taladro,
etc.)
• El diámetro del pozo a través del intervalo de producción es muy
restringido.
Completación con revestidor cañoneado
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.
Ventajas:
• La producción de agua y gas es fácilmente prevenida y controlada.
• La formación puede ser estimulada selectivamente.
• El pozo puede ser profundizable.
• Permite llevar a cabo completaciones adicionales como técnicas
especiales para el control de arena.
Desventajas:
• Los costos de cañoneo pueden ser significativos cuando se trata de
intervalos grandes.
• Se reduce el diámetro efectivo del hoyo y la productividad del pozo
• Pueden presentarse trabajos de cementación.
• Requiere buenos trabajos de cementación.
De acuerdo a la configuración mecánica del pozo, la completación del
mismo puede clasificarse en Completación Convencional y Completación
Permanente. Se entiende por "Completación Convencional" aquella
operación en la cual existe una tubería mayor de 4 ½ pulgadas de diámetro
externo dentro del pozo y a través de la cual fluyen los fluidos de la
formación hacia la superficie.
La mayoría de las partes mecánicas o equipos de subsuelo pueden
ser removidos, es decir, no tienen carácter permanente. Respecto a la
"Completación Permanente" son aquellas operaciones en las cuales la
tubería de producción y el cabezal del pozo (árbol de navidad), se instalan de
tal manera que todo trabajo subsiguiente se lleva a cabo a través de la
tubería de producción con equipo manejado a cable.
Factores que determinan el tipo de configuración mecánica
• Tipo de pozo (productor, inyector, etc).
• Número de zonas a completar.
• Mecanismo de producción.
• Procesos de recuperación secundaria (inyección de agua, inyección
de gas, etc).
• Grado de compactación de la formación.
Tipos de completacion de acuerdo a la configuración mecánica.
Completación sencilla: Este tipo de completación es una técnica de
producción mediante la cual las diferentes zonas productivas producen
simultáneamente o lo hacen en forman selectiva por una misma tubería de
producción. Este tipo de completación se aplica donde existe una o varias
zonas de un mismo yacimiento.
En completaciones de este tipo, todos los intervalos productores se
cañonean antes de correr el equipo de completación. Además de producir
selectivamente la zona petrolífera, este tipo de completación ofrece la
ventaja de aislar zonas productoras de gas y agua. En caso de que la zona
petrolífera no tenga suficiente presión como para levantar la columna de
fluido hasta la superficie se pueden utilizar métodos de levantamiento
artificial. Entre las variedades de este tipo de completación se tiene:
• Completación sencilla convencional: esta tipo de completación se
realiza para la producción una sola zona, a través de la tubería de
producción.
• Completación sencilla selectiva: consiste en separar las zonas
productoras mediante empacaduras, produciendo a través de mangas ó
válvulas de circulación.
• Completación múltiple: se utiliza cuando se quiere producir
simultáneamente varias zonas petrolíferas (yacimientos) en un solo pozo, sin
mezclar los fluidos. Generalmente reduce el número de pozos a perforar.
Ventajas:
• Pueden obtenerse altas tasas de producción
• Pueden producirse varios yacimientos a la vez
• Existe un mejor control del yacimiento, ya que se pueden probar las
diferentes zonas con miras a futuros proyectos.
Desventajas:
• En zonas de corta vida productiva, se traduce en mayores
inversiones
• En caso de trabajos de reacondicionamiento, el tiempo de taladro es
elevado.
Entre los principales tipos de completaciones múltiples, se destacan:
Completación doble con una tubería de producción y una
empacadura de producción: en este tipo de completación, la zona superior
produce a través del espacio anular revestidor / tubería de producción,
mientras que la zona inferior produce a través de la tubería de producción.
Generalmente, se aplica donde la zona superior no requiera levantamiento
artificial, no tenga problemas de arena, corrosión, etc.
Ventaja:
• Bajo Costo.
Desventajas:
• La zona superior no puede ser producida por la tubería de
producción a menos que la zona inferior esté aislada.
• El revestidor está sujeto a presión de la formación y a la corrosión de
los fluidos.
• La reparación de la zona superior requiere que se mate primero la
zona inferior.
• La producción de arena en la zona superior puede atascar la tubería
de producción
Completación doble con una tubería de producción y dos
empacaduras de producción: mediante este diseño es posible producir
cualquier zona a través de la tubería de producción. Esto se lleva a cabo a
través de una herramienta de cruce (crossoverchocke) que hace que la zona
superior pueda ser producida por la tubería de producción y la zona inferior
por el espacio anular (revestidor-tubería).
Ventajas:
• La herramienta de cruce permite que la zona superior sea producida
por la tubería de producción.
• La herramienta de cruce permite realizar el levantamiento artificial
por gas en la zona superior
Desventajas:
• El revestidor está sujeto a daño por altas presiones de la formación y
por la corrosión de los fluidos
• Se deben matar ambas zonas antes de realizar cualquier trabajo al
pozo o de reparar la zona superior.
Completación doble con tuberías de producción paralelas y
múltiples empacaduras de producción: mediante este diseño se pueden
producir varias zonas simultáneamente y por separado a través del uso de
tuberías de producción paralelas y empacaduras dobles.
Ventajas:
• Se puede producir con levantamiento artificial por gas.
• Se pueden realizar reparaciones con tuberías concéntricas y con
equipo manejado a cable en todas las zonas
Desventajas:
• Alto costo inicial
• Las reparaciones que requieran la remoción del equipo de
producción pueden ser muy costosas
• Las tuberías y empacaduras tienen tendencia a producir escapes y
filtraciones.
Completación Triple: Este tipo de diseño puede llevarse a cabo
utilizando dos ó más tuberías y empacaduras de producción
Ventaja:
• Permite obtener alta tasa de producción por pozo
Desventajas:
• Dificultad para su instalación y remoción de los equipos en los
futuros trabajos de reparación.
• Son muy susceptibles a problemas de comunicación, filtraciones, etc.
Ensamblajes de Fondo (BHA)
Es la sección de la sarta de perforación que agrupa el conjunto de
herramientas entre la mecha y la tubería de perforación. Tiene como
funciones proporcionar el peso requerido sobre la mecha para maximizar la
tasa de penetración, producir hoyos en calibre, evitar la formación de
desviaciones tipo pata de perros y llaveteros y minimizar vibraciones y
pegamentos de la sarta de perforación. Esta compuesto por: barra de
perforación (Drill Collar), tubería pesada (Heavy Weight), estabilizadores y
accesorios.
Barra de perforación (Drill Collar)
Es un conjunto de tubos de acero o metal no magnético de espesores
significativos, colocados en el fondo de la sarta de perforación, encima de la
mecha, lo cual proporciona la rigidez y peso suficiente para producir la carga
axial requerida por la mecha para una penetración más efectiva de la
formación.
Tipos de barras de perforación
Las funciones de las barras son:
• Proporcionar peso sobre la mecha para la perforación, manteniendo
peso en la sección inferior de la sarta para hacer tensión en la misma.
• Soportar y dar rigidez a la parte inferior de la sarta de perforación.
Para efectos de diseños del ensamblaje de fondo, lo más importante
será analizar la localización del punto neutro, que es la región por encima de
la cual la sarta no sufre pandeo.
El peso que se aplicará sobre la mecha debe determinarse de acuerdo
con la longitud de las barras, para ubicar el punto neutro en ellas y evitar
fallas en la sarta durante las operaciones de perforación.
Para determinar el peso por pie de las barras de perforación se tiene
la siguiente ecuación:
PB= 2.67 * [(DE)2-(DI)2]
Dónde:
PB: Peso de las barras,lbs/pie
DE: Diámetro externo, pulg.
DI: Diámetro interno, pulg.
A principio de los años 50 Arthur Lubinsky y Henry Woods
determinaron, que el tamaño de las barras seria el factor limitante del
movimiento lateral de la mecha y el diámetro efectivo mínimo de las barras
podrían calcularse mediante la siguiente ecuación:
DMB= (2DCR-DM)
Donde:
DMB: Diámetro mínimo de las barras, pulg.
DCR: Diámetro del cuello del revestidor a correr, pulg.
DM: Diámetro de la mecha, pulg.
Lubinsky y Woods sugirieron además que, el tamaño de las barras
de perforación debería ser lo suficientemente grande para asegurar la bajada
de las conexiones del revestidor.
La longitud de las barras de perforación puede ser determinada a
través de tres métodos, los cuales son: Método del factor de flotación,
método de la ley de Arquímedes y el método de fuerza – área.
Tubería pesada (Heavy Weight)
La tubería pesada constituye el componente intermedio del
ensamblaje de fondo. Es un tubular de espesor de pared gruesa, similar a las
barras de diámetro pequeño, cuya conexión posee las mismas dimensiones
que las de la tubería de perforación para facilitar su manejo, pero es
ligeramente más larga, ver figura # 3. Se conoce también con los nombres de
“Heavy Wall Drill Pipe” y “Heavy WeightDrill Pipe”.
La función más importante de la tubería pesada es servir de zona de
transición entre las barras y la tubería de perforación, para minimizar los
cambios de rigidez entre los componentes de la sarta, con el objeto de
reducir las fallas originadas por la concentración de flexión cíclica en la
conexión de la tubería de perforación.
Estabilizadores
Los estabilizadores como su nombre lo indica, dan firmeza y seguridad
al ensamblaje de fondo o sarta de perforación, cuidándola del contacto con
las paredes del hoyo y controlando la desviación, tanto en hoyos verticales
como direccionales. Además Incrementan la tasa de penetración al propiciar
que la dirección de la fuerza resultante sobre la mecha coincida con el eje del
hoyo. Además:
• Reducen la fatiga en las conexiones de las barras al reducir el
pandeo de la sarta.
• Reduce la pega de la sarta al mantener las barras alejadas de las
paredes del hoyo.
• Previene cambios bruscos de ángulo del hoyo al aumentar la rigidez
del ensamblaje de fondo.
• Mantienen las barras centradas en el hoyo minimizando la desviación
del mismo y obteniéndose hoyos mejor alineados.
Dentro de los tipos de estabilizadores se encuentran: Estabilizadores
de camisa rotatoria, de camisa no rotatoria y escariadores.
Tipos de estabilizadores
La ubicación de los estabilizadores en el ensamblaje de fondo,
depende del desempeño que requiera la sarta en cuanto a trayectoria se
refiere. Esta sección tiene que ver con los tipos básicos de sartas para
modificación del curso o mantenimiento del mismo.
Estas sartas son de construcción, de mantenimiento y de caída
angular; el diseño de estas sartas no tienen muchas reglas de tipo general,
ya que el comportamiento de ellas depende de la dureza de la formación, de
la tendencia desviadora del hoyo, del tamaño relativo hoyo-ensamblaje y de
la distribución de los estabilizadores en el ensamblaje de fondo.
Accesorios
Además de los componentes básicos del BHA, constituidos por las
barras, la tubería pesada y los estabilizadores, se emplean algunos
accesorios que son fundamentales para lograr el éxito en las operaciones de
perforación, los cuales son mostrados en la siguiente tabla.1
Accesorios del BHA
Accesorios Función Posición
1.- Amortiguador
(SOC Absorber)
Minimizar la vibración de la
sarta.
Encima de la Mecha.
2.- Martillo
(DrillingJar)
Proporcionar energía de
impacto en las sartas
atascadas.
Intercalado en la tubería
pesada en tensión.
3.- Acelerador
(DrillingAcelerator)
Incrementar la energía del
martillo.
Una junta por encima
del martillo.
4.- Motores
(Drilling Motors)
Suministrar rotación de fondo
(aplicación en perforación
direccional)
Sobre la Mecha.
5.- Herramientas
de
Medición (MWD)
Medir los parámetros del
fondo en tiempo real.
Encima de la Mecha y/o
amortiguador ó motor.
Fuente: Fundamentos de la Ingeniería de Petróleo (1994, pág. 30)
CONCLUSIÓN
El avance de los conocimientos científicos y tecnológicos aplicados en
Venezuela desde comienzos del siglo XX, han causado un gran impacto y
afianzado la evolución de la Industria Petrolera Nacional haciéndola más
segura y productiva con el trascurso de los años.
Consecuentemente, se incrementó el interés por optimizar las
completaciones, utilizando equipos de seguridad más eficaces, de acuerdo a
las necesidades requeridas para la magnitud de los trabajos a realizar. Estas
medidas facilitan el desarrollo de la labor, alcanzando óptima calidad en la
producción y haciendo las jornadas de trabajo más eficientes y menos
peligrosas.
Por ello es importante y fundamental resaltar el hecho de que se
deben tener los conocimientos suficientes para hacer una buena
completación, ya que esto traerá como consecuencia que la vida productiva
de los pozos y la producción misma, sea cada vez mayor. Es decir, que
cuando se realiza una buena completación, utilizando los equipos
adecuados, se está en la condición de que la comunicación entre el
yacimiento y el pozo sea óptima. Sin embargo, cuando no se logra surge la
necesidad de realizar ajustes en las completaciones e incluso efectuar
cambios en las herramientas utilizadas, hasta lograr un mejor desempeño.
La completación conjuntamente con la perforación y las actividades de
reacondicionamiento de pozos son de vital importancia para la industria,
porque permiten mantener y/o incrementar la producción de los pozos. Esta
actividad constituye uno de los medios más atractivos, desde el punto de
vista económico, para mantener o aumentar el potencial de producción de
hidrocarburos del país.
Así mismo el ensamblaje de fondo tiene gran importancia al momento
de tener en cuenta todas las partes de la sarta de perforación y cual es el
funcionamiento de cada una de estas; por lo que cada una de las barras,
estabilizadores y accesorios tienen un gran desempeño entre cada una de
estas al momento de perforar un pozo ya esto puede ayudar a estabilizar de
manera correcta la dirección del hoyo, dar fuerza a la sarta de perforación y
al sistema rotatorio etc.
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
Bakeshughes.com [Pagina Web en línea] Disponible: [ www.bakeshughe
s.com] [Consulta, 2014 Enero]
BarberiiE. (1998) El pozo ilustrado. Ediciones Fondo Editorial del Centro
Internacional de Educación y Desarrollo FONCIED. PDVSA. Caracas
Garay J. (1982) ¿Qué es el Petróleo? Ediciones Librería Ciafre. Caracas
García A. (S/A) El taladro y sus componentes. (S/E)
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Montiel L. (1999) Guía para estudiantes sobre Petróleo y Gas. Editorial Arte.
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PDVSA (2001) Programa de Educación Petrolera. Perforación, equipos y
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Smithbits.com [Pagina Web en línea] Disponible: [ www.smithbits.com ]
[Consulta, 2014 Enero]