Completacion

CERTIFICACION DE INTERVENCION DE POZOS

IMPORTANTE

SILABAS ESPECIALES PARA LA INTERVENCION DE POZOS

(Debe incluir Completación y control de Presión)

Intervenciones a los pozos, tales como

 Coiled Tubing (Tubería Concéntrica)

 Snubbing

 WireLine (Guaya Fina)

Actualmente la certificación de pozos comprende un total de cuatro pruebas:

Dos pruebas obligatorias:

 Una prueba que dura media hora sobre el equipo de completación.

 Una prueba que dura una hora y media sobre “Principios y Procedimientos” (barreras, data de pozo, cierre de pozo y métodos para matar el pozo).

Otras tres pruebas alternativas (se pueden implementar una, dos o las tres pruebas), cada una éstas con una duración de media hora:

 Equipo de Guaya Fina (WireLine equipment).

 Equipo de Tubería Concéntrica (Coiled Tubing equipment).

 Equipo de Snubbing

El pozo candidato deberá ser verificado para la intervención que se le vaya a realizar (una, dos o tres intervenciones).

Nota: WireLine es un cable metálico de pequeño diámetro utilizado en las operaciones de línea de acero. También se le denomina Línea de Acero ó Guaya Fina.

CERTIFICACION DE INTERVENCION DE POZOS

PRESENTACION DEL DOCUMENTO

La información principal de este documento comprende los puntos relacionados a las pruebas comunes y obligatorias que se le deben realizar a los pozos, comenzando por una descripción de la completación de un pozo de petróleo. El documento esta dividido de la siguiente manera:

 Completación de un pozo de petróleo, descripción y funcionamiento de los equipos.

 Completación y workover (trabajo al pozo): principios y procedimientos; concepto de barrera.

 Hidrostático/hidrodinámico: principios implementados en el cálculo de presión en los pozos.

 Principios y procedimientos: implementados en los métodos usados para “matar el pozo”.

EL anexo incluye las tres alternativas mencionadas anteriormente:

 Anexo A: Equipo de Guaya Fina (WireLine equipment).

 Anexo B: Equipo de Tubería Concéntrica (Coiled Tubing equipment).

 Anexo C: Equipo Snubbing.

El apéndice comprende:

 Apéndice A: material usado en el control de pozos.

 Apéndice B: Interrogantes.

Nota: El Workover es un trabajo de reparación que se le realiza al pozo para tratar de incrementar su producción

COMPLETACION DE LOS POZOS

1. Introducción a la completación de los pozos.

2. Diseño de completación de los pozos: puntos a ser tomados en cuenta.

3. Capacidad de flujo de pozos.

4. Ejemplo de configuración de completaciones.

5. Equipos de pozos: definición, funcionalidad (tubería de producción (Tubing), sartas, obturador ó empacador (packer), cabezal de pozo (Wellhead).

Introducción a la Completación de Pozos:

El pronombre completación proviene del verbo “completar”, El término “completación de pozos de petróleo” proviene de todas las técnicas implementadas, así que el pozo puede producir una vez que ha sido perforado (incluyendo DST, la cual es actualmente una completación temporal).

Generalmente, ciertas operaciones involucran mediciones, mantenimientos o trabajos al pozo (work-overs) que van involucrados en la completación.

Por lo tanto el pozo debe ser primeramente perforado. La siguiente figura muestra los típicos diámetros de hoyo y revestidores. El revestidor que contendrá la tubería es llamado revestidor de producción. La sarta de producción es considerada como el revestidor (casing)+liner. Los otros revestidores son sartas técnicas. A la primera sarta se le denomina revestidor de superficie.

A cada momento se corren revestidores, en el caso de cabezales convencionales, una brida (flange) correspondiente al cabezal es colocado y también se instala la BOP (Válvula impide reventones),

Para cabezales compactos y cabezales debajo del nivel del mar, el spool o housing (protector) son usados para colgar algunos revestidores sin tener que sacar la BOP. En ese caso el casing hanger (colgador de tubería de revestimiento) es acoplado o colgado del último revestidor para soportar todo el peso de la sarta de perforación. Esto mejora las condiciones de seguridad, evitando tener que extraer la BOP, manteniendo la barrera segura mientras el sello es colocado a través de la BOP con una herramienta especial.

Un elemento de gran importancia en las operaciones de pozo es que el ID (diámetro interno) de cada brida (flange) debe ser mayor o igual a el diámetro interno del revestidor en la cual este es instalado. Por ejemplo: si el diámetro interno del revestidor de producción es de 7 pulgadas, la brida debe ser de 7 1/16 pulgadas de diámetro interno. O en otras circunstancias, si el diámetro interno de la sarta de producción es de 9 5/8 pulgadas con un liner de 7 pulgadas, el diámetro interno de la brida tendrá que ser de 11 pulgadas.

No solo debe ser el diámetro interno del casing head (cabezal ó cabeza de tuberías) o spool mayor o igual al diámetro interno del revestidor sobre la cual este es instalado. También el diámetro interno del (Xmas tree) árbol de navidad debe ser siempre mayor o igual a el diámetro interno de la tubería de producción.

NB: como recordatorio, en la designación de la brida 11”-5000. 11” designa el máximo diámetro de flujo y 5000 designa la presión de servicio (en psi o lpc).

En resumen, el diseño general de una completación comprende:

La interface entre el hoyo de pozo y la formación, la cual permite la comunicación entre el yacimiento y el pozo.

El diseño de la tubería (Tubing, y consecuentemente la sarta de producción) la cual será instalada.

El método usado para extracción de fluidos hacia la superficie.

La instalación de los equipos (niples, gas-lift, válvulas) usadas para optimizar la producción en condiciones seguras, y para mejorar todas las mediciones de presión/flujo a través de la vida productiva del pozo. La completación debe permitir.

La instalación e implementación de equipos de manera segura (SCSSV, Surface Controlled Subsurface Safety Valve por sus siglas en inglés- superficie controlada y válvula de seguridad debajo de la superficie) es usada para cerrar el pozo automáticamente al momento de presentarse alguna emergencia.

Diseño de completación de los pozos: puntos a ser tomados en cuenta en el diseño de completación de pozos.

Es importante distinguir entre pozos de exploración y pozos de desarrollo.

Con un pozo de exploración: primeramente la prioridad son los objetivos geológicos. Para este tipo de pozo con frecuencia se planifica terminar el pozo en un diámetro dado para ofrecer una solución alternativa. Este diámetro es usualmente 8 1/2” la cual proporciona suficiente área para colocar el revestidor de 7” a través del cual es mas fácil correr la herramienta DST. Además este preserva la posibilidad de usar uno de diámetro alternativo como de 6” o de 5 7/8” en la cual se puede colgar un liner de 5” o 4 1/2” si es necesario.

Con pozos de desarrollo: el objetivo es optimizar la producción y evitar que los equipos fallen en todo momento. Básicamente este método es mejor que la completación inicial de un pozo de desarrollo que ya ha tenido una larga producción de 5, 10, 15 años o más. Pero si el pozo debe ser revestido (reparaciones para mejorar su productividad) el correspondiente Workover (trabajo al pozo) no debería ser tan dificultuoso.

Los siguientes factores son tomados en cuenta en el diseño de la completación de un pozo de desarrollo:

Factores relacionados con las características del yacimiento:

• Presión del yacimiento

• Potencial del pozo: tasa de producción esperada o tasa de inyectividad.

• Daño ocasionado al pozo durante la perforación o completación (la cual debe ser tomados muy en cuenta)

• Fluidos: agua, petróleo, gas CO2, H2S, viscosidad, corrosión, escalas.

• Múltiples yacimientos: numero de niveles a ser drenados.

• Mecanismos de producción (bleed-off mechanism) evolución de la presión de la formación.

• Características de las rocas: naturaleza, composición, consolidación.

• Control de arena.

• Temperatura.

• Si se necesitan simulaciones

• Tipo de métodos de levantamiento artificial: bombas, gas lift.

• Recobro secundario.

• Trabajos a ser realizados, dependiendo de las características del yacimiento.

Otros parámetros a ser considerados son los siguientes:

• Aquellos que involucran la seguridad: nacional, local y regulaciones de la compañía (válvulas de seguridad de superficie/subsuperficie, barreras, fluidos en el anular).

• Aquellos pertenecientes a las condiciones de operación (ambientes aislados, ambiente urbano, costa afuera (offshore), dentro de la costa (onshore), nivel del mar (subsea).

• Aquellos pertenecientes al diseño y características mecánicas de los equipos.

• Aquellos referidos a la implementación de equipos que no fallen.

• Aquellos pertenecientes a la disponibilidad de la zona relevante.

• Aquellos pertenecientes a la costa, pero este parámetro es el menos importante que el el anterior. Todos con el fin de optimizar las condiciones de producción en eventos impredecibles.

En el diseño previo:

• EL CP de 30 pulgadas

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