La terminación de pozos es el proceso de preparar un pozo para la producción (o inyección) después de las operaciones de perforación. Esto implica principalmente preparar el fondo del pozo según las especificaciones requeridas, introducir la tubería de producción y sus herramientas asociadas de fondo del pozo, así como disparar y estimular según sea necesario. A veces, también se incluye el proceso de rodaje y cementación de la carcasa . Después de perforar un pozo, si se eliminan los fluidos de perforación, el pozo eventualmente se cerrará sobre sí mismo. El revestimiento garantiza que esto no suceda y al mismo tiempo protege el flujo del pozo de los operadores externos, como el agua o la arena. [1]
Terminación inferior (terminación de fondo de pozo)
Esto se refiere a la porción del pozo a través de la zona de producción o inyección. El diseñador del pozo tiene muchas herramientas y opciones disponibles para diseñar la terminación inferior (terminación de fondo de pozo) de acuerdo con las condiciones del yacimiento . Por lo general, la terminación inferior se coloca a lo largo de la zona productiva mediante un sistema de suspensión de revestimiento, que ancla la terminación inferior a la sarta de revestimiento de producción. Las categorías generales de finalización inferior se enumeran a continuación.
Terminación descalzo
Este tipo es el más básico, pero puede ser una buena opción para perforación en roca dura, multilaterales y bajo balance. Se trata de dejar la sección del embalse productivo sin tubulares. Esto elimina efectivamente el control del flujo de fluidos de la formación; no es adecuado para formaciones más débiles que puedan requerir control de arena, ni para formaciones que requieran aislamiento selectivo de intervalos de petróleo, gas y agua. Sin embargo, los avances en intervenciones como los tubos flexibles y los tractores significan que se pueden producir pozos descalzos con éxito.
Hoyo abierto
La tubería de revestimiento de producción se coloca por encima de la zona de interés antes de perforar la zona. La zona está abierta al pozo. En este caso se genera poco gasto con perforaciones. La interpretación de los registros no es fundamental. El pozo se puede profundizar fácilmente y se convierte fácilmente en pantalla y revestimiento. Sin embargo, la producción excesiva de gas y agua es difícil de controlar y puede requerir limpiezas frecuentes. Además, el intervalo no se puede estimular de forma selectiva.
Terminación de pozo abierto
Esta designación se refiere a una gama de terminaciones en las que no se cementa ningún revestimiento o revestimiento en su lugar en toda la zona de producción. En formaciones competentes, la zona puede quedar completamente vacía, pero generalmente se incorpora algún tipo de control de arena y / o medios de control de flujo.
Las terminaciones en agujero descubierto han experimentado una absorción significativa en los últimos años, y hay muchas configuraciones, a menudo desarrolladas para abordar desafíos específicos del yacimiento. Ha habido muchos desarrollos recientes que han impulsado el éxito de las terminaciones en agujero descubierto, y también tienden a ser populares en pozos horizontales, donde las instalaciones cementadas son más caras y técnicamente más difíciles. Las opciones comunes para terminaciones en pozo descubierto son:
Revestimiento pre-perforado
También se le llama revestimiento pretaladrado . El revestimiento se prepara con múltiples pozos pequeños perforados, luego se coloca a lo largo de la zona de producción para proporcionar estabilidad al pozo y un conducto de intervención. El revestimiento perforado a menudo se combina con empacadores de agujero descubierto, como elastómeros hinchables, empacadores mecánicos o empacadores de revestimiento externos, para proporcionar separación y aislamiento zonal. Ahora es bastante común ver una combinación de revestimiento previamente perforado, revestimiento sólido y empaquetadores de elastómero hinchables para proporcionar un aislamiento inicial de las zonas de agua o gas no deseadas. También se pueden usar múltiples manguitos deslizantes junto con los empacadores de agujero descubierto para proporcionar una flexibilidad considerable en el control de flujo zonal durante la vida útil del pozo.
Este tipo de terminación también se está adoptando en algunos pozos de inyección de agua, aunque estos requieren una envolvente de desempeño mucho mayor para los empacadores de agujero descubierto, debido a los considerables cambios de presión y temperatura que ocurren en los inyectores de agua.
Las terminaciones en pozo descubierto (en comparación con la tubería cementada) requieren una mejor comprensión del daño de la formación, la limpieza del pozo y el control de la pérdida de fluidos. Una diferencia clave es que los disparos penetran a través de las primeras 6 a 18 pulgadas (15 a 45 cm) de formación alrededor del pozo, mientras que las terminaciones en agujero descubierto requieren que los fluidos del yacimiento fluyan a través de toda la zona invadida por el filtrado alrededor del pozo y el despegue. de la torta del filtro de lodo.
Muchas terminaciones de pozo descubierto incorporarán válvulas de pérdida de fluido en la parte superior del revestimiento para proporcionar control del pozo mientras se ejecuta la terminación superior.
Hay un número creciente de ideas que llegan al mercado para ampliar las opciones de terminaciones en agujero descubierto; por ejemplo, la electrónica se puede utilizar para accionar una válvula de revestimiento de apertura o cierre automático. Esto podría usarse en una terminación de pozo descubierto para mejorar la limpieza, llevando el pozo a producción desde la punta durante 100 días y luego abriendo automáticamente el extremo del talón. Los dispositivos de control de entrada y las terminaciones inteligentes también se instalan como terminaciones en agujero descubierto.
El revestimiento pre-perforado puede proporcionar algún control básico de la producción de sólidos, donde se cree que el pozo falla en trozos agregados de escombros, pero no se considera típicamente como una terminación de control de arena.
Forro ranurado
Los revestimientos ranurados se pueden seleccionar como una alternativa al revestimiento previamente perforado, a veces como una preferencia personal o según la práctica establecida en el campo. También se puede seleccionar para proporcionar un control de bajo costo de la producción de arena / sólidos. El revestimiento ranurado se mecaniza con múltiples ranuras longitudinales, por ejemplo, 2 mm × 50 mm, distribuidas a lo largo y circunferencial de cada junta. Los avances recientes en el corte por láser significan que el ranurado ahora se puede hacer mucho más barato para anchos de ranura mucho más pequeños y, en algunas situaciones, el revestimiento ranurado ahora se usa para la misma funcionalidad que las pantallas de control de arena.
Control de arena en pozo descubierto
Esto se selecciona cuando se requiere el revestimiento para detener mecánicamente el movimiento de la arena de formación. Hay muchas variantes de control de arena en pozo abierto, las tres opciones populares son las pantallas independientes, los paquetes de grava en pozo abierto (también conocidos como paquetes de grava externos, donde una 'grava' de arena de tamaño se coloca como un espacio anular alrededor de la pantalla de control de arena) y expansibles pantallas. Los diseños de las pantallas son principalmente de envoltura de alambre o premium; Las pantallas de envoltura de alambre utilizan alambre resistente a la corrosión soldado en espiral enrollado alrededor de un tubo base perforado para proporcionar un pequeño espacio helicoidal consistente (como 0.012 pulgadas (0.30 mm), denominado calibre 12). Las pantallas premium usan una tela metálica tejida envuelta alrededor de un tubo base. Las cribas expandibles se ejecutan a profundidad antes de estamparse mecánicamente a un diámetro mayor. Idealmente, las pantallas expandibles se estamparán hasta que entren en contacto con la pared del pozo.
Terminaciones de pozo abierto horizontal
Esta es la terminación de pozo abierto más común que se usa en la actualidad. Básicamente es lo mismo que se describe en la terminación vertical de pozo abierto, pero en un pozo horizontal aumenta significativamente el contacto con el yacimiento, aumentando las tasas de producción o inyección de su pozo. El control de arena en un pozo horizontal es completamente diferente al de un pozo vertical. Ya no podemos confiar en la gravedad para la colocación de la grava. La mayoría de las empresas de servicios utilizan un diseño de onda alfa y beta para cubrir la longitud total del pozo horizontal con grava. Se sabe que pozos muy largos (alrededor de 6000 pies) fueron empaquetados con grava con éxito en muchas ocasiones, incluidos los reservorios de aguas profundas en Brasil.
Terminaciones de revestimiento
En este caso, la carcasa se coloca por encima de la zona primaria. Se instala un conjunto de pantalla y revestimiento no cementado a lo largo de la sección de pago. Esta técnica minimiza el daño a la formación y brinda la capacidad de controlar la arena. También facilita la limpieza. Los gastos de perforación también son bajos o inexistentes. Sin embargo, la acumulación de gas y agua es difícil de controlar y la estimulación selectiva no es posible, el pozo no se puede profundizar fácilmente y es posible que se necesite más tiempo de perforación.
Revestimiento perforado
El revestimiento se coloca por encima de la zona de producción, la zona se perfora y el revestimiento del revestimiento se cementa en su lugar. Luego, el revestimiento se perfora para su producción. Esta vez se incurre en un gasto adicional en la perforación del revestimiento, también la interpretación de los registros es crítica y puede ser difícil obtener trabajos de cemento de buena calidad.
Carcasa perforada
La carcasa de producción se cementa a través de la zona y la sección productiva se perfora selectivamente. El gas y el agua se controlan fácilmente al igual que la arena. La formación se puede estimular selectivamente y el pozo se puede profundizar. Esta selección se puede adaptar a otras configuraciones de terminación y los registros están disponibles para ayudar en las decisiones de revestimiento. Carcasa primaria mucho mejor. Sin embargo, puede causar daños a las zonas y necesita una buena interpretación de los registros. El costo de los disparos puede ser muy alto.
Terminación de pozo entubado
Esto implica hacer pasar una carcasa y un revestimiento a través de la zona de producción y cementarlos en su lugar. La conexión entre el pozo y la formación se realiza mediante disparos . Debido a que los intervalos de perforación se pueden colocar con precisión, este tipo de terminación permite un buen control del flujo de fluido, aunque depende de la calidad del cemento para evitar el flujo de fluido detrás del revestimiento. Como tal, es la forma más común de completar ...
Terminaciones convencionales
- Flujo de la tubería de revestimiento: significa que el flujo de fluido productor tiene un solo camino hacia la superficie a través de la tubería de revestimiento.
- Flujo de la carcasa y la tubería : significa que hay una tubería dentro de la carcasa que permite que el fluido llegue a la superficie. Este tubo se puede utilizar como hilo de matar para la inyección de productos químicos. El tubo puede tener un pezón "no pasa" al final como medio de prueba de presión.
- Flujo de bombeo : la tubería y la bomba se hacen funcionar a una profundidad por debajo del fluido de trabajo. La bomba y la sarta de varillas están instaladas concéntricamente dentro de la tubería. Un ancla de tubería evita el movimiento de la tubería durante el bombeo.
- Flujo de tubería : se instalan una sarta de tubería y un empaquetador de producción. El empaquetador significa que todo el flujo pasa por la tubería. Dentro del tubo, puede montar una combinación de herramientas que ayudarán a controlar el flujo de fluido a través del tubo.
- Pozo de elevación de gas: el gas se alimenta a las válvulas instaladas en mandriles en la tira de tubería. La cabeza hidrostática se baja y el fluido se eleva por gas a la superficie.
- Terminaciones alternas de pozo único : en este caso se trata de un pozo con dos zonas. Para producir de ambas zonas se aíslan con empacadoras. Se pueden usar juntas explosivas en la tubería dentro de la región de las perforaciones. Estos son subs de paredes gruesas que pueden resistir la abrasión del fluido de la zona de producción. Esta disposición también puede funcionar si tiene que producir desde una zona más alta dado el agotamiento de una zona más baja. El tubo también puede tener un mecanismo de control de flujo.
- Cadena de eliminación concéntrica de un solo pozo : dentro del pozo se utiliza una cadena de eliminación concéntrica de pequeño diámetro para hacer circular los fluidos de eliminación cuando sea necesario.
- Terminación de 2 tubos de un solo pozo : en este caso, se insertan 2 sartas de tubos en 1 pozo. Están conectados en el extremo inferior por un cabezal circulante. Los productos químicos pueden circular por un tubo y la producción puede continuar por el otro.
Componentes de finalización
La terminación superior se refiere a todos los componentes desde la parte inferior de la tubería de producción hacia arriba. El diseño adecuado de esta "sarta de terminación" es esencial para asegurar que el pozo pueda fluir adecuadamente dadas las condiciones del yacimiento y para permitir cualquier operación que se considere necesaria para mejorar la producción y la seguridad.
Boca de pozo con control de situación
Este es el equipo que contiene presión en la superficie del pozo donde se suspenden las cuerdas de revestimiento y se conecta el dispositivo de prevención de reventones o el árbol de Navidad .
árbol de Navidad
Este es el conjunto principal de válvulas que controla el flujo del pozo a la planta de proceso (o al revés para los pozos de inyección) y permite el acceso para exprimidos químicos [ aclaración necesaria (definición) ] e intervenciones de pozo .
Colgador de tubería
Este componente se encuentra en la parte superior del cabezal del pozo , dentro de la brida del cabezal de la tubería y sirve como soporte principal para la tubería de producción .
El colgador de tubería puede fabricarse con anillos de sellado de caucho o polímero para aislar la tubería del anillo.
El colgador de tubería está asegurado dentro de la brida de la cabeza de la tubería con tirafondos . Estos tirafondos aplican una presión hacia abajo sobre la suspensión de la tubería para comprimir las juntas de sellado y evitar que la tubería sea expulsada hidrostática o mecánicamente del anillo. [2]
Tubería de producción
La tubería de producción es el conducto principal para transportar hidrocarburos desde el yacimiento a la superficie (o material de inyección al revés). Se extiende desde el colgador de tubería en la parte superior del cabezal del pozo hasta un punto generalmente justo encima de la parte superior de la zona de producción.
Los tubos de producción están disponibles en varios diámetros, que suelen oscilar entre 2 pulgadas y 4,5 pulgadas.
Los tubos de producción se pueden fabricar utilizando varios grados de aleaciones para lograr requisitos específicos de dureza, resistencia a la corrosión o resistencia a la tracción.
Los tubos pueden revestirse internamente con varios revestimientos de caucho o plástico para mejorar la resistencia a la corrosión y / o erosión.
Válvula de seguridad de fondo de pozo (DHSV)
Este componente está diseñado como un método de último recurso para proteger la superficie de la liberación incontrolada de hidrocarburos. Es una válvula cilíndrica con un mecanismo de cierre de bola o de charnela. Se instala en la tubería de producción y se mantiene en la posición abierta mediante una línea hidráulica de alta presión desde la superficie contenida en una línea de control de 6,35 mm (1/4 ") que se conecta a la cámara hidráulica del DHSV y termina en la superficie a un Actuador hidráulico La alta presión es necesaria para superar la presión de producción en la tubería aguas arriba del estrangulador en el árbol La válvula funcionará si se corta la línea de alta presión umbilical o se destruye el cabezal / árbol del pozo.
Esta válvula permite que los fluidos pasen o se bombeen por la tubería de producción. Cuando está cerrado, el DHSV forma una barrera en la dirección del flujo de hidrocarburos, pero los fluidos aún se pueden bombear para operaciones de eliminación de pozos. Se coloca tan por debajo de la superficie como se considere seguro de cualquier posible alteración de la superficie, incluidos los cráteres causados por la destrucción de la plataforma. Donde es probable que se formen hidratos (la mayor parte de la producción corre el riesgo de esto), la profundidad de la SCSSV (válvula de seguridad subterránea controlada por superficie) debajo del lecho marino puede ser de hasta 1 km: esto permitirá la temperatura geotérmica ser lo suficientemente alto para evitar que los hidratos bloqueen la válvula.
Válvula de seguridad anular
En los pozos con capacidad de levantamiento por gas , muchos operadores consideran prudente instalar una válvula, que aislará el anillo A por las mismas razones que puede ser necesaria una DHSV para aislar la tubería de producción a fin de evitar que el inventario de gas natural en el fondo del pozo se convierta en un problema. peligro como se convirtió en Piper Alpha .
Mandril de bolsillo lateral
Este es un producto soldado / maquinado que contiene un "bolsillo lateral" junto al conducto tubular principal. El bolsillo lateral, típicamente de 1 "o 1½" de diámetro, está diseñado para contener una válvula de elevación de gas , que permite el flujo de gas a alta presión hacia la tubería al reducir la presión de la tubería y permitir que los hidrocarburos se muevan hacia arriba.
Bomba sumergible eléctrica
Este dispositivo se usa para levantamiento artificial para ayudar a proporcionar energía para impulsar los hidrocarburos a la superficie si la presión del yacimiento es insuficiente.
Las bombas eléctricas sumergibles, o ESP, se instalan en la parte inferior de la tubería de producción.
Al ser alimentados eléctricamente, los ESP requieren que un conducto de comunicaciones eléctricas se extienda desde la superficie, a través de un cabezal de pozo especializado y un colgador de tubería, para proporcionar la energía requerida para funcionar.
Durante la instalación, el cable de alimentación se empalma en el ESP y luego se une al exterior de la tubería mediante bandas metálicas resistentes a la corrosión a medida que pasa por el orificio.
Se pueden instalar protectores especializados, llamados protectores de cañón, sobre cada collar de tubería para evitar que el cable roce las paredes de la carcasa, lo que puede causar una falla prematura del cable.
Los procesos de instalación y reparación requieren una consideración cuidadosa para evitar cualquier daño al cable de alimentación.
Como muchos otros métodos de levantamiento artificial, el ESP reduce la presión del fondo del pozo en el fondo de la tubería para permitir que los hidrocarburos fluyan hacia la tubería.
Pezón de aterrizaje
Un componente de terminación fabricado como una sección corta de tubular de pared gruesa con una superficie interna maquinada que proporciona un área de sellado y un perfil de bloqueo. Los niples de aterrizaje se incluyen en la mayoría de las terminaciones a intervalos predeterminados para permitir la instalación de dispositivos de control de flujo, como enchufes y estranguladores. Se utilizan comúnmente tres tipos básicos de pezones de aterrizaje: pezones no-go, pezones de aterrizaje selectivo y pezones con puerto o con válvula de seguridad.
Manga deslizante
El manguito deslizante se acciona hidráulica o mecánicamente para permitir la comunicación entre la tubería y el anillo 'A' . A menudo se utilizan en múltiples pozos de reservorio para regular el flujo hacia y desde las zonas.
Empacadora de producción
El empacador aísla el espacio anular entre la tubería y el revestimiento interior y el pie del pozo. Esto es para evitar que los fluidos del depósito fluyan a lo largo de la carcasa y la dañen. Generalmente se coloca cerca del pie de la tubería, un poco por encima de la zona de producción.
Medidores de fondo de pozo
Este es un sensor electrónico o de fibra óptica para proporcionar un monitoreo continuo de la presión y la temperatura en el fondo del pozo. Los medidores utilizan una línea de control de 1/4 "sujeta al exterior de la sarta de tubería para proporcionar una comunicación eléctrica o de fibra óptica a la superficie, o transmiten los datos medidos a la superficie mediante una señal acústica en la pared de la tubería. La información obtenida de estos dispositivos de monitoreo puede utilizarse para modelar yacimientos o predecir la vida útil o problemas en un pozo específico.
Junta perforada
Este es un tramo de tubería con agujeros perforados. Si se usa, normalmente se colocará debajo del empacador y ofrecerá una ruta de entrada alternativa para los fluidos del depósito en la tubería en caso de que la zapata se bloquee, por ejemplo, por una pistola de perforación atascada .
Válvula de aislamiento de formación
Este componente, colocado hacia el pie de la sarta de terminación, se utiliza para proporcionar un aislamiento bidireccional de la formación para las operaciones de terminación sin la necesidad de líquidos de peso muerto . Su uso es esporádico ya que no gozan de la mejor reputación de fiabilidad a la hora de abrirlos al final del proceso de finalización.
Centralizador
En pozos muy desviados, este componente puede incluirse hacia el pie de la terminación. Consiste en un collar grande, que mantiene la sarta de terminación centralizada dentro del agujero mientras cementa.
Guía de entrada por cable
Este componente a menudo se instala al final de la tubería o "la zapata". Su objetivo es facilitar la extracción de las herramientas con cable al ofrecer una superficie de guía para que la sarta de herramientas vuelva a entrar en la tubería sin quedar atrapada en el costado de la zapata.
Perforante y estimulante
En las terminaciones de pozos entubados (la mayoría de los pozos), una vez que la sarta de terminación está en su lugar, la etapa final es hacer una conexión entre el pozo y la formación. Esto se hace ejecutando pistolas de perforación para hacer agujeros en la carcasa o el revestimiento para hacer una conexión. Las perforaciones modernas se realizan utilizando cargas explosivas con forma, similar a la carga de penetración de blindaje utilizada en los cohetes antitanques (bazucas).
A veces, una vez que el pozo está completamente terminado, es necesaria una estimulación adicional para lograr la productividad planificada. Hay varias técnicas de estimulación.
Acidificante
Esto implica la inyección de productos químicos para eliminar cualquier daño de la piel, "limpiando" la formación, mejorando así el flujo de los fluidos del depósito. Se utiliza un ácido fuerte (generalmente ácido clorhídrico ) para disolver las formaciones rocosas, pero este ácido no reacciona con los hidrocarburos . Como resultado, los Hidrocarburos son más accesibles. El ácido también se puede utilizar para limpiar el pozo de algunas escamas que se forman a partir del agua producida cargada de minerales.
Fracturamiento
Esto significa crear y extender fracturas desde los túneles de los disparos más profundamente en la formación, aumentando el área de la superficie para que los fluidos de la formación fluyan hacia el pozo , así como extendiéndose más allá de cualquier daño posible cerca del pozo. Esto se puede hacer inyectando fluidos a alta presión ( fracturamiento hidráulico ), inyectando fluidos mezclados con material granular redondo (fracturamiento de apuntalante) o usando explosivos para generar un flujo de gas de alta presión y alta velocidad (TNT o PETN hasta 1,900,000 psi (13,000,000 kPa)) y (estimulación con propulsor hasta 4.000 psi (28.000 kPa)).
Acidificación y fracturamiento (método combinado)
Esto implica el uso de explosivos y la inyección de productos químicos para aumentar el contacto ácido-roca.
Circulación de nitrógeno
A veces, la productividad puede verse obstaculizada debido a los residuos de fluidos de terminación, salmueras pesadas , en el pozo. Esto es particularmente un problema en los pozos de gas . En estos casos, se puede usar tubería flexible para bombear nitrógeno a alta presión al fondo del pozo para hacer circular la salmuera .
Ver también
- Pozo de petróleo
- Buena intervencion
Referencias
- ^ "¿Cómo funciona la terminación de pozo?" . www.rigzone.com . Consultado el 5 de julio de 2018 .
- ^ https://www.glossary.oilfield.slb.com/Terms/t/tubing_hanger.aspx Glosario de campo petrolero
enlaces externos
- Tecnología de terminación inteligente