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, así como perforar y estimular según sea necesario. A veces, también se incluye el proceso de introducir y cementar la tubería de revestimiento . 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 la corriente del pozo de elementos externos, como agua o arena. [1]
Se refiere a la parte del pozo que se encuentra a lo largo de la zona de producción o inyección. El diseñador del pozo tiene muchas herramientas y opciones disponibles para diseñar la terminación inferior (terminación en el fondo del pozo) de acuerdo con las condiciones del yacimiento . Por lo general, la terminación inferior se establece a lo largo de la zona productiva utilizando un sistema de colgador de revestimiento, que ancla la terminación inferior a la tubería de revestimiento de producción. A continuación se enumeran las categorías generales de terminación inferior.
Este tipo es el más básico, pero puede ser una buena opción para perforación en roca dura, multilaterales y en condiciones de bajo balance. Implica dejar la sección productiva del yacimiento sin ningún tubular. Esto elimina efectivamente el control del flujo de fluidos de la formación; no es adecuado para formaciones más débiles que podrían requerir control de arena, ni para formaciones que requieren aislamiento selectivo de intervalos de petróleo, gas y agua. Sin embargo, los avances en intervenciones como la tubería flexible y los tractores significan que los pozos descalzos se pueden producir con éxito.
La tubería de producción se coloca por encima de la zona de interés antes de perforarla. La zona está abierta al pozo. En este caso, se generan pocos gastos con las perforaciones. La interpretación de los registros no es crítica. El pozo se puede profundizar fácilmente y se puede convertir fácilmente en un pozo de cribado 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.
Esta denominación se refiere a una serie de terminaciones en las que no se cementa ningún revestimiento ni liner en toda la zona de producción. En formaciones competentes, la zona puede quedar completamente descubierta, pero normalmente se incorpora algún tipo de medio de control de flujo y/o de extracción de arena.
Las terminaciones en pozos abiertos han experimentado una importante aceptación en los últimos años y existen muchas configuraciones, a menudo desarrolladas para abordar desafíos específicos de los yacimientos. Ha habido muchos desarrollos recientes que han impulsado el éxito de las terminaciones en pozos abiertos y también tienden a ser populares en pozos horizontales, donde las instalaciones cementadas son más costosas y técnicamente más difíciles. Las opciones comunes para las terminaciones en pozos abiertos son:
También se le denomina con frecuencia liner pre-perforado . El liner se prepara con múltiples orificios pequeños perforados y luego se coloca a lo largo de la zona de producción para brindar estabilidad al pozo y un conducto de intervención. El liner pre-perforado a menudo se combina con empacadores de pozo abierto, como elastómeros de expansión, empacadores mecánicos o empacadores de revestimiento externo, para brindar segregación y aislamiento zonal. Ahora es bastante común ver una combinación de liner pre-perforado, liner sólido y empacadores de elastómero de expansión para brindar un aislamiento inicial de zonas de agua o gas no deseadas. También se pueden usar múltiples mangas deslizantes junto con empacadores de pozo abierto para brindar una flexibilidad considerable en el control del 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 un margen de desempeño mucho mayor para los empacadores de pozo abierto, debido a los considerables cambios de presión y temperatura que ocurren en los inyectores de agua.
Las terminaciones en pozos abiertos (en comparación con las tuberías cementadas) requieren una mejor comprensión del daño a la formación, la limpieza del pozo y el control de la pérdida de fluidos. Una diferencia clave es que la perforación penetra a través de las primeras 6 a 18 pulgadas (15 a 45 cm) de la formación alrededor del pozo, mientras que las terminaciones en pozos abiertos requieren que los fluidos del yacimiento fluyan a través de toda la zona invadida por el filtrado alrededor del pozo y el despegue del revoque de filtrado de lodo.
Muchas completaciones de pozos abiertos incorporarán válvulas de pérdida de fluido en la parte superior del revestimiento para proporcionar control del pozo mientras se ejecuta la completación superior.
Cada vez hay más ideas que aparecen en el mercado para ampliar las opciones de terminación de pozos abiertos; por ejemplo, se pueden utilizar dispositivos electrónicos para accionar una válvula de revestimiento de apertura o cierre automáticos. Esto se puede utilizar en una terminación de pozos abiertos para mejorar la limpieza, poniendo el pozo en producción desde el extremo de la punta durante 100 días y luego abriendo automáticamente el extremo del talón. También se instalan dispositivos de control de entrada y terminaciones inteligentes como terminaciones de pozos abiertos.
El revestimiento perforado previamente puede proporcionar un cierto control básico de la producción de sólidos, donde se piensa que el pozo falla en trozos agregados de escombros, pero normalmente no se lo considera una terminación de control de arena.
Los revestimientos ranurados se pueden seleccionar como una alternativa a los revestimientos preperforados, a veces como una preferencia personal o como una práctica establecida en un campo. También se pueden 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, de 2 mm × 50 mm, distribuidas a lo largo y la circunferencia de cada junta. Los avances recientes en el corte por láser significan que ahora se puede realizar el ranurado de manera mucho más económica en anchos de ranura mucho más pequeños y, en algunas situaciones, el revestimiento ranurado ahora se utiliza para la misma funcionalidad que las pantallas de control de arena.
Este tipo de malla se selecciona cuando se requiere que el revestimiento contenga mecánicamente el movimiento de la arena de formación. Existen muchas variantes de control de arena en pozos abiertos, las tres opciones más populares son las mallas independientes, los paquetes de grava en pozos abiertos (también conocidos como paquetes de grava externos, donde se coloca una "grava" de arena dimensionada como un anillo alrededor de la malla de control de arena) y las mallas expandibles. Los diseños de mallas son principalmente de envoltura de alambre o premium; las mallas de envoltura de alambre utilizan alambre resistente a la corrosión soldado en espiral envuelto alrededor de un tubo base perforado para proporcionar un espacio helicoidal pequeño y constante (como 0,012 pulgadas (0,30 mm), denominado calibre 12). Las mallas premium utilizan una tela metálica tejida envuelta alrededor de un tubo base. Las mallas expandibles se colocan en profundidad antes de ser prensadas mecánicamente a un diámetro mayor. Idealmente, las mallas expandibles se prensarán hasta que entren en contacto con la pared del pozo.
Esta es la forma más común de completar pozos abiertos que se utiliza en la actualidad. Básicamente es la misma que se describe en la terminación vertical de pozos abiertos, pero en un pozo horizontal amplía significativamente el contacto con el yacimiento, lo que aumenta la producción o las tasas de inyección de su pozo. El control de la arena en un pozo horizontal es completamente diferente al de un pozo vertical. Ya no podemos depender de la gravedad para la colocación de la grava. La mayoría de las empresas de servicios utilizan un diseño de ondas alfa y beta para cubrir la longitud total del pozo horizontal con grava. Se sabe que pozos muy largos (alrededor de 6000 pies) se rellenaron con grava con éxito en muchas ocasiones, incluidos los yacimientos de aguas profundas en Brasil.
En este caso, la carcasa se coloca por encima de la zona primaria. Se instala un conjunto de rejilla y revestimiento no cementado a lo largo de la sección productiva. Esta técnica minimiza el daño a la formación y brinda la capacidad de controlar la arena. También facilita la limpieza. El costo de perforación también es bajo o inexistente. Sin embargo, la acumulación de gas y agua es difícil de controlar y la estimulación selectiva no es posible, por lo que el pozo no se puede profundizar fácilmente y puede ser necesario más tiempo de perforación.
Se coloca la tubería de revestimiento por encima de la zona de producción, se perfora la zona y se cementa la tubería de revestimiento en su lugar. Luego se perfora la tubería de revestimiento para la producción. Esta vez se incurre en gastos adicionales por la perforación de la tubería de revestimiento, además de que la interpretación de los registros es fundamental y puede resultar difícil obtener trabajos de cementación de buena calidad.
La tubería de producción se cementa a través de la zona y la sección de explotación 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 hay registros disponibles para ayudar a tomar decisiones sobre la tubería de revestimiento. La tubería de revestimiento primaria es mucho mejor. Sin embargo, puede causar daños a las zonas y requiere una buena interpretación de los registros. El costo de la perforación puede ser muy alto.
Esto implica hacer pasar una tubería de revestimiento 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 perforaciones . Debido a que los intervalos de perforación se pueden ubicar 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 terminación...
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 "cadena de terminación" es esencial para garantizar 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.
Este es el equipo que contiene presión en la superficie del pozo donde se suspenden las tuberías de revestimiento y se conecta el preventor de reventones o árbol de Navidad .
Este es el conjunto principal de válvulas que controla el flujo desde el pozo hasta la planta de proceso (o viceversa para los pozos de inyección) y permite el acceso para inyecciones químicas [ aclaración necesaria (definición) ] e intervenciones en el pozo .
Este componente se ubica 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 tubos puede fabricarse con anillos de sellado de caucho o polímero para aislar el tubo del anillo.
El colgador de tubos se fija dentro de la brida del cabezal del tubo con tirafondos . Estos tirafondos aplican una presión hacia abajo sobre el colgador de tubos para comprimir las juntas de sellado y evitar que los tubos se expulsen hidrostática o mecánicamente del espacio anular. [2]
La tubería de producción es el conducto principal para transportar hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie (o el material de inyección en sentido inverso). Se extiende desde el colgador de tuberías en la parte superior de la boca del pozo hasta un punto generalmente justo por encima de la parte superior de la zona de producción.
Los tubos de producción están disponibles en varios diámetros, que generalmente varían entre 2 y 4,5 pulgadas.
Los tubos de producción pueden fabricarse utilizando distintos grados de aleaciones para lograr requisitos específicos de dureza, resistencia a la corrosión o resistencia a la tracción.
Los tubos pueden estar recubiertos internamente con diversos recubrimientos de caucho o plástico para mejorar la resistencia a la corrosión y/o erosión.
Este componente está pensado 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 aleta. Se instala en la tubería de producción y se mantiene en 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 está conectada a la cámara hidráulica de la DHSV y termina en la superficie con 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 umbilical de alta presión o se destruye el cabezal del pozo/árbol.
Esta válvula permite que los fluidos pasen hacia arriba o sean bombeados hacia abajo por la tubería de producción. Cuando está cerrada, la DHSV forma una barrera en la dirección del flujo de hidrocarburos, pero los fluidos aún pueden bombearse hacia abajo para las operaciones de cierre del pozo. Se coloca lo más abajo de la superficie que se considere seguro de cualquier posible perturbación de la superficie, incluida la formación de cráteres causada por el hundimiento de la plataforma. En los lugares donde es probable que se formen hidratos (la mayor parte de la producción corre el riesgo de que esto ocurra), la profundidad de la SCSSV (válvula de seguridad subterránea controlada desde la superficie) debajo del lecho marino puede ser de hasta 1 km: esto permitirá que la temperatura geotérmica sea lo suficientemente alta para evitar que los hidratos bloqueen la válvula.
En pozos con capacidad de elevación por gas , muchos operadores consideran prudente instalar una válvula, que aislará el anillo A por las mismas razones por las 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 peligro como lo fue en Piper Alpha .
Este es un producto soldado/mecanizado que contiene un "bolsillo lateral" a lo largo del conducto tubular principal. El bolsillo lateral, que normalmente tiene un diámetro de 1" o 1½", está diseñado para contener una válvula de elevación de gas , que permite el flujo de gas a alta presión hacia el interior de la tubería al reducir la presión de la misma y permitir que los hidrocarburos se desplacen hacia arriba.
Este dispositivo se utiliza para la elevación artificial para ayudar a proporcionar energía para impulsar los hidrocarburos a la superficie si la presión del yacimiento es insuficiente.
Las bombas sumergibles eléctricas, o ESP, se instalan en la parte inferior de la tubería de producción o en el interior de la tubería de producción (ESP a través de la tubería).
Al estar alimentados eléctricamente, los ESP requieren un conducto de comunicaciones eléctricas que pase desde la superficie, a través de un cabezal de pozo especializado y un colgador de tubería, para proporcionar la energía necesaria para funcionar.
Durante la instalación, el cable de alimentación se empalma al ESP y luego se fija 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 tubo para evitar que el cable se frote contra las paredes de la carcasa, lo que puede provocar una falla prematura del cable.
Los procesos de instalación y reacondicionamiento requieren una consideración cuidadosa para evitar cualquier daño al cable de alimentación.
Al igual que muchos otros métodos de elevación artificial, el ESP reduce la presión del fondo del pozo en la parte inferior de la tubería para permitir que los hidrocarburos fluyan hacia la tubería.
Componente de terminación fabricado como una sección corta de tubo de pared gruesa con una superficie interna maquinada que proporciona un área de sellado y un perfil de bloqueo. Las boquillas de asentamiento se incluyen en la mayoría de las terminaciones a intervalos predeterminados para permitir la instalación de dispositivos de control de flujo, como tapones y estranguladores. Se utilizan comúnmente tres tipos básicos de boquillas de asentamiento: boquillas de no paso, boquillas de asentamiento selectivo y boquillas con válvula de seguridad o con puerto.
El manguito deslizante se acciona hidráulica o mecánicamente para permitir la comunicación entre la tubería y el anillo "A" . Se utilizan a menudo en pozos con múltiples yacimientos para regular el flujo hacia y desde las zonas.
El obturador aísla el espacio anular entre la tubería y la carcasa interna y el pie del pozo. Esto es para evitar que los fluidos del yacimiento fluyan por toda la longitud de la carcasa y la dañen. Generalmente se coloca cerca del pie de la tubería, poco por encima de la zona de producción.
Se trata de un sensor electrónico o de fibra óptica que permite realizar un seguimiento continuo de la presión y la temperatura en el fondo del pozo. Los medidores utilizan una línea de control de 1/4" sujeta con una abrazadera en el exterior de la tubería para proporcionar una comunicación eléctrica o de fibra óptica con 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 seguimiento se puede utilizar para modelar yacimientos o predecir la vida útil o los problemas en un pozo específico.
Se trata de un tramo de tubo con orificios perforados. Si se utiliza, normalmente se colocará debajo del obturador y ofrecerá una vía de entrada alternativa para los fluidos del yacimiento en el tubo en caso de que la zapata se bloquee, por ejemplo, por una pistola de perforación atascada .
Este componente, ubicado hacia el pie de la sarta de terminación, se utiliza para proporcionar aislamiento bidireccional de la formación para operaciones de terminación sin necesidad de fluidos de densificación . Su uso es esporádico ya que no gozan de la mejor reputación en cuanto a confiabilidad a la hora de abrirlos al final del proceso de terminación.
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 centrada dentro del pozo mientras se cementa.
Este componente se instala a menudo al final del tubo o "la zapata". Su finalidad es facilitar la extracción de las herramientas de cable ofreciendo una superficie de guía para que la sarta de herramientas vuelva a entrar en el tubo sin quedar atrapada en el lateral de la zapata.
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 haciendo pasar cañones de perforación para perforar agujeros en la tubería de revestimiento o liner para hacer una conexión. Las perforaciones modernas se realizan utilizando cargas explosivas moldeadas, similares a las cargas penetrantes de blindaje que se utilizan en los cohetes antitanque (bazucas).
A veces, una vez que el pozo está completamente terminado, es necesario realizar más estimulación para lograr la productividad planificada. Existen varias técnicas de estimulación.
Esto implica la inyección de productos químicos para eliminar cualquier daño superficial, "limpiando" la formación y mejorando así el flujo de los fluidos del yacimiento. Se utiliza un ácido fuerte (normalmente ácido clorhídrico ) para disolver las formaciones rocosas, pero este ácido no reacciona con los hidrocarburos . Como resultado, estos son más accesibles. El ácido también se puede utilizar para limpiar el pozo de algunas incrustaciones que se forman a partir del agua producida cargada de minerales.
Esto significa crear y extender fracturas desde los túneles de perforación más profundamente en la formación, aumentando el área de superficie para que los fluidos de formación fluyan hacia el pozo , así como extendiéndose más allá de cualquier posible daño cerca del pozo. Esto se puede hacer inyectando fluidos a alta presión ( fracturación hidráulica ), inyectando fluidos mezclados con material granular redondo ( fracturación 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)).
Esto implica el uso de explosivos y la inyección de productos químicos para aumentar el contacto entre el ácido y la roca.
En ocasiones, la productividad puede verse afectada 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 pueden utilizar tuberías flexibles para bombear nitrógeno a alta presión hacia el fondo del pozo para hacer circular la salmuera .