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, colocar la tubería de producción y sus herramientas asociadas en el fondo del pozo, así como perforar y estimular según sea necesario. En ocasiones también se incluye el proceso de rodaje y cementación de la carcasa . Después de perforar un pozo, si se eliminaran los fluidos de perforación, el pozo eventualmente se cerraría sobre sí mismo. La carcasa garantiza que esto no suceda y al mismo tiempo protege la corriente del pozo de elementos externos, como agua o arena. [1]
Esto se refiere a la porción del pozo a través de la zona de producción o inyección. El diseñador de pozos tiene muchas herramientas y opciones disponibles para diseñar la terminación inferior (completación 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 utilizando un sistema de suspensión de revestimiento, que ancla la terminación inferior a la sarta de revestimiento de producción. Las categorías generales de menor finalización se enumeran a continuación.
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 el tramo productivo del embalse 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 la tubería flexible y los tractores significan que se pueden producir pozos descalzos con éxito.
La carcasa de producción se coloca sobre la zona de interés antes de perforar la zona. La zona está abierta al pozo. En este caso se genera poco gasto con las perforaciones. La interpretación de registros no es crítica. 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 puede estimularse selectivamente.
Esta designación se refiere a una variedad de terminaciones donde no se cementa ningún revestimiento o revestimiento en toda la zona de producción. En formaciones competentes, la zona puede quedar completamente desnuda, pero generalmente se incorpora algún tipo de medio de control de arena y/o control de flujo.
Las terminaciones de pozos abiertos han tenido una aceptación significativa en los últimos años y existen muchas configuraciones, a menudo desarrolladas para abordar desafíos específicos de yacimientos. Ha habido muchos desarrollos recientes que han impulsado el éxito de las terminaciones en pozos abiertos, y también tienden a ser populares en los pozos horizontales, donde las instalaciones cementadas son más caras y técnicamente más difíciles. Las opciones comunes para terminaciones de pozo descubierto son:
También suele denominarse revestimiento preperforado . El revestimiento se prepara con múltiples orificios pequeños perforados y luego se coloca a lo largo de la zona de producción para proporcionar estabilidad al pozo y un conducto de intervención. El revestimiento preperforado a menudo se combina con empacadores de pozo abierto, como elastómeros hinchables, empacadores mecánicos o empacadores de revestimiento externos, para proporcionar segregación y aislamiento zonal. Ahora es bastante común ver una combinación de revestimiento preperforado, revestimiento sólido y empacadores de elastómero hinchable para proporcionar un aislamiento inicial de zonas de agua o gas no deseadas. También se pueden usar múltiples manguitos deslizantes junto con empacadores de pozo abierto para proporcionar 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 entorno de rendimiento 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 de pozos abiertos (en comparación con las tuberías cementadas) requieren una mejor comprensión de los daños a 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 completaciones de pozo descubierto requieren que los fluidos del yacimiento fluyan a través de toda la zona invadida por filtrado alrededor del pozo y el despegue. de la torta de filtración de lodo.
Muchas terminaciones de pozo abierto 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 llegan al mercado para ampliar las opciones de terminaciones de pozos descubiertos; por ejemplo, se puede utilizar electrónica para accionar una válvula de revestimiento de apertura o cierre automático. Esto podría usarse en una terminación de pozo abierto para mejorar la limpieza, haciendo que el pozo entre 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 flujo de entrada y completaciones inteligentes como terminaciones de pozo abierto.
El revestimiento preperforado puede proporcionar cierto control básico de la producción de sólidos, donde se cree que el pozo falla en trozos agregados de escombros, pero generalmente no se considera como una terminación de control de arena.
Los liners ranurados se pueden seleccionar como alternativa al liner preperforado, a veces como preferencia personal o por 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 de 2 mm x 50 mm, repartidas a lo largo y circunferencia de cada junta. Los avances recientes en el corte por láser significan que el ranurado ahora se puede realizar 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.
Esto se selecciona cuando se requiere que el revestimiento retenga 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 se coloca una 'grava' de arena de tamaño como un anillo alrededor de la pantalla de control de arena) y los filtros expandibles. pantallas. Los diseños de pantallas son principalmente wire-wrap o premium; Las mallas de envoltura de alambre utilizan alambre resistente a la corrosión soldado en espiral enrollado alrededor de un tubo base perforado para proporcionar un espacio helicoidal pequeño y consistente (como 0,012 pulgadas (0,30 mm), denominado calibre 12). Las pantallas premium utilizan una tela metálica tejida envuelta alrededor de un tubo base. Las cribas expandibles se extienden hasta la profundidad antes de ser estampadas mecánicamente a un diámetro mayor. Idealmente, las mallas expandibles se estamparán hasta que entren en contacto con la pared del pozo.
Esta es la terminación en pozo abierto más común que se utiliza en la actualidad. Es básicamente lo mismo que se describe en la terminación de pozo abierto vertical, pero en un pozo horizontal amplía 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 colocar 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) fueron exitosamente empacados con grava en muchas ocasiones, incluidos yacimientos de aguas profundas en Brasil.
En este caso la carcasa se coloca encima de la zona primaria. Se instala un conjunto de rejilla y revestimiento no cementados en toda 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 tiempo de perforación adicional.
Se coloca el revestimiento sobre la zona de producción, se perfora la zona y se cementa el revestimiento en su lugar. Luego, el revestimiento se perfora para la producción. Esta vez se incurre en gastos adicionales al perforar el revestimiento, además la interpretación de los registros es crítica y puede ser difícil obtener trabajos de cemento de buena calidad.
La tubería de producción se cementa a través de la zona y la sección de pago 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 en las decisiones sobre el revestimiento. Carcasa primaria mucho mejor. Sin embargo, puede causar daños a zonas y necesita una buena interpretación de los registros. El coste de perforación puede ser muy elevado.
Esto implica pasar 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 disparo pueden ubicarse 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 finalización...
La terminación superior se refiere a todos los componentes desde la parte inferior del tubo 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 sartas de revestimiento y se conecta el preventor de explosiones o el árbol de Navidad .
Este es el conjunto principal de válvulas que controla el flujo desde el pozo a la planta de proceso (o al revés para los pozos de inyección) y permite el acceso para compresiones químicas [ aclaración necesaria (definición) ] e intervenciones en el pozo .
Este componente se ubica en la parte superior de la cabeza del pozo , dentro de la brida de la cabeza de la tubería y sirve como soporte principal para la tubería de producción .
El soporte para tubos puede fabricarse con anillos selladores de caucho o polímero para aislar el tubo del anillo.
El soporte para tubos se fija dentro de la brida del cabezal del tubo con tirafondos . Estos tirafondos aplican una presión hacia abajo sobre el soporte de tubería para comprimir las juntas de sellado y evitar que la tubería sea expulsada hidrostática o mecánicamente del espacio anular. [2]
La tubería de producción es el conducto principal para transportar hidrocarburos desde el yacimiento a la superficie (o material de inyección en el sentido contrario). Va desde el colgador de tubería en la parte superior de la boca 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 generalmente van desde 2 pulgadas hasta 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 estar recubiertos internamente con varios revestimientos de caucho o plástico para mejorar la resistencia a la corrosión y/o erosión.
Este componente pretende ser un método de último recurso para proteger la superficie de la liberación incontrolada de hidrocarburos. Es una válvula cilíndrica con 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 del DHSV y termina en la superficie hasta 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 HP umbilical o se destruye la cabeza del pozo/el árbol.
Esta válvula permite que los fluidos pasen hacia arriba o sean bombeados hacia abajo por la tubería de producción. Cuando está cerrado, el DHSV forma una barrera en la dirección del flujo de hidrocarburos, pero aún se pueden bombear fluidos para operaciones de destrucción de pozos. Se coloca tan por debajo de la superficie como se considere seguro de cualquier posible perturbación de la superficie, incluidos los cráteres causados por el derrumbe de la plataforma. Cuando 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 la superficie) debajo del lecho marino puede ser de hasta 1 km: esto permitirá que la temperatura geotérmica ser lo suficientemente alto para evitar que los hidratos bloqueen la válvula.
En pozos con capacidad de levantamiento de gas , muchos operadores consideran prudente instalar una válvula que aísle 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 .
Este es un producto soldado/mecanizado 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 el interior de la tubería al reducir la presión de la tubería y permitir que los hidrocarburos se muevan hacia arriba.
Este dispositivo se utiliza en 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 o dentro de la tubería de producción (Through Tubing ESP).
Al ser accionados eléctricamente, los ESP requieren que un conducto de comunicaciones eléctricas se extienda desde la superficie, a través de una boca de pozo especializada y un soporte de tubería, para proporcionar la energía necesaria para funcionar.
Durante la instalación, el cable de alimentación se empalma en el ESP y luego se fija al exterior del tubo 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 provocar una falla prematura del cable.
Los procesos de instalación y reparación requieren una consideración cuidadosa para evitar daños 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.
Un componente de terminación fabricado como una sección corta de un tubular de pared pesada con una superficie interna maquinada que proporciona un área de sellado y un perfil de bloqueo. Las boquillas de aterrizaje 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 niples de aterrizaje: niples sin paso, niples de aterrizaje selectivo y niples con puerto o válvula de seguridad.
El manguito deslizante se acciona hidráulica o mecánicamente para permitir la comunicación entre el tubo y el anillo 'A' . A menudo se utilizan en múltiples pozos de yacimientos para regular el flujo hacia y desde las zonas.
El empacador aísla el espacio anular entre la tubería y la carcasa interior y el pie del pozo. Esto es para evitar que los fluidos del yacimiento fluyan a lo largo de toda 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 proporciona un seguimiento continuo de la presión y la temperatura del fondo del pozo. Los medidores utilizan una línea de control de 1/4" sujeta en el exterior de la sarta de tubería para proporcionar una comunicación eléctrica o de fibra óptica a la superficie, o transmiten 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 o los problemas en un pozo específico.
Se trata de un trozo de tubo con agujeros perforados. Si se usa, normalmente se ubicará debajo del empacador y ofrecerá una ruta de entrada alternativa para los fluidos del yacimiento a la tubería en caso de que la zapata se bloquee, por ejemplo, por una pistola de perforación atascada .
Este componente, colocado hacia el pie de la sarta de terminación, se utiliza para proporcionar aislamiento bidireccional de la formación para operaciones de terminación sin la necesidad de fluidos de peso muerto . Su uso es esporádico ya que no gozan de la mejor reputación en cuanto a fiabilidad a la hora de abrirlos al final del proceso de finalización.
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 pozo mientras se cementa.
Este componente suele instalarse en el extremo del tubo o "el zapato". Su objetivo es facilitar la extracción de herramientas con cable al ofrecer una superficie de guía para que la sarta de herramientas vuelva a ingresar al tubo sin quedar atrapada en el costado 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 ejecutando pistolas perforadoras para hacer agujeros en la carcasa o el revestimiento para realizar una conexión. Las perforaciones modernas se realizan utilizando cargas explosivas conformadas, similares a las cargas perforantes utilizadas en los cohetes antitanque (bazookas).
A veces, una vez que el pozo está completamente terminado, es necesaria una mayor estimulación para lograr la productividad planificada. Existen diversas técnicas de estimulación.
Esto implica la inyección de productos químicos para eliminar cualquier daño en la piel, "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, los Hidrocarburos 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 disparos más profundamente hacia la formación, aumentar el área de superficie para que los fluidos de la formación fluyan hacia el pozo , así como extenderse 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 a alta presión y alta velocidad (TNT o PETN hasta 1.900.000 psi (13.000.000 psi). kPa)) y (estimulación del propulsor hasta 4.000 psi (28.000 kPa)).
Esto implica el uso de explosivos e inyección de productos químicos para aumentar el contacto ácido-roca.
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 pueden usar tuberías flexibles para bombear nitrógeno a alta presión hacia el fondo del pozo para hacer circular la salmuera .