Terminacion De Pozos-convertido.docx

MAESTRIA EN EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS

TERMINACION DE POZOS

CONCEPTOS

La term inaci ó n de un pozo es un proceso operativo que se inicia despu é s de la cem entaci ó n del revestim iento de explotaci ó n y se lo hace con el fin de dejar el pozo en producci ó n.

CONCEPTOS

El objetivo prim ordial de la term inaci ó n de un pozo es obtener la producci ó n ó ptim a de hidrocarburos al m enor costo posible. Para que esto ocurra, debe realizarse un an álisis Nodal que perm ita determ inar qu é arreglos de producci ó n deben utilizarse para producir el pozo adecuado a las caracter ísticas del reservorio.

7” tubing Retrievable Safety Valve, 29# fox- k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.

Casing 30”

GY Y LITHOLOG TVD

MD

Casing 20” 129.3 l Shoe@ Shoe@ 800.0 800.0mm Hole 24” Casing 16” 97.0 lb/ Shoe @ 1,746.0 m Hole Hole 18 1/2”@ 1,750

LOS MONOS

22.67° Packer 9 5/8 Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 m Hole size12 ¼” @ 3,135.0 m 3,100m m 3,100

3,214.5 3,214.5 m m

H1 -- 24.60 24.60Inc. Inc. 3229.03 3229.03Md., Md.,311 311 H1

HUAMAMPAMPA HUAMAMPAMPA 3,115 3,115m m

3,232 m

H1

H1 H1 - 29.39 Inc. 3231.73 - 29.39 Inc. 3231.73Md., Md.,31

CONCEPTOS La elecci ó n y el adecuado dise ño de los esquem as de term inaci ó n de los pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del desem pe ñ o operativo, productivo y desarrollo de un Campo. La eficiencia y la seguridad del vínculo establecido entre el yacim iento y la superficie dependen de la correcta y estrat é gica disposici ó n de todos los accesorios que lo conforman.

7” tubing Retrievable Safety Valve, 29# fox- k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.

Casing 30”

LITHOLOG GY Y TVD

MD

Casing 20” 129.3 l Shoe@ Shoe@ 800.0 800.0mm Hole 24” Casing 16” 97.0 lb/ Shoe @ 1,746.0 m Hole 18 1/2”@ 1,750

LOS MONOS

22.67° Packer 9 5/8 Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 m Hole size12 ¼” @ 3,135.0 m 3,100 3,100m m

3,214.5 3,214.5 m m

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HUAMAMPAMPA HUAMAMPAMPA 3,115 3,115m m

H1

TERMINACION DE POZOS

ACCESORIOS DE FONDO

ACCESORIOS DE FONDO Antes de conocer la teor ía de la term inaci ó n o com pletaci ó n de pozos, es im portante conocer con detalle sus principales constituyentes Los accesorios para los arreglos de producci ó n var ían de acuerdo al tipo de term inaci ó n que se haya elegido; sin em bargo, se m encionar án los m ás im portantes:

PATAS DE MULA

APLICACIONES: Perm ite guiar, rotar y orientar la parte inferior del arreglo y entrar con facilidad a las herram ientas que se bajan por debajo de la pata de m ula. Es muy ú til en arreglos dobles y pozos horizontales donde es m uy dif ícil rotar la tuber ía. BENEFICIOS: Evita p é rdidas de tiem po y los riesgos de perder herram ientas que pasen de su profundidad (PLT, registradores de presi ó n, etc.).

NIPLES ASIENTO APLICACIONES: Ayuda a presurizar la tuber ía Pueden ser utilizados en diferentes profundidades. CARACTER ÍSTICAS: Tienen perfiles universales y buen ID para evitar restricciones. BENEFICIOS: Perm ite aislar tem poralm ente niveles productivos. Perm ite alojar elem entos de presi ó n.

CAMISAS DESLIZABLES APLICACIONES: Perm ite cam biar fluidos de la tuber ía y espacio anular. Habilitar o aislar niveles productivos CARACTER ÍSTICAS: Puede se abierto o cerrado con unidad de alambre ( Slick Line ). Se pueden utilizar varias unidades en un m ism o arreglo con diferentes di ám etros internos. BENEFICIOS: Ayuda a extender la vida de los arreglos de fondo.

CHOKES DE FONDO

APLICACIONES: Ayuda a reducir la posibilidad de congelam iento de los controles superficiales. CARACTER ÍSTICAS: Pueden ser conectados en asiento.

niples

BENEFICIOS: Aligera la colum na de l íquidos Increm enta la velocidad de flujo

VALVULAS DE DESCARGA DE FLUIDO ANULAR APLICACIONES: Perm ite cam biar fluidos de la tuber ía y espacio anular. Es utilizada en term inaciones recuperables y pozos de bombeo m ec ánico CARACTER ÍSTICAS: Perm ite com unicaci ó n entre tuber ía espacio anular. Es activada por presi ó n diferencial Tiene un am plio rango de pines de corte.

y

BENEFICIOS: No requiere m ovim iento m ec ánico de la tuber ía ni equipos de l ínea de alam bre.

FLOW COUPLING APLICACIONES: Ayuda a inhibir la erosi ó n causada por la turbulencia de flujo. Deber ser instalada por encim a y por debajo de las restricciones que provocan turbulencia CARACTER ÍSTICAS: Es usado con niples asiento y camisas El ID es m ayor que el de la tuber ía. BENEFICIOS: Ayuda a extender la vida de los arreglos de fondo.

JUNTA DE EXPANSIÓN GIRATORIA APLICACIONES: En instalaciones selectivos y duales.

de

arreglos

simples,

CARACTER ÍSTICAS: El rango de presi ó n es compatible con el de la tuber í a y de 3 metros de longitud (10 pies). Puede ser asegurada o bajada en posici ó n abierta, cerrada o semicerrada . El ID es similar al de la tuber ía. El OD permite trabajar en instalaciones duales. BENEFICIOS: Compensa los movimientos de la tuber í a durante la producci ó n o estimulaci ó n, manteniendo el peso de la tuber ía.

SUB DE ASENTAMIENTO DESCARTABLE APLICACIONES: Perm ite presurizar la tuber ía y asentar los packers . Tapona tem poralm ente la tuber í a durante los trabajos de estim ulaci ó n y pruebas de pozos. CARACTER ÍSTICAS: Los pines de corte pueden ser fácilm ente ajustados en el cam po Es sim ple y de dise ñ o probado en cam po. BENEFICIOS: Apertura com pleta corte de pines.

despu

és

del

RECEPTACULOS PULIDOS APLICACIONES: En pozos direccionales y horizontales. Para altos caudales de producci ó n, estim ulaci ó n o inyecci ó n. Term inaciones m onobore CARACTER ÍSTICAS: Disponibles en longitudes hasta 20 pies. Conexiones m etal -metal para am bientes hostiles BENEFICIOS: No requiere m aniobra de tuber ía Reduce las p é rdidas de tiem po

JUNTA DE SEGURIDAD APLICACIONES: Es em pleado entre packers simples, dobles y triples. En operaciones de producci ó n y estim ulaci ó n. CARACTER ÍSTICAS: Es de dise ñ o sim ple Puede ser liberado con tensi ó n Tiene pines de corte ajustables BENEFICIOS: Es econ ó m ico Perm ite recuperar la tuber ía con tensi ó n, sin rotaci ó n.

JUNTA DE SEGURIDAD ROTACIONAL APLICACIONES: Es em pleado entre packers simples, dobles y triples. En operaciones de producci ó n y estim ulaci ó n. CARACTER ÍSTICAS: Es de dise ñ o sim ple Puede ser liberado girando la tuber ía a la izquierda o derecha BENEFICIOS: Es econ ó m ico Perm ite recuperar la tuber ía No es afectada por la hidr áulica

CATCHER SUBS APLICACIONES: Es em pleado para asentar packers de anclaje hidr áulico. CARACTER ÍSTICAS: Es de dise ñ o sim ple. Posee un ID sim ilar al de la tuber ía cuando se libera la bola. BENEFICIOS: Es econ ó m ico Facilita las operaciones de presurizaci ó n evitando riesgos con unidades de slick line .

BLAST JOINT

APLICACIONES: Es colocado al frente de los disparos para proteger al arreglo de producci ó n de la acci ó n abrasiva en el sector fluyente CARACTER ÍSTICAS: De gran espesor de pared y fabricado en longitudes de 10 y 20 pies BENEFICIOS: Prolonga la vida productiva de los arreglos de producci ó n

VALVULA DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIAL APLICACIONES: Es dise ñ ado para cerrar el pozo por debajo de la superficie ante cualquier em ergencia superficial. CARACTER ÍSTICAS: La apertura de la v álvula es con presi ó n aplicada a trav é s de la línea de control BENEFICIOS: Mecanism o de seguridad de los pozos ante em ergencias no controlables

TERMINACION DE POZOS

PACKERS DE PRODUCCION

FUNCIONES El Packer es u n a h erram ien ta de fon do qu e se u sa para proporcion ar u n sello en tre la tu ber ía y revestim ien to de produ cci ón , a fin de evitar el m ovim ien to vertical de los flu idos. Se u tilizados bajo las sigu ien tes con diciones :

 Para proteger la tuber ía de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.  Para aislar perforaciones o zonas de producci ón en terminaciones m ú ltiples.  En instalaciones de levantamiento artificial por gas.  Para proteger la tuber í a de revestimiento del colapso, mediante el empleo de un fluido de empaque sobre el packer .

FACTORES DE SELECCION

La selecci ón involucra el an á lisis anticipado de los objetivos de las operaciones del pozo como son la terminaci ón, la estimulaci ón y los trabajos futuros de reparaci ón y los siguientes factores:    

Costos Mecanismos de sello Mecanismos de empaquetamiento Resistencia a:  Los fluidos  Presi ó n Diferencial  Temperatura

FACTORES DE SELECCION

 Recuperabilidad  Caracter í sticas para operaciones de pesca o molienda.  Posibilidad de operaciones “trough - tubing ”  Longevidad de las zonas productoras  Exactitud de asentamiento  Agentes corrosivos  Seguridad de producci ó n  Compatibilidad con:  Las herramientas sub -superficiales  Caracter í sticas del revestimiento

TIPOS DE PACKER Los diferentes tipos de packers pueden ser agru pados en tres clases principales; lu ego se pueden subdividir de acuerdo a los m é todos de asentamiento o anclaje.

De esta forma se tienen:

 Permanentes  Permanentes  Recu perables

– Recu perables

PACKERS PERMANENTES Los packers perm an en tes se pu eden con siderar com o u n a parte in tegran te del revestimiento , ya qu e la tu ber ía de produ cci ón se pu ede sacar y dejar el p á cker perm an en te asen tado en el revestidor . Usu alm en te para destru irla es n ecesario fresarla, por lo qu e frecu en tem en te se den om in a packer perforable .

PACKERS PERMANENTES Usos:  Pozos de alta presi ón  Precisi ón de anclaje  Pozo de alta desviaci ón Mecanismos de anclaje:  Eléctrico  Mec á nico  Hidr á u lico

PACKERS PERMANENTES - RECUPERABLES Son aqu ellas qu e despu és de ser asentadas pu eden ser desasentadas y recu peradas con la misma tu ber ía. Para recu perar estos packers se requiere liberar la tu ber ía y realizar u na carrera adicional para recu perarlo con tuber ía de produ cci ón o de perforaci ón Mecanismos de anclaje:  Eléctrico  Mec á nico  Hidr á u lico

PACKERS PERMANENTES RECUPERABLES

PACKERS RECUPERABLES Son aqu ellas qu e despu és de ser asentadas pu eden ser desasentadas y recu peradas con la misma tu ber ía. Los packers recu perables son parte integral del arreglo de produ cci ón, por tanto, al sacar la tu ber ía se recu pera el packer . Por su mecanismo de anclaje y pu eden ser:

desanclaje

 Recu perables de Compresi ón: Se asientan aplicando el peso de la tuber ía de produ cci ón sobre el p á cker y se recu pera tensionando.

PACKERS RECUPERABLES  Recuperables de Tensi ó n: Se asientan rotando la tu ber ía de produ cci ón ¼ de vu elta a la izqu ierda y lu ego tensionando. Para recu perarla, se deja caer peso de la tu ber ía de manera tal de compensar la tensi ón y lu ego se rota la tu ber ía ¼ de vu elta a la derech a , de manera qu e las cu ñ as vu elvan a su posici ón original.

PACKERS RECUPERABLES  Recuperables de Compresi ó n – Tensi ó n : Se asientan por rotaci ón de la tu ber ía m á s peso o con rotaci ón solamente. No se desasientan por presiones aplicadas en cu alqu ier direcci ón, por lo tanto pu eden soportar u na presi ón diferencial de arriba o de abajo. Para recu perarlas, solamente se requ iere rotaci ón de la tuber ía de produ cci ón hacia la derecha. Cu ando se u san en pozos de bombeo mec á nico se dejan en tensi ón y act ú an como anclas de tuber ía.

PACKERS RECUPERABLES

 Recuperables Hidr á ulicos: Se asientan presu rizando la tuber ía de produ cci ón. Pu eden soportar presi ón diferencial de desde arriba o desde abajo. Para recu perarlas, solamente se requ iere tensionar la tu ber ía de produ cci ón.

PACKERS RECUPERABLES  Recuperables Hidr á ulicos Duales: Se asientan presu rizando la tuber ía de produ cci ón. Pu eden soportar presi ón diferencial de desde arriba o desde abajo. Para recu perarlas, se requ iere previamente sacar la l ínea corta y posteriormente tensionar la tu ber ía de produ cci ón.

TERMINACION DE POZOS

DISEÑOS DE ARREGLOS

CARACTERISTICAS DE RESPUESTA DE LA TUBERIA Los cambios en el modo o etapa de un pozo (productor, inyector y cierre) causan cambios de presión, Temperatura y densidad en el interior y exterior de la tubería dependiendo de: 1. Cómo la tubería está conectada al packer. 2. El tipo de packer que se emplee. 3. Cómo el packer esté asentado

EFECTO DE LOS CAMBIOS DE PRESION, TEMPERATURA Y DENSIDAD 1. Puede resultar una variación en la longitud de la tubería si se utilizan niples sellos o niples pulidos (polished seal bore). 2. Se pueden inducir fuerzas compresivas o de tensión en el sistema Packer-tubería si no se permite el movimiento de la tubería. 3. Un packer permanente puede perder sello si al contraerse la tubería los sellos salen de posición y los elementos sellantes no son lo suficientemente largos. 4. Un packer puede desanclarse por efectos de tensión o compresión si no se anclado con suficiente peso o tensión que compense los movimientos de la tubería.

Movimiento de la Tubería El movimiento de la tubería se debe al efecto de las siguientes fuerzas:  ? L1 = Movimiento debido al efecto de Pistón por flotación (F1)  ? L2 = Movimiento debido al Pandeo de la tubería por fuerzas compresivas (F2)  ? L3 = Movimiento debido al Abalonamiento de la tubería por presión diferencial (F3)  ? L4= Movimiento debido al cambio de temperatura (F4) ? L = (L*F)/(E*As)

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

Movimiento de la Tubería

DISEÑOS DE ARREGLOS La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de com pletaci ó n y los trabajos efectuados durante la m ism a. La selecci ó n de la com pletaci ó n tiene com o principal objetivo obtener la m áxim a producci ó n en la form a m á s eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosam ente los factores que determ inan dicha selecci ó n, tales com o:  Caudal de producci ó n requerido.  Reservas y caracter ísticas de las zonas a completar.  Necesidades futuras de estim ulaci ó n.

DISEÑOS DE ARREGLOS  El n ú m ero y niveles deseados a producir.  Requerim ientos para el control de arena.  Futuras reparaciones.  Consideraciones para el levantam iento artificial por gas, bom beo m ec ánico, etc.  Posibilidades de futuros proyectos de recuperaci ó n adicional de petr ó leo.  El ángulo del Pozo

DISEÑOS DE ARREGLOS

 Los fluidos de control (term inaci  Los gradientes de presi

ó n y em paque)

ó n y tem peratura

 El tipo y di ám etro de tuber ía a utilizar  Procedim ientos Operativos  Inversiones requeridas.  Medidas de Seguridad

CLASIFICACIÓN DE LAS COMPLETACIONES Básicam ente existen tres tipos de com pletaciones de acuerdo a las caracter ísticas del pozo, es decir com o se termine la zona objetivo:  Agujero Abierto.  Agujero Abierto con Tuber ía Ranurada .  Agujero entubado con ca

ñ er ía Perforada

Completación en Agujero Abierto. Esta com pletaci ó n se realiza en zonas donde la form aci ó n est á altam ente com pactada, siendo el intervalo de producci ó n norm alm ente grande y hom og é neo en toda su longitud y no se espera producci ó n de agua. Consiste en correr y cem entar el revestim iento de producci ó n hasta el tope de la zona de inter é s, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestim iento.

Ventajas  Se elim ina el costo de ca ñ oneo.  Existe un m áxim o di ám etro del pozo en el intervalo com pletado.  Es f ácilm ente profundizable .  Puede convertirse en otra t é cnica de com pletaci ó n ; con ca ñ ería ranurada o ca ñ oneada.  Se adapta f ácilm ente a las t é cnicas de perforaci ó n a fin de m inim izar el da ñ o a la form aci ó n dentro de la zona de inter é s.  La interpretaci ó n de registros o perfiles de producci ó n no es cr í tica. Reduce el costo de revestim iento.

Desventajas  Presenta dificultad para controlar la producci ó n de gas y agua, excepto si el agua viene de la zona inferior. No puede ser estim ulado selectivam ente.  Puede requerir frecuentes form aci ó n no es com pacta.

lim piezas

si

la

 Como la com pletaci ó n a hueco abierto descansa en la resistencia de la m ism a roca para soportar las paredes del hueco es de aplicaci ó n com ú n en areniscas com pactas rocas carbonatadas (calizas y dolomitas).

Completación en Agujero Abierto con Tubería Ranurada Este tipo de com pletaci ó n se utiliza m ucho en form aciones poco com pactadas o con problem as de producci ó n de fragm entos de roca de la form aci ó n. Se coloca una tuber ía ranurada en el intervalo correspondiente a la form aci ó n productiva. Las condiciones requeridas son:  Form aci ó n poco consolidada  Form aci ó n de grandes espesores (100 a 400 pies),  Form aci ó n hom og é nea a lo largo del intervalo de com pletaci ó n , etc.

Ventajas  Se reduce al m ínim o el da ñ o a la form aci ó n.  No existen costos por ca

ñ oneo.

 La interpretaci ó n de los perfiles no es cr

ítica.

 Se adapta f ácilm ente a t é cnicas especiales para el control de arena.  El pozo puede ser f ácilm ente

profundizable .

Desventajas

Dificulta las futuras reparaciones. No se puede estim ular selectivam ente.  La producci ó n de agua y gas es dif ícil de controlar.  Existe un di ám etro reducido frente a la zona o intervalo de producci ó n.

Completación con Tubería Perforada Es el tipo de com pletaci ó n que m ás se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a 8000 pies), com o en pozos profundos (10000 pies o m ás). Consiste en correr y cem entar el revestim iento hasta la base de la zona objetivo, la tuber ía de revestim iento se cem enta a lo largo de todo el intervalo o zonas a com pletar, ca ñ oneando selectivam ente frente a las zonas de inter é s para establecer com unicaci ó n entre la form aci ó n y el agujero del pozo.

Ventajas  La producci ó n de agua y gas es f ácilm ente prevenida y controlada.  La form aci ó n selectivam ente. El pozo puede ser

puede

ser

estim ulada

profundizable .

 Perm ite llevar a cabo com pletaciones adicionales com o t é cnicas especiales para el control de arena.  El di ám etro del pozo productiva es com pleto.

frente

a

la

zona

 Se adapta a cualquier tipo de configuraci m ec ánica .

ón

Desventajas  Los costos de ca ñ oneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos grandes.  Se reduce el di ám etro efectivo del agujero y la productividad del pozo. Pueden presentarse secundarias

trabajos

de

cem entaciones

 Requiere buenos trabajos de cem entaci

ó n.

 La interpretaci ó n de registros o perfiles es cr  Puede da ñ arse la form aci ó n productiva

í tica .

TIPOS DE COMPLETACION Los arreglos o tipos de com pletaci ó n pueden clasificarse dependiendo de las condiciones del reservorio y a la configuraci ó n m ec ánica del agujero como:  Com pletaci ó n de pozos Fluyentes  Sim ples convencionales o selectivos   Dobles convencionales o selectivos   Com pletaci ó n de pozos con Elevaci ó n Artificial  Arreglos de Bombeo Neum á tico  Arreglos de Bom beo Mec ánico  Arreglos de Bom beo Hidr áulico  Arreglos de Bom beo Electro Centrifugo

TIPOS DE COMPLETACION

POZOS FLUYENTES

SIMPLES CONVENCIONALES

Este tipo de com pletaci ó n es una t é cnica de producci ó n m ediante la cual las diferentes zonas productivas producen sim ult áneam ente por una misma tuber ía de producci ó n. Se aplica donde existe una o varias zonas de un m ism o reservorio y en donde todos los intervalos productores se ca ñ onean antes de correr el equipo de com pletaci ó n .

SIMPLES SELECTIVOS Este tipo de com pletaci ó n es una t é cnica de producci ó n m ediante la cual las diferentes zonas productivas lo hacen en form an selectiva por una misma tuber ía de producci ó n. Adem ás de producir selectivam ente diferentes zonas productivas, este tipo de com pletaci ó n ofrece la ventaja de aislar zonas productoras de gas y agua.

SIMPLES SELECTIVOS Ventajas:  Pueden obtenerse altos caudales de producci Pueden producirse varios reservorios a la vez Existe un m ejor control del reservorio

ó n

Desventajas: En zonas de corta vida productiva, se traduce en mayores inversiones En caso de trabajos de reacondicionam iento , el tiem po de taladro es elevado.  Aum enta el peligro de pesca de equipos y tuber ía.

DOBLES CONVENCIONALES

Med ia nt e este d ise ñ o es posible prod ucir cua lquier z ona en forma selectiva o conjunta a tra v é s d e la tuber í a d e prod ucci ón. Esto se lleva a ca bo a t ra v é s d e una cam isa d esliza ble que ha ce que la z ona sup erior p ueda ser p rod ucida por la tuber í a d e p rod ucci ón junt o a la z ona inferior.

DOBLES CONVENCIONALES Ventajas: La camisa deslizable permite que la zona superior sea producida junto a la zona inferior.  La camisa deslizable permite realizar el levantamiento artificial por gas en la zona  superior. Desventajas:  La tuber í a est á sujeta a da ñ o por altas presiones de la formaci ó n y por la corrosi ó n de los fluidos   Se deben matar ambas zonas antes de realizar cualquier trabajo al pozo ó de reparar la zona superior.  No se pueden levantar por

gas ambas zonas simult

á neamente. 

DOBLES SELECTIVOS Mediante este dise ñ o producir varias zonas sim ult y por separado a trav é s tuber ías de producci ó n em pacadores dobles. .

se pueden áneam ente del uso de paralelas y

Ventajas: Se puede producir con levantam iento artificial por gas.  Se pueden realizar reparaciones con tuber ía conc é ntricas y con equipo m anejado a cable en todas las zonas  Perm ite obtener alto caudal de producci ó n por pozo

DOBLES SELECTIVOS Desventajas: Alto costo inicial.   Las reparaciones que requieran la rem oci ó n del equipo de producci ó n pueden ser m uy dif íciles y costosas.   Las tuber ías y em pacadores tienen tendencia a producir escapes y com unicaciones. 

TERMINACIONES INTELIGENTES Son term inaciones con instrum entaci control desde la subsuperf ície.

ón y

Un pozo inteligente es un sistem a capaz de colectar, transm itir y analizar datos de com pletaci ó n, producci ó n, reservorio y tom ar acciones para m ejor control de los procesos de producci ó n y com pletaci ó n a fin de m axim izar el valor del Activo. Un sistem a de registro cont ínuo de P y T en subsuperf ície es conocido com o PDG (Perm anent Dowhole Gauges). Se pueden usar m andriles de PDG conteniendo hasta tres registradores de cuarzo -

TERMINACIONES INTELIGENTES Estas com pletaciones deben perm itir :  Monitorear el flujo en el m edio poroso (m ovim entos de los frentes de fluidos, etc),  El flujo m ultif ásico vertical y horizontal  La alteraci ó n remota de la configuraci ó n de flujo en subsuperficie.  Actualizar continuam ente a los Ings. Reservoristas y de Producci ó n los m odelos de drenage del reservorio, identificando y com prendiendo diversos fen ó m enos.  Se aum enta la capacidad de predicci ó n y perm ite anticiparse a identificar posibles problem as.

TERMINACIONES INTELIGENTES

Producci ón con y sin CI

La fig. superior m uestra en rojo la producci ó n (m3 / d) que seria obtenida con una secuencia norm al de producci ón sin TI. La curva azul representa la producci ó n con TI, la curva negra m uestra el increm ento obtenido con una TI; obteni é ndose una anticipaci ó n de producci ó n y se evit ó intervenir con equipo.

TERMINACIONES INTELIGENTES Con TI se puede optim izar el flujo de petr ó leo atender exigencias de nom inaci ó n de reguladoras. En la gr áfica inferior la producci ó n y en secuencia con v álvulas de TI perm iti producci ó n en un 28 %

Producci ó n sim ult á nea (comm ingled y controlada de m ú ltiples zonas.

o gas y agencias conjunta ó ganar

TERMINACIONES INTELIGENTES Esta TI aplicada a un pozo horizontal con columna conc é ntrica de 3 ½ ” ; penetrando en la secci ó n horizontal, con aislamiento de niples sellos en seal bore y ECP en agujero abierto. La secci ó n horizontal est á dividida en dos intervalos, que pueden ser dos zonas distintas Tiene dos v á lvulas de control de zona y apenas un par de sensores de P&T, leyendo el interior de la columna y anular.

TERMINACIONES INTELIGENTES Completaciones mas complejas, t ípicas de pozos de altos cau dales en ambientes mas exigentes exigen colum nas con mas fu ncionalidades. En este á mbito se destacan las v á lvu las de segu ridad de su bsu perf ície controladas de su perf ície (DHSV) con dos lineas de control, lineas de inyecci ón de produ tos qu ímicos; sensores de su bsu perf ície y vá lvu las de CI.

TERMINACIONES INTELIGENTES Para acom odar estos dispositivos de su bsu perf ície com su s lin eas hidr á u licas y el étricas en gram pas se h ace n ecesario revestimien to de produ cci ón de m ayor di á m etro. Forzar las v á lvu las y sen sores en espacios limitados pu ede com prom eter la vida ú til de la completaci ón. El tu bin g h an ger y packers de produ cci ón deben proveer orif ícios de pasaje para todas as lin eas de control.

TERMINACIONES MULTILATERALES La Completaciones multiraterales permiten:  Explotar aren as qu e no h an sido drenadas en u n á rea.   Recu perar la m á xim a reserva posible del m ism o. Explotar n u evos horizontes con objetivo de increm entar la produ ctividad.  Mejorar la ren tabilidad y el valor de los proyectos.  Reservorios con espesor delgado   Rservorios con problem as poten ciales de conficaci ón de gas o de agu a

TERMINACIONES MULTILATERALES

TIPOS DE COMPLETACION

ELEVACION ARTIFICIAL

CONCEPTOS

Cu an do la en erg ía n atu ral de u n yacimiento es su ficiente para prom over el desplazam ien to de los flu idos desde su in terior hasta el fondo del pozo, y de all í h asta la su perficie, se dice qu e el pozo flu ye "natu ralmente “; es decir, el flu ido se desplaza com o con secu encia del diferencial de presi ón en tre la formaci ón y el fon do del pozo. Posteriorm en te com o produ cto de la explotaci ón del yacim ien to la presi ón de éste dism in u ye, esto im plica qu e la produ cci ón d e flu idos baja h asta el m om en to en el cu al, el pozo deja de produ cir por s í mismo. De all í qu e su rja la n ecesidad de extraer los flu idos del yacimiento mediante la aplicaci ón de fu erzas o en erg ías ajen as al pozo, a este proceso se le denomina Levantamiento Artificial.

TIPOS DE ELEVACION ARTIFICIAL

Existen diversos M étodos de Elevaci ón Artificial en tre los cu ales se encu en tran los sigu ien tes:  Bom beo Neum á tico (Gas Lift )  Bom beo Mec á nico Conven cion al (BMC), Bom beo Electro sum ergible (BES),  Bombeo Hidr á u lico (BH) Bom beo de Cavidad Progresiva (BCP),

BOMBEO NEUMATICO (GAS LIFT)

Este m é todo opera m edian te la in yecci ón con tin u a de gas a alta presi ón en la colum n a de los flu idos de produ cci ón (Flu jo con tin u o), con el objeto de dism in u ir la den sidad del flu ido produ cido y redu cir el peso de la colum na hidrost á tica sobre la formaci ón , El gas tam bi én pu ede in yectarse a in tervalos regu lares para desplazar los flu idos h acia la su perficie en form a de tapones de l íqu ido (Flu jo in termiten te).

BOMBEO MECANICO

Este m é todo consiste en una bom ba de subsuelo de acci ó n reciprocante , abastecida con energ ía sum inistrada a trav é s de una sarta de varillas. La energ ía proviene de un m otor el é ctrico o de com busti ó n interna, la cual m oviliza una unidad de superficie m ediante un sistem a de engranajes y correas. No se recom ienda en pozos direccionales, con producci ó n de s ó lidos y alta relaci ó n gas/ l í quido, ya que afecta considerablem ente la eficiencia de la bomba

COMPONENTES PRINCIPALES  El Movimiento primario, el cual suministra la potencia del sistema.   La unidad de transmisi ó n de potencia o caja reductora de velocidades.   El Equipo de bombeo en superficie, el cual se encarga de transformar el movimiento rotatorio (primario) en movimiento linealmente oscilatorio.  La sarta de varillas, la cual transmite el movimiento y la potencia a la bomba de subsuelo.  Sarta de revestimiento y la de tuber í a de producci ó n.

 La Bom ba de subsuelo

.

BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO

Es de tipo centr í fugo – multietapa , cada etapa consiste en un impulsor rotativo y un difusor fijo. El n ú mero de etapas determina la capacidad de levantamiento y la potencia requerida para ello. Este sistema se emplea en pozos de: alto caudal, alto IP, baja presi ó n de fondo, alta relaci ó n agua petr ó leo y baja relaci ó n gas – lí quido (RGL).

BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA Son m á quinas rotativas de desplazamiento positivo, com puestas por un rotor met á lico, un estator cuyo material es ela st ó mero generalmente, un sistema motor y un sistema de a coples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a trav é s de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan desde la succi ó n hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator.

BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA El movimiento es transmitido por m ed io d e una sa rta d e va rilla s d esd e la superficie ha sta la bom ba, em pleando para ello un motor reductor acoplado a las varillas . Este tipo d e bom ba s se ca ra cteriza por operar a baja velocidad es y perm itir ma nejar altos vol ú m enes de gas, s ó lid os en suspensi ó n y cortes de agua, as í com o tambi é n son id ea les para manejar crudos de mediana y baja gravedad API.

BOMBEO HIDRAULICO

Los Estos sistemas transmiten su potencia mediante un fluido presurizado que es inyectado a trav és de la tuber ía, conocido como fluido de potencia o fluido motor, es utilizado por una bomba de subsuelo que act ú a como un transformador para convertir la energ ía de dicho fluido a energ ía potencial o de presi ón en el fluido produ cido qu e es enviado hacia la superficie. Los fluidos de potencia m á s utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo (Tipo Pist ón y Tipo J et).

BOMBEO HIDRAULICO TIPO PISTON El principio de operaci ón es similar al de las bombas del Bombeo Mec á nico, s ólo que en una instalaci ón de Bombeo Hidr á ulico Tipo Pist ón, la cabilla se encuentra en el interior de la bomba. Las bombas hidr á ulicas se clasifican en bombas de acci ón sencilla y las de doble acci ón. Las de acci ón sencilla desplazan fluido a la superficie en un solo sentido, es decir, en el movimiento de asc enso o descenso. Las de doble acci ón desplazan fluido hasta la superficie en ambos recorridos, ya que poseen v á lvulas de su cci ón y de descarga en ambos lados del pist ón que combinan acciones de apertura y cierre de las v á lvulas de succi ón y descarga del mismo.

BOMBEO HIDRAULICO TIPO JET Los principales componentes de la bomba J et son la boquilla, la garganta y el difu sor.. El fluido motor entra a la bomba por la parte superior de la misma, inmediatamente el fluido pasa a trav és de la boquilla, de este modo toda la presi ón del fluido se convierte en energ ía cin ética. El chorro de la boquilla es descargado en la entrada de la c á mara de producci ón, la cual se encuentra conectada con la Formaci ón. De esta manera, el fluido de potencia arrastra al flu ido de produ cci ón proveniente del pozo y la combinaci ón de ambos fluidos entra a la garganta de la bomba.

COMPONENTES DE FONDO

TERMINACION DE POZOS

EQUIPOS SUPERFICIALES

CABEZALES Y ARBOL DE PRODUCCION

CABEZALES Y COLGADORES El equ ipo de cabezales de pozos es en general u n t érmino u sado para describir la u ni ón del equ ipo a las partes su periores de la sartas de ca ñ er ías, soportarlas, proveer sello en el espacio an u lar form ado entre ca ñ er ías y con trolar la produ cci ón del pozo. Todo los fabricantes incrementan el factor de segu ridad en su produ ctos basados en u n a bu en a Ingenier ía y larga experiencia; pero, los esfu erzos cau sados por vibraci ón , cargas de im pacto y variacion es de tem peratu ra son siem pre im posibles de predecir.

CABEZALES INFERIORES El cabezal m á s in ferior es u n a u n idad qu e se acopla a la parte su perior de la ú ltim a pieza de ca ñ er ía para proveer soporte a las otras ca ñ er ías y sellar el espacio an u lar entre ca ñ er ías. Form an parte de este cabezal el colgador de ca ñ er ía para recibir, asen tar y soportar la ca ñ er ía y la brida su perior servir á para conectar los Preventores (BOP ´s ) y otras ca ñ er ías in term edias. A veces se u tiliza lan din g base con el cabezal m á s in ferior para proveer u n soporte adicion al a ca ñ er ías pesadas.

CABEZALES INTERMEDIOS El cabezal intermedio es una unidad tipo carretel que se une por su parte inferior al a la brida su perior del cabezal inferior para proveer un medio de soporte a las ca ñ er ías de menor di á metro y sellar el espacio anular entre ca ñ er ías. Esta compuesta por una brida inferior, una o con dos salidas en su parte intermedia y una brida superior con su colgador interno de ca ñ er ía. La brida inferior del cabezal intermedio est á construido con u n receso para acomodar u na gu ía de tr épano renovable y sellos secundarios con el prop ósito de proteger la parte superior de la ca ñ er ía inferior en las maniobras de bajada de herramienta.

CABEZALES DE PRODUCCION

El cabezal de produ cci ón es u n a u n idad tipo carretel u n ida a la brida su perior del cabezal in term edio para proveer soporte a la tu ber ía de produ cci ón y sellar el espacio an u lar en tre la tu ber ía y ca ñ er ía de produ cci ón. Est á com pu esta de u n a brida in ferior, u n a o dos salidas y la brida su perior con colgador de tu ber ía.

CABEZALES INTERMEDIOS

El cabezal de produ cci ón es u n a u n idad tipo carretel u n ida a la brida su perior del cabezal in term edio para proveer soporte a la tu ber ía de produ cci ón y sellar el espacio an u lar en tre la tu ber ía y ca ñ er ía de produ cci ón. Est á com pu esta de u n a brida in ferior, u n a o dos salidas y la brida su perior con colgador de tu ber ía.

CABEZALES Y COLGADORES

COLGADORES

EQUIPOS SUPERFICIALES

ARBOL DE PRODUCCION



 





Un árbol de producción es un conjunto de válvulas que permiten conducir los fluidos del reservorio a las Plantas de Proceso. Existen diferentes tipos, conexiones y marcas de arbolitos: Tipos:  Simples  Dobles Conexiones:  Roscadas (para baja presión)  Bridadas (para alta presión) Marcas:  Cameron  FMC  Moto Mecánica  Gray Look

Válvula de Maniobra

Válvulas de Surgencia

Árbol de Producción Válvulas de Seguridad

Choque o Estrangulador

Válvulas Máster o Tronqueras Cabezal de Producción Válvulas de Espacio Anular Tubería de Producción

Cabezal de Intermedio Válvulas Seguridad Subsuperficial

EQUIPOS SUPERFICIALES

ESTRANGULADORES Son dispositivos dise ñ ados para restringir y controlar el ritmo de producci ón de un pozo. Son usualmente seleccionados para que las fluctuaciones de presi ón aguas abajo del estrangulador no tengan efecto en la producci ón del pozo. Para que esto suceda es indispensable que se establezca la condici ón de flu jo cr ítico a trav és del estrangulador; es decir, la velocidad del flujodebe ser igual a la del sonido y ocurre cuando: P2 = 0,55 P 1

TIPOS Pu eden ser clasificados en : Estranguladores Superficiales Positivos  Regulables  Estranguladores de Fondo  Positivos  Regulables 

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES Son dispositivos dise ñ ados para controlar el ritmo de produ cci ón y estabilizar el flu jo de flu idos en su perficie. Los estrangu ladores cum plen las sigu ientes fu nciones:  Controlar el cau dal de produ cci ón.  Controla y previene la produ cci ón indeseada de arena.  Controla y previene la produ cci ón prematura de agu a y gas.  Permite proteger los equ ipos de fondo y su perficie.

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES POSITIVOS Son dispositivos constitu idos por u n cu erpo en cu ya parte interna se instalan los estrangu ladores met á licos o de cer á m ica

GRAY

FMC

CAMERON

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES POSITIVOS Ventajas:  Bajo Costo  Simplicidad Operativa  Mayor resistencia a elementos erosivos.

Desventajas:  Interru pciones

de

produ cci

ón

du rante

los

cam bios.  Golpes de ariete du rante el periodo de cierre y apertu ra del pozo

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES REGULABLES Son dispositivos con stitu idos por u n cu erpo, agu ja y asiento. El aju ste del di á m etro requ erido se realiza m ovien do la agu ja de en cu ya parte in tern a se in stalan los asien tos m et á licos o de cer á mica

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES REGULABLES Ventajas:  Bajo Costo  Simplicidad Operativa  Mayor resistencia a elementos erosivos. Desventajas:  Interru pciones de produ cci ón du rante los cam bios.  Golpes de ariete du rante el periodo de cierre y apertu ra del pozo

ESTRANGULADORES DE FONDO Son dispositivos dise ñ ados para redu cir la posibilidad de congelamiento de los elementos de control su perficiales; aum entar la velocidad de flu jo y prevenir o redu cir invasi ón de agu a

ESTRANGULADORES DE FONDO Funciones:  Minimizar la invasi ón de agu a  Aligerar la colum na del petr

óleo

 Aum entar la velocidad de flu jo  Prolongar la vida del pozo

EQUIPOS SUPERFICIALES

EQUIPOS SUPERFICIALES

EQUIPOS SUPERFICIALES

TERMINACION DE POZOS

ANALISIS NODAL

TERMINACION DE POZOS ANALISIS NODAL El objetivo principal del An á lisis Nodal , es permitir el diagnostico del comportamiento de u n pozo o sistema de pozos para optimizar la produ cci ón variando los distintos componentes manejables del sistema para obtener el mejor rendimiento econ ómico del proyecto. Para qu e ocu rra el flu jo de flu idos en u n sistema de produ cci ón, es necesario qu e la energ ía de los flu idos en el reservorio sea capaz de su perar las p érdidas de carga en los diversos componentes del sistema.

TERMINACION DE POZOS ANALISIS NODAL Los flu idos tienen qu e ir desde el reservorio hasta las plantas de proceso; pasando por las tuber ías de produ cci ón, equ ipos su perficiales en cabeza y planchada del pozo y las l íneas de recolecci ón. El An á lisis Nodal es u n m étodo muy flexible qu e pu ede se u tilizado para mejorar el comportamiento de muchos sistemas de pozos.

APLICACIONES

 Elegir el di á metro óptim o de la tu ber ía  Elegir el di á metro óptimo de la l ín ea de recolecci ón  Dimensionar el di á metro del estrangu lador  An alizar el com portam ien to an orm al de u n pozo por restricciones.  Obten er pron ósticos de produ cci ón  Evalu ar la estimulaci ón de pozos  An alizar los efectos de la den sidad de disparos  Optimizar la produ cci ón y el ren dim ien to econ ómico de los cam pos en base a la dem an da.

TERMINACION DE POZOS ANALISIS NODAL

TERMINACION DE POZOS ANALISIS NODAL

TERMINACION DE POZOS ANALISIS NODAL

9000

A

8000

Pressure, psig

7000 6000 5000 4000 3000 2000

1

1000

1

0 0 Inflow @ Sandface (1) Inflow (1)

Cond Unloading Rate Max Erosional Rate

50000 Outflow (A)

100000

Gas Rate, Mscf/D

Water Unloading Rate Reg: Schlumberger - Companies

150000

200000

TERMINACION DE POZOS ANALISIS NODAL 9000

9000

A

8000 7000

7000

2 3

6000

Pressure, psig

Pressure, psig

A

8000

5000

4 4000

5

3000 2000

6000 5000 4000 3000 2000

1000

1

0

1 0

Inflow @ Sandface (1) Inflow (1) Case 2 (2) Case 3 (3) Case 4 (4) Case 5 (5) Cond Unloading Rate Max Erosional Rate

50000

100000

200000

150000

Inflow Reservoir Skin

Water Unloading Rate

2 3

0

250000

0

Inflow (1) 70.000 (2) -3.000 (3) 0.000 (4) 20.000 (5) 35.000

Gas Rate, Mscf/D

Not Used Outflow (A)

1

1000

Reg: Schlumberger - Companies

1

4 50000

Inflow @ Sandface (1) Inflow (1) Case 2 (2) Case 3 (3) Case 4 (4)

Not Used Outflow (A)

Cond Unloading Rate Max Erosional Rate

Water Unloading Rate

100000

150000

200000

Inflow (1) 2001 (2) 50 (3) 100 (4) 500

Gas Rate, Mscf/D Inflow Reservoir Thickness, ft

Reg: Schlumberger - Companies

9000 9000

A

8000

7000

Pressure, psig

7000

Pressure, psig

B

A

8000

34 2

6000 5000 4000 3000 2000

C

6000

D E

5000 4000 3000 2000

1000

1

0

1 0

Inflow @ Sandface (1) Inflow (1) Case 2 (2) Case 3 (3) Case 4 (4) Used Cond Unloading Rate Max Erosional Rate

50000 Outflow (A)

100000

150000

Gas Rate, Mscf/D Inflow Avg Reservoir Perm, md

Water Unloading Rate Reg: Schlumberger - Companies

1

1000

200000

Inflow (1) 3.3000 (2) 15.0000 (3) 30.0000 (4) 45.0000

250000

1

0 0 Inflow @ Sandface (1) Inflow (1)

Cond Unloading Rate Max Erosional Rate

50000 Outflow (A) Case 2 (B) Case 3 (C) Case 4 (D) Case 5 (E) Water Unloading Rate

100000

Gas Rate, Mscf/D

Outflow Tubing ID, in Reg: Schlumberger - Companies

150000

200000

Outflow (A) 3.826 (B) 4.500 (C) 5.500 (D) 7.000 (E) 9.250

TERMINACION DE POZOS

FLUIDOS DE TERMINACION

FLUIDOS LIMPIOS

El u so de flu idos lim pios en la etapa de termin aci ón evita la posibilidad del da ñ o a la form aci ón perm itien do increm en tar la produ cci ón y la vida ú til del pozo. Los sistem as libres de s ólidos son aplicados en:  Term ina ci ón d e Poz os  Intervenci ón d e Poz os Cont rol d e presiones a norma les  En p erfora ci ón d e p oz os p a ra at ra vesa r la z ona prod uct ora .

VENTAJAS Ventajas de los flu idos lim pios:  No da ñ a n la forma ci ón p rod uct ora  El ret orno a la p erm ea bilidad inicia l es excelent e  Se m ez cla n a la d ensidad d eseada  Tienen í nd ices ba jos d e corrosi ón.  Son esta bles a la s cond iciones d el poz o  Com p at ibles con los ad it ivos qu í m icos No est á cla sificad os com o da ñ inos a la s a lud o a l m ed io am biente.

TIPOS Los sistem as libres de s ólidos m as comun es son :

Densidad d e Fluid os Libres d e S

ólid os

DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS Existen dos form as para efectu ar el desplazam ien to del flu ido de con trol, ya sea por agu as du lce, salmu eras libres de s ólidos o u n a com bin aci ón de am bas :  Circula ci ón Invers a : Es recom en dable para cam bio de flu ido de perforaci ón por el de term in aci ón , m an eja m ayor volum en y cau dal y m ejora la lim pieza del pozo y tiem po de operaci ón con m en or costo.  Circula ci ón Directa : Es recom en dable para cam bios de flu ido de termin aci ón por flu ido de em paqu e y cu an do se tienen en el espacio an u lar cementaciones secu ndarias d ébiles o cu an do se tien en niveles produ ctores abiertos.

TERMINACION DE POZOS

FLUIDOS DE EMPAQUE

FLUIDOS DE EMPAQUE Se u tilizan en la etapa fin al de la term in aci ón de u n pozo para ser colocados en el espacio an u lar en tre la tu ber ía y revestimiento de produ cci ón para cum plir las sigu ien tes fu nciones :  Prot eger a la s t uber í a s d e revestim iento d e los efectos d e corrosi  Fa cilita r la prod ucci ón

recupera ci

ón

de

prod ucci ón ón. los

a rreglos

y

de

PROPIEDADES

 Esta ble a la s cond iciones de presi ón tem perat ura d el poz o  No ser corrosivo  Que evite la forma ci ón d e ba ct eria s  Que est é libre d e s ólid os ind esea bles  Que no ca use da ñ os a la forma ci ón p rod uct ora  Que no da ñ e a l m ed io am bient e  Que no genere sed im ent os p a ra fa cilita r la recupera ci ón d e los a rreglos d e Prod ucci ón

y

TIPOS DE FLUIDOS DE EMPAQUE Pu eden ser base agu a y base aceite. La base aceite presen ta m ayor estabilidad y ven tajas qu e las de base agu a ya qu e éstas ú ltim as requ ieren qu ím icos especiales com o inhibidores de corrosi ón, alcalinizantes , bactericidas, etc. Los m á s con ocidos son los sigu ien tes:  Ba se Aceite: a. Emulsiones libres de s ólidos con den sidades del orden de 0.84 a 0.94 gr / cc b. Diesel o aceite estabilizado desh idratado con densidad de 0.84 gr / cc c. Petr óleo desgasificado y estabilizado del propio cam po.

TIPOS DE FLUIDOS DE EMPAQUE  Ba se Agua :

a. b. c. d.

Agu a tratada con den sidad de 1.0 gr / cc Salmuera s ódica, den sidad de 1.03 a 1.19 gr / cc Salmuera c á lcica, den sidad de 1.20 a 1.39 gr / cc Salmu era m ezcladas de 2 o 3 tipos de sales: Ca Cl2 Ca Br2 -Zn Br2 cu ya den sidad var ía de 1.31 a 2.30 gr / cc .

TERMINACION DE POZOS

DISPAROS

DISPAROS Du rante la etapa de terminaci ón de los pozos, el disparo de produ cci ón es la fase m á s im portan te ya qu e perm ite establecer comun icaci ón de los flu idos entre el cu erpo produ ctor y la tu ber ía de revestimiento.

El di á m etro del revestimien to de produ cci ón con dicion a el di á m etro exterior de los ca ñ on es; los cu ales tendr á n m ayor o m en or pen etraci ón

DISPAROS FORMA DE LA CARGA Detonat ing

cord

Cord ón Detona nt e Case = Caja Conica l liner Restim ient o

Cónico

Prim er = fulm ina nt e Ma in Exp losive Explosivo principa l

SIMULADORES DE DISPAROS El programa de pru eba, dise ñ ado para simu lar las con diciones reales en el fon do del pozo inclu yen:  El em pleo de n ú cleos de la form aci ón de di á m etro grande.  Determinaci ón de la perm eabilidad efectiva de la formaci ón an tes de disparar, despu é s de disparar y simulando el flu jo del pozo.  El aislamiento de la formaci ón del fon do del pozo por la tu ber ía de revestim ien to y u n m aterial cementante adecu ado.

SIMULADORES DE DISPAROS El disparo de pistolas a trav és de la tu ber ía de revestim ien to, el cem en to y la form aci ón , con diversos flu idos del pozo. El m an ten im ien to de la tem peratu ra del yacimiento, de la presi ón en el fon do del pozo y el reservorio du rante y despu és de disparar. La simulaci ón del flu jo h acia el pozo para lim piar los disparos. La evalu aci ón de los resu ltados de la pru eba.

FACTORES QUE AFECTAN LOS DISPAROS  Ta ponam ient o d e los Dispa ros: Tien den a rellen arse con roca tritu rada de la form aci ón , con s ólidos del lodo y residu os de las cargas.  Presi ón Diferencia l:  Cu an do se dispara con presi ón diferen cial en con tra la form aci ón , los disparos se llen an con part ícu las s ólidas del lodo residu os de las cargas y se redu ce su produ ctividad.  Cu an do se dispara con presi ón diferen cial a favor de la formaci ón y con flu idos lim pios se ayu da a ten er u n a bu en a lim pieza los disparos y se m ejora su produ ctividad

FACTORES QUE AFECTAN LOS DISPAROS  Efect o d e la resistencia a la com p resi ón : La penetraci ón y el tam a ñ o de los disparos se redu cen a m edida qu e aum en ta la resistencia a la com presi ón d e la ca ñ er ía, del cem en to y de la form aci ón. Densidad d e los d ispa ros : La den sidad de disparos permite obtener el cau dal deseado con la menor ca ída de presi ón y en reservorios fractu rados permitir á m ayor comunicaci ón con todas las zon as deseadas.

FACTORES QUE AFECTAN LOS DISPAROS  Costo: El costo de disparos es proporcion al a la den sidad, cantidad y al tipo de carga em pleado.

 Presi ón y Tem p erat ura : Altas presion es y tem peratu ras del pozo pu eden lim itar el u so de ciertas cargas. Las cargas dise ñ adas para alta tem peratu ra, proporcion an m en or penetraci ón , m ayor posibilidad de falla, son m á s costosas y tienen poca variedad.

Efecto del Tipo de Cañón en la Penetración

Efecto de la densidad de Disparos

Efecto de la Zona Dañada

Efecto de la Resistencia de la Roca en la Penetración