Terminación y Reparación de Pozos Petroleros

Terminación

Es el proceso por el cual se conecta el reservorio con la superficie. Comienza cuando se define entubar el pozo ya perforado y termina cuando este está conectado al sistema de producción. El objetivo primordial de la terminación de un pozo es: dejar al pozo en condiciones necesarias para obtener la producción/inyección óptima al menor costo posible. La terminación de un pozo implica las siguientes acciones:

• Evaluación de la etapa de perforación.
• Efectuar correcciones de ser necesario (cementaciones secundarias).
• Ensayar las capas de interés (producción/inyección).
• Realizar estimulaciones (ácidos – fracturas).
• Evaluar el potencial de producción del pozo.
• Adecuar el pozo para la etapa de producción/inyección.
• Instalar/reparar diseño de instalación de producción/inyección.

La terminación de un pozo implica las siguientes acciones:

• Prevenir water conning.
• Prevenir producción de gas en exceso en pozos de petróleo.
• Controlar la producción de arena.
• Completación de zonas nuevas.
• Limpiar zonas con incrustaciones en tubing y casing.
• Limpiar punzados.
• Reemplazar sartas de producción.
• Incrementar el índice de productividad.
• Reparar cabeza de pozo.
• Conversión de pozos.
• Rotado de tapones.
• Pescas.
• Limpiar arena.

Reparación/Intervención

Las operaciones que involucran mantenimiento y servicio, reparación, instalación de equipamiento de fondo en pozo en pozos productores o inyectores. La reparación de un pozo es el conjunto de operaciones que se realizan cuando los pozos dejan de tener el rendimiento productivo para restablecer los anteriores niveles de producción o aumentar la producción. Las Intervenciones son operaciones relacionadas con el sector de producción que requieren equipo de workover o pulling para su ejecución.

Secuencia de operaciones:

• PREPARACIÓN DE LOCACIÓN
• TRASLADO DEL EQUIPO ENTRE LOCACIONES
• MONTAJE DE EQUIPO Y CHEQUEO
• RECEPCIÓN DE MATERIALES Y TUBULARES
• RECEPCIÓN DE VARILLAS (SI EL SISTEMA DE EXTRACCIÓN ES, BOMBEO MECÁNICO)
• PREPARACIÓN DE BOCA DE POZO
• ARMADO DE BOCA DE POZO MONTAJE BOP
• ARMADO DE CONEXIONES DE BOCA DE POZO
• PRUEBA DE BOCA DE POZO
• PREPARACIÓN Y ALMACENAJE DE FLUIDO DE TRABAJO
• ARMADO DE HERRAMIENTAS Y BAJADA DE COLUMNA DE MANIOBRA.HERMETICIDAD
• CAMBIO DE FLUIDO
• CONSTATACIÓN DE FONDO. LIMPIEZA DE POZO, SACADA DE HERRAMIENTA, PERFILAJE (CONTROL DE CEMENTO), PUNZADO (CARGAS O CAÑÓN O TCP), BAJA HTA DE ENSAYO. CONTROL DE POZO, ENSAYO. POR SURGENCIA O PISTONEO, EVALÚA (CONTENIDO, CAUDAL, PRESIÓN), REPITE ENSAYOS, CEMENTA CAPAS. EVALÚA HERMETICIDAD, ESTIMULA CAPAS. EVALÚA RESULTADO, RETIRA HERRAMIENTA, BAJA INSTALACIÓN FINAL DE PRODUCCIÓN, DESMONTA.

Clasificación de terminaciones

Pozo vertical o Desviado, Open Hole (A pozo abierto), No Cementado con cañería ranurada, Cementado con cañería perforada, Pozo horizontal, No Cementado/Open Hole, No cementado con packer y camisas deslizables (multietapas), Cementado Plug and Perf, Cementado – Otros sistemas.

Tipos de Terminación Dual Completion: Key Features

Sartas de Producción independiente, Blast Joints para protección de cañería en capas superiores, Packers recuperables, Cañería de cola con posibilidad de instalar instrumentos de medición, Posibilidad de punzar zonas inferiores o Thru-tubing. La única manera de saber si hay petróleo, es mediante la perforación del pozo. Una vez elegida la ubicación del pozo se inicia la etapa de perforación acondicionando el terreno mediante la construcción de planchadas y caminos de acceso. Una vez finalizada la perforación, se perfila, se entuba y se cementa para pasar a la siguiente etapa de terminación.

Cemento

aisla zonas productivas de otras zonas indeseables.

Pulling

equipos pequeños de workover usados en trabajos de producción.

Workover

consiste en una serie de tareas que se hace permitiendo el ensayo y posterior puesta en producción del mismo. Lleva componentes similares al de perforación con menor potencia y capacidad.

Equipo de workover

Las partes que componen un equipo de workover son similares a la de un equipo de perforación. Pero con un tamaño mucho menor.

Torre o mástil

Estructura que soporta el conjunto del sistema de aparejo que permite maniobrar los tubulares en el pozo (bajar o sacar cañería de producción, cañería de maniobra, varillas, etc.). Es un elemento fijo, abulonado, compuesto por perfiles de acero, divididos en paños, cuyo número depende del tamaño del equipo. Las torres soportan una máxima carga estática.

Subestructura de la torre

Estructura que sirve de soporte de la mesa rotary y la torre o mástil.

Subestructura de los motores

Estructura que da soporte a los motores y transmisión, que en este caso está montado sobre un chasis con ruedas sobre el cual se encuentran los motores.

Cuadro de maniobras

Malacte desde donde se acciona el cable del sistema de isaje y de pistoneo.

Motores

Los de accionamiento principal del equipo.

Convertidor de torsión

Dispositivo que transmite la potencia de los motores.

Transmisión compuesta

Conjunto de transmisiones por cadena, que deriva la potencia motriz en forma variables a los lugares necesarios.

Mesa rotary

Dispositivo que provee el movimiento rotativo necesario para calibrar la cañería o rotar relleno, cemento u otro solidó.

Piso de perforación

Piso de trabajo dispuesto sobre la parte superior de la subestructura de la torre.

Corona

Conjunto de poleas fijado en la parte superior de la torre o mástil.

Caballete de la corona

Pórtico colocado en la parte superior de la torre para poder maniobrar (cambiar o reparar) la corona.

Motor de aparejo

Conjunto de poleas móvil.

Gancho

Dispositivo para tomar las cargas e izar.

Piso de enganche

Plataforma de trabajo ubicada en la punta de la torre, donde opera el enganchador.

Cable de perforación

Cable utilizado en el sistema de izaje de los elementos tubulares o para los ensayos. Un cable de acero es un conjunto de alambres de acero o hilos de hierro que forman un cuerpo único como elemento de trabajo. Estos alambres pueden estar enrollados de forma helicoidal en una o más capas, generalmente alrededor de un alambre central, formando los cables espirales. Los cables empleados en los equipos debe ser capaz de soportar cargas de 40000 libras. Estos cables, a su vez, pueden estar enrollados helicoidalmente alrededor de un núcleo o alma, formando los cables guardines, o bien acoplarse uno al lado del otro, para formar los cables planos.

Estos cables se pueden considerar como elementos y también se pueden enrollar helicoidalmente sobre un alma, formando los cables guardines, o bien acoplarse uno al lado del otro, para formar los cables planos. El núcleo puede ser: Fibroso: de cáñamo (material vegetal) que se impregna con lubricante al enrollarse y luego exuda el mismo para proteger de la corrosión al cable b- Cable: un cable de acero mas resistente, pero menos flexible. Punto muerto del cable: Extremo fijo del cable de perforación. Un sensor colocado en este punto, permite transmitir a un registrador variaciones de tensión que se traducen, mediante una escala adecuada, en cargas en el gancho. Casilla del perforador (o maquinista): Casilla ubicada al nivel del piso de perforación donde el perforador (o maquinista) lleva su registro de trabajo. Válvulas de seguridad : También conocidas como BOP (Blowout prevention): conjunto de válvulas que permiten controlar la afluencia de fluidos desde el pozo. Accionador del BOP: Comando de las válvulas de seguridad. Usualmente hay uno principal y otro auxiliar sobre el piso de perforación para el caso de emergencia. Caño de salida de inyección: Conducto por donde retorna del pozo la inyección o el fluido utilizado durante la terminación o reparación. Pileta de ensayo: Pileta donde se acumulan los fluidos (agua, petróleo o inyección) que salen del pozo durante los periodos de ensayo del pozo. Desgasificador: Dispositivo utilizado para eliminar del fluido de terminación el gas que pudiera incorporarse durante las maniobras. Caño de salida de gas: Cañería que conduce el gas eliminado por el desgasificador y lo descarga en un manifold que a su vez esta conectado a una línea llamada de venteo. Manifolds: Conjuntos de válvulas que derivan los fluidos que salen del pozo durante los ensayos a las distintas piletas de ensayo o hacia la línea de vento al campo. Línea de venteo de gas: Cañería que sale de la boca de pozo y termina en una zona deprimida conocida como fosa de quema, donde se quema el gas que produzca el pozo. Pileta chupadora: Pileta que contiene la inyección ya purificada (filtrada) de donde aspiran las bombas de inyección. Embudo para agregados: Se usa para agregar al circuito de la inyección Materiales pulverulentos, tales como bentonita, cloruro de potasio, etc.

Bomba de Ahogue: Bomba tipo alternativa que impulsa la inyección al pozo. Motor: Motor del grupo motobomba. Rampa: Plano inclinado usado para levantar los tubulares al piso de perforación. Planchada para tubulares: planchada montada sobre caballetes, usada para estibar los materiales tubulares. Tanque para agua: destinada a almacenar el agua que se usa para preparar la inyección.. Tanque para el combustible: destinada a almacenar el combustible para consumo de los motores. Cabeza de inyección: Es el dispositivo que permite conducir el fluido de terminación desde la manga de inyección hasta el vástago, en condiciones de permitir la rotación de este último. Vástago: Esta colocado en la parte superior de la columna y transmite a la misma el movimiento de rotación de la mesa rotary. Su sección es cuadrada, hexagonal u octogonal. Línea de succión: Es la línea de aspiración de la bomba. Línea de impulsión: Es la línea de salida de alta presión, de la bomba. Línea de impulsión vertical (Stand pipe):  Es la parte vertical de esta cañería, que conduce hasta la manga de inyección. Manga de inyeccion:  Constituye la conexión flexible entre la línea de impulsión y la cabeza de inyección, y esta constituida por una manguera de alta presión.  Casing: Son las cañerías (casing) (Fig. 31) que se bajan para revestir el pozo y son permanentes. Están destinadas a proteger al pozo del desmoronamiento de sus paredes y con el agregado de cemento entre el año y la formación, para aislar las capas productoras de las capas de agua. Los pozos se entuban con una configuración telescópica, es decir que hacia el fondo va disminuyendo el diámetro. De acuerdo a la profundidad, características de las formaciones que se atraviesan dependerá la configuración. De acuerdo a los objetivos se clasifican en:  Cañería guía: para aislar las capas superficiales poco consolidadas, poco estables (se desmoronan) y donde se pueden encuentran niveles con agua potable. Pueden llegar a los 50 m. Si las condiciones del suelo son optimas, puede omitirse esta cañería y bajarse directamente la de seguridad  Cañería de seguridad: es la que permite poner sobre ella las válvulas de seguridad (BOP) y que lleguen a una profundidad, que depende del área (en Comodoro Rivadavia puede llegar a 2000 m y en la cuenca

Neuquina a 130 m).  Cañería intermedia: estará presente o no de acuerdo a las características geológicas de la zona donde se perfora.  Cañería de aislación o final: la cañería final del pozo. Los casing pueden ser de dos tipos sin costura y con costura o soldadura longitudinal. Ambas son aptas y están normalizadas por las normas API. En la mayor parte de los casos se emplean los primeros y los segundos se usan para tendidos de superficie. La longitud de los casing es de aproximadamente 11 m, pero también hay de 7 m. Se definen por su diámetro, peso por unidad de longitud en lib/ft , grado de acero y conexión. Los diámetros más usados son 13 3/8”, 9 5/8”, 7”, 5 ½” y 5” Se dominan con una letra y un número que indican la calidad del acero con que están hechos y el número indica en miles de lib/ft 2 de resistencia a la deformación. Los más comunes en la cuenca neuquina son: H 40, N 80, K 55, P 110, B 150, C 95, C 75 . Los casing tipo C son de aceros especiales y se emplean cuando hay serios problemas de corrosión como por ejemplo la presencia de dióxido de carbono (CO 2 ) o acido sulfhídrico (S 2 H). Las uniones entre caños pueden ser de diferentes tipos, pero generalmente tienen roscas machos en sus extremos y para unirlos se emplean cuplas que pueden ser cortas o largas que dependerán de la resistencia a la tracción a la que pueden ser sometidos. Estas rocas se conocen como API. Tubing: Hay otro tipo de cañerías que son denominadas con el término tubing o cañerías móviles o de producción (Fig. 34), por las cuales se obtienen la producción de hidrocarburo o se inyecta el agua en los proyectos de recuperación secundaria. Se bajan por dentro de las cañerías cementadas hasta las zonas productivas. De acuerdo al tipo de pozo se pueden bajar sin ningún soporte o con una herramienta denominada retenedor o packer que sirve para aislar la entre columna del pozo con la zona productiva. Estos retenedores se emplean en pozos surgentes de gas o de petróleo. Son de características similares a los casing y los diámetros mas usados son 4 ½”, 4” 3 ½”, 2 3/8” y 2 7/8”.

Los tubing se define por el diámetro externo, rango (longitud), peso unitario (espesor), calidad (H 40, N 80, K 55, C 75, C 95, P 105, etc.) y uniones (cuplas). El tubing, al ser una cañería de producción o inyección de agua, sufre deterioros como:  Corrosión.  Abrasión por sólidos.  Depositación de parafinas.  Incrustaciones de sales (por el agua de formación que tiene alto contenido de sales como cloruros, carbonatos, sulfatos, etc.)  Rozamiento y rotura por las varillas de bombeo