INTRODUCCIÓN

Definición de Completación Se definen como las actividades que se efectúan, posterior a la perforación del hoyo principal, hasta que se coloca el pozo en producción. Definición de Completamiento Se define como el diseño, la selección e instalación de tuberías, empacaduras y demás herramientas u equipos dentro del pozo con el propósito de producir el pozo de manera controlada, segura y rentable.

ENERGIAS DEL YACIMIENTO

ENERGIAS DEL YACIMIENTO Para que un yacimiento petrolífero produzca, debe tener suficiente energía capaz de expulsar los hidrocarburos desde cada punto en el yacimiento hasta el fondo de los pozos que lo penetran, y desde aquí hasta la superficie y las estaciones de recolección. Cuando exista esta situación se dice que el pozo produce por: FLUJO NATURAL.

MECANISMOS DE EMPUJE EN UN RESERVORIO

Las fuentes naturales de energía están representadas por la PRESIÓN. a la cual se encuentra la roca y sus fluidos (petróleo, gas y agua) en el yacimiento

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DEL YACIMIENTO POR FLUJO NATURAL:

Existen distintos tipos de empuje natural en los

yacimientos, dentro de los cuales tenemos: - Mecanismo por empuje de agua - Mecanismo por gas libre (casquete de gas) - Mecanismo de empuje por gas disuelto en el petróleo - Mecanismo por segregación gravitacional - Mecanismos de empuje combinado

EMPUJE HIDRAÚLICO

Se considera que existe este tipo de empuje, cuando la fuente predominante de energía viene del agua que penetra los límites del yacimiento. Debido a que el agua tiene una compresibilidad menor que la del aceite, el volumen de agua que entra al yacimiento debe ser mucho mayor que el volumen de aceite que está siendo removido del yacimiento para mantener la presión.

EMPUJE HIDRAÚLICO Características: La presión de yacimiento permanece alta. La Relación Gas - Petróleo producido, permanece baja. La producción de agua empieza temprano en la vida

productiva y aumenta considerablemente. El comportamiento de los pozos es flujo natural hasta

tanto la producción de agua es excesiva. El Factor de Recobro estimado es del 35 al 70% del

POES. Los yacimientos por empuje de agua son los más

eficientes productores. Se alcanzan factores máximos de recobro hasta del 45% bajo condiciones geológicas favorables y adecuadas técnicas de explotación.

EMPUJE POR GAS CAPA DE GAS

En los yacimientos con empuje por capa de gas, el gas se expande y desplaza alaceite hacia los pozos productores. Si la capa de gas es grande, la formación productoratendrá un buen soporte de presión y la tasa declinará muy lentamente, hasta que la capade gas alcance a los pozos productores

EMPUJE POR GAS CAPA DE GAS CARACTERISTICAS: La presión de yacimiento disminuye despacio y

en forma continua en los pozos altos en la estructura

La Relación Gas-Petróleo producido, aumenta en forma continua en los pozos altos en la estructura.

El comportamiento de Los pozos es de larga vida productiva.

El Factor de Recobro estimado es del 20 al 40% del POES.

La eficiencia de recobro en este tipo de yacimiento

alcanza valores hasta del 35% bajo condiciones geológicas favorables.

EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN

Este es también conocido como empuje por gas interno, empuje por gas disuelto, empuje por expansión de fluidos o empuje volumétrico. La fuente predominante de energía para un yacimiento que produce por empuje por gas en solución, proviene de la expansión delgas que es liberado del aceite a medida que la presión de yacimiento decrece y la habilidad del aceite para mantener el gas disuelto disminuye.

EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN

Características: La presión de yacimiento declina en forma rápida y

continua La Relación Gas Petróleo producido, primero es

baja, luego aumenta hasta un máximo y por ultimo declina

El comportamiento de los pozos requiere levantamiento artificial temprano en la vida productiva

El factor de Recobro estimado es del 5 al 30% del POES.

Un yacimiento con este tipo de empuje puede

alcanzar un recobro máximo de 20 a 25%

EMPUJE POR SEGREGACIÓN GRAVITOCIONAL En la segregación gravitacional, el gas libre a medida que sale

del petróleo se mueve hacia el tope de la estructura, esto ocurre cuando al gas en su saturación critica, le es mas fácil subir al tope del yacimiento que al pozo cuando hay una buena permeabilidad vertical, mientras que el petróleo drena hacia abajo, bajo la influencia de la gravedad. Este flujo es paralelo al ángulo de buzamiento en vez de ser perpendicular a este.

En el tope del la estructura se forma una capa de gas que se va expandiendo y esto permite la movilización del hidrocarburo.

Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical o un buzamiento pronunciado de los estratos para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del yacimiento. Las recuperaciones pueden ser bastante grandes si se aprovechan adecuadamente las condiciones de explotación de este tipo de yacimientos, oscilando entre un 40 y un 60%

EMPUJE COMBINADO

Una condición natural de empuje combinado existe cuando hay más de una fuente natural de empuje en la formación. Empuje de agua y empuje por gas suelen aparecer juntos muy a menudo. En este tipo de yacimiento, la presión es ejercida por la expansión de la capa de gas que está arriba de la capa de aceite y por el agua que está continuamente presionando por debajo.

La eficiencia de recuperación en yacimientos de empuje combinado, es generalmente mejor que cualquier yacimiento con un solo tipo de empuje. Este factor de recobro puede alcanzar hasta un 55 a 60%

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Pero, si la presión es solamente suficiente para que los fluidos, especialmente el petróleo, lleguen a un cierto nivel en el pozo, entonces; el pozo deberá hacerse producir por medios de Levantamientos artificial. Cuando un pozo deja de producir por flujo natural, se debe generalmente al incremento en el porcentaje de agua o a una declinación de presión del yacimiento. En ese momento, es necesario aplicar una energía adicional para levantar el fluido hasta la superficie.

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Los métodos de Levantamiento Artificial son: Ø Bombeo Neumático (Gas Lift) Ø Bombeo Mecánico (BM) Ø Bombeo Electro sumergible (BES) Ø Bombeo Hidráulico (BH) Ø Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP)

BOMBEO NEUMÁTICO (GAS LIFT)

Este método consiste en inyectar gas a alta presión a través del anular, dentro de la tubería de producción a diferentes profundidades, con el propósito de reducir el peso de la columna de fluido y ayudar a la energía del yacimiento en el levantamiento o arrastre de su petróleo y gas hasta la superficie.

BOMBEO MECÁNICO

Es el método de levantamiento artificial más utilizado a nivel mundial. Se trata de un procedimiento de succión y transferencia casi continua del petróleo hasta la superficie, considerando que el yacimiento posee una determinada presión, la cual es suficiente para que el petróleo alcance un determinado nivel en el pozo. El balancín de producción imparte un movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción o de educción, a cierta profundidad del fondo del pozo.

BOMBEO MECÁNICO

Aplicaciones del Bombeo Mecánico:

Pozos de profundidades hasta 8000 pies.

Pozos de crudos extrapesados, pesados, medianos y livianos.

No es recomendable aplicar en pozos que producen altos volúmenes de gas.

Puede realizar levantamientos de crudos a altas temperaturas, así como de fluidos viscosos.

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (BES)

El principio básico del sistema de bombeo a través de bombas electro centrifugas, es transmitir en forma de presión, la energía de un motor eléctrico sumergida en el fluido del pozo. La unidad se encuentra suspendida de la tubería de producción, sumergida en el fluido del pozo y conectada hasta la superficie a través de un cable para suministrar la energía eléctrica al motor.

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (BES)

Aplicaciones del Bombeo Electro- Sumergible (BES):

Se utiliza para manejar grandes volúmenes de crudo.

Pozos con producciones desde 1000 Bls/dia hasta 100.000 Bls/dia.

Pozos con revestimientos pequeños.

Pozos con alta y baja viscosidad.

Pozos con alta temperatura de fondo (500 grados F).

Pozos con baja relación de gas.

BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVA (BCP)

Esta bomba es del tipo de desplazamiento positivo rotativo accionada a través de una sarta de cabilla, por un cabezal de rotación en superficie.

Su funcionamiento se basa en el principio del tornillo de Arquímedes para transportar los fluidos desde subsuelo hasta la superficie.

BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVA (BCP)

Aplicaciones del Bombeo de Cavidades Progresiva (BCP)

Pozos de baja, y mediana tasa de producción.

Pozos de profundidades desde 800 pies hasta 6000 pies.

Pozos con grados de inclinación hasta 59 grados.

Pozos de crudos extrapesados, pesados y medianos.

BOMBEO HIDRAULICO

El fluido de potencia es tomado de un tanque y alimenta a la bomba triplex, pasa por el cabezal del pozo y se dirige a la bomba de profundidad.

El fluido motriz retorna a la superficie junto con el petróleo extraído y es conducido nuevamente al tanque.

BOMBEO HIDRAULICO

Aplicaciones del Bombeo Hidráulico: Cuando se desea incrementar la producción de un pozo

que se produce por flujo natural. En la producción de crudos pesados y extrapesados, se aplica en

menor proporción en crudos medianos y livianos. Profundidades de hasta 18.000 pies. Tasas de producción que pueden variar en menos de 100 a más

10.000 Bis/dia

EQUIPOS DE SUBSUELO: SARTA DE PRODUCCIÓN

COMPLETAMIENTO

La selección y diseño de una tubería, es una parte fundamental en la completación de un pozo, para ello existen un conjunto de prácticas aceptables, entre las cuales se pueden citar las establecidas por el API (American Petroleum Institute) basado en las siguientes propiedades físicas.

La función de la tubería de producción es llevar el fluido de la formación productora hasta el cabezal del pozo, su diseño es similar al del revestidor (estallido, tensión y colapso).

PROPIEDADES FÍSICAS

• Valores máximos y mínimos de los esfuerzos cedentes. • Valores mínimos de presión interna cedente. • Porcentaje mínimo de elongación en secciones de prueba de dos pulgadas de largo. • Valores de dureza típica. • Torque recomendado

Los grados de acero recomendados por el API, establecen la composición química, propiedades físicas y mecánicas de la tubería.

Cada grado tiene designado una letra y un número como por ejemplo: K-55, N-80, J-55, C-95, C-75 y P-110. La designación numérica refleja el esfuerzo cedente mínimo del material. Este

esfuerzo puede ser suficiente para soportar fuerzas en la tubería causadas por cambios de presión y temperatura a profundidad.

DIÁMETRO DE LA SARTA DE PRODUCCIÓN

Es seleccionado sobre la base de la tasa de flujo o bombeo Estimado para el pozo.

La tasa de flujo o de bombeo, es determinada con un Análisis de Curvas basado en el Comportamiento de Influjo del Yacimiento y la Tubería.

CONEXIONES DE LA SARTA DE PRODUCCIÓN

Es el dispositivo mecánico que se utiliza para unir tramos de tubería, equipos de fondo y accesorios para formar una sarta de tubería con características geométricas y funcionales específicas.

EXISTEN 2 TIPOS DE CONEXIONES

Conexiones UN (NOT-UPSET): Poseen roscas de 10 vueltas. Tienen una resistencia menor que la del cuerpo del tubo.

Conexiones EUE (EXTERNAL UPSET): Poseen 8 vueltas por rosca y una resistencia superior a la del cuerpo del tubo. Éstas son las más utilizadas porque provee un servicio confiable a la mayoría de los pozos.

CLASIFICACIÓN DE LAS TUBERÍAS

Tuberías de Alta Resistencia: soportan esfuerzos mayores a 800 lpc y su grado es c-75, N-80 , C-98 y P105.

Estas pueden presentar problemas debido a la eliminación de la ductilidad y ala aumento de la sensibilidad a roturas. ej. P – 105.

Tuberías de Baja Resistencia: Son generalmente dúctiles, por eso la concentración de esfuerzos se ejecuta parcialmente mediante la plasticidad del elemento.

INSPECCIÓN DE LA TUBERÍA

1. Visual: Toda la tubería que se va a colocar dentro de un pozo debe ser revisada visualmente Antes de ser instalada. Algunos efectos que se pueden detectar visualmente:

Defectos de fabricación (Roturas, abolladuras, soldaduras)

Defectos de la fabricación de sus roscas.

Daños que puedan ocurrir en el cuerpo de la tubería durante el transporte y manejo de las mismas.

2. Prueba Hidrostática: Una vez que la tubería se instala en el pozo se le hace este tipo de prueba. Estas se realizan a presiones por el orden de 80% del esfuerzo cedente mínimo. 3. Prueba Electromagnética: En este método se introduce en la tubería un cable conductor en forma de resorte para medir la respuesta de la tubería al paso de corriente. Generalmente, en cada uno de esos métodos se investigan: • Defectos internos de la tubería. • Corrosión.

4. Prueba mediante Partículas Magnéticas: En este método se introduce un campo magnético en la tubería. Esto permite que partículas regadas en la parte externa de la tubería, se alineen para indicar defectos longitudinales de ella. Criterios de Inspección de la Tubería: Generalmente los criterios de inspección son diferentes para cada empresa, pueden ser los Siguientes: • Para tuberías nuevas de grado J-55 solo se deben realizar inspecciones visuales de manera muy cuidadosa, ya que generalmente no presentan defectos de fabricación. • Para tuberías nuevas de grado C-75 y de mayor grado se debe usar una inspección electromagnética. Aquellas tuberías que presenten defectos de 5 a 12,5% de su espesor de pared no deben usarse.

EQUIPOS DE SUBSUELO: EMPACADURAS

Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento a fin de evitar el movimiento vertical de fluidos desde la empacadura por el espacio anular hacia arriba.

FUNCIONES

Confinar las presiones en el fondo del pozo, evitando que la presión de formación entre al anular tubería-revestidor.

Proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción o presiones de inyección.

Mantener los fluidos de la formación alejados de la sección del revestidor que está por encima de la empacadura.

Mantener los fluidos pesados para el control del pozo en el espacio anular. Aislar perforaciones y zonas de producción en completaciones múltiples.

Permitir el uso de ciertos métodos de levantamiento artificial.

CLASIFICASIÓN DE LAS EMPACADURAS

De acuerdo al sistema de anclaje las empacaduras se pueden clasificar de la siguiente manera:

• MECANICA

• HIDRÁULICAS

• PERMANENTES

EMPACADURAS MECÁNICAS

Estas empacaduras son bajadas con la tubería de producción y su asentamiento se logra girando la tubería en el sentido de las agujas del reloj. El número de vueltas está determinado por profundidad y el diseño de cada fabricante.

De acuerdo a la característica de la operación superficial para anclarlas se clasifican en:

1. Compresión o peso/rotación

2. Tensión

3. Compresión/tensión/rotación.

Empacaduras Mecánicas de Compresión:

Son sencillas debido a que poseen solo un sistema de anclaje al revestidor, no tienen válvula interna de circulación, el elemento sellante puede trabajar hasta 250°F.

Empacaduras Mecánicas de Tensión Sencillas: Son equipos recuperables y muy similares a las

empacaduras de compresión sencillas, la diferencia es que presenta las cuñas y cono invertidos, por esta razón el sistema de anclaje es tensionando la tubería.

Empacaduras Mecánicas de Compresión Dobles: Similar a las sencillas, son equipos recuperables, son

dobles debido a que tienen doble sistema de anclaje, el agarre mecánico igual a la sencilla y adicional un sistema de candados hidráulicos los cuales son accionados mediante presión hidráulica y los mismos son localizados por debajo de la válvula de circulación.

Empacaduras Mecánicas de Tensión y Compresión:

Al igual que todos los anteriores son equipos recuperables, presenta la versatilidad que se pueden asentar aplicándole esfuerzos de compresión, tensión y rotación. Usado para producción, inyección, fracturas, zonas aisladas y aplicaciones de cementación remedial. Posee capacidad de resistir altas presiones diferenciales en caso de estimulaciones después de haber completado el pozo.

EMPACADURAS HIDRÁULICAS

Son equipos compuestos de iguales materiales que las empacaduras mecánicas, la diferencia estriba en el mecanismo de anclaje de éstas que es mediante presión hidráulica. El procedimiento de asentamiento es el siguiente:

• Se baja con la tubería hasta la profundidad establecida.

• Se coloca presión a través de la tubería la cual energiza unos pistones en la parte interna del obturador.

• Finalmente, el movimiento de estos pistones efectúan el anclaje de las cuñas así como la expansión de los elementos sellantes contra el revestidor.

EMPACADURAS PERMANENTES

Estos equipos están diseñados para pozos de alta presión y temperatura, en completaciones donde se prevean trabajos de fractura en el futuro, en completaciones selectivas y principalmente en pozos exploratorios donde no se conocen las características del yacimiento. Se pueden asentar mediante dos mecanismos con guaya eléctrica y con tubería de trabajo. Forma parte del revestidor ya que al estar anclada hay que fresarla para su remoción.

Empacaduras Permanentes con Sello Hidráulico:

• Gama completa de accesorios disponibles de completación. • Diseñada para altas presiones diferenciales sobre los 10.000 psi. • Diseñada para aplicaciones de una zona y multi-zonas. • Es fijada en un solo viaje no requiere rotación. • No es necesariamente bajada con guaya. • Temperatura de 120º a 350ºF.

FLUIDOS DE COMPLETAMIENTO:

Tiene como objetivo principal controlar el pozo durante las operaciones de completamiento y de servicio de pozo y proteger la formación productora contra daños. Control del Pozo Limpieza Taponamiento Cañoneo Evaluación Instalación Equipos de Completación

CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE COMPLETACIÓN

Los fluidos de Completación se clasifican: Según su Homogeneidad Según Componente Principal

SEGÚN SU HOMOGENEIDAD Con sólidos en suspensión Sin sólidos en suspensión Fluidos Espumosos y aireados

Según Componente Principal • Base agua

• Base aceite • Aireados y espumosos

CLASIFICACIÓN DE FLUIDOS EN CUANTO A SU COMPONENTE BASE

Petróleo Agua Salada Cloruro de Sodio y/o Calcio Nitrato de Ca, Cloruro de Zny ClCa Fluido Convencional a Base de Agua Emulsiones Inversas Polímeros

COMPLETACIONES: A HUECO ABIERTO

Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento.

COMPLETACIÓN CON TUBERÍA RANURADA

En una completación con forro, el revestidor se asienta en el tope de la formación productora y se coloca un forro en el intervalo correspondiente a la formación productiva.

COMPLETACIONES: HOYO REVESTIDO Y CAÑONEO

Es el tipo de completación que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o más). Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la tubería de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar, cañoneando selectivamente frente a las zonas de interés para establecer comunicación entre la formación y el hueco del pozo.

COMPLETACIONES: HOYO REVESTIDO Y CAÑONEADO

Clasificación Las completaciones a hoyo revestido y cañoneado pueden ser: Completación sencilla. Completación múltiple.

HOYO REVESTIDO Y CAÑONEADO: SENCILLA

Este tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual las diferentes zonas productivas producen simultáneamente o lo hacen en forman selectiva por una misma tubería de producción.

HOYO REVESTIDO Y CAÑONEADO: SENCILLA

•Completación sencilla convencional:

Esta tipo de completación se realiza para la producción una sola zona, a través de la tubería de producción.

HOYO REVESTIDO Y CAÑONEADO: SENCILLA

•Completación sencilla selectiva: Consiste en separar las zonas productoras mediante empacaduras, produciendo a través de mangas ó válvulas de circulación- (una sola tubería de producción)

HOYO REVESTIDO Y CAÑONEADO: MÚLTIPLE

Se utiliza cuando se quiere producir simultáneamente varias zonas petrolíferas (yacimientos) en un solo pozo, sin mezclar los fluidos. Generalmente reduce el número de pozos a perforar. Desarrollar los yacimientos en forma acelerada a menor costo

HOYO REVESTIDO Y CAÑONEADO: MÚLTIPLE

Completación doble con una tubería de producción y una empacadura de producción: En este tipo de completación, la zona superior produce a través del espacio anular revestidor / tubería de producción, mientras que la zona inferior produce a través de la tubería de producción. Generalmente, se aplica donde la zona superior no requiera levantamiento artificial, no tenga problemas de arena.

HOYO REVESTIDO Y CAÑONEADO: MÚLTIPLE

Completación doble con tuberías de producción paralelas y múltiples empacaduras de producción: Mediante este diseño se pueden producir varias zonas simultáneamente y por separado a través del uso de tuberías de producción paralelas y empacaduras dobles. No se usa el anular.

HOYO REVESTIDO Y CAÑONEADO: MÚLTIPLE

Completación de tres zonas con dos sartas o tres sartas: Cuando se requiere la producción vertical independiente de tres estratos se opta por la terminación triple. La selección del ensamblaje de las tuberías de educción depende, naturalmente, de las condiciones de flujo natural de cada yacimiento.