Cursos de petróleo sobre terminación de pozos

CURSOS DE PETROLEO GRAL. MOSCONI

TERMINACION I
EQUIPOS MANIOBRAS HERRAMIENTAS
DIEGO GABRIEL CHAUQUI

2012

CURSOSDEPETROLEO

@ HOT MAI L .C OM.A R COMODORO RIVADAVIA

TERMINACION I
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLÍFEROS
Un pozo perforado representa el conducto o canal que permite la
comunicación entre el reservorio y la superficie, por el cual se extrae la
información y los fluidos que se encuentran en el reservorio.
Los costos de realización del pozo constituyen el principal gasto para el
desarrollo de un reservorio. Influyen directamente sobre las características de
producción, drenaje del reservorio y economía del yacimiento.
La terminación es la fase más importante en la vida de un pozo, porque
comprende todas las operaciones entre la perforación y la puesta en
producción.
Una terminación ideal minimiza el costo inicial de un pozo, incide sobre la
rentabilidad del mismo a lo largo de su vida productiva. Por el contrario una
terminación deficiente, ocasiona gastos innecesarios, abandono prematuro y
reservas de hidrocarburos no recuperadas.
Para el diseño de un Programa de Terminación, se debe tener en cuenta
las condiciones ambientales, restricciones y los recursos.
EQUIPOS
El equipo de perforación no está preparado ni su personal adaptado a los
trabajos que se realizan durante la terminación de un pozo, además de ser una
máquina que estaría muy sobredimensionada para esos trabajos, en su capacidad
y equipos secundarios de que dispone, por lo que sería de un costo excedente
muy importante.
Por lo tanto los trabajos de terminación se realizan con otro equipo, una
máquina similar pero más pequeña que, mediante una serie de trabajos y
evaluaciones, permitirá dejar abiertas a la explotación las capas que tengan
interés económico.

Un equipo de los utilizados en la terminación de los pozos es similar, en su
aspecto, a los utilizados para las operaciones de pulling de pozos profundos, pero
con mayor capacidad de "tiro" en el gancho, mayor potencia en los motores y en el
cuadro de maniobras y equipados con elementos para el control y ensayo de los
pozos, como son por ejemplo, las bombas de circulación, las piletas de ensayo y
el cable de pistoneo.

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Comodoro Rivadavia Patagonia Argentina

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También están mejor provistos de sistemas de seguridad y BOP para
controles de surgencias.
Además del equipo propiamente dicho, generalmente auto trasportable, con
la torre y los tambores de arrollamiento de cables, cuentan con una o dos bombas,
una o dos piletas para circular fluidos, un cuadro de maniobras, la subestructura
donde trabajan los operarios en las maniobras de boca de pozo, tanques para
combustibles y agua, generador eléctrico (usina) y trailers para el personal.
El transporte se efectúa trasladando todo el equipamiento en camiones
grandes y ensamblando las partes en el pozo durante el montaje, en tiempos que
pueden variar, en función del tamaño del equipo y la distancia de transporte, de 8
a 12 hs.
Es una tarea idéntica a la que se practica con el equipo de perforación
aunque se mueven menos cargas y las que se mueven son de menor tamaño, por
lo tanto el tonelaje transportado es mucho menor.
El objetivo final de la terminación es poner en producción las capas
seleccionadas, para lo cual habrá que realizar las operaciones mencionadas
anteriormente.
Como se verá, muchas de ellas se realizan con herramientas que se bajan
al pozo suspendidas de un cable, pero en otras, se procede a bajar y sacar del
pozo accesorios y herramientas conectadas a una columna de caños, compuesta
por tubos (generalmente de unos 7 cm de diámetro y 9 metros de largo) de acero
especial muy resistente, denominado "tubing". 2 7/8
Estos caños, utilizados para estas maniobras, podrán luego constituir la
instalación final de producción del pozo. Los mismos se bajan conectándolos entre
si uno a uno y cuando es necesario sacarlos se los saca en "tiros dobles", de a
dos, siendo colocados "parados" al costado de la subestructura y tomados en el
extremos superior, en un peine colocado en el piso de enganche. Esta situación es
similar a la forma de manipular la columna perforadora durante las maniobras de
bajada y sacada de herramienta.
También existen en el mercado y son de uso corriente, tubos de acero de
mayor resistencia que los tubing, preparados especialmente para las maniobras
de terminación o reparación de pozos, de manera de ser utilizadas cuando las
operaciones son de mayor severidad o exigencia (por ejemplo trabajar con muy
altas presiones, o rotar con trépano) a fin de preservar los tubing y bajarlos al pozo
solamente al final, para poner en producción el pozo.



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La terminación. El equipamiento.
Una vez finalizadas las tareas de perforación y desmontado el equipo, se procede
a la terminación y reequipamiento del pozo que consiste en una serie de tareas
que se llevan a cabo mediante el empleo de una unidad especial que permite el
ensayo y posterior puesta en producción del mismo.
Dicha unidad consiste en un equipo de componentes similares al de perforación
pero normalmente de menor potencia y capacidad ya que trabaja, en principio,
dentro del pozo ya entubado, y por consiguiente, con menores diámetros y
volúmenes que los utilizados durante la perforación, y por consiguiente, menor
riesgo. El agregado de un mecanismo de pistones le permite realizar maniobras
que consisten en la extracción artificial del fluido que contiene o produce el pozo
por medio de un pistón con copas que sube y baja por el interior de la tubería de
producción (tubing), conectado al extremo de un cable que se desenrolla y enrolla
en longitudes previstas, según la profundidad, sobre un carretel movido
mecánicamente. Mediante esta operación se pueden determinar el caudal y el tipo
de fluido que la capa pueda llegar a producir.
Puede observarse que la operación de terminación implica una sucesión de tareas
más o menos complejas según sean las características del yacimiento
(profundidad, presión, temperatura, complejidad geológica, etc.) Y requerimientos
propios de la ingeniería de producción. De la calidad de los procedimientos para
satisfacer estos requerimientos dependerá el comportamiento futuro del pozo par.
Desarrollo de las tareas de terminación.
Una vez montado el equipo de terminación, se procede en primer lugar a la
limpieza del pozo y al acondicionamiento del fluido de terminación, para luego,
mediante los llamados "perfiles a pozo entubado", generalmente radiactivos y
acústicos, precisar la posición de los estratos productivos, los que fueron ya
identificados por los "perfiles a pozo abierto", como así también la posición de las
cuplas de la cañería de entubación y por otra parte la continuidad y adherencia del
cemento, tanto a la cañería como a la formación.
Habiéndose determinado los intervalos de interés, correlacionando los perfiles a
pozo abierto y entubado, y comprobando la calidad de la cementación, es
necesario poner en contacto cada estrato seleccionado con el interior del pozo
mediante el "punzamiento" o perforación del casing y del cemento. Esto se realiza
mediante cañones con "cargas moldeadas" unidas por un cordón detonante
activado desde la superficie mediante un cable especial.
Cada uno de los estratos punzados es ensayado para determinar los volúmenes
de fluido que aporta, así como la composición y calidad de los mismos (petróleo,
gas, porcentaje de agua). Esto se realiza mediante "pistoneo" por el interior del
tubing o "cañería de producción". Se determina así si la presión de la capa o
estrato es suficiente para lograr el flujo hacia la superficie en forma natural o si
deben instalarse sistemas artificiales de extracción.
Puede suceder que durante los ensayos se verifique que existen capas sin
suficiente aislamiento entre sí por fallas en la cementación primaria; en estos
casos se realizan cementaciones complementarias, aislando mediante


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empaquetaduras (packers) el tramo correspondiente al pozo.
Cuando la diferencia de propiedades de las distintas capas así lo justifica, se
puede recurrir al tipo de terminación "múltiple", que cuenta con dos columnas de
tubing para producir dos intervalos diferentes, quedando también la alternativa de
producir por el "espacio anular" entre el casing y los dos tubing un tercer intervalo.
También es de norma, aunque muy poco frecuente, la producción triple mediante
tres cañerías de producción.
Para el caso de terminación múltiple con dos o tres cañerías, el equipamiento
debe incluir no solamente empaquetadores especiales, sino también cabezales de
boca de pozo (en la superficie) de diseño particular, los que permiten el pasaje
múltiple de cañerías. Por otra parte, el equipo de intervención del pozo o workover
debe contar con herramientas especiales para maniobrar con múltiples cañerías a
la vez, por lo que estas maniobras de intervención son mucho más riesgosas y
delicadas y se requiere una más cuidadosa programación.
Nuevas técnicas en búsqueda de mejor productividad, tales como las descriptas
para perforar pozos direccionales, han desarrollado equipos y materiales que
permiten realizar la terminación y puesta en producción de pozos multilaterales
con el acceso a varias capas de un mismo pozo o el acceso a una capa remota
mediante un pozo extendido horizontalmente.
En caso de baja productividad de la formación, ya sea por la propia naturaleza de
la misma o porque ha sido dañada por los fluidos de perforación o por la
cementación, o incluso por el fluido de terminación, la formación productiva debe
ser estimulada. Los procedimientos más utilizados son: la acidificación y la
fracturación hidráulica.
La acidificación consiste en la inyección a presión de soluciones ácidas que
penetran en la formación a través de los punzados, disolviendo los elementos
sólidos que perturban el flujo de los fluidos.
La fracturación hidráulica consiste en inducir la fracturación de la formación
mediante el bombeo a gran caudal y presión de un fluido que penetra
profundamente en la formación, provocando su ruptura y rellenando
simultáneamente la fractura producida con un sólido que actúa como agente de
sostén. El agente generalmente utilizado es arena de alta calidad y granulometría
cuidadosamente seleccionada que, por efecto de un mejoramiento artificial de la
permeabilidad, facilitará el flujo desde la formación hacia el pozo a través de la
fractura producida.
a producir el máximo potencial establecido por la ingeniería de reservo La
necesidad de bajar costos en zonas de pozos de baja productividad llevó a utilizar
en forma creciente técnicas y/o materiales que redujeron tiempos de manejo y
costos de equipamiento. La búsqueda de minimizar los costos de equipamiento
llevó a condicionar la geometría de los pozos a la producción esperada, a perforar
pozos de poco diámetro denominados slim-holes. Estos pozos de diámetro
reducido son terminados generalmente bajo el sistema tubing-less, que consiste
en entubar el pozo abierto con tubería de producción (tubing), y luego cementarlo
aplicando el mismo procedimiento que para un revestidor convencional.
Mediante la utilización de slim-holes los operadores han podido reducir los costos


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TERMINACION I
de perforación de los pozos entre un 40% y un 70%, reduciendo a su vez, costos y
preocupaciones ambientales. La experiencia indica que la perforación de slimholes no reduce usualmente la producción. Los slim-holes fueron utilizados
inicialmente en ee.uu. En los años ’60; sobre 1.300 pozos que han sido perforados
con una profundidad entre 300 y 1.000 metros en kansas, texas y canadá usando
slim-holes de 21/2 a 27/8 pulgadas en casing, los operadores han tenido
reducciones entre 40 y 50% en costos de tubería y de un 17% en gastos
generales.
Hay varios ejemplos documentados de posteriores programas de perforación de
slim-holes: en indonesia, durante el período 1983-1986, se lograron reducir los
costos de perforación entre un 65 y 73%; por otra parte, en tailandia, mediante la
perforación de slim-holes en su golfo de tailandia durante 1999, se registraron
reducciones en los costos de hasta el 40%, pudiéndose comprobar además, que
la productividad de los slim-holes fue mayor a la lograda con los pozos
convencionales.
El coiled-tubing y la snubbing unit son un material y una herramienta de trabajo de
uso cada vez más frecuente: aunque se desarrollaron hace poco más de dos
décadas, las nuevas técnicas de perforación, terminación e intervención de pozos
necesitan utilizarlos cada vez más. El coiled-tubing, como su nombre lo indica,
consiste en un tubo metálico continuo construido en una aleación especial que
permite que se lo trate como a un tubo de pvc (cloruro de vinilo polimerizado), pero
que posee las mismas características físicas de una tubería convencional de
similar diámetro, con la siguiente ventaja: no es necesario manipularlo, ni estibarlo
tramo por tramo para bajarlo o retirarlo del pozo, ya que se lo desenrolla o enrolla
en un carretel accionado mecánicamente como si fuera una manguera. Esta última
característica permite un mejor y más rápido manejo y almacenaje; por ello este
tubo tiene múltiples aplicaciones tanto en la perforación de pozos dirigidos como
en la terminación y reparación de los mismos.

Fig. 6- unidad de coiled tubing



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TERMINACION I
Desde su aplicación inicial en los años ’60, el uso de coiled tubing se ha
incrementado el punto que, en la actualidad, hay 750 unidades diseminados en
todo el mundo, donde el 50% de ellos está siendo empleado en norteamérica.
La perforación con coiled tubing se ha incrementado notablemente en los años
’90; a lo largo de 1999, alrededor de 1.200 pozos fueron perforados utilizando este
material.
Las unidades de coiled tubing han sido empleadas inicialmente en alaska, omán,
canadá, mar del norte y venezuela pero la perforación de pozos usando este
material va en aumento en la medida que avanza la tecnología.
La snubbing unit es una máquina hidráulica que, reemplazando o superpuesta a
una convencional, permite efectuar trabajos bajo presión, o sea sin necesidad de
circular y/o ahogar al pozo para controlarlo. Esta condición de trabajo, que además
de reducir tiempo de operación y costos ayuda a conservar intactas las cualidades
de la capa a intervenir, consiste en la extracción o corrida de tubería mediante un
sistema de gatos hidráulicos que mueven alternativamente dos mesas de trabajo
en las que están ubicados juegos de cuñas accionados de manera hidráulica o
neumática, que retienen o soportan la columna de tubos según sea necesario.
Este sistema mecánico de manejo de tubería está complementado con un arreglo
de cuatro válvulas de control de pozos, también accionadas de manera hidráulica,
que funcionan alternativamente con la ayuda de un compensador de presiones, lo
que posibilita la extracción o bajada de la tubería bajo presión.

Fig. 7- snubbing unit
El empleo conjunto de estas dos herramientas permite realizar tareas especiales
de perforación.
5. El elemento humano.
Para llevar adelante las tareas de perforación, terminación y reparación de pozos
es necesario un conjunto de personas con diferentes grados de especialización:
ingenieros, geólogos, técnicos, obreros especializados y obreros; tienen


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TERMINACION I
responsabilidades directas como programación, supervisión, operación y
mantenimiento, e indirectas, tales como las de las compañías proveedoras de
servicios técnicos, productos químicos y fluidos de perforación, unidades de
mezcla y bombeo de cemento u otros servicios de bombeo, unidades para correr
registros eléctricos, trépanos y proveedores de servicios auxiliares como
transporte de equipo, materiales, cargas líquidas, personal, etc.
El personal directo e indirecto involucrado en la perforación de un pozo, cuando se
trata de perforación en tierra en pozos de desarrollo, asciende a una cantidad
entre noventa y cien personas; en la medida que aumente la complejidad del
trabajo, como, por ejemplo, en los pozos exploratorios profundos, pozos costa
afuera, la cantidad de personal requerido puede llegar a duplicarse.
Un equipo perforador, de terminación o de reparación, opera las 24 horas del días,
todos los días del año, con personal que trabaja en turnos rotativos de 8 horas.
Equipos de Workover
Los servicios de workover tienen por objeto aumentar la producción o reparar
pozos existentes. Estos equipos se utilizan para sellar zonas agotadas en pozos
existentes, abrir nuevas zonas productoras para aumentar la producción o bien
activar zonas productoras mediante procesos de fracturación o acidificación. Se
utilizan también para convertir pozos productores en pozos de inyección a través
de los cuales se bombea agua o dióxido de carbono a la formación, para aumentar
la producción del yacimiento. Otros servicios de workover incluyen reparaciones
importantes en el subsuelo, como reparaciones de la cañería de revestimiento
(casing) o el reemplazo de equipamiento de fondo de pozo que ha sufrido
deterioro.
Los equipos de workover se usan en el proceso de terminación de pozos, que es
la preparación de un pozo de petróleo o gas natural recientemente perforado para
ponerlo en producción.

MEDIO AMBIENTE

 Ubicación en superficie: Condiciones en las que se ha perforado el pozo.
 En campo abierto.
 Próximo a zonas urbanizadas, o entro ella.
 En regiones aisladas por el ambiente (selvas).
 En zonas difíciles por la topografía del terreno (entre o sobre los cerros).
 En zonas distantes y remotas (pozos de exploración).
 En zonas ribereñas (sobre tarifas).
 Sobre plataformas Off -Shore (mar adentro).


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TERMINACION I
 Método de Perforación: Como se logró el objetivo propuesto.
 Pozo Vertical.
 Pozo Desviado
 Pozo Dirigido
 Pozo Horizontal
 Profundidad: A que profundidad se encontraron los espesores productivos
 Pozos Petisos.
 Pozos Someros.
 Pozos Profundos.
 Presiones del Reservorio: Necesita tratamiento de arenas.
 Reservorios de presiones altas (empuje de agua, empuje de gas).
 Reservorios de presiones bajas (gravitacionales).
 Presiones que soporta la cañería (colapso, presión interior).
 Configuración del Reservorio: Espesores productivos
 Espesores productivos.
 Una sección extensa con varios espesores productivos.
 Varias secciones cortas, separada ente sí, y con 1 o varios espesores
productivos en cada una.
 Espesores productivos indicados para explotárselos por Terminaciones
Múltiples
 Mecanismo de empuje de/ reservorio: Cual es el elemento energizante.
 Por empuje de agua
 Por casquete de gas.
 Por gas disuelto
 Parámetros del reservorio: Características del fluido y de la roca
 Porosidad (O), Permeabilidad (k), Saturación (Sw)
 Problemas de control de arenas
 Viscosidad de fluidos
 Relaciones GOR y WOR
 Composición del gas (corrosivo, tóxico)


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TERMINACION I

RESTRICCIONES

 Cemento primario: detalles relevados como resultado de la cementación de la
cañería
 Tope del anillo de cemento en el anular de la cañería o altura
 Homogeneidad del anillo de cemento alrededor de la cañería
 Adherencia cemento – formación y cemento - cañería.
 Daño de formación: Invasión de fluidos extraños a la formación
 Control de la inyección durante la perforación
 Control de sólidos y filtrado de las diferentes lechadas en la cementación
 Control de las admisiones durante la Terminación / Reparación /
Intervención.
 Control de emulsiones y sólidos finos durante las estimulaciones
 Efectos nocivos de las afluencias: Fluido que emana de la formación
 Canalización de agua
 Canalización de gas
 Sólidos arrastrados por el fluido desde la formación (control de arenas)
 Tratamientos de agua

RECURSOS

 Caudales de producción: expectativa de la vida productiva
 Índice de productividad
 Potencial de producción (Caudal Vs Tiempo)
 Caída de presión de reservorio.
 Técnicas de producción: sistemas de extracción.
 Nivel dinámico / estático de fluido (surgencias o no)


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TERMINACION I
 Sistemas de extracción: Bombeo Mecánico. Electro sumergible. PCP, Sistema
Kobe
 Caudal optimo de extracción
 Proyección futura: previsiones por mermas de producción
 Incorporación de nuevas reservas
 Tratamiento de reservas actuales : Estimulaciones
 Aislamiento de espesores alterados (acuatizados)
 Métodos de reparación: como se prevee intervenir el pozo.
 Con equipo RTP, con equipo Pulling, solo con Wire – Line
 Pistoneo para inducir surgencias
 Cementación adicional de la cañería (auxiliares)
 Punzado de capas con / sin elevación
 Cambios de diseño, de bomba, de instalación, de método de extracción
 Mecanismos adicionales de control de arenas
 Opciones futuras: destino previsto según resultados obtenidos.
 Pozo sumidero
 Recuperación secundaria. Inyector – productor
 Inyección de agua a vapor
 Inyección de aire para combustión in – situ
 Elementos adicionales de seguridad dentro del pozo (según proyección)
 Una óptima Terminación involucra: medio ambiente - recursos y restricciones,
al decidir:
 Espesores a desarrollar
 Método de Terminación
 Cantidad de Terminaciones
 Dimensiones del Casing y el Tubing
 Configuraciones Casing - Tubing
Mientras va avanzando la construcción de un pozo se obtiene una amplia
gama de datos información sobre las capas perforadas, a través de¡ análisis de los
recortes del trépano que llegan a superficie, información que se completa antes de



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TERMINACION I
entubar el pozo, con el “perfilaje a pozo abierto" (sin entubar) y la obtención de
testigos laterales de las paredes del pozo.
El objeto de reunir toda esta información en los pozos de desarrollo es
permitir, con el mayor grado de exactitud posible, elaborar un diagnóstico sobre la
cantidad de capas que contienen petróleo y /o gas producible; decidir la
entubación del pozo y, posteriormente, seleccionar las capas de interés económico
que han de quedar en producción.
Pero cuando el equipo de perforación cumple programa estipulado y
termina sus trabajos, el pozo está construido hasta la profundidad deseada y la
cañería de entubación colocada y cementada, lo que significa que todas las capas,
dentro de la zona de interés productivo han quedado selladas y aisladas entre sí,
por lo que los fluidos están imposibilitados de ingresar al interior del pozo.
Por lo tanto, para poner el pozo en producción será necesario realizar otra
serie de operaciones, agrupadas bajo el nombre genérico de "terminación de
pozo", con el objeto de realizar mediciones para completar la información
necesaria en la selección de las capas a poner en producción ("perfilaje a pozo
entubado').
Conectar las mismas con el interior del pozo ("punzamiento'), ensayar los
fluidos producidos por cada una de ellas ("pistoneo'), para evaluarlos y conocer los
caudales con que producen dichas capas y bajar al pozo la instalación de
subsuperficie ("bajar instalación final') que corresponda al sistema de producción
seleccionado.
Verdaderamente, el proceso de terminación propiamente dicho comienza
durante la perforación, cuando el trépano atraviesa la primer capa de interés,
porque, desde ese momento, es necesario crear las condiciones de trabajo para
preservar y no dañar las posibles capas productoras ("evitar el daño a la
formación').
Los especialistas prepararán el "programa de terminación" en base a la
información (testigos laterales, registros eléctricos de perfiles a pozo abierto y
correlaciones con los pozos vecinos), recogida durante la perforación de este pozo
y de otros del mismo área.



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TERMINACION I

Tal programa indicará la secuencia y el tipo de operaciones a ejecutar, las
que, en términos generales, serán:
 Montaje del equipo e instalación de válvulas y sistemas de
seguridad.
 Llenado del pozo, pruebas de hermeticidad y de los sistemas de
cierre por emergencias
 Ejecución de registros eléctricos
 Ejecución de los punzamientos
 Utilización de herramientas especiales si corresponde
 Evaluación de capas (surgencias y pistoneos) y análisis de los
fluidos
 Sellado de capas no deseables.
 Instalación de los componentes de producción de subsuperficie
Verificación de las dimensiones de la locación
Verificar las dimensiones de la locación para el montaje del equipo y la ubicación de
los distintos recursos mecánicos para los servicios que deban prestarse durante la
terminación y/o reparación (fracturas, estimulación, cementación, etc.).
Verificar el espacio destinado a estacionamiento (se tendrá en cuenta el diagrama de
montaje del equipo, líneas de venteo de gas, pirosalva y elementos de emergencia).
Revisar si la locación tiene la ubicación adecuada ante posible peligro por
inundaciones, incendio, cercanías de ruta, proximidad de cauces aluvionales, etc.

Verificación de la locación e instalaciones
Revisar la locación para determinar el nivelado y la resistencia del terreno.
Corroborar la firmeza del terreno en las proximidades de la boca de pozo por la
posible impregnación de los fluidos, para el asentamiento del equipo.
Constatar presencia de zanjas sin tapar, proximidad de represas, sanitarios sin
sanear, residuos, materiales en desuso y/o materiales de producción remanentes de
intervenciones anteriores.
Determinar en los lugares con energía eléctrica, protección catódica y/o tracing, tanto
subterránea como aérea, el distanciamiento a los fines de decidir su desmontaje o no.



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TERMINACION I
Revisar locación para localizar líneas de fluido subterráneas u otra (línea de
alimentación de gas, cañería plástica, líneas de inyección, líneas de conducción,
líneas en desuso).
Revisar locación para ubicar otros materiales e instalaciones (tanques elevados, etc.)
y analizar su desmontaje.
Verificación del estado de boca de pozo
En terminaciones de pozos
Verificar tipo del colgador existente en el pozo, sus dimensiones, la altura respecto
del piso por posibles problemas del montaje de equipo y de BOP, rango de presiones,
salidas laterales, elementos faltantes, etc., con la finalidad de preparar los materiales
para el montaje del equipo y conexiones.
Determinar las dimensiones y estado de la bodega y acciones a llevar a cabo con la
misma. En caso de encontrar bodegas abiertas, no acercarse sin la utilización de los
EPP adecuados (equipo autónomo).
Determinar la presencia de gases, olores y fugas de fluidos. Ante la menor duda
realizar medición con instrumental adecuado. En caso de presencia de gas, informar
al personal de Seguridad del yaciminento.

En reparaciones, (productores, inyectores y abandono)
Además de lo enunciado en el punto anterior, chequear boca de pozo, revisar
presiones, estado de válvulas y obtener la información necesaria para normalizar el
pozo en caso de que existan presiones.
Marcar la ubicación de los anclajes de acuerdo a las especificaciones técnicas de la
torre luego que la locación esta acondicionada.
ANCLAJES
El Cliente debería entregar los anclajes. En caso de que se deba construir anclajes
para contravientos. La excavación para el anclaje deberá tener las dimensiones
mínimas de 1.60 mts. de largo x 1.50 mts de profundidad (minimo) x 0.4 - 0.5 mts de
ancho, con canal inclinado para la ubicación del cable de amarre (según esquema).
Se deberá verificar la consistencia del terreno para dar firmeza al anclaje.



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TERMINACION I

1.6 m
o ja l

C a b le

1.2 m

C año

0.5 m

Importante:
Cuando esta tarea no se ha realizado con la maquinaria vial, se realizará acorde a las
recomendaciones para la construcción de los anclajes. En esencia, el trabajo consiste
en enterrar un caño de 6 pulgadas de diámetro por 1,50 metros de longitud a la que se
la hecho un ojal y pasado un cable de 1” (6x19) suficientemente largo para que sus
puntas, que han sido trenzadas y engrampadas previamente, salgan como mínimo
0,40 mts fuera del nivel del terreno.
La excavación necesaria para el anclaje debe tener por lo menos 1,50 metros de largo
por 1,50 metros de profundidad (mínimo) y con ancho entre 0,40 / 0,60 metros con
una cavidad al fondo que trabe el caño al momento de tensar el contraviento.
Diámetro del cable = De 1 pulgada.
Característica = Acero galvanizado (evitando corrosión).
Certificado
Terreno
En caso de que el terreno sea duro y no se puede profundizar a la medida
correspondiente o demasiado blando, el mismo debe ser cementando asegurando asi
la consistencia del anclaje.
Verificar resistencia del suelo.
A fin de comprobar la resistencia del suelo se debe hacer circular un vehículo pesado
sin carga con precaución cerca de la boca de pozo. De resultar satisfactoria esta
maniobra se procederá a iniciar el montaje.
Efectuar la nivelación final con herramientas de mano y utilizando nivel de burbuja.



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TERMINACION I
Desplegar tablones o vigas de apoyo si el terreno no asegura suficiente firmeza.
(solamente para sub estructura)
Colocar puntales debajo de las vigas si existiesen bodegas.

MODO DE TERMINACIÓN MÁS COMÚN EN LA CUENCA DEL
GOLFO SAN JORGE

La cuenca del Golfo San Jorge se caracteriza por estar formada por areniscas
lenticulares.
Cada una de las lentes tiene dimensiones variables, tanto en espesor como en
extensión horizontal, pudiendo ser tan pequeñas como un metro de espesor y 50 metros
de diámetro.
Cada una de ellas se ha depositado en épocas geológicas diferentes, por lo que
los petróleos y las aguas encontradas en cada una de ellas difierente.
Un pozo productor de petróleo puede atravesar una sola de estas capas, pero lo
más común es que atraviese más de una, pudiendo llegar hasta cincuenta o sesenta
capas, cada una de las cuales produce petróleo pero también una cantidad de agua.
El espesor más común de las areniscas varía entre uno y tres metros.

El procedimiento de terminación consiste en entubar y cementar toda la zona
productiva, para luego punzar aquellas capas que los perfiles señalan como productoras
de hidrocarburos.
Se ensaya cada una de las capas por separado, y si hubiere alguna que sólo
produce agua, se le realiza una cementación a presión para aislarla.
La instalación final del pozo se realiza bajando un tubing con ancla, la cual es
fijada al casing. El ancla impide movimientos del tubing pero permite el pasaje de fluidos
por el anular.
De acuerdo a la presión del conjunto de capas será el nivel que el fluido alcanzará
en el anular. Si se opta por una instalación de bombeo mecánico, la bomba de
profundidad va en el extremo del tubing y bombea el fluido depositado en el anular.
Si alguna capa aporta gas, éste es producido por el entrecaño



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TERMINACION I
.

SISTEMAS DE SEGURIDAD
Considerando que las capas pueden tener suficiente presión corno para
surgír en forma natural y movilizar con fuerza los fluidos contenidos hacia la
superficie, es de esperar que en tales casos ' salga gas y/o petróleo, generando alto
riesgo (le incendio.
Para que no se produzca el descontrol del pozo y poder mantener los fluidos
surgentes dentro de un sistema de cañerías y válvulas de venteo, se instala sobre el
casing, en la boca del pozo, un conjunto de válvulas hidráulicas ("BOP") que
permitirán en cualquier momento cerrar el pozo, aún teniendo cañerías en su
interior. Se accionan con una bomba hidráulica impulsada por los motores del
equipo, o bien, si fuera necesario detener el funcionamiento de los motores, se
pueden cerrar mecánicamente, es decir a "mano".



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TERMINACION I
Una de las formas de prevenir estas surgencias no deseadas, es
manteniendo el pozo siempre lleno de líquidos que se usan para el trabajo de
terminación. La presión que ejercerán estos líquidos sobre las capas se llama
"presión hidrostática" y, en condiciones normales, es superior a la presión de las
capas por lo que no se producirá la, surgencia.
El riesgo de incendio es alto y está presente continuamente en estas
operaciones, por lo que los controles y accionamiento de los sistemas de seguridad
se colocan lejos de la boca del pozo, de manera que frente a una emergencia, el
personal pueda inmediatamente retirarse de la zona más peligrosa.
Pero durante las operaciones de bajada o sacada de la columna de caños,
hay una persona (el enganchador) trabajando en el "piso de enganche", una
plataforma ubicada a 22 metros de altura aproximadamente, sujeta a la torre del
equipo justamente sobre la vertical de la boca del pozo.
Para que esta persona pueda, escapar rápidamente y ponerse a salvo se
utiliza lo que se llama "pirosalvo", sistema que le permite deslizarse, por un cable
con una rueda a velocidad controlada, desde el piso de enganche hasta el terreno
en una zona alejada del pozo, pudiendo llegar a la superficie rápidamente y sin
problemas.
Una vez montadas las válvulas de seguridad, se termina de llenar el pozo con
el fluido que se utilizará en las operaciones de terminación, que podrá ser agua
tratada, hidrocarburos líquidos u otro líquido especial; se cierran las válvulas y se
somete todo el conjunto a la presión máxima a la que se pudiera someter con las
bombas del equipo.
Se observa por un cierto tiempo, verificando que no existan pérdidas de
ninguna naturaleza. Luego de descargada la presión se estará en condiciones de
iniciar las operaciones dentro del pozo.
Esta prueba de hermeticidad previa a las operaciones, se realiza
rigurosamente en toda oportunidad que se monta un equipo, ya sea para
operaciones de terminación como para algunas otras en las que sea necesario un
equipo de esta naturaleza



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TERMINACION I
CEMENTACIÓN

La cementación de un pozo petrolífero es el procedimiento que consiste en
mezclar una lechada de cemento con agua, por medio de equipos especiales de
mezclado, y bombearla a través del casing hacia puntos críticos del anillo formado
entre el pozo y la cañería, o también a pozo abierto en una sección preestablecida.



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TERMINACION I
OBJETIVOS DE UNA CEMENTACIÓN:

Los objetivos principales del proceso de cementación son:
1. Adherencia y soporte de la cañería.
2. Restringir el movimiento de fluidos a través de las formaciones.
3. Por medio de un fragüe rápido del cemento, prevenir posibles reventones del
pozo.
4. Proteger el casing de esfuerzos y choques cuando se reperfora para profundizar.
5. Proteger el casing de la corrosión.
6. Aislar las zonas con pérdidas de circulación o zonas “ladronas”.



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