TERMINACION DE POZOS TEMA 1.ppt

1. TERMINACION AVANZADA DE POZOS
LA PAZ, 28 DE OCTUBRE DE 2016
TEMA 1:
TERMINACION
AVANZADA DE POZOS
PRESENTADO POR:
Msc. Ing. GABRIEL PEREZ ORTIZ

2. DEFINICION
 LA TERMINACION DE UN
POZO ES ESENCIAL
PARA LA
PRODUCTIVIDAD , YA
QUE ES LA QUE NOS
COMUNICA AL
YACIMIENTO CON EL
POZO, POR LO QUE SE
DEBE SELECCIONAR LA
TERMINACION QUE NOS
DE MAYOR
PRODUCTIVIDAD.

3. TERMINACION Y REPARACION DE POZOS
•Una vez concluida la perforación a la profundidad
programada, la cual se encuentra la estructura
geológica o formación seleccionada con
posibilidades de contener petróleo o gas.
•Inicia la terminación del pozo, cuando se bajo la
última cañería de producción o liner.
•Pueden ser terminado con el mismo equipo o con
equipos mucho más pequeños.

4. DISEÑO DE COMPLETACION
DE POZO
 Planeación de la Terminación
 Programa de Operación
 Análisis de Información
 Muestras de canal y corte de núcleos
 Perdidas de Circulación
 Antecedentes de pruebas durante la
perforación
 Pruebas de Formación

5. Selección del mejor intervalo de
completación
 La zona de petróleo está separada en dos intervalos por una capa
de shale.
 El intervalo superior tiene un espesor de 6 ft, correspondiente a la
capa de gas.
 El intervalo inferior posee un espesor de 24 ft correspondiente a la
zona de agua.
 Una capa de shale depositada en el intervalo inferior ocasiona que
exista una separación entre intervalos.

6. ARREGLOS DE TERMINACION E
INTERVALOS DE PERFORACION
DESARROLLO DE TERMINACION DE
POZOS

7. ANALISIS DE REGISTROS
 Una segunda etapa que comprenderá diseño y selección de
un intervalo de compleción será el de los análisis de
registros, que contempla los siguientes aspectos:
 Registros en agujero abierto
 Registros en agujero entubado

8. TOMA DE NUCLEOS EN LA TERMINACION DE
POZOS
Después de un estudio de las formación de interés.
Con la información obtenida del pozo, como ser:
• Perfilaje de Perforación. (Litológico y
Paleontológico).
• Perfil Eléctrico. (Gamma-ray y Neutron log).
• Perfil del tiempo – Perforación.
• Análisis de lodo y testigo.
• Perfil del Calibre.
• Perfilaje de temperatura.
• Medición de desviación del pozo.
Se toma la decisión si es o no factible de efectuar
la terminación del pozo

9. TERMINACION Y REPARACION DE POZOS
ESTRATIGRAFIA
Escarpment
Taiguati
Tarija
Tupambi
Iquiri
Carbonifero
Iquiri
Los Monos
Huamampampa
Huamampampa
Huamampampa
Los Monos
Arenas no
consolidadas
Intercalaciones
de arcillas
Diamictita y arenas
Arcillas
Lutitas con arenas
Arcillas micáceas
Arenas con
intercalaciones de
Lutitas
Lutitas limosas
Areniscas
LITOLOGIA
Lutitas con
intercalaciones de
arenas

10. TERMINACION Y REPARACION DE POZOS
 FUNCION DEL POZO: Proveer
un conducto desde el Reservorio
hasta superficie a través del cual se
puede producir o inyectar fluidos.
 COSTOS DEL POZO: Constituye
el gasto principal en el desarrollo
del Reservorio.
 LA TERMINACION es la fase
operativa más importante en la vida
del pozo.

11. LAS TECNICAS DEPENDE DE :
Técnicas de producción.
Posibilidades de reparación futuras.
Productividad del pozo.
Problemas mecánicos de fondo y otros.
 El mejor diseño proveerá la operación mas rentable
de un pozo de petróleo o gas a lo largo de su vida
útil.
 Un diseño deficiente llevara a elevados costos
operativos, abandono prematuro, y reservas no
recuperadas.
TECNICAS DE TERMINACION

12. METODOS DE TERMINACION
•Hay tres métodos básicos para terminar un pozo:
 Pozo abierto.
 Entubado y baleado.
 Con liner.
Pozo Abierto Formación
productora
Cemento
Fig. 1: Terminación a pozo abierto
Baleos o punzados
Formación productora
Cañería de
aislamiento
Fig. 2: Terminación con entubación y baleo
Tubing de
producción
Sustituto para mediciones
Niple No-Go
Baleos o
punzados
(a) Sin Tubing (b) Con tubing de producción

13. REDUCCION DEL DAÑO DE FORMACION
Cada operación del programa de
perforación, terminación o reparación
debería someterse a un análisis de
identificación y prevención (o inhibición)
del daño de formación potencial.
Si el daño no se puede evitar, y las
medidas de prevención adoptadas, deben
hallarse soluciones viables e incorporarlas
a las sucesivas fases de la terminación (o
reparación) del pozo.
La minimización o eliminación del daño de
formación comienza con el programa de perforación.

14. PSEUDODAÑO
La turbulencia
La terminación parcial
La penetración parcial
La técnica de los baleos ó punzados.
A estos factores se los llama PSEUDODAÑO porque, si bien
Inhiben el flujo no Reducen el tamaño poral ni la
permeabilidad. Normalmente consideremos que el
Verdadero daño de formación es una restricción
sobre el sistema que podríamos llegar a controlar.
No todos las restricciones al flujo de petróleo o gas hacia el pozo
son provocadas por los daños de formación.
Por este motivo es necesario realizar un análisis de todo el sistema
de flujo para Identificar el daño.

15. TABLA 1
ESTADO DEL POZO VALOR APROXIMADO DEL EFECTO SKIN
DEL DAÑO REAL DE FORMACION, Sfd
Severamente dañado Mayor que 10
Dañado Mayor que 0
Terminación natural 0
Acidificación -1 a -3
Fracturación -2 a -4
Fractura hidráulica masiva Menor que -5

16. COMPONENTES DE UN SISTEMA DE
AFLUENCIA TIPICA
Zona productiva
h
Cañería
Zona dañada Formación sin daño
Baleos ó punzados
rw

17. TERMINACION PARCIAL Y PENETRACION PARCIAL
Fig. : 4ª. Terminación Normal
Baleos o punzados
4b. Terminación Parcial
Formación
productora
h
Pozo
terminado
(baleo)
en
toda
la
formación
Cañería
Baleos o punzados
Formación
productora
h
Pozo
terminado
(baleo)
Solo
parte
de
la
formación
Cañería
Formación
productora
h
El
pozo
penetra
parcialmente
Dentro
de
la
formación
Cañería
4c. Penetración Parcial

18. FACTOR SKIN
El daño se expresa cuantitativamente mediante un factor SKIN;
ST determinado a partir de los ensayos de “Build-up” o “Draw-
down”, el factor skin obtenido por ensayo describe el daño total
o caída de presión total requerido para la producción desde la
zona dañada hasta el pozo. Esta caída de presión se llama
Pskin

19. FLUIDOS DE INTERVENCION DE POZOS
Los fluidos de terminación o reparación de pozos – fluidos
de intervención o servicio – Son aquellos que se colocan contra
la formación productiva durante el ahogo, la limpieza, el
taponamiento de fondo, la estimulación o el baleo (punzado).
El contacto de los fluidos de intervención con la formación
será una fuente primaria de daño por influjo. Este contacto
fluido/pozo no puede ser evitado. Por tal motivo el Supervisor
de campo debe elegir fluidos que minimicen la posibilidad
de daño.

20. Hay dos objetivos primarios que se aplican sea cual fuere la
operación emprendida:
Proteger la formación productiva del daño.
Controlar el pozo durante las operaciones.
El primero es probablemente el mas importante a nivel mundial,
ya que algunos pozos necesitan poco control pero todos requieren protección.
El fluido propuesto podría ser incompatible con la formación especialmente
si hay presencia de arcillas. El uso de fases liquidas de base hidrocarburo
Eliminaría el inchamiento. En el caso de salmueras, las siguientes
concentraciones salinas normalmente inhiben las arcillas.
SALMUERA CONCENTRACION SALINA % EN PESO
NaCl 5 a 10
CaCl2 1 a 3
KCl 1 a 3

21. FLUIDOS DE INTERVENCION DE POZOS
Un fluido de intervención sucio puede reducir la permeabilidad
taponando los canales de flujo. Aun los fluidos relativamente
limpios pueden provocar daño de formación por inyección de
micropartículas.

22. PLANTEO SISTEMATICO APLICADO AL BALEO
Evaluar los intervalos productivos.
Optimizar la producción y
recuperación
Optimizar la inyección.
Aislar (Cementar a presión) ciertas
zonas
El objetivo del baleo es lograr un flujo efectivo entre
el pozo y el reservorio
que permite al operador:

23. PLANTEO SISTEMATICO APLICADO AL BALEO
El baleo es esencialmente irreversible. Esto obliga a una buena planificación
Se debe examinar a fondo:
 El ambiente en el que se va
realizar el baleo.
 Los recursos disponibles para
ejecutar el trabajo.
 El objetivo de la terminación o
reparación especifica (de la que el
baleo es solo una parte).
 Los atributos y restricciones del
equipo de baleo disponible.

24. Para lograr cualquiera de los objetivos
principales, los baleos deben:
Atravesar la cañería mas halla del cemento, llegando a
la formación portadora de hidrocarburos.
Los baleos deben ser limpios.
Tamaño y profundidad uniformes
La operación no debe dañar la cañerías ni la adherencia de cemento.

25. El baleo con presión reducida es otro recurso usado
para optimizar el rendimiento de la operación.
A través del tiempo se ha considerado normal Dp de 200
psi, recientemente se ha aumentado a 500 psi, con mejor
resultado. El valor optimo dependerá del reservorio que se
este terminando.
En alguna terminaciones de pozos gasiferos se usan
diferenciales de presión aun mas elevados, con valores de
Dp de hasta 4000 psi. El motivo es que los baleos en
reservorios gasiferos son mas difíciles de limpiar.
Balear con menos presión en el pozo en la formación ayuda a obtener
un sistema efectivamente baleado.

26. TIPOS DE CAÑONES
El portador hueco recuperable.
El cañón descartable o no recuperable
El cañón semi – descartable.
Los distintos cañones disponibles en el presente
se pueden clasificar en tres categorías:

27. TERMINACION Y PRUEBAS DE PRODUCCION
• Análisis de laboratorio:
- Liberación flash
- Liberación diferencial
- Factor de compresibilidad del gas
- Relación gas petróleo.
- Cromatografía.
• Datos de Producción
- Caudal de producción de petróleo, gas
agua, presión, temperatura y otros.
Pozo
Separador
Psep.
Tsep.
Gas
Petróleo
Gas
Meter
Stock-tank Oil
Gas Sample
Oil Sample
Una vez bajado el arreglo de prueba, el pozo ingresa en
prueba de producción

28. TERMINACION Y REPARACION DE POZOS

29. PRUEBA DST

30. Cañería 7”
N-80, P-110,
26-29 #/ft
Zap. 2961 m.
2677 m.
2680.7 m.
2686.26 m.
Taig Y.
Cañería 9.5/8”
N-80, 40, 43 Lb/ft
C.F.
2701.8 -2 702 m.
2830 m.
T.T.C. 2890 m.
CF. 2900-1.5 m.
2788 m..
P.F. 2964 m.
Taig W Inf.
Taig W Sup.
ESTADO
SUB SUPERFICIAL
CONFIGURACIONES
Unión de flujo
Niple asiento selectivo
Camisa de circulación
Packer de producción
Fig. 5: Configuración Tubing-Packer
Terminación Simple
Tubing

31. CONFIGURACIONES
Cañería 7”
N-80, P-110,
26-29 #/ft
Zap. 2961 m.
2226.7 m.
2631 m.
N° ACCESORIOS LINEA LARGA
ACCESORIOS LINEA CORTA
1
2
3
4
5
6
7
8
Niple Sello “J”
Red. 2.7/8” Hyd. x 2.3/8” Hyd
Niple asiento “N”
9 Pzas. Tub. 2.3/8 cs. 4.7 #/ft. N-80
Pup J. 2.3/8” cs.
2 Pzas. Blas Joint 2.3/8” Hyd. cs.
Camisa Otis “XO” 2.3/8” Hyd.cs.
Sust 2.3/8” Hyd. cs. x 2.3/8” 8RD.
Pup J. 2.3/8” 8RD.
Sust. 2.3/8” 8RD. x 2.3/8” Hyd.cs.
Camisa Otis “XO” 2.3/8 Hyd. cs.
Red. 2.3/8” Hyd. cs. x 2.7/8” cs.
9
10
11
12
13
14
15
2677 m.
2680.7 m.
2686.26 m.
Niple Sello ( OD.cupla 2.15/16 )
Red. ( OD. 2.11/16 )
5 Pup J. 2.3/8”
PACKER SUPERIOR
Marca: Otis Tipo: Recup.
Tamaño: 7” Modelo:”RDH”
PACKER INFERIOR
Marca: Otis Tipo: Recup.
Tamaño: 7” Modelo: BK-“D”
OD 2.7/8” Grado: N-80 Peso: 6.5 #/ft
Tipo: Hydril cs Piezas: 264
OD 2.3/8” Grado: N-80 Peso: 4.7 #/ft
Tipo: Hydril cs Piezas: 274
Taig Y.
Cañería 9.5/8”
N-80, 40, 43 Lb/ft
C.F.
2701.8 -2 702 m.
N°
PACKER INTERMEDIO
Marca: Otis Tipo: Recup.
Tamaño: 7” Modelo:”PW”
TUBERIAS
L.L.
L.C.
2830 m.
T.T.C. 2890 m.
CF. 2900-1.5 m.
2788 m..
P.F. 2964 m.
8
6
11
Prof (m)
2704
2690.7
2641.8
2686.2
2674
2652
2765
2786.5
Taig W Inf.
Taig W Sup.
ESTADO
SUB SUPERFICIAL
Fig. 6: Configuración Tubing-Packer
Terminación Dual

32. Colgador Cañ.
9.5/8”
Colg. Tub.
Colg. Cañ.
7”
Portach
oque
2.1/16”-
5000
psi
11” -
5000 psi
7.1/16” -
5000 psi
Cañ.
13.3/8
13.5/8”
- 3000
psi
ARREGLO
MMA SIMPLE
Valvula
MMA
2.9/16”
- 5000
psi
Valvula
MMA
2.9/16”
- 5000
psi
Valvula
MMA
2. 9/16”
- 5000
psi
Valvula
s MMA
2. 1/16”
- 5000
psi
ESTADO SUPERFICIAL
POZO YPC-18D
(23/08/2000)

33. ESTADO SUPERFICIAL
POZO SDG - X1
SDG-X1

34. ESTADO SUPERFICIAL
POZO: PMR-X16 y PMR-X17
ARBOLITO DUAL
2.1/16” - 5000 PSI
7.1/16” - 5000 PSI
COLG. DE TUB.
2.3/8” x 2.3-8¨
COLG. 7”
CAÑ. 9.5/8”
TAPON CIEGO
13.3/8”
9.5/8”
7”
2.3/8”

35. FIN DE LA PRESENTACION
GRACIAS POR SU ATENCION
¿Preguntas?

36. CONTROL DE LECTURA 1
 1. INDIQUE COMO SE REALIZA LA TERMINACION DE
UN POZO.
 2. CUAL ES LA DIFERENCIA ENTRE SKIN Y
PSEUDOSKIN?
 3. MENCIONE LOS FACTORES A TOMAR EN CUENTA
PARA UNA EXITOSA TERMINACION DE POZOS.
 4. EEALICE UN ESQUEMA DE TERMINACION
CONVENCIONAL INCLUYENDO DIAMETROS.
 5. QUE ES UNA PRUEBA DST?