2

REPBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAINSTITUTO UNIVERSITARIO POLITCNICO SANTIAGO MARIOEXTENSIN COL. CABIMASDIPLOMADO DE PRODUCCIN DE CRUDOMDULO II

COMPLETACIN DE POZOS PETROLEROS

Agosto del 2013

INTRODUCCIN

La completacin y/o terminacin de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia despus de cementada la ltima tubera de revestimiento y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburo.

El objetivo primordial de la terminacin de un pozo es obtener la produccin ptima de hidrocarburo al menor costo. Sin embargo, para que esta se realice debe hacerse un anlisis nodal para determinar que equipos, herramientas y accesorios de produccin deben emplearse para que el pozo produzca de forma ptima, adecundose a las caractersticas del yacimiento (tipo de formacin, mecanismo de empuje, entre otras).

Cabe sealar que la eleccin del sistema de terminacin deber considerar informacin recabada, indirecta o directamente, durante la perforacin, a partir de muestras de canal, toma de ncleos, pruebas de formacin, anlisis petrofsicos, anlisis PVT y los registros geofsicos de explotacin para la realizacin de un programa de operacin.

El programa de operacin de un pozo es elaborado y desarrollado por el ingeniero de proyecto; y es creado en base a informaciones correspondiente de la perforacin del pozo a intervenir en caso de ser exploratorio y pozos vecinos a l, al tratarse de pozos en desarrollo. El mismo consiste en un plan ordenado de operaciones que incluyen la toma de registros, la limpieza del pozo, el diseo de disparos, y la prueba de intervalos productores, con el fin de explorar las zonas de inters de potencial econmico.

ESQUEMAINTRODUCCIN ESQUEMA DE FIGURAS

ESQUEMA DE TABLAS

Definicin de Completacin

Equipos Bsicos de Completacin

Sarta de Tubera Obturador o empacadura Equipo de LAG Niples de Asentamiento Niples de flujo Botellas Mangas de Circulacin Accesorios de completacin Tapones Cabezales de Pozo Revestimiento de Produccin o inyeccin Camisas y Colgadores Camisas Ranuradas Camisas Lisas

Tipos de Completacin de Pozos

1. Segn su caracterstica en la cara de la arena1.1. Completacin a Hueco Abierto1.2. Completacin a Hoyo Revestido2. Segn el nmero de tuberas2.1. Completacin Sencilla2.2. Completacin Mltiple3. Otros tipos de Completaciones3.1. Completacin con Tubera Ranurada no Cementada3.2. Completacin segn la Edad Geolgica

Completacin a hoyo abierto o desnudo

DescripcinTipos de completaciones a hoyo abierto o desnudo Completacin a hoyo desnudo-libre Completacin a hoyo desnudo con forro ranurado (sin empaque) Hoyo desnudo - con forro ranurado y empaque con grava

Forros ranurados o rejillas

Forros ranurados Rejillas

Empaque con Grava

Completaciones a Hoyo Revestido Empacado con Grava Completaciones a Hoyo Abierto Ampliado con Empacado con Grava Empaque con Grava Tipo Top Set Completacin con Empaque con Grava Tipo Set-Thru Empaques con Grava "Correctores"

CONCLUSIN

ESQUEMA DE FIGURAS

Figura N1. Completacin sencilla con empacaduraFigura N2. Completacin a Hueco AbiertoFigura N3. Completacin a Hoyo RevestidoFigura N4. Completacin Sencilla sin EmpacaduraFigura N5. Completacin Sencilla con EmpacaduraFigura N6. Completacin Mltiple de doble zona con una sartaFigura N7. Completacin Mltiple de dos zonas con dos sartas.Figura N8. Completacin Mltiple de tres zonas con dos sartas.Figura N9. Completacin con Tubera Ranurada no CementadaFigura N10. Completacin de pozo a hoyo desnudo-libre y completacin de pozo a hoyo desnudo-con forro ranurado y empacado con grava. Figura N11. Completacin a hoyo desnudo-libreFigura N12. Completacin a hoyo desnudo con forro ranurado (sin empaque)Figura N13. Hoyo desnudo - con forro ranurado y empaque con grava

ESQUEMA DE TABLAS

Tabla N 1. Dimetros de tuberas segn la Produccin.Tabla N 2. Series y Presiones de TrabajoTabla N3. Tamaos de Grava Disponibles Comercialmente

Completacin

Es la preparacin de un pozo para ponerlo en produccin econmicamente, consiste en el diseo, la seleccin e instalacin de tubera empacaduras y de ms herramientas dentro del pozo, con el propsito de producir el pozo de manera controlada, bombear crudo fuera del mismo e inyectar algn fluido dentro de la formacin. Esta etapa es el resultado de diferentes estudios realizados al pozo, empezando por la exploracin hasta la evaluacin del pozo en flujo algn tiempo despus de haber sido perforado.

Posteriormente que el pozo es entubado y cementado, cada horizonte productivo es puesto en contacto permanente con el pozo, permitiendo el flujo de fluidos del reservorio hacia la superficie a travs de la tubera de produccin y el equipo apropiado para controlar la tasa de flujo. El contacto con cada horizonte puede ser alcanzado directamente (a hueco abierto) o por caoneo a travs de la tubera de revestimiento.

Figura N1. Completacin sencilla con empacaduraEn la completacin del pozo se debe tener en cuenta los siguientes aspectos:

Revestimiento del Hoyo: Se refiere a la forma de proteger el hoyo con la tubera de revestimiento, de acuerdo con la profundidad y tipos de formaciones productoras.

Disposicin del Equipo de Produccin: Consiste en el diseo de los equipos de tuberas, empacaduras, niples, entre otro, que conectados entre s, permiten la produccin de zonas con hidrocarburos.

Nmero de zonas Productoras: Se refiere a la cantidad de lentes productivos en posibilidad de ser abiertos a la produccin, lo cual depende de su potencial y profundidad.

Equipos Bsicos de Completacin

La seleccin de los componentes y partes de una completacin depende de los requerimientos operacionales del campo, pozo o yacimiento para poder lograr eficiencia, seguridad y una produccin econmica. Tienen por finalidad llevar los fluidos desde la formacin productora hasta el cabezal del pozo en forma segura, para el personal y las instalaciones. Existen muchos tipos de componentes disponibles y cada uno es especfico debido a su funcin o variaciones dimensionales. Los componentes primarios de una completacin son:

Sarta de Tubera

Es el principal conducto para llevar el petrleo de manera controlada desde el yacimiento hasta superficie (cabezal del pozo). La tubera de produccin es ensamblada por lo general junto a diferentes accesorios conformando el esqueleto de la completacin.

Dicha configuracin va a depender de las condiciones del pozo y el modo de produccin. Estas tuberas pueden ser de diferentes dimetros y a travs de esta se mantiene el control de la produccin o inyeccin; igualmente facilita las operaciones de servicio en el pozo, tales como trabajos de guaya fina y circulacin.

La seleccin y diseo de una tubera, es una parte fundamental en la completacin de un pozo, para ello existen un conjunto de prcticas aceptables, entre las cuales se encuentran las establecidas por el API:

Valores mximos y mnimos de los esfuerzos cedentes. Valores mnimos de presin interna cedente. Porcentaje mnimo de elongacin en secciones de prueba de dos pulgadas de largo. Valores de dureza tpica. Torque recomendado. El lmite mximo de los esfuerzos cedentes y la mnima elongacin son factores muy importantes y los cuales son tomados muy en cuenta por los fabricantes.

Los grados de acero recomendados por el API, establecen la composicin qumica, propiedades fsicas y mecnicas de la tubera. Cada grado tiene designado una letra y un nmero que refleja el esfuerzo cedente mnimo del material, como N-80, J-55, C-95, C-75 y P-105.

Este esfuerzo puede ser suficiente para soportar fuerzas en la tubera causadas por cambios de presin y temperatura a profundidad. La tubera debe soportar esfuerzos significativos de Tensin, Colapso y Estallido.

El dimetro de la tubera 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 Anlisis de Curvas basado en el Comportamiento de Influjo del Yacimiento y la Tubera.

Para pozos productores (Considerando Crudo Pesado)

Hasta 300bppdDimetro de 2-3/8

Desde 300-800bppdDimetro de 2-7/8

Desde 800-1500bppdDimetro de 3-1/2

Desde 1500 bppd en adelanteDimetro de 4-1/2

Tabla N 1. Dimetros de tuberas segn la Produccin.

Las conexiones de tuberas son el dispositivo mecnico que se utiliza para unir tramos de tubera, equipos de fondo y accesorios para formar una sarta de tubera con caractersticas geomtricas y funcionales especficas. Estas juegan un papel muy importante dentro del diseo de la sarta de produccin o inyeccin, debido a que ms del 90% de las fallas que sufren las sartas de tubera se originan en las conexiones y estas representan entre el 10% de la longitud total de la tubera. Existen 2 tipos de conexiones de tuberas:

Conexin NU: Poseen roscas de 10 vueltas. Tienen una resistencia menor que la del cuerpo del tubo.

Conexin EUE: Poseen 8 vueltas por rosca y una resistencia superior a la del cuerpo del tubo. stas son las ms utilizadas porque provee un servicio confiable a la mayora de los pozos.

Obturador o empacadura

Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubera de produccin y la tubera de revestimiento a fin de evitar el movimiento vertical de fluidos desde la empacadura por el espacio anular hacia arriba. Entre sus funciones esta:

Confinar las presiones en el fondo del pozo, evitando que la presin de formacin entre al anular tubera-revestidor. Proteger la tubera de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta produccin o presiones de inyeccin y de fluidos corrosivos. Mantener los fluidos de la formacin alejados de la seccin del revestidor que est por encima de la empacadura. Aislar perforaciones y zonas de produccin en completaciones mltiples. Permitir el uso de ciertos mtodos de levantamiento artificial.

Una empacadura tpica contiene elementos que la fijan a las paredes del revestidor dndole estabilidad en fondo a la sarta, estos elementos son llamados cuas, y presentan arreglos diferenciales dependiendo de los esfuerzos que vaya a sufrir ese packer en profundidad. Adems todas las empacaduras poseen elementos sellantes capaces de separar secciones del casing con la tubera. Las empacaduras se clasifican segn su mtodo de asentamiento, su tipo de agarre y su posibilidad de recuperacin en superficie.

Segn su forma de asentamiento:

Mecnicas: son empacaduras recuperables cuyo mecanismo de asentamiento se realiza con manipulacin de la tubera (rotacin, peso y/o tensin). Se utiliza en pozos verticales pocos profundos. Resisten presiones desde 3000 a 6000 lpc. Hidrulicas: asientan aplicndoles presin de fluido a travs de la tubera. Se utiliza en pozos verticales y direccionales, tambin en completaciones selectivas. Resisten presiones hasta 7000lpc.

Permanentes: estn diseados para pozos de alta presin 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 caractersticas del yacimiento. Se pueden asentar mediante dos mecanismos con guaya elctrica y con tubera de trabajo. Forma parte del revestidor ya que al estar anclada no se retrae y hay que fresarla para su remocin. Resisten presiones desde 10000lpc.

Segn su agarre:

Agarre Sencillo: poseen cuas por encima o por debajo del elemento sellante. Resiste presiones de 3000lpc.

Agarre Doble: posee cuas por encima y por debajo del elemento sellante. Resiste presiones de aproximadamente 7000lpc.

Equipo de LAG

Son equipos constituidos por mandriles que forman parte de la tubera de produccin y en ellos se instalan las vlvulas que servirn para realizar el levantamiento artificial por gas a las profundidades requeridas admitiendo el gas en la tubera. Adicionalmente se utiliza en completaciones selectivas para cerrar y sellar controles de produccin en la tubera eductora.

Niples de Asentamiento

Es un dispositivo tubular conectado a la tubera de produccin que se coloca a una determinada profundidad. Internamente son diseados para controlar la produccin en la tubera. Mide 1pie y tienen la funcin de anclar herramientas tales como vlvulas de seguridad, tapones o dispositivos de registro para monitorear la produccin. Pueden ser Selectivos y No Selectivos, y presentan diferentes perfiles: Niple S, N, X, R, XN, H, J, RRQ y F.

Niples de flujo

Se utiliza para reducir la turbulencia que se crea en el flujo de como producto de su paso a travs de algunos equipos de completacin. Este alivio se logra mediante el uso de un dimetro interno mayor que el del equipo que crea la turbulencia. Por lo general se emplea en pozos profundos de alta produccin y alta presin, ya que en este tipo de completacin se colocan varios niples de asiento que generan dicha turbulencia, por lo que se hace necesario colocar un niple de flujo por encima de los niples de asentamiento.

Botellas

Son niples que cumplen la funcin de unir tuberas de diferentes dimetros.

Mangas de Circulacin

Es un equipo que permite, al igual que los mandriles con vlvulas de circulacin, comunicar las zonas productoras con la tubera.Est diseada con el propsito de permitir o restringir la circulacin del fluido entre el anular del revestidor y la tubera de produccin o viceversa; su perfil interno permite asentar un Tapn X.

Sus principales funciones son:

En Completacion selectiva, permite seleccionar una o varias zonas a producir. Circular Fluido. Circular Inhibidores. Asentar los tapones X.

Accesorios de completacin

Existen herramientas que no forman parte de la sarta de completacin, pero que se colocan en ella con la finalidad de cumplir ciertas funciones; normalmente estas herramientas son colocadas por medio de guaya. Entre ellas podemos mencionar:

Vlvulas de LAG

Van colocadas en los bolsillos de los mandriles y su funcin es regular la entrada del gas de levantamiento artificial desde el anular de produccin hasta la tubera.

Vlvula de seguridad

Son dispositivos de seguridad que van colocados en los niples de asentamiento y su funcionamiento es la de cerrar el paso de flujo en el caso que se presenta alguna anormalidad, donde puede ocurrir un caso de dao o inoperalidad de las vlvulas de superficie o del cabezal del pozo; el objetivo de su instalacin es proteger al personal, al medio ambiente, a las reservas de crudo y a las instalaciones de superficie.

Las vlvulas de seguridad tambin pueden ser parte de la sarta de produccin, las cuales van instaladas en un mandril que va roscado a la misma sarta (No es utilizada a gran escala).

Existen distintos tipos de Vlvulas de Seguridad de tubera, dependiendo si es operada desde superficie (control superficial) o es accionada automticamente (control subsuperficial), las cuales sern cerradas o se accionaran al momento de existir variaciones en la condiciones de fondo. Las vlvulas de control subsuperficial se subdividen en operadas por presin y en seguridad diferencial.

Tapones

Se colocan en los niples de asentamiento y su funcin es la de aislar zonas abiertas a produccin as como asegurar el pozo, probar la tubera y permitir aislamientos trmicos.

Los Tapones X, XN y H estn diseados para bloquear una presin superior e inferior, los cuales son colocados con un equipo de Wire Line. Cada perfil de Tapones est diseado para ser asentado en niples que tengan el mismo perfil que tenga el tapn (Ejemplo: el tapn tipo E es asentado en un niple de asiento E).

Cabezales de Pozo

Es un conjunto de vlvula, colgadores y elementos empacadores. Dicho equipo y sus accesorios sirven para producir el pozo en forma segura. Sus principales funciones son:

a. Controlar y dirigir la entrada y salida de fluidos mediante el uso de vlvulas.b. Colgar la tubera de produccin y los revestidores.c. Sellar espacios anulares entre tuberas y revestimientos a nivel de superficie.

Partes del Cabezal

El cabezal est formado por varias secciones las cuales permiten colgar a las diferentes tuberas y revestimiento y colocar la instalacin de las facilidades de produccin.

Cabezal de revestimiento

El revestimiento de superficie, en su parte superior, est conectado al cabezal de revestimiento, el cual posee vlvulas laterales que comunican al anular de superficie.

Ente cabezal tiene en su parte inferior un perfil o tazn, donde se asienta la cebolla o colgador del revestidor de produccin. Dicha cebolla tienes unos elastmeros que sirven de elementos sellantes entre ambos revestidores y que constituyen el llamado sello primario. Esta seccin del cabezal es conocida como seccin A. En el caso que exista un revestidor intermedio es necesario colocar un cabezal adicional, el cual tambin tendr dos entradas laterales con sus vlvulas y un colgador en su parte superior en donde se suspende a ese revestidor.

Cabezal de la tubera de produccin

El revestimiento de produccin no termina en la seccin A, sino, que penetra en la parte media del cabezal, llamada cabezal de tubera de produccin o seccin B. Este cabezal posee dos bridas, la inferior de mayor dimetro que la superior.

Adicionalmente tiene dos entrada laterales con sus vlvulas, las cuales sirven para permitir la entrada o salida de fluidos a travs del espacio anular que existe entre el revestidor y la tubera. En la parte inferior e interna de este cabezal se encuentra una empacadura, la cual forma el sello secundario dentro del cual se inserta al revestimiento.

Esta empacadura se expande horizontalmente y sirve para sellar cualquier comunicacin entre ambos revestimiento (superficie y produccin) o entre el de produccin y la parte exterior del cabezal. Dentro de la brida superior se coloca el colgador de la tubera de produccin (cebolla). Este sirve de sello entre la tubera y su espacio anular, que en este nivel lo forma la pared interna del cabezal y hacia debajo de la pared interna del revestidor de produccin.

Adaptador y vlvula maestra

La tubera no termina en la cebolla sino que contina hacia arriba hasta enroscarse en una pieza llamada Adaptador, el cual es una brida doble que se coloca sobre el cabezal de la tubera de produccin. En la brida superior del adaptador se coloca la vlvula maestra. El adaptador, como su nombre, lo indica, sirve para adaptar la vlvula maestra al cabezal de tubera y esta vlvula sirve para controlar el flujo a travs de la tubera. La zona del adaptador y la vlvula maestra conoce como la seccin C del cabezal.

Cruz del Pozo

Desde donde termina la vlvula maestra comienza la ltima seccin del cabezal, llamada cruz del pozo o seccin D. Est formada por la cruz de flujo, los dos brazos a cada lado de la cruz con sus respectivas vlvulas, los portachoques en el extreme de cada brazo y la vlvula corona colocada en la parte superior de la cruz.

Series y Presiones de Trabajo

Todos los equipos del cabezal deben estar diseados para resistir presiones mayores que las de los yacimientos que estn en contacto con ellos por medio de los revestidores y de la tubera de produccin.

A continuacin se muestra una lista con las diferentes series y sus presiones de trabajo.

SERIEPRESION DE TABAJO

6002000Lpc

9003000 Lpc

15005000 Lpc

300010.000 Lpc

450015.000 Lpc

Tabla N 2. Series y Presiones de Trabajo.

Esta presin de trabajo depende de la serie del equipo y se puede calcular por medio de la ecuacin (presin de trabajo = 10/3 * serie).

Para identificar un cabezal se ha convenido lo siguiente: Se escribe la palabra Cabezal y seguido las series de las secciones con los dimetros a los cuales corresponden. Cuando la serie de todas las secciones es la misma se escribe una sola.

Revestimiento de Produccin o inyeccin

El revestimiento final es el ms importante de todos ya que cubre la zona a producir o inyectar. Adicionalmente, en base a esta se disean los equipos de completacin, tales como: tubera de produccin o inyeccin, equipo de LAG, obturadores, etc.

Este revestimiento tiene como finalidad proteger los estratos productores de hidrocarburos contra derrumbes, adems evita la comunicacin entre el intervalo petrolfero y estratos gasferos suprayacenteso estratos acuferos subyacentes. En pozos de terminacin doble o triple, puede utilizarse como tubera de produccin.

Camisas y Colgadores

Se llaman camisas a tuberas que no vayan colgadas en el cabezal de superficie sino en un equipo llamado colgador, es cual se fija al revestimiento principal o al anterior, en total existen 2 tipos de camisas, las cuales se describen a continuacin:

Camisas Ranuradas

Se utilizan generalmente en completaciones del Mioceno. Las mismas se empacan con Grava 16-25 o 12-16 como medio de control de arena para producir los fluidos del yacimiento sin problemas. El criterio para seleccionar el dimetro de la camisa ranurada se basa en que el espesor mnimo a empacar entre esta y el revestimiento principal no debe ser menor de 1 pulg.

Camisas Lisas

Se utilizan en pozos con prdida de circulacin en la zona a producir. En este caso el revestidor principal se asienta en el tope del intervalo, se perfora el hoyo con un FDP en funcin de la presin de formacin, se baja la camisa y se cementa en toda su extensin. El colgador debe quedar entre 200 y 300 pies por encima de la zapata del revestidor principal. Las camisas lisas comnmente ms usadas son de 41/2 y 5 pulg.

Tipos de Completacin de Pozos

4. Segn su caracterstica en la cara de la arena

4.1. Completacin a Hueco Abierto

En la completacin a Hueco Abierto, el revestidor de produccin se asienta por encima de la zona productora.

Figura N2. Completacin a Hueco Abierto

Ventajas

El asentamiento del revestidor en el tope de la zona productora permite la utilizacin de tcnicas especiales de perforacin, que minimizan el dao a la formacin. Todo el dimetro del hoyo est disponible para el flujo. Generalmente no se requiere caoneo. Algunas veces se utiliza el caoneo en el hoyo desnudo debido al dao severo de la formacin. Si la zona no se va a caonear, la interpretacin del perfil del hoyo no es crtica. El hoyo se puede profundizar fcilmente o cambiar a una completacin con forro y empacar con grava.

Desventajas

No hay forma de regular el flujo hacia el hueco. No se puede controlar efectivamente la produccin de gas o agua. Es difcil tratar los intervalos productores en forma selectiva. Puede requerirse la limpieza peridica del hueco.

4.2. Completacin a Hoyo Revestido

En la completacin a hueco revestido y caoneado, el revestidor se asienta a travs de la formacin productora y se cementa. Posteriormente se caonea para establecer comunicacin entre el hoyo y la formacin.

Figura N3. Completacin a Hoyo Revestido

Ventajas

Existen facilidades para completacin selectiva y para reparaciones en los intervalos productores. Mediante el caoneo selectivo se puede controlar con efectividad la produccin de gas y agua. La produccin de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad. Es posible hacer completaciones mltiples Se pueden realizar estimulaciones selectivas. Se puede profundizar el hueco, aunque con dimetro menor. Se pueden hacer adaptaciones para control de arena utilizando camisas ranuradas y empaques con grava.

Desventajas

Se requiere anlisis preciso de los registros y muy buen control de la profundidad del hueco. El caoneo de zonas de gran espesor puede ser costoso. Se puede incurrir en l reduccin del dimetro efectivo del hueco y de la productividad del pozo. Se requiere un buen trabajo de cementacin a travs de los intervalos productores.

5. Segn el nmero de tuberas

5.1. Completacin Sencilla

Es aquella que tiene por objetivo fundamental producir una sola formacin. Para los factores de diseo de este tipo de completacin se deben considerar la profundidad del pozo, los dimetros de tubera y del revestidor, las presiones diferenciales y la temperatura de fondo.

Tipos

Sin empacadura

Es aquella en donde no se colocan empacaduras para permitir el flujo en la tubera de produccin y el revestidor. Este tipo de completacin se aplica a pozos de muy alta productividad, ya sea de crudo o gas.

Figura N4. Completacin Sencilla sin Empacadura

Con empacadura

Es aquella donde se coloca una empacadura para impedir el flujo a travs del espacio anular. Es el tipo de completacin que ms se usa en Venezuela.

Figura N5. Completacin Sencilla con Empacadura5.2. Completacin Mltiple

Es aquella que tiene por objetivo fundamental a producir dos o ms yacimientos, en el mismo pozo y sin que se mezclen los fluidos de los diferentes yacimientos.

Ventajas

Se obtienen tasas de produccin ms altas y menores tiempos de retorno del capital invertido. Para separar zonas que poseen distintos ndices de productividad, con el fin de evitar que la zona de alta productividad inyecte petrleo en la zona de baja productividad. Para separar yacimientos con distintos mecanismos de produccin, pues es indeseable producir yacimientos con empuje por agua con uno de empuje por gas. Para tener un control apropiado del yacimiento con el fin de evitar zonas drenadas de petrleo que estn produciendo agua o gas. Para producir zonas de petrleo por debajo de su tasa crtica. Para observar el comportamiento de los yacimientos.

Desventajas

Inversin inicial alta para la tubera de produccin, empacaduras y equipos de guaya fina. Posibilidades de fugas a travs de la tubera de produccin, de los empaques y sellos de las empacaduras de produccin. Dudas para llevar a cabo tratamientos de estimulacin y conversin a levantamiento artificial con gas. Posibilidades muy altas de que se originen pescados durante y despus de la completacin, lo que eleva los costos por equipos de pesca, servicios y tiempos adicionales de cabria.

Tipos

De doble zona con una sarta

Este tipo de completacin utiliza una sola tubera para producir una zona y dejar otra zona aislada. Utiliza por lo general dos empacaduras sencillas.

Figura N6. Completacin Mltiple de doble zona con una sarta

De dos zonas con dos sartas

Este tipo de completacin utiliza dos tuberas de produccin y dos empacaduras; una sencilla, que por lo general es de tipo permanente, y una dual hidrulica, la cual puede ser convencional o de asentamiento selectivo.

Figura N7. Completacin Mltiple de dos zonas con dos sartas.

Cualquiera de las zonas puede ser adaptada para producir por levantamiento artificial. Este diseo se puede completar con mtodos para control de arena.

De tres zonas con dos sartas

Este tipo de completacin utiliza dos tuberas de produccin y tres empacaduras; una sencilla y dos duales hidrulicas. Cualquiera de las zonas puede ser adaptada para producir por levantamiento artificial por gas.

Figura N8. Completacin Mltiple de tres zonas con dos sartas.

6. Otros tipos de Completaciones

6.1. Completacin con Tubera Ranurada no Cementada

En la completacin con tubera ranurada no comentada, el revestidor de produccin es asentado y cementado por encima de la zona productora, y una tubera ranurada se instala al revestidor mediante un colgador. Este mtodo permite efectuar empaques con arena.

Figura N9. Completacin con Tubera Ranurada no Cementada

Ventaja

Disminucin del dao de formacin mientras se perfora la zona productora. Eliminacin del costo del caoneo. La interpretacin de los registros no es crtica. Posibilidad de usar tcnicas especiales de control de arena.

Desventajas

Dificultad para controlar la produccin de gas o agua. El revestidor de produccin es asentado antes de perforar el horizonte objetivo. Imposibilidad de una estimulacin selectiva.

3.2. Completacin segn la Edad Geolgica

Se determina por su edad Geolgica; Mioceno, Eoceno y Cretceo.

Completacin a hoyo abierto o desnudo

Es un tipo de completacin segn su caracterstica en la cara de la arena.

Definicin

En la completacin a hoyo abierto, el revestidor de produccin se asienta por encima de la zona productora.

Descripcin

Consiste en correr y cementar el revestidor hasta el tope de la zona objetivo, posteriormente se contina perforando con un fluido que no genere dao a la zona prospectiva hasta la base de la zona, y se deja el hoyo de produccin libre (sin revestimiento).

Cabe resaltar que, este tipo de completacin slo es posible efectuar en yacimientos que se caractericen por litologa compacta, es decir, formaciones fuertes como para prevenir derrumbamiento. Sin embargo, en nuestro pas este tipo de completacin se ha llevado a cabo en formaciones poco consolidadas correspondientes a la edad geolgica del mioceno siempre y cuando se utilice a su vez una tcnica control de arena.

Aunado a ello, en este tipo de completaciones no hay manera de producir selectivamente o aislar intervalos dentro del yacimiento o de la seccin del hoyo abierto. Como se seal anteriormente, el caising o liner de produccin se baja y cementa por encima de la zona productora, dejando las paredes del hoyo abiertas a produccin.

Sin embargo, cabe sealar que el uso de las completaciones a hoyo abierto es limitado principalmente a ciertos tipos de pozos horizontales y a pozos donde los daos de formacin de los fluidos son severos. No obstante, para prevenir que una formacin inestable colapse y se obstruya, en las paredes de pozo se puede colocar rejillas ranuradas o liners perforados a lo largo de toda la seccin.

Para finalizar, en caso de formaciones no consolidadas o con cierta produccin de arena, se ampla el hueco frente a la zona productora y se efecta empaque con grava.

Figura N10. Completacin de pozo a hoyo desnudo-libre y completacin de pozo a hoyo desnudo-con forro ranurado y empacado con grava.

Tipos de completaciones a hoyo abierto o desnudo

Existen tres variantes de la completacin a hoyo desnudo, las cuales depender de si se coloca o no un forro ranurado en la zona objetivo y de si este se empaca o no.

A continuacin se describir cada una:

Completacin a hoyo desnudo-libre. Completacin hoyo desnudo-con forro ranurado (sin empaque). Completacin a hoyo desnudo- con forro ranurado y empaque con grava.

Completacin a hoyo desnudo-libre

La zona objetivo es dejada sin ningn tipo de revestimiento ni forro ranurado.

Ventajas

Dimetro del hoyo. Flujo irrestricto. Omisin del revestidor de produccin y el caoneo. Fcil anlisis de los registros. Fcil profundizacin futura.

Desventajas

No controla fluidos ofensores (aguas/gas). No es posible completar/producir/estimular selectivamente. Flujo irregular. Limitada a zonas consolidadas. Limpieza peridica.

Figura N11. Completacin a hoyo desnudo-libre

Completacin a hoyo desnudo con forro ranurado (sin empaque)

Consiste en colocar un forro ranurado frente a la zona objetivo. ste tipo de completacin es comn utilizarlo para controlar el derrumbe de formacin en el yacimiento de formaciones poco consolidadas.

Ventajas

Dimetro del hoyo. Flujo irrestricto. Omisin del revestidor de produccin y el caoneo. Fcil anlisis de los registros. Fcil profundizacin futura. Control de la produccin de arena en formaciones no consolidadas.

Desventajas

No controla fluidos ofensores (aguas/gas). No es posible completar/producir/estimular selectivamente. Flujo irregular. Limpieza peridica.

Figura N12. Completacin a hoyo desnudo con forro ranurado (sin empaque)

Hoyo desnudo - con forro ranurado y empaque con grava

Est practica es similar a la del forro ranurado sin empaque, la diferencia bsica es que este tipo de completacin se utiliza en pozos de edad Mioceno (arenas poco consolidadas). Consiste en empacar la grava considerndose el anlisis granulomtrico para la seleccin del tamao de la misma, as como la conductividad final esperada segn el diseo.

Cabe sealar, que con este tipo de completacin, se busca mejorar la produccin de petrleo al controlar la produccin de arena.

Ventajas

Dimetro del hoyo. Flujo irrestricto. Omisin del revestidor de produccin y el caoneo. Fcil anlisis de los registros. Fcil profundizacin futura. Control de la produccin de arena en formaciones no consolidadas. Efecta doble filtrado de los fluidos del yacimiento y por ende existe un mayor control.

Desventajas

No controla fluidos ofensores (aguas/gas). No es posible completar/producir/estimular selectivamente. Flujo irregular. Limpieza peridica.

Figura N13. Hoyo desnudo - con forro ranurado y empaque con grava

Forros ranurados o rejillas

Se emplean en las completaciones para evitar la produccin de arena. Estos forros y rejillas son bsicamente tuberas porosas, donde el tamao de los poros, es decir, el ancho de las ranuras o el tamao de las aberturas se controla rigurosamente de manera tal, que la arena pueda quedar retenida en las aberturas de los poros.

El ancho de las ranuras y el tamao de las aberturas en la rejilla es lo que se llama calibre. El calibre de una ranura o rejilla no es ms que, el ancho de la abertura en pulgadas dividido entre 1000. Por ejemplo, una rejilla con calibre de 12 tiene una abertura de 0,012pulg.

Forros ranurados

Se fabrican con los tubulares estndares que se emplean en los campos petroleros, abriendo una serie de ranuras longitudinales a travs de la pared del tubo con hojas de sierra o cortadores laser.El ancho de la ranura se dimensiona para que sea poco menor que el grano de la arena del empaque con grava. No obstante, las ranuras pueden ser rectas o en forma de trapecio.

Por otra parte, los forros ranurados pueden ser fabricados en diferente geometra como: ranuras horizontales, ranuras sencillas filas rectas, ranuras sencillas-fila zig-zag y ranuras mltiples filas zig-zag.

El costo es la ventaja principal del forro ranurado en comparacin con la rejilla. En cuanto a la desventaja, el rea del flujo se ve limitada lo cual origina una baja tolerancia al taponamiento.

Rejillas

Consiste en un espiral de alambre de acero inoxidable alrededor de una estructura de soporte, formando un tubo. La principal ventaja de las rejillas comparadas con el forro ranurado, es la mayor rea de flujo. El rea de una camisa tpica ser de 2 a 12 veces mayor que un forro ranurado dependiendo del calibre.

Empaque con Grava

De los yacimientos no consolidados junto con el gas, petrleo y el agua se pueden producir granos de arena sueltos y partculas finas como las acillas. La instalacin de terminaciones para controlar la produccin de arena sin sacrificar la productividad, el control de flujo o las reservas recuperables resulta difcil y costosa; es por ello que los operadores necesitan medidas confiables para controlar la produccin de arena desde el primer momento. Dicha produccin de arena depende de las rocas, de los esfuerzos en el sitio, los fluidos producidos y de las tasa de flujo respecto a la cada de produccin.

Los problemas asociados con la produccin de arena abarcan desde su manejo y eliminacin en la superficie hasta la erosin de los equipos de subsuelo y superficie, la prdida de control del pozo, taponamientos que se reflejan en el incremento de los costos y prdidas en la produccin; adems de generar riesgos de accidentes por daos irreparables en las vlvulas de seguridad. Por ello, es de suma importancia tener en cuenta al momento de realizar la completacin de un pozo si va a existir produccin de arena y que mtodo va a ser aplicado para su mitigacin.

Los mtodos ms comunes para el control de arena siempre incluyen algn tipo de mecanismo que se instala en el fondo del pozo, uno de los mas empleados es el Empaque con Grava, ste es un mtodo de control de produccin de arena efectivo, que consiste en colocar grnulos o grava alrededor de filtros mecnicos o filtros de grava metlicos dentro de los pozos abiertos o entubados con disparos, el cual servir para prevenir la produccin no deseada de arena de formacin.

La grava, es arena natural redonda y limpia o material sinttico lo suficientemente pequeo para excluir los granos y algunas partculas finas de los fluidos producidos, pero lo suficientemente grande para mantenerse en su lugar mediante los filtros de grava. Con este mtodo, se bombea una lechada de fluido de transporte-grava en los disparos y en el espacio anular que existe entre los filtros de grava y el pozo abierto o entubado con disparos. La grava se deposita a medida que el fluido transporte se pierde en las formaciones o circula de regreso a la superficie a travs de filtros de grava.En la prctica, se selecciona el tamao correcto de arena del empaque con grava multiplicando el tamao medio de los granos de la arena de formacin por cuatro y por ocho, con el fin de lograr un rango de tamaos de arena de empaque con grava cuyo promedio sea seis veces mayor que el tamao medio de los granos de arena de formacin. Dicho rango calculado se compara con los grados comerciales disponibles de arena de empaque con grava. Se escoge la arena disponible que corresponda al rango calculado de tamaos de arena de empaque con grava. En el caso de que este rango calculado se ubique entre los rangos de tamao de la arena de empaque con grava disponible en el mercado, se seleccionar por lo general la arena de empaque con grava ms pequea.

Algunos Tamaos de Grava Disponibles Comercialmente

Tamao de grava (Malla U.S.)Rango de tamaos (pulgadas)

8/12.094 - .066

12/20.066 - .033

20/40.033 - .017

40/60.017 - .0098

50/70.012 - .0083

Tabla N3. Tamaos de Grava Disponibles Comercialmente

El objetivo principal de la ejecucin de un trabajo de empaque con grava es restringir la produccin de arena que proviene de la formacin sin reducir excesivamente la productividad, para esto lo ms importante es hacer un buen diseo del empaque. Durante el proceso de diseo se deben tomar en cuenta la seleccin de la arena de empaque, la formacin que va a ser empacada, los fluidos de tratamiento a utilizar, el dispositivo de rejilla y la tcnica de colocacin.

Para determinar el tamao de arena de empaque con grava requerido debern evaluarse muestras de la arena de formacin, a fin de determinar el dimetro medio de los granos y la distribucin del tamao de los mismos. La calidad de la arena utilizada es tan importante como su dimensionamiento adecuado.

El Instituto Americano de Petrleo (API) ha establecido en sus Prcticas Recomendadas 58 (RP58) las especificaciones mnimas que debe cumplir toda arena de empaque con grava.Completaciones a Hoyo Revestido Empacado con Grava

Este mtodo utiliza una combinacin de rejilla y grava para establecer un proceso de filtracin en el fondo del pozo. La rejilla es colocada a lo largo de las perforaciones y un empaque de grava con una distribucin adecuada de arena, es colocado alrededor de la rejilla y en las perforaciones. Despus de esto, la arena del empaque de grava en las perforaciones y en el anular de la rejilla - revestidor filtra la arena y/o finos de la formacin mientras que la rejilla filtra la arena del empaque con grava.

Una variedad de tcnicas son usadas para colocar la rejilla frente a las perforaciones y controlar la colocacin de la grava. La eleccin de la tcnica ms adecuada depender de las caractersticas particulares del pozo tales como profundidad, espesor del intervalo, presin de la Formacin, etc. Los numerosos sistemas de fluidos yherramientasestn disponibles para mejorar la produccin final del pozo empacado con grava. Las diferentes tcnicas ms conocidas son: Circulacin en reverso, Circulacin Crossover y Tcnica de Washdown.

Llenar completamente los tneles de perforacin con grava del empaque es un requisito esencial para una completacin exitosa en hoyo revestido. Empacar las perforaciones asegura la longevidad de la completacin, al evitar que la arena de formacin entre y taponee los tneles y/o el empaque con grava en el espacio anular. Al empacar las perforaciones, el material de mayor permeabilidad se ubica en el reacrticade flujo lineal, a travs del tnel de perforacin, lo cual lleva a una cada de presin mnima.

Ventajas

Existen facilidades para completacin selectiva y para reparaciones en los intervalos productores. Mediante el caoneo selectivo se puede controlar con efectividad la produccin de gas y agua. La produccin de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad. Es posible hacer completaciones mltiples.

Desventajas

Se restringe las perforaciones del caoneo debido a la necesidad de dejar la rejilla en el hoyo. Taponamiento debido a la formacin de escamas cuando el agua de inyeccin se mezcla con el fluido de completacin a base de calcio usado durante el empaque con grava. Prdida de fluidos durante la completacin causa dao a la formacin. Erosin / corrosin de la rejilla debido a la arena que choca contra cualquier superficie expuesta

Completaciones a Hoyo Abierto Ampliado con Empacado con Grava

El empaque con grava en Hoyo Abierto Ampliado implica perforar por debajo de la zapata o cortar el revestimiento de produccin a la profundidad de inters, repasar la seccin del hoyo abierto, amplindolo al dimetro requerido para luego colocar una rejilla frente al intervalo ampliado y posteriormente circular la grava al espacio entre la rejilla o liner ranurado y el hoyo ampliado, de tal forma que la rejilla o liner ranurado funcione como dispositivo de retencin de la grava y el empaque con grava como filtro de la arena de la formacin.

La operacin descrita, permite aumentar las dimensiones del hoyo y remover el dao presente en la zona ms cercana al pozo. El hoyo de mayor dimetro tambin aumenta ligeramente la productividad del pozo, pero sta mejora no es muy significativa en la mayora de los casos. La ampliacin del hoyo se puede llevar a cabo simplemente para lograr una mayor holgura entre la rejilla y el hoyo abierto. En cualquier caso, deber realizarse con un fluido que no cause dao a la Formacin. Los lodos de perforacin tradicionales slo deberan ser utilizados como ltima alternativa y se debern planificar tratamientos para la remocin del dao antes de empacar con grava o poner el pozo a producir.

En un Hoyo Abierto Ampliado, la rejilla "liner" se asienta, generalmente, a un pie o dos del fondo del pozo. Se debe evitar asentar la rejilla en condiciones de compresin, para evitar su pandeo, el cual sera perjudicial para lacentralizacin. Si la rejilla no se asienta en el fondo, o si el fondo del pozo es "blando", las presiones hidrulicas creadas durante la colocacin de la grava pueden generar fuerzas suficientes como para hacer que la rejilla se desplace hacia abajo.

Los problemas de la ampliacin de hoyo tienen que ver ms con problemas operacionales que con aspectos referentes al tiempo de realizacin, costos o productividad.

Los empaques con grava en hoyo abierto ampliado permiten evitar todas las dificultades y preocupaciones asociadas con el empaque de las perforaciones en hoyos revestidos y reducen las operaciones de colocacin de grava a una tarea relativamente simple, de empacar el espacio anular entre el liner y el hoyo ampliado. Debido a que estos empaques no tienen tneles de perforacin, los fluidos de perforacin pueden converger hacia y a travs del empaque con grava radialmente (360), eliminando la fuerte cada de presin relacionada con el flujo lineal a travs de los tneles de perforacin.

La menor cada de presin que ocurre a travs del empaque en un Hoyo Abierto Ampliado garantiza prcticamente una mayor productividad, en comparacin con el empaque en Hoyo Revestido para la misma Formacin y/o condiciones. A pesar de su potencial para lograr pozos de alta productividad, los empaques con grava en hoyo abierto ampliado no son apropiados para todos los yacimientos y formaciones, es esencial mantener la estabilidad del hoyo durante la fase de completacin. Frente a formaciones no consolidadas y que se dilatan fcilmente los hoyos se hacen inestables y dificultan la corrida del ensamblaje para el empaque con grava y pueden evitar una colocacin correcta de la grava si la formacin se derrumba alrededor de la rejilla.

As mismo, es necesario evitar los empaques con grava en hoyo abierto ampliado para las formaciones con limitaciones de arena y lutitas, especialmente si las ltimas tienden a hincharse y/o derrumbarse. Durante la colocacin de la grava, la lutita podra mezclarse con la arena del empaque, lo cual reduce la permeabilidad de la grava y afecta el comportamiento del pozo. Tambin en este caso, la escogencia del fluido de completacin apropiado puede generar algunos de los problemas asociados con formaciones que tienen limitaciones de arena y lutita.

El siguiente es un resumen de las ventajas y desventajas de los empaques con grava a hoyo abierto:

Ventajas

Bajas cadas de presin en la cara de la arena y alta productividad. Alta eficiencia. Excelente longevidad. No hay gastos asociados con tubera de revestimiento o caoneo. Menos restricciones debido a la falta de tneles de perforacin

Desventajas

Es difcil excluir fluidos no deseables como agua y/o gas. No es fcil realizar la tcnica en Formaciones no consolidadas. Requiere fluidos especiales para perforar la seccin de hoyo abierto. Las rejillas pueden ser difciles de remover para futuras recompletaciones. La habilidad para controlar la colocacin de tratamientos de estimulacin es difcil. Pautas para la Seleccin de Pozos Candidatos al Empaque con Grava en Hoyo Abierto Ampliado:

Formaciones donde el empaque en hoyo revestido no presenta una productividad aceptable. Situaciones donde se requiere una mayor productividad. Yacimientos donde se espera un flujo de hidrocarburos monofsico, sostenido y largo. Situaciones donde no ser frecuente el reacondicionamiento para aislar gas o agua. Pozos donde se toleran elevadas relaciones agua-crudo o gas-crudo. Yacimientos con arenas nicas y uniformes. Formaciones que pueden ser perforadas y completadas manteniendo la estabilidad del hoyo en el intervalo de completacin. Situaciones donde las Completaciones en el hoyo revestido son bastante costosas (pozos horizontales largos).

Empaque con Grava Tipo Top Set

Es el tipo de completacin a hoyo abierto ms comn, en ella la tubera revestidora de produccin se asienta e la parte superior del intervalo de completacin para aislar los estratos suprayacentes. Una vez que la tubera revestidora se cementa, la formacin productora se perfora hasta la profundidad total y se instala el empaque con grava.

Los aspectos crticos en este tipo de empaque incluyen la seleccin del asiento para la tubera revestidora, la perforacin del hoyo abierto, la perforacin por debajo de la tubera de revestimiento y el empaque con grava. El volumen de grava requerido para este tipo de empaque se calcula en base al volumen entre la rejilla y el hoyo abierto (el volumen del hoyo abierto se obtiene con un registro de calibracin)

La seleccin del asiento para la tubera revestidora, generalmente debe entrar en la parte superior del yacimiento y entrar muy poco en el intervalo productor, es necesario colocar un tapn de arena a travs del intervalo productor antes de cementar la tubera revestidora y as evitar contaminar la cara de la arena de la formacin con slidos del cemento y/o filtrado.

La perforacin del hoyo abierto, depender del tipo de minerales presentes en la formacin (sensibilidades a los fluidos de perforacin y/o completacin). Un fluido ideal debe ser compatible con la roca yacimiento, poseer buenas propiedades de suspensin, baja perdida de friccin y de fluido, densidades controlables, econmico, fcil de manejar y no toxico.

Es importante resaltar que no todos los fluidos cumplen con estas propiedades, algunos sistemas base agua y saturados con sal, as como los carbonatos de calcio han presentado buenos resultados.

La ampliacin del hoyo por debajo de la zapata gua, permite remover daos presentes en el hoyo piloto, a su vez permite mayor holgura entre la rejilla y el hoyo abierto y en algunos casos mejora ligeramente la produccin.

Completacin con Empaque con Grava Tipo Set-Thru

Este tipo de completacin se realiza en situaciones donde es difcil determinar la profundidad de la tubera revestidora de manera precisa, o cuando hay zonas productoras secundarias por encima del objetivo principal. Se corre la tubera revestidora a lo largo de todas las zonas productoras de la formacin y se cementa en el lugar apropiado.

Se utilizan Registros de pozos en hoyo abierto y revestido para determinar la ubicacin exacta de las zonas productoras por detrs de la tubera revestidora y se abren ventanas a lo largo del intervalo productor para crear un ambiente de hoyo abierto. Luego se empaca el pozo con grava, debido a la cantidad de escombros creados al abrir las ventanas se recomienda ampliar todas las Completaciones de este tipo en hoyo abierto, para exponer una cara de formacin limpia y no daada.

Es esencial una buena cementacin, la tubera revestidora debe estar firme para facilitar las operaciones de fresado y mantener la alineacin entre la parte superior e inferior de la tubera de revestimiento.

Empaques con Grava "Correctores"

Estos empaques con grava "correctores" se llevan a cabo, generalmente en pozos que no fueron empacados originalmente, pero que han comenzado a producir arena de manera incontrolable. Con frecuencia se plantean dudas con relacin al xito de los empaques con grava, en formaciones que ya han producido arena de formacin con empaques con grava colocados en la completacin inicial.

CONCLUSIN

La completacin final de un pozo representa el resultado de muchos estudios que aunque son realizados por separado, tienen una nica meta, es decir, la obtencin de petrleo aplicando las mejores tcnicas de completacin y produccin al ms bajo costo y de esa forma obtener una mejor rentabilidad.

Para desarrollar la planificacin de la completacin se deber contar con la informacin del pozo a intervenir y de los pozos vecinos; esta estar constituida por registros geofsicos, muestras de canal, corte de ncleos, gasificaciones, prdida de circulacin, correlaciones, pruebas de formacin. Esta informacin se evaluar con el propsito de determinar las zonas de inters, y a travs de un anlisis nodal se disearan los disparos, dimetros de tubera de produccin y dimetros de estranguladores para mejorar la produccin del yacimiento.

La eleccin y el adecuado diseo de los esquemas de completacin de los pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeo operativo, productivo y desarrollo de un campo. La efectividad y la seguridad del vnculo establecido entre en yacimiento y la superficie depende de la correcta y estratgica disposicin de todos los parmetros que lo conforman, de esta manera podr hablarse de la productividad del pozo en funcin de la completacin, que incluye un anlisis de sus condiciones mecnicas y de las rentabilidad econmica que justifiquen su existencia.