COMPLETACION DE POZOS PETROLEROS

INTRODUCCION

Se entiende por completación o terminación al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a otros usos, como inyección de agua o gas. Los trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubería lisa o ranurada, la realización de empaques con grava o el cañoneo del revestidor y, finalmente, la instalación de la tubería de producción.

Historia y evolucionA medida que se ha desarrollado un mejor conocimiento de los Reservorios, y de los Métodos y practicas de producción también se ha puesto en funcionamiento un sistema y técnicas como parte de los procesos del sistema de completaciones.

Los primeros pozos fuero perforados en reservorios pocos profundos los cuales eran lo suficientemente consolidados para prevenir derrumbamientos. a medida, que pozos más profundos se fueron perforando, los problemas asociados con los contactos de agua hicieron necesarios el uso de casings o conductores para aislar las zonas de agua y evitar derrumbamientos de las paredes del pozo.

Desarrollos posteriores de este proceso resultaron en pozos entubados completamente y perforados. Completaciones Modernas son frecuentemente consideradas en pozos profundos, de alta Temperaturas y de condiciones difíciles. En todos los casos, realizar la completacion y eventualmente producir lo planificado, son los resultados de una planificación cuidadosa.

Breve conocimiento de completacion

La completación final de un pozo representa el resultado de muchos estudios que aunque son realizados por separado, tienen una única meta, la obtención de petróleo aplicando la mejor técnica de completación y producción al más bajo costo y de esta forma obtener una mejor rentabilidad.

La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de los pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño operativo, productivo y desarrollo de un campo. La eficiencia y la seguridad del vínculo establecido entre el yacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratégica disposición de todos los parámetros que lo conforman, de esta manera podría hablarse de la productividad del pozo en función de la completación, que incluye un análisis de sus condiciones mecánicas y la rentabilidad económica que justifique su existencia.

Después que un pozo ha sido perforado, se debe completar adecuadamente Antes de ponerlo en producción. Una Tecnología complicada se ha desarrollado Para estas técnicas y se ha desarrollado equipos para tal fin. La selección de este equipo y las técnicas aplicadas solo pueden ser posibles cubriendo todos puntos y mediante la Investigación de factores que son específicos del yacimiento y Estudio de la producción del pozo.

Existen tres Requerimientos Básicos en cada completación, en común con casi todos los productos y servicios de operaciones Petroleras. Una completación debe proveer los medios para la producción de Gas y/o Petróleo (o Inyección) y que son:

-Seguro -Eficiente / Económico -Confiable

Este trabajo contiene un breve análisis de los tipos de completaciones que hoy día se utilizan. Tiene como objetivo principal ser fuente de información en el área de completación de pozos con la finalidad de aclarar algunas dudas.

Tipos de completaciones

1._Completación a Hueco Abierto.Este tipo de completación se realiza en zonas donde la formación está altamente compactada, siendo el intervalo de completación o producción normalmente grande (100 a 400 pies) y homogéneo en toda su longitud.Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completación se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se espera producción de agua/gas ni producción de arena o derrumbes de la formación.

Ventajas: Se elimina el costo de cañoneo. Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado. Es fácilmente profundizable. Puede convertirse en otra técnica de completación; con forro o revestidor

cañoneado. Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el daño a la

formación dentro de la zona de interés. La interpretación de registros o perfiles de producción no es crítica. Reduce el costo de revestimiento.

Desventajas: Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua, excepto si el

agua viene de la zona inferior. No puede ser estimulado selectivamente. Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no es compacta.

Como la completación a hueco abierto descansa en la resistencia de la misma roca para soportar las paredes del hueco es de aplicación común en rocas carbonatadas (calizas y dolomitas)

2._ Completación con Forro o Tubería Ranurada.Este tipo de completación se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido a problemas de producción de fragmentos de rocas y de la formación, donde se produce generalmente petróleos pesados.En una completación con forro, el revestidor se asienta en el tope de la formación productora y se coloca un forro en el intervalo correspondiente a la formación productiva. Dentro de este tipo de completación encontramos la siguiente clasificación:

a) Completación con forro no cementado: En este tipo de completación un forro con o sin malla se coloca a lo largo de la sección o intervalo de interés. El forro con o sin malla puede ser empacado con grava para impedir el arrastre de la arena de la formación con la producción.

Entre los requerimientos necesarios para que este tipo de completación se lleve a cabo, están los siguientes: formación no consolidada, formación de grandes espesores (100 a 400 pies), formación homogénea a lo largo del intervalo de completación, etc.

Ventajas:o Se reduce al mínimo el daño a la formación.o No existen costos por cañoneado.o La interpretación de los perfiles no es crítica.

Mandril de LAG

Tubería de producción

Empacadura

Revestimiento de producción

Cemento

Mandril de LAG

Tubería de producción

Empacadura

Revestimiento de producción

Cemento

o Se adapta fácilmente a técnicas especiales para el control de arena.o El pozo puede ser fácilmente profundizable.

Desventajas:o Dificulta las futuras reparaciones.o No se puede estimular selectivamente.o La producción de agua y gas es difícil de controlar.o Existe un diámetro reducido frente a la zona o intervalo de producción.

b) Completación con forro liso o camisa perforada: En este caso, se instala un forro a lo largo de la sección o intervalo de producción. El forro se cementa y se cañonea selectivamente la zona productiva de interés.

Ventajas:o

o La producción de agua / gas es fácilmente controlada.o La formación puede ser estimulada selectivamente.o El pozo puede ser fácilmente profundizable.o El forro se adapta fácilmente a cualquier técnica especial para el control de

arena.

Desventajas:o La interpretación de registros o perfiles de producción es crítica.o Requiere buenos trabajos de cementación.

o Presenta algunos costos adicionales (cementación, cañoneo, taladro, etc.)o El diámetro del pozo a través del intervalo de producción es muy restringido.o Es más susceptible al daño la formación.

OPERACIONES DE CAÑONEO

INTRODUCCIÓN

El cañoneo es el proceso de crear aberturas a través de la tubería de revestimiento y el cemento, para establecer comunicación entre el pozo y la formación productora. Las herramientas que se utilizan para llevar a cabo esta operación se denominan cañones.

REGISTROS EN HUECO REVESTIDO

REGISTRO CBL Y VDL

CBL, registro cement bond y hace referencia a la cantidad del cemento y VDL- variable density que son los registros de densidad variable y hace referencia a la calidad de adhesión del cemento

Los registros acústicos se utilizan para evaluar la calidad de los trabajos de cementación, midiendo la propagación de ondas de sonido en las proximidades del pozo.

El registro CBL mide la amplitud de una señal sónica producida por un transmisor que emite una onda acústica después de viajar a través del revestimiento, la medida se expresa en milivoltios mV o como decibeles dB.

REGISTRO DE IMÁGENES ULTRASÓNICAS - USI

Las herramientas ultrasónicas miden la impedancia acústica (la densidad del material multiplicada por la velocidad de la onda de compresión) del material que se encuentra detrás de la tubería de revestimiento

Fracturamiento

Fracturamiento ácido

El Fracturamiento ácido es un proceso de estimulación de pozos en el cual el ácido, generalmente ácido clorhídrico es inyectado a la formación carbonatada a

una presión suficiente para fracturar la misma o abrir fracturas naturales existentes. El ácido fluye a lo largo de la fractura de una manera no uniforme disolviendo la roca en la cara de la misma, la longitud de fractura depende del volumen de ácido, el ritmo de reacción de este y de las pérdidas de filtrado en la formación.

En un Fracturamiento ácido generalmente se inyecta un fluido altamente viscoso (gelatina) como colchón para generar la fractura y mantenerla abierta durante todo el tratamiento, seguido del ácido que reacciona con la formación creando un ancho gravado y finalmente un fluido para desplazar el ácido dentro de la fractura. La efectividad de un tratamiento de este tipo lo determina la longitud de fractura gravada.

Factores que controlan la efectividad de un tratamiento de Fracturamiento ácido.

Existen dos factores principales que controlan la efectividad de un tratamiento ácido, la longitud de fractura y la conductividad de la misma.

Longitud de fractura efectiva. Este parámetro está controlado por las características de las pérdidas del fluido, el ritmo de reacción del ácido y el gasto del ácido en la fractura.

Conductividad de fractura. Este parámetro es la culminación del tratamiento, en él se basa la efectividad del mismo, ya que para obtener canales altamente conductivos, depende de la forma en que el ácido reacciona con la formación y la forma en que este grava las caras de la fractura al cierre de la misma al termino del tratamiento.

Fracturamiento hidraulico

Este tratamiento de Fracturamiento consiste esencialmente en el rompimiento de la formación productora mediante un fluido a un gasto mayor que pueda admitir matricialmente la roca. La inyección continua de dicho fluido permite ampliar y extender la fractura, cuando se alcanza una amplitud tal, se le agrega un material solido al fluido para que lo acarre y evitar al término del tratamiento cierre la fractura dejando un empaque altamente permeable. El fluido empleado recibe el nombre de fluido fracturante y el sólido es conocido como agente apuntalante.

Usos del Fracturamiento hidráulico.

La finalidad de un Fracturamiento es la de establecer o restablecer las condiciones de flujo que faciliten la afluencia de fluidos del pozo a la formación o viceversa.

Este tipo de tratamiento se utiliza básicamente en:

En formaciones de baja permeabilidad Permitir que los fluidos producidos o inyectados atraviesen un daño

profundo En el campo de la recuperación secundaria para el mejoramiento del índice

de inyectividad del pozo y la creación de canales de flujo de alta conductividad en l área de drene del pozo productor.

Fluidos fracturante

Existe una gran variedad de fluidos que se utilizan en el tratamiento.

En los Fracturamiento hidráulicos se utilizan básicamente dos tipos de fluidos, los base aceite y base agua.

Fluidos base aceite

Estos pueden ser aceites crudos o refinados, las ventajas que ofrecen son: no inhiben las arcillas, tienen baja tensión interfacial en el sistema roca fluido, son compatibles con la mayoría de las formaciones y los fluidos contenidos en ellas.

Los fluidos a base de aceite refinado pueden tener una ventaja que es la económica, ya que este al ser recuperado en la superficie después del tratamiento, pude ser reutilizado o vendido. Por supuesto que tiene desventajas y la principal es que, puede ser arriesgado utilizarlo baja ciertas condiciones.

Fluidos base agua

Este tipo de fluidos es el más utilizado en la actualidad, ya que se obtiene de diversas fuentes de suministro, pero se debe verificar porque podría contener sólidos en suspensión que afectarían el comportamiento del fluido mezclado con sus aditivos.

Aditivos

Existen una gran variedad de aditivos utilizados en los fluidos fracturante y son la clave para la obtención de las propiedades requeridas para el éxito del tratamiento, entre los más comunes tenemos:

a) Polímeros. Utilizados para incrementar la viscosidad del fluido y puede ser del tipo Guar, Hidroxipropilguar (HPG), carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG), entre los más comunes.

b) Activadores de viscosidad. Son agentes reticuladores que unen las cadenas formadas por el polímero y elevan considerablemente la viscosidad del fluido, entre los más comunes se tienen los boratos, aluminatos, zirconatos.

c) Controladores de pH. Este aditivo es muy importante ya que es el que le da la estabilidad al fluido con respecto a la temperatura. Entre los más comunes se tiene el fosfato de sodio, ácido acético, carbonato de sodio entre otros.

d) Quebradores. Estos agentes se utilizan principalmente para seccionar los enlaces de las cadenas poliméricas al termino del tratamiento y los mas utilizados son los oxidantes, enzimas y ácidos

e) Surfactantes. Se utilizan básicamente para reducir la tensión superficial e interfacial y la presión capilar en el espacio poroso.

f) Bactericidas. Utilizados esencialmente para prevenir el ataque de bacterias a los polímeros.

g) Estabilizadores de arcillas. Utilizados básicamente para la prevención de migración de arcillas, entre los más comunes es el cloruro de potasio.

h) Controladores de pérdida de fluido. Estos agentes básicamente controlan la filtración del fluidoHacia la formación durante el tratamiento, el más común es la arena silica.

i) Reductores de fricción. Este aditivo se emplea para reducir la perdida de presión por la fricción generada por el efecto del bombeo durante la operación, tanto en la tubería como en los disparos.

Apuntalantes

Del conjunto de materiales utilizados en el Fracturamiento hidráulico el agente apuntalante o sustentante es el único que permanecerá en la fractura manteniéndola abierta y estableciendo un canal conductivo para la afluencia de los fluidos de formación hacia el pozo.

Estos materiales son diseñados para soportar los esfuerzos de cierre de la formación, sin embargo, se debe seleccionar de acuerdo a los esfuerzos a que estará sometido y a la dureza de la roca, ya que si se tienen esfuerzos de cierre altos, este se podría triturarlo en formaciones suaves este se puede embeber y el grado de ocurrencia de estos factores depende del tamaño y resistencia del apuntalante, la dureza de la formación y los esfuerzos a que estará sometido.

Propiedades

De acuerdo a las propiedades físicas se han dividido en dos grupos:

Apuntalantes Elasto – FrágilesEn esta clasificación las deformaciones que sufre el material son casi nulas con los esfuerzos aplicados sobre él hasta que viene la ruptura, ejemplo: arenas de sílice

Apuntalantes Elasto – PlásticosEn esta la deformación del material es proporcional a los esfuerzos aplicados sobre el mismo, la curva del esfuerzo contra la deformación presenta una primera fase elástica y posteriormente, el comportamiento de la deformación es plástica.

Fracturamiento con espumas.

Por sus propiedades la espuma es un fluido ideal para el Fracturamiento de formaciones de baja permeabilidad, productoras de gas o sensibles al agua.

Dichas propiedades son:

Alta capacidad de acarreo del sustentante. Baja perdida de filtrado. Baja pérdida de presión por fricción. Alta viscosidad en la fractura inducida. El daño a la formación es prácticamente nulo, debido a que el líquido

filtrado es mínimo y sin residuos. Limpieza rápida después de la intervención

Aunado a estas propiedades, el ácido espumado exhibe un efecto de retardo del ritmo de reacción, lo que es favorable para lograr fracturas con alta penetración.

La calidad de la espuma usada es del 70 al 90 %, ya que en este rango su viscosidad es alta. Abajo del 65% de calidad, la espuma es propiamente agua con gas atrapado y arriba del 95 % se convierte en niebla.

A pesar de las características mencionadas, las espumas se tornan inestables a temperaturas mayores de 80ºC, lo que limita su aplicación.

Fracturamiento con gas altamente energizado

Ésta avanzada tecnología está basada en el uso del propelente científico, desarrollado por la industria aeroespacial. Esta técnica es una estimulación dinámica, desarrollada con el objeto de incrementar la permeabilidad de la formación en las cercanías del pozo, revirtiendo así el daño existente.

La velocidad de propagación del gas está controlada de tal manera, que resulta ser menor que la onda expansiva provocada por una explosión y mayor que la causada por una fractura hidráulica, logrando penetraciones efectivas que van de los 5 a los 53 pies en todas direcciones.

Esta expansión de energía produce múltiples fisuras en la periferia del pozo, dando como resultado un marcado aumento de la permeabilidad en dicha zona.

La velocidad de propagación de la energía, es la que le da la característica al tipo de fractura originada, por lo tanto se tienen tres tipos de fracturas que son:

Fractura estática.- Este tipo de fracturas son las ocasionadas por el Fracturamiento hidráulico, en donde la energía es transmitida de segundos a milisegundos. En este caso la longitud de la fractura no puede ser controlada.

Fractura explosiva.- Este tipo de fractura ocurre cuando toda la energía es transmitida en microsegundos y la formación no puede absorberla toda en ese tiempo, lo que provoca que la misma se pulverice, ocasionando un daño severo en el pozo por compactación (similar al daño por disparo), reduciendo la permeabilidad casi en su totalidad.

Fractura dinámica.- En este caso la energía es controlada por el sistema Radialfrac y la energía es transmitida en un rango de milisegundos a microsegundos.

Cementación de Pozos.La cementación es un proceso que consiste en mezclar cemento seco y cierto saditivos con agua, para formar una lechada que es bombeada al pozo a través dela sarta de revestimiento y colocarlo en el espacio anular entre el hoyo y el diámetro externo del revestidor. El volumen a bombear es predeterminado para alcanzar las zonas críticas(alrededor del fondo de la zapata, espacio anular, formación permeable, hoyo desnudo, etc.). Luego se deja fraguar y endurecer, formando una barrera permanente e impermeable al movimiento de fluidos detrás del revestidor.La cementación tiene una gran importancia en la vida del pozo, ya que los trabajos de una buena completación dependen directamente de una buena cementación.

1. Objetivos de la cementación.

Entre los propósitos principales de la cementación se pueden mencionarlos siguientes:

Proteger y asegurar la tubería de revestimiento en el hoyo. Aislar zonas de diferentes fluidos. Aislar zonas de agua superficial y evitar la contaminación de las mismas por

el fluido de perforación o por los fluidos del pozo. Evitar o resolver problemas de pérdida de circulación y pega de tuberías. Reparar pozos por problemas de canalización de fluidos. Reparar fugas en el revestidor. Proteger el hoyo de un colapso

.2. Planificación de una Cementación.

La planificación para un trabajo de cemento consiste en evaluar cierta cantidad de características, incluyendo:

Evaluación de condiciones de hoyo abierto (limpieza de hoyo, tamaño, desgastes en el hoyo, temperatura).

Propiedades del lodo Diseño de Lechada Posicionamiento de la lechada Equipo adicional (equipo de flotación, centralizadores, ECP's)

3. Diseño de una Cementación.

El programa de cementación debe diseñarse para obtener una buena cementación primaria. El trabajo debe aislar y prevenir la comunicación entre las formaciones cementadas y entre el hoyo abierto y las formaciones someras detrás del revestidor. Debe considerarse el no fracturar alrededor de la zapata del conductor o de la sarta de superficie durante las subsiguientes operaciones de perforación o cuando se corren las otras sartas de revestimientos. Al planificar una cementación, independientemente del tipo de revestidor debe considerarse información sobre:

Referencia de pozos vecinos. Geometría del hoyo (diámetro/forma). Tipo de fluido de perforación existente en el sistema. Problemas presentados durante la perforación. Tipo de cemento, lechada y aditivos a utilizar por la compañía. Efectuar pruebas API para cada una de las lechadas de cemento. Equipos y herramientas a utilizar por la compañía de cementación. Centralización del revestidor.

Condiciones óptimas de una cementación. Tener la densidad apropiada. Ser fácilmente mezclable en superficie. Tener propiedades reológicas óptimas para remover el lodo. Mantener sus propiedades físicas y químicas mientras se está colocando. Debe ser impermeable al gas en el anular, si estuviese presente. Desarrollar esfuerzo lo más rápido posible una vez que ha sido bombeado. Desarrollar una buena adherencia entre revestidor y formación. Tener una permeabilidad lo más baja posible. Mantener todas sus propiedades bajo condiciones severas depresión y

temperatura.

4. Tipos de Cementación.

4.1. Cementación Primaria.

Se realiza al cementar los revestidores del pozo (conductor, superficial, intermedio, producción, etc.) durante la perforación. Entre los objetivos principales de esta cementación se pueden mencionar los siguientes:

Adherir y fijar la sarta de revestimiento. Restringir el movimiento de fluidos entre las formaciones productoras y el

confinamiento de los estratos acuíferos. Proteger la sarta contra la corrosión. Reforzar la sarta contra el aplastamiento debido a fuerzas externas y

reforzar la resistencia de la sarta a presiones de estallido. Proteger la sarta durante los trabajos de cañoneo (completación). Sellar la pérdida de circulación en zonas "ladronas".

4.2. Cementación Secundaria.

Se realiza principalmente en reparaciones/reacondicionamientos o en tareas de terminación de pozos. Puede ser: cementaciones forzadas y tapones de cemento. Los propósitos principales de esta cementación son:

Reparar trabajos de cementación primaria deficientes. Reducir altas producciones de agua y/o gas. Reparar filtraciones causadas por fallas del revestidor. Abandonar zonas no productoras o agotadas. Sellar zonas de pérdidas de circulación. Proteger la migración de fluido hacia zonas productoras.

 Las cementaciones secundarias pueden definirse como procesos de bombear una lechada de cemento en el pozo, bajo presión, forzando la contra una formación porosa, tanto en las perforaciones del revestidor o directamente el hoyo abierto. Por lo que las cementaciones secundarias pueden ser: forzadas y/o tapones de cemento.

4.2.1. Cementación Forzada o Squeeze.

Es el tipo más común de cementación secundaria. El proceso comprende la aplicación de presión hidráulica para forzar cemento en un orificio abierto a través de perforaciones en el revestidor, para corregir ciertas anomalías. La cementación forzada puede hacerse: con empacadura y/o con retenedor. Cuando se diseña una cementación forzada se debe considerar:

Tipo de cemento. Tiempo total de bombeo requerido. Tiempo para alcanzar las condiciones del pozo. Control de filtrado. Resistencia del cemento. Desplazamientos y cálculos básicos en condiciones del pozo.

4.2.2. Tapones de Cemento.

Operación que consiste en colocar una columna de cemento en un hoyo abierto o revestido, con cualquiera de los siguientes objetivos:

Aislar una zona productora agotada. Pérdida de control de circulación. Perforación direccional.

Abandono de pozo seco o agotado. Pruebas de Tapones de Cemento: el método más común para probar la calidad de la resistencia de un tapón de cemento es bajar una mecha, tubería de perforación o con presión. El tiempo defraguado después de la colocación de un tapón varía de 8 a 72horas, dependiendo del uso de aceleradores o el tipo de pozo.