Completación de Pozos

INDICE III. Completacion ........................................................................................................ - 1 -

Tubería De Revestimiento (Casing) - Funciones .................................................. - 1 - Clases De Revestimiento ......................................................................................... - 2 - Tubería De Producción (Tubing) – Funciones ..................................................... - 2 - Tubería De Línea .................................................................................................... - 2 - Correr Registros Electricos.................................................................................... - 3 - Cañonear.................................................................................................................. - 3 - Factores Para Realizar Una Buena Operación De Cañoneo............................... - 4 - Efectividad Del Cañoneo ........................................................................................ - 4 - Factores Que Afectan La Efectividad Del Cañoneo............................................. - 5 - Nuevas Técnicas De Cañoneo................................................................................. - 5 - Tipos De Cañones.................................................................................................... - 6 - Matado De Un Pozo ................................................................................................ - 6 - Matado De Un Pozo ................................................................................................ - 7 - Completar El Pozo .................................................................................................. - 8 - Tipos De Completamiento ...................................................................................... - 9 - Completamiento Simple ......................................................................................... - 9 - Completamiento Múltiple..................................................................................... - 10 - Completamiento A Hueco Abierto ...................................................................... - 10 - Completacion Flujo Natural ................................................................................ - 12 - Capa De Gas .......................................................................................................... - 13 - Empuje Por Gas Disuelto ..................................................................................... - 16 - Empuje Por Agua O Hidráulico .......................................................................... - 17 - Empuje Por Gravedad.......................................................................................... - 19 - Levantamiento Artificial ...................................................................................... - 21 - Selección Del Método De Levantamiento Artificial ........................................... - 21 - Bombeo Mecánico ................................................................................................. - 22 - Bombeo Hidráulico ............................................................................................... - 23 - Gas Lift................................................................................................................... - 24 - Bombeo Electrosumergible .................................................................................. - 26 - Cavidades Progresivas .......................................................................................... - 27 - Bibliografia ............................................................................................................ - 28 -

Completación de Pozos

III. COMPLETACION

La extracción, producción o explotación del petróleo se hace de acuerdo a las

características propias de cada yacimiento. Para iniciar la producción se utiliza la

operación de cañoneo. El petróleo fluye por esos orificios hacia el pozo y se extrae

mediante una tubería de menor diámetro, conocida como "tubing" o "tubería de

producción".

Cuando existe flujo natural el yacimiento produce por si mismo, en este caso se instala

en la cabeza del pozo un equipo llamado "árbol de navidad", que consta de un conjunto

de válvulas para regular el paso del petróleo.

Si no existe esta presión, se emplean otros métodos de extracción conocidos como

Levantamiento artificial.

Las principales tuberías o sartas que se utilizan en el pozo durante esta etapa son:

Tubería de revestimiento (Casing)

Tubería de producción (Tubing)

Tubería de superficie

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING) - Funciones

Mantener el pozo seguro para bajar herramientas.

Aislar zonas que pueden producir problemas

Evitar la contaminación de acuíferos.

Resistir las presiones que se desarrollen a medida que se realicen trabajos en el pozo.

Evitar pérdidas de circulación

Evitar la entrada de agua hacia la zona productora

Suministrar una estructura de soporte para la cabeza del pozo y equipos del subsuelo.

Completación de Pozos - 2 -

CLASES DE REVESTIMIENTO

El revestimiento es una tubería de acero con

longitudes de 18 a 45’ con variaciones de

diámetro de 4 ½” hasta 24 o 30”.

Los principales tipos son:

Revestimiento conductor

Revestimiento de superficie

Revestimiento intermedio

Revestimiento corto o liner

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING) – Funciones

Llevar los fluidos producidos por la formación desde el intervalo productor hasta

superficie

Impedir la mezcla de los fluidos producidos.

Servir como medio de comunicación con los equipos de superficie de los diferentes

tipos de levantamiento artificial.

TUBERÍA DE LÍNEA

Se utiliza para transportar crudo, gas o agua desde los pozos (superficie) hasta las

estaciones de recolección, o desde los tanques hasta refinería.

Especificaciones

Diámetro externo y espesor de pared

Su longitud mínima es de 35 pies

Completación de Pozos - 3 -

CORRER REGISTROS ELECTRICOS.- Una vez que el hueco ha sido entubado y

cementada la tubería de revestimiento, es necesario verificar que exista una buena

cementación primaria antes de proceder a disparar los intervalos productivos, cuando se

trata de pozos nuevos. De la misma manera, luego de un trabajo de reacondicionamiento

en que se haya realizado una cementación forzada (squeeze), es preciso comprobar que

se haya hecho un buen trabajo de cementación antes de proceder a disparar la zona

productiva o disparar un nuevo intervalo.

Los únicos registros que pueden correrse en

hueco revestido son: Gamma ray, neutrón y los

de control de cementación. Los dos primeros

poco o nada, estando solos, pueden contribuir

con una información completa. sus datos son

utilizados como referencia o posibles

comparaciones o correlaciones con información

conocida de pozos cercanos.

Los registros de control de cementación: CCL,

CBL. VDL, y CET. juntos con el Gamma Ray, y

el de inducción, este último corrido en hueco

abierto son los más utilizados para correlaciones y ubicación de profundidades correctas

durante los distintos trabajos de completación y reacondicionamiento de pozos, los

mismos que en su mayoría se realizan en los pozos cuando ya tienen tubería de

revestimiento.1

CAÑONEAR

El objetivo primordial de cañonear un pozo es el de optimizar la productividad del

mismo, tratando que las balas lleguen hasta cierta zona donde la formación no haya sido

dañada por operaciones anteriores al completamiento tales como la perforación,

cementación, etc. 1 QUIROGA, Cléber, Manual Pruebas Completaciones y Reacondicionamientos de pozos Petrolíferos,

Completación de Pozos - 4 -

Establecer comunicación entre el interior del pozo y la formación una vez que el

revestidor este propiamente cementado. El proceso del cañoneo consiste en crear

agujeros en el revestimiento, que ultrapasen el cemento y lleguen a penetrar hasta cierto

grado en la formación.

FACTORES PARA REALIZAR UNA BUENA OPERACIÓN DE CAÑONEO

Lograr una comunicación efectiva desde el interior del pozo hacia la zona virgen

Obtener la máxima tasa de flujo con el menor número de perforaciones, teniendo en

cuenta que nunca debe sobrepasar la tasa crítica.

Evitar la excesiva producción de arena, que obligue más tarde

a trabajos de reacondicionamiento.

Lograr una profundidad uniforme en las perforaciones

Minimizar el daño producido por las cargas sobre el revestimiento, el cemento y la

formación.

EFECTIVIDAD DEL CAÑONEO

Para lograr un trabajo efectivo de cañoneo, se debe garantizar que el trayecto de la

perforación penetre el revestidor, el cemento, la formación (hasta alcanzar la zona

virgen), para así establecer un canal de fluidos del yacimiento hacia el pozo.2

2 TEUSACA, Seminario de formación petrolera para no petroleros, Marzo 2006

Completación de Pozos - 5 -

FACTORES QUE AFECTAN LA EFECTIVIDAD DEL CAÑONEO

Sistema de cañoneo utilizado en el proceso.

Cantidad y tipo de cargas.

Densidad y fase de disparo.

Separación entre las cargas y el revestidor

Técnicas utilizadas en la completación del pozo.

Características del revestidor y la tubería.

Estado del cemento.

Resistencia de la formación.

Efectividad del cañoneo

NUEVAS TÉCNICAS DE CAÑONEO

PerfPro – Evaluation of perforating efficiency

WEM – Evaluation of Perforations and Nodal Analysis

StimGun

Standard Static Underbalance Perforating

Near Balance Perforating

Dynamic Underbalance Perforating – SurgePro

Extreme Overbalance Perforating

Oriented Perforating – Sand Control and Hyd. Fracturing

Completación de Pozos - 6 -

El propelente se posiciona y se dispara sobre el intervalo a ser completado. Cuando el

propelente se quema se produce una carga de presión sobre la formación, esta presión

esta por debajo del valor de la fuerza compresiva de la roca.

A medida que el propelente se activa y reacciona se produce un incremento de energía,

el cual se acumula en la matriz de la roca hasta que los esfuerzos circunferenciales en los

alrededores del pozo exceden la fuerza compresiva de la roca. En este momento ocurre

la fractura. El Volumen de la fractura se incrementa debido a la generación continua de

gas y al consumo progresivo del propelente.

La velocidad promedio de reacción es de 12 ms. Los gases de combustión del propelente

sirven también como “backflush” en el área dañada del pozo.3

TIPOS DE CAÑONES

3 REPSOL Ing Marco Loaiza, Perforación Direccional,Presentación Power Point, Junio 2006

Completación de Pozos - 7 -

MATADO DE UN POZO

Luego que una zona productora ha sido evaluada mediante una prueba de producción ya

sea por flujo natural, pistoneo o cualquier otro método, es necesario controlar o “matar”

el pozo para continuar con el programa establecido de pruebas o de

reacondicionamiento. También es indispensable controlar el pozo al iniciar un trabajo de

reacondicionamiento, antes de retirar el cabezal e instalar el BOP. El propósito de

controlar un pozo es sustituir la columna de petróleo existente en la tubería de

producción principalmente, y en ocasiones también en el espacio anular, por fluido más

pesado, que en nuestro medio generalmente es agua salada de densidad o peso

comprendido entre 8.4 y 8.8 libras/galón. Este fluido pesado debe formar una columna

hidrostática que ejerza una presión mayor a la presión de formación, de tal manera que

impida el flujo de la misma y evite aumentos repentinos de presión provenientes de

formaciones sujetas a altas presiones, que pueden causar una "arremetida" violenta en la

superficie, de los fluidos contenidos en la formación y convertirse en un reventón

incontrolable de consecuencias espectaculares y trágicas. El peso del "agua de matado"

utilizada para controlar el pozo, no debe ser excesivo, para evitar que las formaciones

“tomen agua” y se ocasionen daños de formación que alteren las características del

yacimiento.

Dependiendo de las condiciones de cierre, flujo y fluidos presentes en un pozo, se. pone

a consideración los siguientes métodos de control de un pozo antes de cualquier

intervención en el mismo.4

4 QUIROGA, Cléber, Manual Pruebas Completaciones y Reacondicionamientos de pozos Petrolíferos,

Completación de Pozos - 8 -

COMPLETAR EL POZO

VENTAJAS

Reduce conificación de agua y gas.

Mejora la arquitectura de drenaje del yacimiento.

Conecta fracturas naturales.

Intersección de zonas discontinuas.

Reduce el impacto ambiental al disminuir el # de pozos.

Reduce los costos de desarrollo de un campo.

Incrementa las reservas recuperables por un factor de 2.3 respecto a un pozo vertical

Mejora el índice de productividad.

Acelera el proceso de drenaje de un yacimiento

Completación de Pozos - 9 -

TIPOS DE COMPLETAMIENTO

El arreglo de tubería en un pozo varía considerablemente con el tipo de fluido, el

número de zonas productoras, el potencial de producción, condiciones mecánicas y

geológicas.

Sin embargo, siempre debe tenerse presente que la terminación entre menor aparatosa

mejor, ya que durante la vida productiva del pozo, sin duda, se requerirá volver al hoyo

para trabajos de limpieza o reacondicionamientos menores o mayores.

Los principales tipos son:

Completamiento simple

Completamiento múltiple

COMPLETAMIENTO SIMPLE

Es el método más común de completamiento de un pozo, donde 9 de cada 10 pozos

producen por una sola zona. Esta puede estar conformada por una sola formación

productora o por varias.

En todos los completamientos de una sola zona, el revestimiento de producción es

corrido hasta el fondo del pozo y después perforado (cañoneado).

Completación de Pozos - 10 -

Más tarde dependiendo de los requerimientos del pozo, uno de los siguientes tipos de

completamiento pude ser usado:

Flujo a través del revestimiento

Flujo a través del revestimiento y del tubing

Flujo a través del tubing

COMPLETAMIENTO MÚLTIPLE

Se presenta cuando dos formaciones producen al tiempo por un mismo pozo sin que los

fluidos de las diferentes formaciones se mezclen.

Dependiendo del número de zonas existen dos tipos básicos de completamiento:5

Doble

Triple

COMPLETAMIENTO A HUECO ABIERTO

5 TEUSACA, Seminario de formación petrolera para no petroleros, Marzo 2006

Completación de Pozos - 11 -

El revestimiento de producción es cementado justo arriba del intervalo productor

dejando este intervalo abierto en el fondo del pozo.

Tiene un uso limitado. Generalmente se emplea en formaciones duras o de roca

consolidada como la caliza. Este es el método más simple de emplear aunque tiene

muchas desventajas y es usado sólo si los otros métodos no pueden usarse.

Generalmente se usa cuando se tiene una sola zona productora de espesor considerable y

con alta saturación de aceite y de gas. Los costos son mínimos y el pozo puede ser

recompletado. Requiere frecuentes trabajos de limpieza.

Completación de Pozos - 12 -

COMPLETACION FLUJO NATURAL

Cuando el pozo fluye con fuerza propia del fondo de la perforación realizada, en otras

palabras es capaz de vencer la columna hidrostática a la cual se encuentra sometido

por la profundidad en el que se halla el estrato en producción se dice que este pozo se

encuentra en flujo natural.

Este efecto es debido principalmente al peso de los diferentes estratos sobre el fluido a

producir y por ciertos mecanismos de empuje que pueden mantener la presión

existente dentro del yacimiento, dentro de los tipos de empuje existente en un

yacimiento se encuentran los siguientes:

Una capa de gas libre que yace encima del petróleo

Un volumen de gas disuelto en el petróleo

Un volumen de agua dinámica subyacente o de empuje por gravedad.

Generalmente, se da el caso que uno de estos mecanismos es preponderante en

empujar el petróleo hacia los pozos y la posible presencia de otro podría actuar en

forma sinérgica.

Es muy importante detectar lo más anticipadamente posible el mecanismo natural de

empuje o expulsión del petróleo. Esta temprana apreciación servirá para obtener el

mayor provecho del futuro comportamiento del mecanismo en el yacimiento y de cada

pozo en particular; también ayudará para estudiar futuras aplicaciones de extracción

secundaria por inyección de gas o de agua, o gas/agua u otros elementos. Para

detectar el mecanismo de producción prevaleciente, se acude al procesamiento e

interpretación de una extensa serie de información obtenida durante la perforación de

los pozos e información recabada durante el comienzo y toda la etapa de producción

primaria. Cuando falta alguna información complementaria, ésta se puede suplir

utilizando correlaciones de error y tanteo, pruebas simuladas de laboratorio,

Completación de Pozos - 13 -

estadísticas regionales y el recurso de la experiencia práctica y profesional de quienes

adquieren, procesan e interpretan la información.

La aplicación de conceptos, técnicas, modelos, fórmulas y prácticas operacionales

dependerá de lo positivo que emerja de los siguientes datos:

Composición y características geológicas y petrofísicas de las formaciones

petrolíferas.

Buzamiento de las formaciones.

Profundidad de las formaciones petrolíferas.

Extensión (área) y espesor de las formaciones petrolíferas. Ak Porosidad y

permeabilidad de los estratos.

Saturaciones de los fluidos (gas, petróleo y agua) en los estratos petrolíferos. 4.

Análisis de muestras de fluidos y relaciones presión-volumen-temperatura. J.

Pruebas de producción.

Relaciones volumétricas de los fluidos: gas/petróleo, petróleo/agua. 4~ Análisis

de las características de los hidrocarburos.

Presión estática y de flujo de los fluidos. Cambios en este parámetro. ~. Historias

de producción de fluidos.

Separación, tratamiento y manejo de fluidos.

Presiones de inyección y de fractura de las formaciones. 4- Profundidades de

contacto gas, petróleo y agua.

Datos geofísicos, petrofísicos y de producción adicionales que contribuyen a

evaluar los aspectos operacionales y económicos del desarrollo y continuidad

de la producción de los hidrocarburos hallados.

Por otra parte, apreciación del manejo, procesamiento, mercadeo y

comercialización de los crudos y/o productos derivados para tener el panorama

económico definido a corto, mediano y largo plazo.

CAPA DE GAS

En este tipo de yacimiento, bajo las condiciones originales de presión y temperatura,

Completación de Pozos - 14 -

existe un equilibrio entre el gas libre y el petróleo presente. La presión y la temperatura,

bajo condiciones normales, están relacionadas con la profundidad.

Cuando el pozo produce controladamente, la diferencia entre la presión del yacimiento y

la presión en el cabezal del pozo (presión de flujo) hace que el petróleo y el gas disuelto

en éste lleguen a la superficie. Generalmente, el control del volumen de flujo en la

superficie se hace mediante la instalación de un estrangulador o reductor de diámetro de

la tubería de producción en el cabezal del pozo. Este dispositivo puede ser del tipo

graduable o del tipo fijo. El orificio puede tener un diámetro de 0,4 a 38 milímetros o

más, y los incrementos de diámetro se especifican de 0,4 en 0,4milímetros.

El estrangulador se emplea para mantener el régimen de producción más eficiente de

acuerdo con la energía natural del yacimiento, de manera que la relación gas/petróleo

(RGP, m3/m3) lograda durante el período de extracción primaria redunde en el más alto

porcentaje de petróleo en sitio producido del yacimiento.

Por su mecanismo y características de funcionamiento, el empuje de capa de gas

ofrece la posibilidad de una extracción primaria de petróleo de 15 a 25 %. Por tanto, al

terminar la efectividad primaria del mecanismo, debido al abatimiento de la presión y

producción del gas, queda todavía por extraerse 75 a 85 % del petróleo descubierto.

Para lograr la extracción adicional de crudo por flujo natural se recurre entonces a la

vigorización del mecanismo mediante la inyección de gas o de gas y agua para

restaurar la presión.

En este tipo de mecanismo es fundamental el gas libre, el gas disuelto en el petróleo, y la

presión y temperatura del yacimiento. La presión-volumen-temperatura son

propiedades físicas y también físico-químicas que se relacionan por las leyes de

Charles y de Boyle sobre el comportamiento de los gases.

Esta relación básica se extiende a las leyes de Gay-Lussac, Avogadro, Stokes y otros

sobre los aspectos termodinámicos de los gases. La cantidad de gas disuelto en el

Completación de Pozos - 15 -

petróleo influye sobre la viscosidad del crudo en el yacimiento. A mayor cantidad de

gas disuelto en el crudo, menos viscoso es el crudo y su movimiento se hace más

fácil. El efecto de la temperatura sobre el gas y el crudo es también muy importante. A

mayor temperatura, la viscosidad del crudo se reduce pero la del gas aumenta.

Para permitir el flujo del petróleo hacia el pozo, la tubería de revestimiento que cubre

el estrato productor se cañonea a una profundidad muy por debajo del contacto

gas/petróleo. Esto se hace para evitar producir gas libre de la capa de gas. Sin embargo, al

correr del tiempo y debido a la extracción de crudo del yacimiento, la presión disminuye

paulatinamente y el volumen de la capa de gas aumenta, por lo cual el nivel del contacto

gas/petróleo baja. Este descenso del contacto gas petróleo hace que los pozos ubicados

en la parte estructural más alta del yacimiento sean los primeros en producir gas de esta

capa. Esta situación empieza a manifestarse y a detectarse a través del continuo y

sostenido incremento de la relación gas-petróleo producido.

Cuando se nota marcadamente el aumento de relación gas-petróleo y con los estudios y

predicciones de comportamiento del yacimiento, se opta por tomar ciertas acciones

correctivas. Una puede ser aislar por medio de la cementación forzada los intervalos

superiores del estrato productor que fueron cañoneados en la terminación original del

pozo y recañonear a niveles más bajos. Si este procedimiento remedia la

situación, se podrá seguir produciendo el pozo hasta que la relación gas-petróleo

Completación de Pozos - 16 -

adquiera límites indeseables.

Llegará un momento en que los repetidos cañoneos del pozo no darán los resultados

esperados y entonces se aplicarán otras opciones.

Una de estas opciones puede ser no producir el pozo y mantenerlo como punto de

observación. Otra, utilizarlo como. inyector de gas de acuerdo con programas de

vigorización de la presión y conservación de gas en el mismo yacimiento. A medida que

cada barril o metro cúbico de la mezcla de hidrocarburos (gas y petróleo) hace su

recorrido de las entrañas del yacimiento hacia el pozo, el diferencial de presión que

promueve el flujo hace que a una cierta presión (presión de burbujeo) comience a

desprenderse el gas que estaba disuelto en el petróleo. Por tanto, al llegar el fluido al

pozo, el volumen de líquido ha disminuido en cierto porcentaje.

EMPUJE POR GAS DISUELTO

En este tipo de mecanismos no existe capa de gas. Todo el gas disuelto en el petróleo y el

petróleo mismo forman una sola fase, a presión y temperatura originalmente altas en el

yacimiento. Al comenzar la etapa de producción, el diferencial de presión creado hace

que el gas comience a expandirse y arrastre el petróleo del yacimiento hacia los pozos

durante cierta parte de la vida productiva del yacimiento. Eventualmente, a medida que se

extrae petróleo, se manifiesta la presión de burbujeo en el yacimiento y comienza a

desarrollarse la capa de gas en el yacimiento, inducida por la mecánica de flujo. Este

tipo de extracción es considerado más eficiente que la de capa de gas. La práctica ha

demostrado que la extracción primaria puede acusar de 20 a 40 % del petróleo en sitio.

Como podrá apreciarse, la relación gas disuelto en el petróleo (m3/m3) es importante y el

volumen de gas disuelto en el petróleo está en función de la presión y temperatura en

el yacimiento y las características del crudo. El análisis de P-V-T, las medidas de presión

de fondo en pozos claves y en el yacimiento en general, así como el historial de

producción, proporcionan datos básicos para tener el adecuado seguimiento durante la

vida productiva del yacimiento.

Completación de Pozos - 17 -

Algunas veces puede ser que la presencia de agua en el fondo del yacimiento constituya

un latente mecanismo de expulsión. Estudios sobre esta posibilidad pueden

indicar que en determinado tiempo se hará sentir su contribución, la cual podría ser

importante para aumentar el porcentaje de extracción del petróleo en sitio. También

puede ser que el acuífero existente ofrezca oportunidad para considerar la inyección de

agua, que conjuntamente con la inyección de gas en la parte superior del

yacimiento, haga que ambos mecanismos, actuando simultáneamente, contribuyan más

efectivamente a la extracción vigorizada del petróleo en sitio y, por ende, se aumente

significativamente el porcentaje de producción de petróleo.

Para la inyección de gas y/o de agua, previo los estudios requeridos, se escogerán pozos

claves existentes que puedan ser convertidos a inyectores o se abrirán nuevos pozos

para tales fines.

EMPUJE POR AGUA O HIDRÁULICO

El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción

del petróleo. Su presencia y actuación efectiva puede lograr que se produzca hasta 60 % y

quizás más del petróleo en sitio. Sin embargo, este tipo de mecanismo requiere que se

mantenga una relación muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se

establezca para el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento.

Completación de Pozos - 18 -

El frente o contacto agua/petróleo debe mantenerse unido para que el espacio que va

dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado uniformemente por el agua.

Por otro lado, se debe mantener la presión en el yacimiento a un cierto nivel para

evitar el desprendimiento de gas e inducción de una capa de gas.

La tubería de revestimiento de los pozos se perfora a bala o cañonea bastante por encima

del contacto agua-petróleo para evitar la producción de agua muy

tempranamente. Sin embargo, llegará una fecha en que algunos pozos empezarán a

mostrar un incremento paulatino de producción de agua y que de repente puede

aumentar drásticamente. La verificación de este acontecimiento puede indicar que en

realidad el frente o contacto ya está a nivel de las perforaciones o en ciertos pozos se

está produciendo un cono de agua que impide el flujo del petróleo hacia el pozo.

Cuando se detecta el influjo drástico del agua se procede a verificar la ocurrencia con

los estudios de comportamiento preparados sobre el yacimiento. Es posible que lo

más recomendable sea aislar por cementación forzada las perforaciones por donde

está fluyendo el agua y cañonear el casing a más alto nivel del contacto agua-petróleo.

O, en caso de conificación, con cerrar el pozo por cierto tiempo se produce la

desaparición del cono al equilibrarse el contacto agua-petróleo. En algunos

yacimientos se ha constatado que el cono de agua se desvanece al cerrar el pozo por

cierto tiempo y al abrirlo produce petróleo sin gran cantidad de agua durante un tiempo,

Completación de Pozos - 19 -

pero luego se vuelve a repetir la conificación. Así que cerrando y abriendo el pozo

por determinados períodos se puede controlar el cono. El cono se produce debido a la

movilidad con que el agua y el petróleo se desplazan hacia el pozo. En este caso, la

relación de movilidad petróleo-agua favorece al agua y hace que el petróleo quede

rezagado.6

Existen casos de acuíferos de gran extensión que afloran en la superficie y las aguas

que corren por el suelo se filtran, robusteciendo así la energía del yacimiento. El agua

contenida en el acuífero está sujeta a la presión y temperatura del yacimiento que le

imponen una muy tenue compresión, pero si se considera la extensión y volumen de agua,

el agregado de esa compresión ejerce una apreciable influencia en el

desplazamiento del petróleo hacia los pozos.

EMPUJE POR GRAVEDAD

Generalmente, los estratos tienen una cierta inclinación o buzamiento que de un

punto a otro crea un desnivel. Este buzamiento se expresa en grados y puede ser muy

pequeño, 2°, o puede ser muy empinado, 45° o más. Mientras más alto sea el

buzamiento, mayor oportunidad tendrá el petróleo de escurrirse buzamiento abajo.

Si la capa de gas es activa, los pozos ubicados buzamiento arriba empezarán a mostrar 6 TEUSACA, Seminario de formación petrolera para no petroleros, Marzo 2006

Completación de Pozos - 20 -

incrementos en su relación gas-petróleo durante cierta época de su vida

productiva. El mantenimiento de la presión del yacimiento por inyección de gas

equivaldría a que la masa de gas actuará como émbolo que comprime y desplaza el

petróleo hacia los pozos ubicados buzamiento abajo, los cuales tardarán mucho más

tiempo en incrementar su relación gas-petróleo, según su posición estructural.

En el caso de la presencia de un acuífero bien definido, su avance está relacionado con el

régimen de producción que se desee imponer al yacimiento. Naturalmente, la masa de

agua está también sujeta a la fuerza que le imprime el buzamiento hacia abajo por lo que

su desplazamiento buzamiento arriba se ve afectado en cierto grado. Por tanto, el

régimen de producción tiene que ser uno que mantenga el contacto aguapetróleo en

balance. El agua se desplaza para ocupar la parte vacía que va dejando el petróleo

que se extrae del yacimiento.

Si el agua se desplaza buzamiento arriba, lo cual no es muy factible cuando el

buzamiento es demasiado alto, los pozos buzamiento abajo empezarán a producir agua

cuando el contacto agua-petróleo haya subido a los intervalos donde fue cañoneado el

casing.

Como podrá observarse, la ubicación de los pozos es muy importante para obtener el

mayor provecho de producción de petróleo durante el más largo tiempo sin que se

produzca gas de la capa de gas que eventualmente se formará, o agua en caso del avance

del contacto agua-petróleo.

Completación de Pozos - 21 -

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Los sistemas básicos de levantamiento artificial son:

1. Bombeo mecánico

2. Sistema hidráulico

3. Levantamiento artificial por gas

4. Bombeo Electrosumergible

5. Bombeo PCP (Cavidades Progresivas)

SELECCIÓN DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

En la determinación de un sistema apropiado de levantamiento artificial se debe tener en

cuenta, entre otras, la siguiente información:

Acerca del yacimiento.-Mecanismo de empuje del yacimiento, número de pozos

para extraer fluido, mantenimiento de presión, índice de productividad.

Características físicas del pozo.- Profundidad de la zona productora, nivel de

fluido, gradiente estático de presión, presión en la cabeza del pozo.

Tipo de fluido.- Factor volumétrico de formación, gravedad API del aceite,

viscosidad del aceite, gravedad específica del agua, relación gas – líquido.

Problemas esperados.- Arena, parafina, corrosión.

Tipo de completamiento.-Zonas múltiples o simples, hueco desviado.

Aspecto geográfico.- Localización del pozo, área de

producción (on shore/ off shore), espacio del pozo.

Datos de producción .- Tasa de producción, tasa de

producción deseada, relación gas – aceite (GOR), corte

de agua, relación gas – líquido.

Consideraciones de equipo.- Requerimiento de

espacio, tamaño del revestimiento de producción,

Completación de Pozos - 22 -

tamaño de la tubería de producción, flexibilidad del equipo, requerimientos de

energía, tamaño de las líneas de flujo, capacidad de la batería.

Características especiales.- Disponibilidad de gas o de energía eléctrica

Costos de operación.- Costo de capital inicial, costos de operación, costos de

mantenimiento y reparación

BOMBEO MECÁNICO

Es el método de levantamiento artificial más usado. El completamiento es muy similar al

de flujo natural, la gran diferencia radica en cómo hacer llegar el petróleo desde el fondo

del pozo a la superficie. Por lo tanto el bombeo mecánico no es más que un

procedimiento de succión y transferencia casi continua del petróleo hacia superficie.

Los elementos que componen el sistema de bombeo mecánico se divide en dos grupos:

1. Los que se encuentran en el subsuelo

2. Los que se encuentran en superficie

VENTAJAS

Es el más utilizado para instalaciones en tierra.

Eficiencia de 50 - 60 %

Excelente Flexibilidad

Utilizado a bajas y medianas ratas, y a profundidades medias.

DESVENTAJAS

Presenta limitaciones en el tamaño del Casing

Mal manejo de GOR alto

Completación de Pozos - 23 -

Presenta problemas en Pozos desviados

No es aplicable costa afuera

Producción de Arena

BOMBEO HIDRÁULICO

Consiste en transmitir energía al fondo del pozo por medio de un fluido presurizado,

permitiendo que el pozo fluya desde el fondo hasta superficie. En el bombeo hidráulico

la energía se transmite por un fluido a alta presión.

El petróleo producido y el fluido impelente suben a la superficie por el espacio anular, la

mezcla pasa por un separador o desgasificador y luego a un tanque de donde el petróleo

producido pasa al almacenamiento y suficiente impelente en el tanque para ser

succionado por la bomba y ser bombeado otra vez al pozo.

Existe una variada selección de bombas de fondo y equipos afines de superficie para el

diseño de bombeo hidráulico continuo o intermitente, de acuerdo con las características

de flujo y requerimientos de los pozos.

Completación de Pozos - 24 -

El sistema de fluido motriz, está

representado por:

El tanque (A)

Bombas de superficie (B)

Control múltiple de pozos (C)

Cabezas de pozo (D)

La sarta de producción (E)

VENTAJAS

Operación sencilla

Depth de 1000 a 18000ft

Producción de 100 a 10000BPD

Buen manejo de los fluidos viscosos

DESVENTAJAS

No aplicable a completamientos múltiples.

Manejo de arena <100 ppm

GAS LIFT

Es el tipo de levantamiento artificial que más se parece al proceso natural.

El levantamiento a gas es apropiado para casi cualquier tipo de yacimiento petrolífero,

aunque es de mayor ventaja en pozos con alta producción y/o que tienen gas en solución.

Se define como un proceso de levantamiento de fluidos desde las perforaciones del

pozo, mediante la adición de gas a relativamente alta presión hacia la columna de fluido.

Completación de Pozos - 25 -

VENTAJAS

Cuando hay suficiente presión de inyección y volumen de gas disponible, el gas

lift es el mejor método a implementar.

Es recomendable en pozos altamente desviados, que producen arena y tienen alto

GOR

Las válvulas pueden ser remplazadas sin necesidad de matar el pozo o de sacar el

tubing.

El equipo de pozo es relativamente económico y los costos de operación son

menores

Puede instalarse hasta 10000 pies o más.

Este equipo posee pocas partes móviles.

Opera bajo un amplio margen de tasas de producción sin necesidad de cambios

en el equipo de subsuelo.

Completación de Pozos - 26 -

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

Se usa para volúmenes relativamente altos, más aplicable a yacimientos que están bajo

la influencia del empuje de agua y que además tienen un alto porcentaje de agua y bajo

GOR.

Una ESP convierte la energía provista por un motor primario

(motor eléctrico) en energía dentro del líquido que se bombea.

VENTAJAS

Eficiencia del 50% para pozos con altas ratas 100 a

30000 BPD

Maneja altos cortes de agua

Depth >7500ft

Aplicable a pozos desviados

Aplicables costa afuera

Completación de Pozos - 27 -

DESVENTAJAS

Pobre manejo del gas

No se aconseja para caudales bajos

Limitado por el tamaño del casing

No aplicable en formaciones poco consolidadas

ELEMENTOS BOMBA

ELECTROSUMERGIBLE

CAVIDADES PROGRESIVAS

Estas bombas se basan en un desplazamiento rotatorio de fluidos, el sistema en espiral

consiste en un rotor que gira excéntricamente con un stator estacionario, formando

cavidades progresivas que con su movimiento rotatorio llevan el fluido a superficie.

El rotor gira por efecto de una serie de varillas conectadas a un motor en superficie.7

VENTAJAS

Bajo capital de inversión

Alta eficiencia del sistema

Bajo consumo de energía

No posee válvulas internas

Operación silenciosa del equipo

Instalación sencilla y bajo costo de mantenimiento

Es portátil, equipo de superficie ligero.

ROTOR

DESVENTAJAS

7 TEUSACA, Seminario de formación petrolera para no petroleros, Marzo 2006

Completación de Pozos - 28 -

No compatible con CO2

Velocidad limitada para crudos pesados

Manejo de caudales pequeños

Bajo manejo de sólidos

Poco aplicable a pozos desviados

Limitado solo a pozos someros

No aplicable en costa afuera

Pobre manejo del gas.

ESTATOR

BIBLIOGRAFIA

AEC ECUADOR, Modulo PTDR 6001, Métodos y Equipos de Perforación, Julio

1999

AEC ECUADOR, Módulo PTDR 6003, Glosario de términos, Mayo 1999

BJ, Cementación Presentación Power Point, Junio 2006

MANUAL, Tomo02 Equipos de Perforación

MANUAL, Tomo03 Fluidos de Control

MANUAL, Tomo04 Barrenas

MANUAL, Tomo05 Tuberías

MANUAL, Tomo06 Registros Geofísicos

MANUAL, Tomo07 Ingeniería de Cementación.

PETROECUADOR, El Petróleo en Ecuador, Junio 2004

Completación de Pozos - 29 -

PETROECUADOR, Glosario de la Industria Hidrocarburífera, 2004

QUIROGA, Cléber, Manual Pruebas Completaciones y Reacondicionamientos

de pozos Petroliferos, Abril, 1991.

REPSOL Ing Marco Loaiza, Perforación Direccional,Presentación Power Point, Junio 2006

SEER OIL, Ing. Efraín Cruz, Herramientas MWD y LWD, Marzo 2004

TEUSACA, Seminario de formación petrolera para no petroleros, Marzo 2006