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Completacin de Pozos Petroleros
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.
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ESQUEMA
INTRODUCCIN
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 arena
1.1. Completacin a Hueco Abierto
1.2. Completacin a Hoyo Revestido
2. Segn el nmero de tuberas
2.1. Completacin Sencilla
2.2. Completacin Mltiple
3. Otros tipos de Completaciones
3.1. Completacin con Tubera Ranurada no Cementada
3.2. Completacin segn la Edad Geolgica
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Completacin a hoyo abierto o desnudo
Descripcin
Tipos 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
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ESQUEMA DE FIGURAS
Figura N1. Completacin sencilla con empacadura
Figura N2. Completacin a Hueco Abierto
Figura N3. Completacin a Hoyo Revestido
Figura N4. Completacin Sencilla sin Empacadura
Figura N5. Completacin Sencilla con Empacadura
Figura N6. Completacin Mltiple de doble zona con una sarta
Figura 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 Cementada
Figura 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-libre
Figura 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 Trabajo
Tabla N3. Tamaos de Grava Disponibles Comercialmente
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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.
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Figura N1. Completacin sencilla con empacadura
En 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:
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- 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 300bppd Dimetro de 2-3/8
Desde 300-800bppd Dimetro de 2-7/8
Desde 800-1500bppd Dimetro de 3-1/2
Desde 1500 bppd en adelante Dimetro 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
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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:
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- 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.
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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
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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.
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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
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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.
SERIE PRESION DE TABAJO
600 2000Lpc
900 3000 Lpc
1500 5000 Lpc
3000 10.000 Lpc
4500 15.000 Lpc
Tabla N 2. Series y Presiones de Trabajo.
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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 suprayacentes o 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.
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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.
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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
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- 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.
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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.
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Figura N5. Completacin Sencilla con Empacadura
5.2. 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.
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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.
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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.
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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.
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- 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.
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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.
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- 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.
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- 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.
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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
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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.
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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,
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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.
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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 y
herramientas estn 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
rea crtica de 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
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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 la
centralizacin. 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.
http://www.monografias.com/trabajos4/descent/descent.shtml#_Toc480978441
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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
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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
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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.
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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.
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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.