Conceptos básicos para la terminación de pozos

Después de perforar un pozo hasta su profundidad total (TD), evaluarlo, revestirlo y cementarlo, los ingenieros pasan a la fase crítica de finalización del pozo. Este proceso implica la instalación de equipos diseñados para optimizar la producción, ya sea para un pozo complejo o básico. La fuerza impulsora detrás de cada estrategia de terminación es recuperar la mayor cantidad de petróleo posible del yacimiento a un costo razonable.

La decisión de completar un pozo para producción o taparlo y abandonarlo como pozo seco depende en gran medida de la evaluación de la formación (EF) utilizando registros de pozo-abierto. Una vez que el análisis de registros FE indica posibles yacimientos comerciales de petróleo o gas, se introduce un revestimiento de acero en el pozo y se bombea cemento detrás de él. Posteriormente, el ingeniero de terminación desplaza el fluido de perforación con un fluido de terminación, generalmente agua dulce o una salmuera formulada que no-reactiva con la formación.

El objetivo principal de la cementación es impedir la comunicación entre las zonas de producción. Los ingenieros ejecutan un registro de unión de cemento (CBL) para garantizar que la funda de cemento entre la carcasa y la pared del pozo no tenga defectos. Si existen huecos, realizan una operación de cementación por compresión perforando la carcasa a la profundidad adecuada e inyectando cemento.

Los registros de unión de cemento pueden detectar malos resultados debido a una densidad de cemento incorrecta, eliminación incompleta del lodo, gelificación o endurecimiento prematuro y pérdida excesiva de fluido de la lechada de cemento.

Luego, los ingenieros perforan la carcasa y la funda de cemento en zonas identificadas mediante análisis FE como favorables para el flujo de hidrocarburos. Las perforaciones son orificios realizados a través de la carcasa, generalmente utilizando cargas conformadas disparadas desde una pistola perforadora transportada por cable, tubería o tubería flexible. Estas operaciones a menudo dejan residuos que pueden impedir el flujo de fluido. Para mitigar esto, los ingenieros pueden bombear una solución ácida débil para disolver los escombros.

Dependiendo del nivel de conocimiento sobre la formación, los operadores pueden realizar una prueba del pozo. Esto a menudo se realiza usando una válvula de tubería de perforación conectada al fondo de una sarta de trabajo (tubería o tubería de perforación). La válvula se abre desde la superficie y los fluidos del pozo fluyen a través de un separador (un recipiente de superficie que separa el petróleo, el gas, el agua y el fluido de terminación). Al medir las tasas de producción, los operadores obtienen información útil sobre el desempeño futuro del pozo y las características del yacimiento.

Si la formación tiene baja permeabilidad, los ingenieros pueden crear una fractura hidráulica bombeando agua y arena (u otros materiales como lodo) a alta presión hacia la formación. La presión fractura la roca y la lechada se bombea hacia las nuevas fracturas. Cuando se detiene el bombeo y se abre el pozo, el agua fluye, dejando arena (agente de apuntalamiento) para mantener abiertas las fracturas, lo que proporciona una vía de alta-permeabilidad para el petróleo y el gas.

En formaciones mal consolidadas, las partículas de arena pueden migrar hacia el pozo y tapar los disparos. Para evitar esto, los ingenieros pueden inyectar productos químicos para unir los granos de arena o emplear técnicas de control de arena (incluidos varios filtros de arena y sistemas de empaquetamiento de grava) que bloquean el movimiento de la arena y permiten que el fluido pase libremente.

Finalización de una sola-zona:Un empacador sella el interior de la carcasa de producción, aislando hidráulicamente la sarta de tubería del espacio anular encima del empacador. El espacio anular contiene fluido de terminación con inhibidores de corrosión.

Finalización de varias-zonas:Utiliza al menos dos empacadores para separar las zonas de producción. Los fluidos de todas las zonas se pueden mezclar o las zonas superiores se pueden cerrar mediante manguitos deslizantes hasta que los operadores determinen que la mezcla es óptima.

La tubería de producción es el conducto entre la zona de producción y la superficie. Su resistencia, material, peso por unidad de longitud y diámetro interno están determinados por las tasas de producción esperadas, el tipo de fluido, la presión, la profundidad, la temperatura y la corrosividad. Los sellos (empaquetadores) aíslan las zonas de producción dentro del anillo de la tubería de revestimiento-.

Para pozos con múltiples zonas productoras, los fluidos ingresan al pozo entre los empacadores superiores e inferiores y pasan a través de una manga deslizante (una válvula abierta o cerrada mecánicamente usando cable o tubería flexible) hacia la tubería.

Casi todas las terminaciones incluyen una válvula de seguridad subterránea instalada dentro de la tubería a unos cientos de pies debajo de la superficie. Cierra automáticamente el pozo si el sistema de control de superficie se ve comprometido y puede cerrarse manualmente para agregar una barrera entre el pozo y la atmósfera.

Cuando la intervención en un pozo es costosa o problemática, se utilizan terminaciones inteligentes (IC). Los circuitos integrados incluyen sensores remotos permanentes de presión y temperatura en tiempo real-y válvulas de control de flujo operadas remotamente en cada formación.

Cuando la presión del yacimiento es insuficiente para elevar los fluidos a la superficie, los pozos deben estar equipados con bombas o sistemas de elevación por gas:

• Bombas eléctricas sumergibles (ESP):Utilice rotores y estatores para bombear líquidos a la superficie.
• Bombas de varilla (bombas de varilla de bombeo):Utilice movimientos verticales alternativos para levantar líquidos.
• Elevación de gas:Inyecta gas en el anillo de la carcasa; El gas ingresa a la tubería debajo de la columna de líquido, lo que reduce la densidad del fluido y permite que la flotabilidad eleve los fluidos. El volumen de inyección se puede regular mediante válvulas distribuidas a lo largo del tubo.

En los yacimientos de baja-presión, se puede inyectar agua o gas a través de un pozo para impulsar el petróleo a través de la formación hasta un pozo productor. Los pozos productores pueden estar equipados con dispositivos de control de flujo de entrada (ICD) para gestionar el volumen y la ubicación del flujo de entrada.

Los ingenieros consideran múltiples factores al diseñar una terminación: tipo y volumen de fluidos a producir, temperaturas de fondo y de superficie, profundidad de la zona de producción, tasa de producción, ubicación del pozo y entorno circundante. Las soluciones van desde completaciones básicas de pozos-abiertos (posiblemente sin una sarta de revestimiento de producción) hasta pozos multilaterales extremadamente complejos (múltiples pozos horizontales o de ángulo alto-perforados desde un único pozo principal, cada uno con su propia terminación).

Los elementos esenciales para una terminación óptima incluyen análisis confiable de elementos finitos, datos de pozos adyacentes y flexibilidad. Con un conocimiento confiable de la zona objetivo y de cómo los pozos cercanos han perforado y producido estas formaciones, los ingenieros a menudo pueden planificar terminaciones básicas antes de perforar, reconociendo al mismo tiempo que no todos los pozos funcionarán de manera idéntica.

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