Tuberías y fluidos en la terminación de pozos

Term Tuberia ranurada no cementada:

Permite aislar zonas del intervalo productor, con empacadores entre liner ranurado y la formacion evitando contacto o conificacion de agua yo gas. Por no estar cementada no necesita perforar.

Ventajas:

• Costo menor
• Pozo y yacimiento en contacto directo
• Flujo radial
• Buen acceso a fracturas
• Ranuras proveen protección contra el colapso del pozo
• Reduce daño a formacion

Desventajas:

• Producción pasa por zonas dañadas
• Dificultad para estimulación

Terminacion por tubería de producción:

Se realiza por tubería de producción.

Ventajas:

• Reduce los costos
• Agujero descubierto menos tiempo en poner a producir

Desventajas:

• Corrosión
• Deficiente para el control del pozo
• Dificultades para reparaciones y para instalar sistemas artificiales de producción

Fluido de terminación:

Es quel en el que se realiza la operación de hacer producir el pozo y donde se lleva a cabo los disparos. Esta en contacto con la formacion. No debe afectar la formacion productora y debe mantener el control del pozo. Se clasifican a base de agua o aceite.

A base de agua:

Salmuera: dañan en menor medida a la formacion y se dividen en tres grupos: salmuera sódica, no arrastra solidos y no es corrosiva. Salmuera cálcica: de baja densidad pero corrosiva. Salmuera con polímeros y densificante, mejora el control de pozo.

Espumas: hacen que el fluido reduzca su densidad y viscosidad , se utilizan para poner a producir el pozo.

Fluido bentonita-polimero-alta temperatura:

Se utiliza con altas temperaturas y presenta un enjarre fino fácil de lavar.

Base aceite:

Es mas costoso y se usa cuando el a base de agua no puede usarse, por ejemplo cuando hay lutitas hidrófilas.

Emulsion inversa: es estable a altas temp, tiene un amplio rango de densidades por lo q puede usarse en pozos con alta o baja presión.

Emulsion directa: es estable a altas t pero se usa en pozos de baja presión.

Mediciones de fluido en laboratorio:

En el laboratorio se usan mediciones relativas tales como la permeabilidad del retorno, la solubilidad el revoque y la presión de despegue, para determinar si un fluido es adecuado para perforar una formación específica.

Fluidos de complementación:

Además de controlar la presión supericial con la densidad, estos fluidos también minimizan los daños a la formación durante las operaciones de complementación y rehabilitación ya que las posibilidades de daños permanentes son mayores que durante la perforacion. El uso de fluidos que causan minimos daños mejoran dramáticamente la producción. Controlan las presiones superficiales, minimizan daños, estabilizan el pozo, control del filtrado de formacion, transportar solidos, mantener propiedades estables.

CRITERIO PARA ELEGIR UN FLUIDO DE COMPLEMENTACION:

Es la densidad y tempe. La t de la salmuera debe ser medida y registrada cuando se verifica la densidad, la densidad se corrige a valores de 70°F . porque puede producirse cambio de viscosidad por ende en la presión hidrostática

Fluidos de empaque:

Son colocados dentro del espacio anular de un pozo y permanecen encima del empaque durante la vida útil del pozo. Generalmente son salmueras de complementación modificadas o lodos de perforación acondicionados. Estos no deben ser corrosivos para las tuberías, los densificantes o sólidos no deben sedimentar arriba del empaque y no deben solidificarse.

Complementacion típica de un pozo:

Conjunto de cabezal de pozo que sella y controla la presión del pozo y los flujos de superficie (válvulas, carretes, y bridas). Una disposición de la tubería de revestimiento y de la tubería de producción que proporcione un aislamiento zonal y permita que los fluidos fluyan desde la zona productiva hasta la superficie. Un conjunto de complementación de fondo que selle y proporcione el control sobre la zona productiva.