1-8_Ingeniería y Diseño de la Terminación

7/31/2019 1-8_Ingeniera y Diseo de la Terminacin

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Fundamentos sobre Terminacin de Pozos1/60

Terminacin de Pozos de Petrleo y Gas

Ingeniera y Diseo

de la Terminacin


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Diseo del Sistema de Terminacin - Opciones

Agujerodesnudo

o revestido Tasa de produccin conjunta Profundidad y presin del

yacimiento

Propiedades de la formacin Propiedades de los fluidos Localizacin del pozo

Flujo Naturalo Asistido

De zona simple mlti-zonas


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Clasificacin de los pozos de Petrleo y Gas

Relacin Rendimiento

Gas / Lquido de Lquido Clase de Pozo(SCF/BBL) (BBL/MMCF)

100 PETRLEO>50,000


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Pozos de Flujo Multifsico

Los principales regmenes de flujo multi-fsicoreconocidos en pozos de petrleo y gas son:

Flujo de burbujeo Flujo de bolsa Flujo de transicin o turbulento

Flujo anular o flujo de neblina


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Flujo Tipo Burbuja

El flujo tipo burbuja se caracteriza

por:

Pequeas burbujas de gasdistribudas uniformemente

Fase continua lquidaTambin caracterizado como: Flujo de burbujas Flujo de burbujas dispersas

Pequeasburbujas degas

distribuidasuniformemente a travs dela fase lquida


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Flujo Tipo Bolsa

El flujo tipo bolsa se caracteriza

por:

La serie de bolsillos de gasdentro los baches de lquido

Una fase continua lquida Volmenes de gas llamadosburbujas de Taylor

Burbujas detamaovariable

distribudasen formairregular atravs de lafase lquida


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Flujo de Transicin/Turbulento Catico

El flujo de transicin se caracteriza por:

Distribucin catica del flujo Ninguna de las fases es continua

La fase lquida se mueve a la vezhacia arriba y hacia abajo en elconductor

Arreglocatico

de flujo


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Flujo Anular de Tipo Neblina

El flujo anular/tipo neblina secaracteriza por:

Una fase continua de gas Un lquido atrapado en el flujo

de gas como (niebla)

Una pelcula anular de faselquida

Fasecontinua degas

Pelculaanular defase lquida


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Factores de Yacimiento, Pozo y Localizacin

Parmetro Implicacin para el diseo

Alta tasa de ProduccinLiquido de 1500 a 10,000 BOPD

Gas de 35 a 140 MMscf/D

Las presiones de friccin pueden sersignificativas

Tubera de gran dimetro (> 2-7/8 pulg.)Revestidor de gran dimetro (> 5-1/2 pulg.)Opcin de expansin y contraccin trmicaProblemas potenciales de erosinEquipo auxiliar especializado (como por ej. ellevantamiento con gas)

Baja tasa de ProduccinLiquido < 30 BOPDGas < 1MMscf/D

Requiere equipo de levantamiento artificialDepsitos de parafina potencialesCostos operacionales se hacen crticos

Muy alta Presinde 10,000 a 25,000 psi

Tubulares y componentes de alta resistenciaAceros resistentes pero con tolerancia al H2SEmpacadores y sellos de desempeo especialMediciones y pruebas detalladas conducidas ala instalacin del completamiento


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Factores de Yacimiento, Pozo y Localizacin

Parmetro Implicaciones en el DiseoAlta Presin

de 3,000 a 10,000 psiLas conexiones de rosca API no son aceptablesTubera y acoples en acero de diseo especialCapacidad especial de controlar el pozo

Baja Presin< 1000 psi

Las conexiones roscadas son generalmetne aceptadas

Puede requerirse levantamiento artificialAlto riesgo de presentarse dao de la formacin

Pozo Profundo> 10,000 ft

Alta presin potencialAplicar modelo de tensin en la tubera de produccinTamaos de revestidor/liner pueden estar restringidos

Sistema especial de levantamiento artificialCorrosin potencial debido a la combinacin de altatemperatura y alta presin

Localizacin del Pozo:

Costa Afuerareas Urbanas

Medio Ambientes Especiales

Requerimientos y regulaciones especiales

Requerimiento de vlvulas de seguridad subsuperficialesLimitaciones de acceso y de servicio del pozoRequerimientos especiales de seguridadLimitaciones ambientalesConsiderar factores asociados con daos en el cabezalLevantamiento artificial adecuado a las condiciones


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Factores Asociados con la Roca y Fluidos del Yacimiento

Parmetro Implicaciones en el diseo

Muy baja permeabilidad< 1 md Fracturamiento hidrulico requerido

Baja permeabilidadde 1 a 50 md

Fracturamiento hidrulico posiblemente requeridoAlta presin de arrastre a trvs de las perforaciones

Permeabilidad moderada

de 50 a 200 md

Poco beneficio con el fracturamiento hidrulicoAcidificacin de matrz posiblemente sea requeridaRiesgo de dao de formacinModerada presin de arrastre a travs de las perforaciones


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Factores Asociados con la Roca y Fluidos del Yacimiento

Parmetro Implicaciones en el diseo

Alta permeabilidad> 1 Darcy

La prdida de circulacin puede ser un problemaLa resistencia de la formacin puede no permitir una

Produccin de alta velocidadLa formacin puede sufrir dao con facilidad

Permeabilidad moderada

Sulfuro de Hidrgeno

Dixido de Carbono

Produccin de Agua

Inyeccin de Agua

Requerimiento de cumplir regulacionesPuede requerir proteccin a la corrosin

El gas es considerado agrio o amargoConsiderar el uso de de inhibidor o protector especialpara el acero si la presin parcial del CO2 es >10 psiPosibilidad de problemas por depositacin de costrasPuede requerirse levantamiento artificialConsiderar proteccin de la oxidacin


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Pozos de Flujo Multifsico

Varios factores y su interaccin determinan el tipo de flujo:

Tasa de flujo de la fase lquida Tasa de flujo de la fase gaseosa Densidad del lquido

Densidad del gas Tensin interfacial Geometra de la tubera conductora


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Anlisis Nodal

Sistema aplicado para optimizar la produccin en pozos depetrleo y gas. Su metodologa consiste en:

Optimizar el sistema de terminacin hacia la produccindel yacimiento

Identificar las restricciones y factores limitantes de laproduccin

Identificar los medios de incrementar la eficiencia de laproduccin


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Evaluacin de Prdidas Friccionales de Presin

Gas

Liquid

Estacin

(nodo) delSeparador

Estranguladoren superficie

Nodo delyacimeiento

(lmites o fronteras)

Nodo en cabezal

del pozo

Nodo del Pozo

Nodo delyacimiento

(cercanas del pozo)

SSSV

Restriccionesen el

subsuelo


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Nodos y Variables Tpicos

Capacidad de flujo del yacimiento

Perforaciones (punzados) en el revestimiento

Restricciones

Vlvulas de seguridad

Estranguladores en superficie

Tamao de la tubera de produccin

Tamao de la lnea de flujo en superficie

Presin del separador o calentador


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Componentes del Sistema del Anlisis Nodal

Flujo de salida

Flujo de entradaFlujo de entrada

Componentes del Nodo del pozo


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Relacin de Desempeo del Flujo, IPR

Presin esttica del yacimiento

PRESIN

EN

ELNODO

(

P-psi)

Relacin de desempeo del flujo

(Inflow Performance Relationship = IPR)

TASA DE FLUJO (Q) - BPD MSCF/Dia


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Desempeo del Flujo de Salida

Presin inicial del nodo

P

RESIN

EN

ELNODO

(P

-

Curva del flujo desalida


psi)


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Punto de Operacin Flujo Estable

Punto de Operacin

P

RESIN

EN

ELNODO

(P

-psi)

Curva del flujo

de salida

Curva del flujo deentrada

Operating pressure

Tasa de flujode operacin



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Mtodos para Predecir las Prdidas de Presin

Mtodo Fluido del Pozo Comentarios

Duns & Ros aceite, agua, gas Tiende a ser conservativo y sobre predecir las

(1963) cadas de presin. Buen mtodo donde existenvarios patrones de flujo

Hagedorn & Brown aceite, agua, gas Predice la mnima presin en tubera pero no(1965) para flujo de burbuja. La prediccin del lquido

levantado puede ser menor que el flujono deslizante. Usar con precaucin

Hagedorn & Brown aceite, agua, aire Tiende a ser optimista, predice bajas cadas decon Griffith presin. Correlacin preferida en ausencia

de otros datos.

Orkiszewski aceite, agua, gas Tiende a ser conservativo y a predecir altas

(1967) cadas de presin


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Mtodos para Predecir las Prdidas de Presin

Mtodo Fluido del Pozo Comentarios

Duns & Ros aceite, agua, gas Optimista, precice bajas caidas de presin(1972)

Beggs & Brill aire, agua usar slo para pozos desviados (>45). Tiende a(1973) predecir altas cadas de presin

Beggs and Brill aire, agua Desarrollado para pozos desviados. Tiende acon Palmer predecir altas cadas de presin

Cornish aceite y gas No predice una mnima TPC.(1976) No es generalmente apropiado para el diseo.

Kleyweg y otros aceite, agua, gas Desarrollado para levantamiento con gas en(1983) pozos desviados.Uso limitado para (>70).

Ansari N/A Ligeramente conservativo pero consistente para

(1989) todos los patrones de flujo. Da un TPC correcto


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Seleccin del Modelo de IPR (Tipo de Yacimiento)

Tipo de Pozo Condicionesde Produccin Modelo de IPR sugerido

aceite sub saturado Pwf > Pb PI lineal o ecuacin de flujo radial

aceite saturado Pwf < Pb Vogel Fetkovich

daado o de Pwf > Pb Standing PI linealaceite saturado S > +3 si hay mucho dao (S > 7)

aceite sub saturado a PR > Pb Vogel compuesto y PI linealPR pero saturado a Pwf

productores de aceite WC>O el indicado arriba para aceite + PI linealy agua (o ecuacin de flujo radial para el agua)

zona de agua WC>90% PI lineal o ecuacin de flujo radial

alta tasa de q > 25 stb/d/ft Blount-Jonesaceite saturado P

wf< P

b

pozo de gas Ecuacin de Pseudo-presin(m(PR) - m(Pwf) = Aq = Bq

2)


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Seleccin del Modelo de IPR (Desarrollo)

Ecuacin de flujoRadial

Modelo de IPRdel Yacimiento

IPR empricos

Evaluaciones TcnicasProspecto de evaluacin Estimar el potencial - -

Pozo exploratorio Extrapolar resultados - Validar interpretacinde la prueba

Planeacin de Desarrollo

Diseo conceptual Mtodo primario identificar variaciones Validar resultados(campo grande) geogrficas con tiempo destacar riesgos de dao

Diseo conceptual Mtodo primario - Validar resultados(campo pequeo/ destacar riesgos de daopozo individual)

Plan de desarrollo validar resultados y Mtodo primario Validar resultadosdao supuesto destacar riesgos de dao

S ( )


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Seleccin del Modelo de IPR (Desarrollo)

Ecuacin delFlujo Radial Modelos IPRdel Yacimiento IPR Empricos

Planeacin del DesarrolloDiseo detallado Validar resultados y Mtodo primario Validar resultados(campo grande) evaluar completacin destacar riesgos de dao

Diseo detallado Mtodo primario si est disponible, validar resultados(campo pequeo/pozo) evaluar completacin usar para IPR futuro destacar riesgos de dao

Optimizar trabajos deW.O. Estimar dao y - Mtodo primario

evaluacin del desempeo determinar la causa

Estudios de campo Validar resultados Predice IPR futuro Mtod primario para(predicciones de (alternativo a la IPR corrientelevantamiento artificial / estimulacin) .

compresin)

Planeacin del W.O. Mtodo primariop Predice IPR futuro Mtodos primarios parapara IPR del W.O. IPRs corrientes

Plan de desarrollo Definir entradas del Mtodo primario Validar resultados delrevisado modelo modelo de yacimiento

P t d O i Fl j I t bl


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Punto de Operacin Flujo Inestable

Punto de operacinaparente (inestable)

P

RESIN

EN

ELNODO

(P

-psi)

Curva del Flujode Salida

Curva del IPR


P t d O i D bl I t i


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Punto de Operacin Doble Interseccin

Punto de operacinaparente (inestable)

P

RESIN

EN

ELNODO

(P

-psi)

Curva del flujode salida

Curva del IPR

Punto de operacinaparente (estable)


Densidad de Caoneo


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Densidad de Caoneo

TA

SA

DEFLUJ

O(

Q-

e.g.,M

SCF/Day)

Baja tasa de flujo

DENSIDAD DE TIROS PERFORADOS POR PIE2 104 6 8 12

Mximo Efecto

ptima

Efecto menorEfecto mnimo

Ef t d l T d T b T d Fl j


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Efecto del Tamao de Tubera en Tasa de Flujo

TAS

A

DEFLUJO

(Q

-e.g.,

MSCF/da)

41 2 3 5

DIMETRO INTERNO DE LA TUBERA, pulg

6

CT de 1

Tuberade 2-3/8

Tuberade 2-7/8

Tuberade 3

Tuberade 4

Tuberade 5

Importancia del Flujo Estable


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Importancia del Flujo Estable

Punto de Operacin(estable)

PRES

IN

DEFON

DO

DELPOZ

O(

BHP-p

Curva del flujode salida

Curva del IPR

Retencin de lquido abajas tasas de flujo

Regin de flujo

inestable

Regin de flujo

estable

si)

TASA DE FLUJO (Q - e.g., MSCF/dia)

Tamao de la Tubera Restricciones


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Tamao de la Tubera - Restricciones

Mnima tasa de flujo

(remocin de condensado)PRESIN

DEFOND

OD

ELPOZO

(BHP-ps

i)

Mxima tasa de flujo(erosin) Tub. 2-3/8

Tub. 3

Mnima tasa de flujo(remocin de agua)

TASA DE FLUJO (Q - e.g., MSCF/da)

Profundidad de Asentamiento


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Profundidad de Asentamiento

TAS

A

DEFLUJO

(Q

-e.g.,

MS

CF/dia)

PROFUNDIDAD DE LA TUBERA (pies)

2000 4000 6000 8000

Tub. 2-3/8

Tub. 2-7/8

Seleccin del Equipo de Completacin


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Seleccin del Equipo de Completacin

El proceso de seleccin del equipo para la terminacin sebasa sobre todo en los datos dimensionales, que incluyen:

Longitud (profundidad)

Dimetros interno y externo (ID/OD)

Desviacin de la trayectoria del pozo

Refuerzos y perfiles en los tubulares del pozo

Tamao y tipo de conexin de la tubera

Especificaciones de la Sarta de Produccin


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Especificaciones de la Sarta de Produccin

Las sartas de tubera de produccin se especifican con:

Tamao y dimensiones Dimetro externo, OD Peso por pi y espesor de pared

Dimetro exterior de los acoples Grado del acero

Resistencia mnima a la cedencia

Tipo de fabricacin Tubera sin costura /tubera soldada con arco Tipo de acoples

Reforzado/ No reforzado

Tipo de Rosca API Tipo premium (del fabricante)

Grados de acero para tubera de produccin


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Grados de acero para tubera de produccin

Los grados de acero para la tubera de produccin estn

especificados por el API as:

Grados API estndar J-55, C-75, C-95, N-80, P-110

Grados especiales Ejemplo: C-75 y C-95 para servicio con H2S

Grados de alta resistencia Con resistencias de cedencia arriba de 80,000 psi Ms sensibles a daos o defectos

Defectos de manufactura Daos por transporte o manejo Fragilidad por presencia del sulfuro de hidrgeno

Conexiones de tubera Acople Independiente


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Conexiones de tubera Acople Independiente

Conexin No-Reforzada(rosca 8 redonda, 8RD - NU)

Conexin con refuerzo exterior,(rosca 8 RD, EUE)

Conexiones de tubera Acople Integral


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Conexiones de tubera Acople Integral

Conexin Integralcon refuerzo exterior, EU

Ejemplo de Conexin Integral: roscaHydril (rosca plana en dos etapas)

Seleccin y Diseo de la Sarta de Produccin


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y

Los objetivos de la seleccin y diseo de la sarta se relacionantpicamente con las siguientes reas:

Facilitar la instalacin

Optimizar la produccin

Simplificar el mantenimiento

Facilitar trabajos de estimulacin o de reparacin

Proveer para contingencias

Factores para diseo de la sarta de produccin


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p pLos criterios para seleccin y diseo incluyen:

Presin de trabajo y Cargas de Tensin < 80% de la resistencia a la cedencia del material Limitaciones por presin y colapso del tubular

Tasa de Produccin Tasa de flujo compatible con rea de flujo

Medio ambiente encontrado en el pozo Propiedades de los fluidos: corrosion, depsitos

Tipo y geometra de las conexiones

Tamao y tolerancia anular

Cargas y esfuerzos A travs de toda la vida de la completacin

Factores de longitud y fuerzas aplicadas 1


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g y p

Influencias Mecnicas

Cambios en lalongitud y en las

fuerzas aplicadasa la sarta

Influencias de Presin

Influencias detemperatura

Influencias delos fluidos

Influencias de laGeometra del Pozo



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Influencias debidas a loscambios de temperatura

Temperatura de Superficie -(Inicial/Final)

Temperatura de Fondo -(Inicial/Final)

Densidad del fluido en tubera -(Inicial/Final)

Densidad de fluido en revestidor -(Initial/Final)

Capacidad de flujo(estrangulador de fondo)

Influencias relacionadascon los fluidos



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Influencias Mecnicas Influencias relacionadascon la geometra del pozo

Grado de acero en tuberaGrado de acero en revestidorTensin aplicada (al levantar)

Compresin aplicada (al asentar)Fuerzas friccionalesPandeo helicoidalEsfuerzos de fibra en la tuberaTipo de empacador instalado

Mecanismo para asentar empacadorMovimiento del empacador o tuberia

Tubera ID/ODGrado del acero (ID)

Radios de tubera y revestidorEspesor de pared de tubera(peso por pie)Profundidad de asentamiento (MD)Profundidad Vertical Verdadera

Dimetro de sello del empacadorrea terminal de la tubera



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Influencias relacionadascon la Presin

Presin aplicada a la tubera

Presin de flujo por la tuberaPresin en el revestidor (Inicial/Final)Factor de flotacin (Inicial/Final)Efecto de balonamiento y pistoneoPresin de pandeo

Presiones extremas (alta o baja)

Fuerzas aplicadas a la tubera


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Las cargas y esfuerzos sobre la completacin pueden estar afectadas por:

Temperatura cambios en temperatura

Presin cambios en la presin

Peso de los componentes

Densidad y gradiente de los fluidos

Fuerzas friccionales especialmente en pozos desviados

Empacadores y Movimientos de la tubera


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Sin MovimientoLibre Movimiento Movimiento Limitado

Efecto de Flotacin sobre la Sarta Sumergida


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1Punta libre

A

AA

BB

DCC

2Sarta Telescpica

3Sarta Telescpica

4Sarta taponada

Ejemplo de Fuerzas sobre la Sarta 1


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A

B

D

ID

OD

E

SB

C



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A

B

D

ID

OD

E

SB

F

C



49/60


A

B

C

ID

OD

E

SB

F



50/60


A

B

ID

OD

D

SB

C

Cambios de Longitud debido a los esfurezos


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Los cambios de fuerza y sus efectos sobre la longitud dela sarta instalada se deben evaluar para permitir:

La seleccin del empacador apropiado

Evaluacin de daos potenciales en la tubera Espaciado y asentamiento preciso de la completacin

Se diferencian cuatro causas o efectos que originancambios de longitud en la sarta instalada:

Efecto de Pistn

Efecto de Pandeo Efecto de Balonamiento Efecto de Temperatura

Efecto de Pandeo


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R = Factor de Separacin RadialTubing doblado Pandeo por Compresin

Punto Neutral

R

R =

ID del revest OD de la tubera

2

Contacto conla pared del

revestidor

Pandeo por presin


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La deflexin de la tubera actaincrementando la tensin

Alta Presin

Baja Presin

Efecto de Balonamiento


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Acta acortando la sarta yaumentando la tensin

Alta Presin

Baja Presin

Efecto de Balonamiento Inverso


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Acta alargando la sarta yreduciendo la tensin

Baja Presin

Alta Presin

Efecto de la Temperatura


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HEAT

El enfriamientoaumenta la tensin

El calentamientoreduce la tensin

Fro

Neutral (al ser instalada)

CALOR

Efecto de la Temperatura


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Factores claves que influyen en el efecto de la temperatura:

Temperatura en el fondo del pozo

Cambios en la temperatura de la fuerza

Temperatura promedio final en la tubera

Temperatura promedio inicial en la tubera

Fuerzas aplicada mecnicamente


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Tensin en la junta superior

(1) Peso de la sarta de tubera

(2) Fuerzas en el empacador

(3) Flotacin

Condicin Incial y Final del PozoPresin final aplicadaPresin inicial aplicada


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Temperatura final en superficie

Presin final aplicada

Presin final en el revestidor

Fluido final en tubera*

Fluido final en el anular*

BHST Final

Profunidad taponada

revestidor

Tubera

Fuerza aplicadasobre el empacador

Profundidaddel empacador

Conducto de sellodel empacador

Presin inicial aplicada

Presin inicial en elrevestidor

Temperat inicial de superficie

Fluido inicial entubera*

Fluido inicial enanular*

BHST Inicial

Profundidad de lazona

*Densidad y Nivel del fluido

Clculo de Esfuerzos en la Tubera


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Fluido deTratamiento

Fluido determinacin

Ensamblaje de sellosen posicin superiorAsentamiento de

recorrido medio

Fluido determinacin

Ensamblaje de sellos enposicin inferior

FluidoProducido

Fluido determinacin

Fluido determinacin

1Instalacin

3Tratamiento

2Produccin

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