cortas, la siguiente etapa es la fase de
completación de un pozo. Completación significa simplemente preparar el pozo para producir petróleo y gas a presiones y caudales controlados. La Figura 7 ilustra las cuatro técnicas comunes de completación. En todas éstas, la tubería de revestimiento impide que las formaciones ubicadas encima de la zona productiva se derrumben dentro del agujero. Si la formación productiva es lo suficientemente fuerte, como en el caso de la caliza, se puede cementar una longitud de tubería de revestimiento directamente encima de esta formación, dejando la formación productiva sin refuerzo. Esto se llama completación en pozo abierto. Si la roca de la formación productiva necesita un refuerzo, se pueden usar otros métodos:
Tubería de revestimiento o tubería de revestimiento corta perforada. De
conformidad con este método, la tubería de revestimiento o la tubería de revestimiento corta es introducida a través de toda la zona
productiva y cementada en su sitio. Luego se perforan pozos (mediante una carga explosiva) dentro de la formación, a través de la tubería de revestimiento y del cemento. Estas perforaciones son creadas con unas pistolas especiales que se bajan dentro del pozo con un cable de alambre. Luego la pistola es disparada eléctricamente y potentes cargas huecas perforan la tubería y la zona a intervalos predeterminados. Una vez realizadas las perforaciones, el petróleo y/o gas puede fluir dentro de la tubería de revestimiento.
Tubería de revestimiento corta perforada o ranurada. En el segundo método, una tubería de revestimiento corta preperforada o ranurada (con agujeros o ranuras al nivel de la zona productiva) cuelga de la parte inferior de la última tubería de revestimiento. Si la formación productiva es débil o está mal consolidada, la arena y otros sólidos serán transportados dentro del pozo a medida que se produce petróleo y gas. Para evitar esta “producción de arena”, la tubería de revestimiento corta ranurada o perforada puede estar provista de una capa
protectora constituida por una malla de alambre o un filtro de grava, para impedir que la arena entre en el pozo.
Filtro de grava. Otro método que resulta útil cuando la formación productiva es débil (tal como la arena floja) y debe ser reforzada o sostenida, es el filtro de grava convencional. Una operación de relleno de grava consiste en hacer circular y colocar grava dimensionada cuidadosamente dentro del espacio anular, entre la tubería de revestimiento corta y la pared del pozo. El filtro forma una capa permeable para excluir del pozo cualesquier partículas que puedan desprenderse de la formación durante la producción.
T
UBERÍA DE PRODUCCIÓNLa sarta de tubos (tubería) a través de la cual se produce el petróleo y el gas constituye una sarta de tubería de producción. Esta tubería está colgada dentro de la tubería de revestimiento o de la tubería de
revestimiento corta. Los diámetros de la tubería de producción varían entre 3/4 y 4 1/2 pulgadas, y los más comunes son de 2 3/8, 2 7/8 y 3 1/2 pulgadas. Debido a la relación relativamente alta del espesor de pared al diámetro de la tubería de
Producción del Petróleo
Figura 7: Configuración de ciertos tipos de completaciones en el fondo del pozo.
...la tubería de
revestimiento
impide que las
formaciones se
derrumben...
Formación productiva Tubería de revestimiento hasta la superficie Cemento Tubería de revestimiento hasta la superficie Colgador de tubería de revestimiento corta y empaque Cemento Tubería de revestimiento hasta la superficie Colgador de tubería de revestimiento corta y empaque Cemento Grava Tubería de revestimiento hasta la superficie Cemento(a) Completación en pozo abierto
(b) Completación con perforación a pistolas
(c) Completación con revestidor auxiliar
(d) tubería de revestimiento corta con filtro de grava
Formación productiva Agujeros perforados a pistolas Formación productiva tubería de revestimiento corta ranurada Formación productiva tubería de revestimiento corta ranurada
producción, ésta puede soportar presiones considerablemente más altas que la tubería de revestimiento, y por consiguiente, permite controlar y producir de manera segura los yacimientos sometidos a altas presiones. En una completación de alta presión, el espacio anular de la tubería de revestimiento/tubería de producción es obturado cerca del fondo con un empaque de la tubería de producción. (Un empaque es un dispositivo que puede expandirse para obturar un espacio anular entre dos tuberías concéntricas.)
Con un empaque colocado y sellado, el petróleo y el gas fluyen dentro de la tubería de producción y suben hasta la superficie, donde la presión y el caudal son
controlados por válvulas y estranguladores de superficie. Si un pozo produce a partir de dos o más zonas, se debe usar un empaque a zonas múltiples para acomodar la producción de diferentes zonas a una sola sarta de tubería de producción. Otra posibilidad sería terminar el pozo con múltiples sartas de tubería de producción y usar obturadores múltiples para dirigir la producción de petróleo y gas de cada zona hacia distintas sartas de tubería de
producción.
Un fluido empacador estable y no corrosivo permanece estacionario dentro del espacio anular encima del empaque y alrededor de la tubería de producción. Este fluido permanecerá en su sitio por varios años. Los fluidos empacadores son necesarios para ayudar a equilibrar las presiones y los esfuerzos mecánicos soportados por la tubería de revestimiento, la tubería de producción y el empaque.
E
QUIPOS DE PRODUCCIÓNUna vez terminado, el pozo está listo para ser conectado al sistema y puesto en producción. Una multitud de equipos entran en juego en la superficie, a estas alturas del proceso. Estos equipos serán variables de un pozo a otro y cambiarán a medida que un pozo determinado se está agotando. Un factor crítico a tener en cuenta es determinar si el yacimiento tiene suficiente presión interna para fluir naturalmente o si requiere medios auxiliares para optimizar el flujo.
Si el pozo fluye sin asistencia, entonces sólo se requiere instalar un cabezal de pozo. El cabezal de pozo (árbol de
navidad) consta de una serie de válvulas reguladoras de flujo, estranguladores y medidores montados sobre bridas de fijación. A partir del árbol de navidad, el petróleo y el gas pasan a un separador, y quizás a un equipo calentador/tratador para descomponer cualquier emulsión y preparar el petróleo para transferirlo a un tanque de almacenamiento o a un oleoducto, y preparar el gas para el transporte por gasoducto. Puede que sea necesario comprimir el gas antes de transferirlo al gasoducto.
M
ÉTODOS DE BOMBEOSi la presión del yacimiento es demasiado baja para forzar el petróleo, gas y agua hasta la superficie, será necesario usar algún tipo de extracción artificial. El bombeo
constituye un método económico para hacer subir el petróleo hasta la superficie. La bomba propiamente dicha está ubicada en el fondo, por debajo del nivel de petróleo estancado. Una bomba alternativa (de émbolo buzo) aspira el petróleo durante la carrera ascendente y rellena la bomba durante la carrera descendente. Una varilla de bombeo que va desde la bomba hasta la superficie está conectada a un caballete de bombeo.
Las bombas eléctricas de fondo representan otro método usado
comúnmente para hacer subir el petróleo y el agua hasta la superficie. Estas bombas se instalan en el fondo del pozo y son accionadas por la energía eléctrica suministrada mediante un cable.
Otro método común de extracción de petróleo es la extracción asistida por gas, o simplemente extracción artificial por gas. Este método usa el gas (del mismo pozo u otra fuente) inyectado dentro de la columna de petróleo al fondo del pozo para levantar los fluidos. El gas se inyecta bajo presión dentro del espacio anular de la tubería de
revestimiento/tubería de producción, a través de una serie de válvulas de extracción artificial por gas. Los fluidos (petróleo y agua) que se encuentran encima del orificio de inyección de gas son desplazados hacia arriba, haciéndose menos densos a medida que se acercan a la superficie, debido al gas que se ha inyectado dentro de ellos. El gas, petróleo y agua pueden ser extraídos de esta manera hasta que este método deje de ser económico. _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _
El bombeo
constituye
un método
económico
para hacer
subir el
petróleo...
El objetivo de una operación de perforación es perforar, evaluar y terminar un pozo que producirá petróleo y/o gas eficazmente. Los fluidos de perforación desempeñan numerosas funciones que contribuyen al logro de dicho objetivo. La
responsabilidad de la ejecución de estas funciones es asumida conjuntamente por el ingeniero de lodo y las personas que dirigen la operación de perforación. El deber de las personas encargadas de perforar el agujero - incluyendo el representante de la compañía
operadora, el contratista de perforación y la cuadrilla del equipo de perforación - es asegurar la aplicación de los
procedimientos correctos de
perforación. La obligación principal del ingeniero de lodo es asegurarse que las
propiedades del lodo sean correctas para el ambiente de perforación específico. El ingeniero de lodo también debería recomendar modificaciones de las prácticas de perforación que ayuden a lograr los objetivos de la perforación.
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El deber de
las personas
encargadas
de perforar el
pozo...
Introducción
Las funciones del fluido de perforación describen las tareas que el fluido de perforación es capaz de desempeñar, aunque algunas de éstas no sean esenciales en cada pozo. La remoción de los recortes del pozo y el control de las presiones de la formación son funciones sumamente importantes. Aunque el orden de importancia sea determinado por las condiciones del pozo y las operaciones en curso, las funciones más comunes del fluido de perforación son las siguientes:
1. Retirar los recortes del pozo. 2. Controlar las presiones de la
formación.
3. Suspender y descargar los recortes. 4. Obturar las formaciones
permeables.
5. Mantener la estabilidad del agujero.
6. Minimizar los daños al yacimiento.
7. Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación.
8. Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena. 9. Asegurar una evaluación adecuada
de la formación. 10. Controlar la corrosión. 11. Facilitar la cementación y la
completación.
12. Minimizar el impacto al ambiente.
1. R
EMOCIÓN DE LOS RECORTES DEL POZOLos recortes de perforación deben ser retirados del pozo a medida que son generados por la barrena. A este fin, se hace circular un fluido de
perforación dentro de la columna de perforación y a través de la barrena, el cual arrastra y transporta los recortes hasta la superficie, subiendo por el espacio anular. La remoción de los recortes (limpieza del agujero) depende del tamaño, forma y densidad de los recortes, unidos a la Velocidad de Penetración (ROP); de la rotación de la columna de
perforación; y de la viscosidad,
densidad y velocidad anular del fluido de perforación.