COMPLETACION INTELIGENTE EN POZOS HORIZONTALES DE CRUDO PESADO

COMPLETACIONES CONVENCIONALES DE POZOS.

La perforación envuelve aquellas operaciones requeridas para penetrar los estratos hasta el intervalo productor y asentar revestimiento, mientras que la completación involucra operaciones posteriores a la asentada del revestimiento de producción (fin de la etapa de perforación del pozo) y procedentes a la llevada a producción o inyección.

Las operaciones tradicionales de completación comprenden actividades tales como el cañoneo, la instalación del empaque con grava, niples, cabezal del pozo, la acidificación, el fracturamiento, el asentamiento de tubería de producción o inyección, y las empacaduras.

La terminación o completación de pozos, constituye el primer paso en lo que será la etapa de producción del pozo. Generalmente, la última sarta se cementa luego de haber hecho un análisis completo de las perspectivas de productividad del pozo porque en caso contrario se incurriría en costos innecesarios de la tubería, cementación, cañoneo y pruebas.

La completación de pozos se define como el acondicionamiento del pozo, mediante la ejecución de una serie de procesos que involucran el uso de productos e instalación de equipos y herramientas, que se inicia con la corrida del revestidor de producción, y termina con el logro del objetivo por el cual fue perforado el pozo, por ejemplo, la puesta en producción del mismo.

Cementada la última sarta de revestimiento, que tiene la doble función de revestidor y de sarta de producción, se procede a realizar el programa de terminación del pozo.

El objetivo principal de la completación de un pozo es obtener el mayor recobro (índice de productividad) posible durante la vida productiva del pozo sin comprometer la inversión u costos de la misma.

Las apreciaciones más importantes que conducen a una buena terminación son: 

  1. El tipo de hoyo que penetra los estratos perforados: si es vertical, desviado convencional, desviado de largo alcance, inclinado u horizontal. 
  2. El rumbo y el aspecto de la circulación de la trayectoria del hoyo, para que las sartas de revestimiento queden bien centradas y la cementación de las mismas sea eficaz. 
  3. En el caso del hoyo desviado de largo alcance, el inclinado o el horizontal se tomarán las precauciones requeridas para evitar atascos durante las operaciones de revestimiento y cementación de las sartas. Si la sarta horizontal se utiliza como revestidor y como sarta de producción, la metida y colocación en el hoyo requiere esmerada atención para que quede bien centrada, y la cementación y el cañoneo se hagan sin inconvenientes.
  4. Los gradientes de presión y de temperatura para mantener el fluido de perforación o los especiales de terminación dentro de las exigencias requeridas. 
  5. Revisión del Informe Diario de Perforación para refrescar la memoria sobre los incidentes importantes surgidos como por ejemplo: atascamiento de la sarta de perforación, pérdida parcial o total de circulación, desviación desmedida del hoyo y correcciones, derrumbes, arremetidas por flujo de agua, gas y/o petróleo. 
  6. Interpretaciones cualitativas y cuantitativas de pruebas hechas con la sarta de perforación en el hoyo desnudo para discernir sobre: presiones, régimen de flujo, tipo y calidad de fluidos: gas, petróleo y agua. 
  7. Registros y/o correlaciones de registros para determinar: tope y base de los estratos, espesor de intervalos presuntamente productivos, zonas de transición, porosidad, permeabilidad, tipo de roca, buzamientos, accidentes geológicos (fallas, plegamientos, adelgazamiento, discordancia, corrimientos, entre otros), características del petróleo a producirse. 
  8. Estudio de historias de perforación, terminación y producción de pozos contiguos, cercanos o lejanos para apreciar procedimientos empleados anteriormente, comportamiento mecánico de las terminaciones, posibles reparaciones realizadas y desenvolvimiento de la etapa productiva de los pozos. 

El tipo de completación usada y los trabajos a realizar van a depender simplemente de la productividad inicial, reparaciones futuras y eficiencia operacional del pozo.

Debido a estos factores, la selección y diseño del programa de completación toma en cuenta los citados elementos: 

  1. La tasa de producción esperada. 
  2. Las reservas de la zona a completar. 
  3. Los mecanismos de producción que pueden emplearse en la zona de completación. 
  4. Los trabajos futuros de estimulación (Fracturamiento hidráulico, acidificación, estimulación mediante inyección de vapor, entre otros. 
  5. Las necesidades de control de arenas. 
  6. Los procesos de levantamiento artificial mediante bombeo mecánico o el uso de gas. 
  7. Las inversiones requeridas. 
  8. Las posibles reparaciones en el futuro. 

TIPOS DE COMPLETACIONES CONVENCIONALES

Existen varios tipos de terminaciones o completaciones de pozos. Cada tipo es elegido para corresponder a condiciones mecánicas y geológicas impuestas por la naturaleza del yacimiento. Sin embargo, mientras menos aparatosa mejor, ya que durante la vida productiva del pozo, sin duda, se requerirá volver al hoyo para trabajos de limpieza o reacondicionamientos menores o mayores. Además es muy importante el aspecto económico de la terminación elegida por los costos de trabajo posteriores para conservar el pozo en producción.

Son diferentes los criterios para clasificar los tipos de completaciones. En Venezuela la mayoría de estas pueden agruparse en tres categorías, citadas a continuación:

  1. Completación a Hoyo Abierto. 
  2. Completación con Forro Ranurado o Tubería Ranurada. 
  3. Completación con Tubería de Revestimiento Perforada. 
De acuerdo con el número de zonas productoras, las completaciones también pueden ser sencillas o múltiples.
  •      COMPLETACIÓN SENCILLA

Es aquella que tiene por objetivo fundamental producir de un solo yacimiento. Esta completación puede subdividirse de acuerdo con el método de levantamiento empleado. Así por ejemplo, se tienen completaciones sencillas para producir por flujo natural, por levantamiento por gas o por bombeo mecánico (Figura).
         
Figura. Completación Sencilla.
 
Contempla generalmente una sola zona de interés y una sarta de tubería, para la selección de un solo horizonte productor para que descargue el petróleo hacia el pozo. Sin embargo, existen varias modalidades de la terminación sencilla.

COMPLETACIONES SENCILLAS DE UNA SOLA SARTA PARA PRODUCIR POR FLUJO NATURAL:

     En esta clase de completaciones se ubican los siguientes casos: 

  1. Completación sencilla, de una sola sarta y sin empacadura. 
  2. Completación sencilla, de una sola sarta y con empacadura. 
  • COMPLETACIÓN SENCILLA, DE UNA SOLA SARTA Y SIN EMPACADURA Y DE FLUJO NATURAL
Figura. Completación sencilla, de una sola sarta y sin empacadura y de Flujo Natural.
  • COMPLETACIÓN SENCILLA, DE UNA SOLA SARTA Y CON EMPACADURA Y DE FLUJO NATURAL

Es el tipo de completación que más se usa en el país (Figura). El equipo fundamental de esta Completación es el siguiente: 

  • Empacadura recuperable: En general una empacadura, es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento (o la tubería de producción y el hoyo abierto), a fin de evitar el movimiento vertical de fluidos, desde la empacadura por el espacio anular hacia arriba. Pueden ser recuperables o permanentes. 
  • Niple de asiento: Es un dispositivo tubular insertado en la tubería de producción y que es común en el pozo a determinada profundidad. Internamente son diseñados para alojar un dispositivo de cierre para controlar la producción en la tubería de producción; y pueden ser de tipo selectivo y no selectivo. 
  • Camisa de circulación: También llamadas mangas deslizantes, son un equipo de comunicación o separación, que es instalado en la tubería de producción. Son dispositivos todo abierto con una manga inferior, la cual puede ser abierta o cerrada por métodos de guaya. 

 Figura. Completación sencilla, de una sola sarta y con empacadura y de Flujo Natural.

  • COMPLETACIÓN MÚLTIPLE

Es aquella que tiene por objetivo fundamental poner a producir dos o más yacimientos, utilizando el mismo pozo y sin que se mezclen los fluidos de los diferentes yacimientos. Con el fin de mantener un control de los yacimientos y cumplir con las normas establecidas en el país, se hace necesaria la separación de los fluidos de las diferentes zonas. De estas completaciones la más común es la Dual. Sin embargo, su complejidad hace que se prefieran las completaciones sencillas.

Entre las razones por las cuales se requiere la producción de varios yacimientos, utilizando el mismo pozo, están las siguientes: 

  1. Tasas de producción más altas y menores tiempos de retorno del capital invertido. Al existir en un yacimiento intervalos productores con diferentes índices de productividad, el intervalo más débil producirá a una tasa más alta si se produce por separado que si se mezcla con los intervalos de mayor productividad. 
  2. Separación de los tipos diferentes de yacimientos. Se considera indeseable mezclar la producción de un yacimiento con empuje por agua con uno de empuje por gas disuelto. 
  3. Para tener un control apropiado del yacimiento. Esto puede ser importante tanto en las operaciones de recuperación primarias como secundarias. En los yacimientos de empuje por capas de gas o de empuje por agua con varios intervalos productores, una explotación apropiada puede requerir que las diferentes zonas sean producidas a tasas controladas para recuperar la máxima cantidad de petróleo. También puede ser ventajoso efectuar completaciones múltiples en pozos claves, para observar el comportamiento del yacimiento. Por regulaciones gubernamentales, necesidad de la historia exacta de cada yacimiento. 
Las completaciones múltiples son más costosas que las sencillas, y aumentan grandemente el riesgo de fallas de equipos y trabajos de pesca. Existen varios tipos de arreglos de tubería-revestidor que se aplican en las diversas completaciones de un pozo. Por ejemplo un pozo puede ser completado con una o varias sartas

COMPLETACIONES MÚLTIPLES CON UNA O VARIAS SARTAS Y DE FLUJO NATURAL 

     En esta clase de completaciones se pueden citar los siguientes casos: 

  • Completación de doble zona, con una sola sarta y una empacadura. 
  • Completación de doble zona, con una sola sarta y dos empacaduras. 
  • Completación con más de dos zonas y una sarta. 
  • Completación de dos zonas, con dos sartas y dos empacaduras. 
  • Completación de tres zonas con dos sartas y tres empacaduras. 
  • Completación de cuatro zonas con dos sartas y cuatro empacaduras. 
El arreglo mecánico del pozo es un factor predominante para el control de flujo de petróleo, agua y gas, y debe permitir flexibilidad para modificaciones futuras. El sistema debe ser sencillo y confiable.
  • COMPLETACIONES INTELIGENTES. 

El funcionamiento de un yacimiento resulta bastante difícil de comprender, pero controlarlo constituye un desafío aún mayor. Hoy en día, la tecnología que permite el control remoto del flujo hace posible el máximo aprovechamiento de todo lo que se conoce sobre el yacimiento y el aumento de la eficacia de la producción.
 
El manejo clave en el desarrollo de las completaciones inteligentes es la economía. Fácilmente las reservas recuperables se hacen más difíciles de encontrar. Para sustituir las reservas agotadas y para resolver la demanda futura, los operadores deben explorar formaciones más profundas y los prospectos de interés en aguas profundas (muchas en locaciones geográficamente remotas tienen yacimientos relativamente pequeños). Para que estos prospectos sean económicos, la manera en que es manejado el yacimiento debe cambiar.
 
La industria ha sabido siempre como optimizar el valor económico a través de la gerencia activa del yacimiento, pero nunca realmente se ha puesto en ejecución. La tecnología se considera como el medio, pero esta tecnología ha sido conducida por la necesidad de despejar nuevos horizontes económicos; por lo tanto el ímpetu para desarrollar un concepto inteligente de completación.
 
El mercado para las completaciones inteligentes se ha estimado en el excedente de $800 millones a $1 billón en un periodo de cinco años. Como conocimiento general, se puede hacer un breve comentario, como el caso del lejano planeta Marte, en donde la sonda especial Sojourner logró explorar lugares a los que el hombre no pudo llegar. Dado que la excavación de un hoyo en el subsuelo para introducir un ser humano resultaría sumamente costosa, se ha recurrido a herramientas conducidas por cables, tuberías flexibles o sartas de perforación, durante la construcción del pozo o a posteriori, con el objeto de medir y registrar todo aquello que no podemos observar en forma directa.

OBJETIVOS DE LA COMPLETACION INTELIGENTE

El objetivo principal de los campos inteligentes es automatizar tantas tareas como sea posible para mejorar el valor actual neto de un activo, a través del incremento de la producción y la reducción de los costos. El campo inteligente por excelencia, es aquel en que la intervención física se elimina del proceso de producción en todas las actividades, salvo las tareas de mantenimiento esenciales o la ocurrencia de eventos inusuales e imprevistos.
 
Los sistemas recolectan y procesan grandes volúmenes de datos provenientes de numerosos nodos ubicados dentro de cada pozo e instalación de superficie. El sistema luego organiza toda la información en forma racional, toma decisiones lógicas para optimiza la producción de todo el campo y pone en práctica esas decisiones por control remoto. El monitoreo y la acción resultante tienen lugar en tiempo real y en un ciclo continúo.
 
El valor máximo de las terminaciones inteligentes radica en el mejor manejo de los yacimientos, que aplica procesos de transmisión de datos y control en tiempo real a herramientas tradicionales de ingeniería de yacimientos, tales como el análisis de las curvas de declinación, los cálculos de balances de materiales, las curvas de desempeño y la simulación de yacimientos. Por encima de todos estos, el valor de los pozos inteligentes reside en su capacidad para posibilitas a los operadores el control activo de sus yacimientos con el fin de maximizar la recuperación y optimizar la producción

SISTEMA DE COMPLETACIÓN INTELIGENTE (IC) O IWS 

El término IC (Inteligents Completions) es usado para abarcar el uso de productos y de tecnologías para la supervisión y control del funcionamiento del yacimiento, sin tener que desplegar un aparejo o equipo para alterar la configuración física del pozo. También llamado IWS (Inteligents Wells Systems), es un sistema integral que permite gerencia la producción de hidrocarburos, basándose en el control del proceso de drenaje del yacimiento. Éste requiere de un proceso de planificación, ejecución e implementación perfectamente detallada.

VENTAJAS

Las características básicas de la tecnología requerida por el mercado se pueden analizar en el equipo de la completación (dispositivos, incluyendo el control de flujo), la energía de monitoreo y las comunicaciones. 
 
Todos estos existen en cierta forma, pero necesitan ser modificados y empaquetados apropiadamente para crear una completación inteligente. En algunas áreas, cualquier pozo con datos monitoreados es calificado como inteligente; sin embargo la nueva filosofía del IC va más lejos. La medida real de una completación inteligente “IC” es su capacidad de facilitar el control y medida hoyo abajo. 

Las ventajas de las Completaciones Inteligentes se centran en la entrega de la flexibilidad de la gerencia de producción entre estas tenemos: 

  • Los pozos inteligentes mejoran la direccionalidad hacia nuevos pozos. 
  • Más bajos costos en la infraestructura de superficie. 
  • Se puede tener flujo entremezclado. 
  • Reducción de trabajos de rehabilitación. 
  • Un mejor conocimiento conlleva a aumentar lo recuperable. 
  • Administración del agua. 
  • Aparejos recuperables en un solo viaje. 
  • Permite circular fluidos limpios de completación con el árbol instalado antes de asentar las empacaduras. 
  • El mandril de las empacaduras no se mueve durante el proceso de asentamiento 
  • Hace posible utilizar válvulas de seguridad montadas en tubería. 
  • Las empacaduras pueden ser probadas independientemente después de ser instaladas. 
  • Los reguladores de flujo (hidráulicos o eléctricos) permiten la producción conjunta. 
  • Los sensores de P, T y Q (presión, temperatura y tasa de producción) mantienen un registro permanente en tiempo real de las condiciones de flujo de cada uno de los intervalos productores. 
  • La válvula de seguridad puede ser retirada y reinstalada en el pozo sin necesidad de recuperar la sección inferior de la completación, evitando así una reparación mayor que pudiera generar daño a las formaciones productoras. 
La Figura se muestra la diferencia entre desarrollar una completación convencional (línea verde) en comparación con desplegar una completación inteligente (línea roja), desde el punto de vista de los costos que se generarían desde la perforación del pozo hasta los futuros trabajos de reparación o reacondicionamiento a los cuales pudiera ser sometido el pozo.
 
Figura. Gráfico Comparativo entre los Costos de desarrollo de una Completación Convencional y una Inteligente
 
Se puede observar que inicialmente los costos de inversión en la perforación y despliegue de una completación convencional son significativamente mucho menores que los de una completación inteligente (punto 1), pero si se observa, en punto 2 que es la puesta en producción del pozo, se tiene una pronta producción en el pozo inteligente a diferencia del convencional, además de tener una mayor vida productiva antes de tener que realizar un trabajo de reacondicionamiento (punto 3). Los puntos 4 y 5 representan la etapa de recuperación secundaria, bien sea por la aplicación de métodos de recuperación secundaria o por la implementación de nuevas tecnologías.
 

Algunas de las aplicaciones específicas del yacimiento implican el control de zonas de bajo nivel de presiones y de tasas de producción; la optimización de la producción apilada o entremezclada; reinyección para levantamiento artificial; y la capacidad de prevenir flujo cruzado en secciones multilaterales y horizontales, realizando un análisis, relacionando interzonas, o interpozos, prueba de interferencia, entre otros.

DISPOSITIVOS DEL SISTEMA DE COMPLETACIÓN INTELIGENTE O IWS. 

  • Juntas de Expansión 
  • Conectores 
  • Protectores de cables eléctricos y/o líneas hidráulicas 
  • Empacaduras sin movimiento relativo, con pasajes para líneas de control 
  • Sensores de Cuarzo y Fibra Óptica. 

HERRAMIENTAS PRINCIPALES DE UNA COMPLETACIÓN INTELIGENTE.

La figura ilustra los principales componentes de una Completación inteligente típica: la adquisición de datos en tiempo real es posible con el sensor de fondo de pozo que mide presión, temperatura, rata de flujo, densidad o el corte de agua.Este dispositivo puede incluir un medidor electrónico convencional, instrumentación con fibra óptica o una combinación de ambas alternativas para el rango de control de flujo en tiempo real desde un regulador de flujo de control remoto hidráulico, electro-hidráulico o netamente eléctrico. Estos dispositivos pueden ser controlados en superficie por válvulas simples de apertura y cierre o multi-posiciónales.
 
Figura. Componentes principales de una Completación Inteligente.
 

Empacaduras de producción especializados con pasajes de líneas de control para la factibilidad de alimentación a través de ellos para las líneas de control desde la superficie hasta los sensores de fondo y dispositivos de control de flujo.

Líneas de control electrónicas e hidráulicas enlazadas al monitoreo de datos en superficie y paneles de control de flujo. La protección de fondo de estas líneas es provista por medio del uso de un sistema de abrazaderas y empalmes especializados.

EMPACADURA DE PRODUCCIÓN.

Las empacaduras de producción son generalmente clasificadas como tipo permanente y/o recuperable. Como se muestra en la figura.

Figura. Empacadura de producción con pasajes para líneas de control.
 
Las empacaduras tienen varios propósitos entre los cuales podemos mencionar la protección de la tubería de revestimiento de las presiones del pozo como de estimulación de fluidos corrosivos; también aísla de fugas a la tubería de revestimiento, aísla los disparos cementados a presión forzada, o intervalos de producción múltiple, cancelan o disminuyen los cabeceos o los suaveos de los fluidos, ayuda a la instalación de equipos de levantamiento artificial y mantiene los fluidos de matados o de tratamiento en el espacio anular.

Para hacer una buena selección de una empacadura se deben tomar en cuenta los siguientes parámetros: 

  • Diámetro de la tubería de revestimiento o hueco abierto en caso del tipo inflable. 
  • Grado y peso de la tubería de revestimiento. 
  • Temperatura a la cual estará sometido. 
  • Presión de trabajo. 
  • Diseño de operación. 

REGULADORES DE FLUJO (CAMISAS DESLIZABLES).

Las camisas deslizables (figura) son de alto rendimiento, y permiten la comunicación entre la tubería de producción y la de revestimiento para circulación, seleccionar zonas productoras o aislarlas.
Figura . Camisa deslizable. 

TIPOS DE CAMISAS USADAS EN LAS COMPLETACIONES INTELIGENTES Y SUS CARACTERÍSTICAS.

1.-Deslizable HCM.

 Figura . Deslizable HCM. 

CARACTERÍSTICAS: 
  • Componente activo principal de fondo que suministra la producción y el control de inyección sin necesidad de intervenciones. 
  • Reduce la intervención, reduciendo los costos y los riesgos asociados a la producción. 
  • Es Controlada por dos líneas de control hidráulicas desde la superficie igual, que como se hace con las válvulas de seguridad estándares de la industria. 
  • Controla selectivamente la arena productora abriendo o cerrando la camisa deslizable. 

2.-HCM ENCAPSULADA.

 Figura. HCM ENCAPSULADA.

CARACTERÍSTICAS
  • Es la misma camisa HCM pero con una capsula que cierra por debajo de una junta perforada y por encima de los puertos de la camisa. 
  • Diseñada con una junta perforada ubicada por debajo de un niple de asiento controlador de flujo que esta adjuntada debajo de la camisa deslizable HMC. 
  • Tiene un tapón preinstalado en el niple de asiento antes de ser bajada en el hueco para desviar los fluidos a través de la válvula. Esto crea un espacio anular entre el diámetro interno de la cápsula y la junta perforada, el niple y una pequeña porción de la camisa.
  • Puede ser colocada por encima de la empacadura mientras permite una operación zonal de la empacadura. 

3.-PAQUETES DE CONTROL.

La línea de control (Figura 10) es la encargada de garantizar el suministro eléctrico hacia el motor, están fabricados de diferentes materiales conductores protegidos, para garantizar su integridad, para sus condiciones de operación y de medio ambiente.Para su diseño deben ser consideradas todas las condiciones de sobre voltaje, de temperatura y de los fluidos usados por el pozo.
 

 Figura. Línea de control. 

5.-SENSORES DE FONDO.

Los sensores de fondo (Figura) proporcionan información de la temperatura y presión, que son datos de vital importancia ya que la correcta interpretación de estos parámetros indica la posibilidad de cambio de tamaño de las bombas, la cercanía de un reacondicionamiento, el sobrecalentamiento del motor entre otros. No requieren de sistemas especiales, ya que las señales son enviadas a superficie a través de los cables de energía.

Figura. Sensores de fondo. 
 

El monitoreo permanente con sensores provee datos de producción de la cara de la formación en el pozo, en tiempo real sin la necesidad de intervención del pozo. Esta información es la base de conocimiento para el manejo del yacimiento.

REPARACIÓN DE POZOS

La reparación de pozos para Industria Petrolera es la alternativa más idónea para mejorar y prolongar la vida productiva de los yacimientos al menor costo (inversión) e incluso a ninguno, y provee la posibilidad de evaluar y producir varios horizontes a través de un mismo pozo y a la vez, tener un control sobre los diferentes problemas de producción (agua, gas, baja presión, daños de formación, entre otros) que se presentan en un yacimiento. De aquí la necesidad de una constante planificación de los pozos a reparar, analizando los problemas específicos en cada uno o identificar el pozo problema y el tipo de reparación que requiere para el mantenimiento o generación de potencial.

TIPOS DE REPARACIONES 

  • Reparar filtraciones (fugas) en el revestidor, empacaduras y tuberías de producción.
  • Reemplazar tubería de producción, tamices ranurados, tuberías ranuradas u otros equipos de subsuelo. 
  • Extender el liner de producción hasta la superficie si el revestidor intermedio está dañado. 
  • Limpiar el hoyo del pozo con el fin de eliminar tapones de arena, parafina, desechos metálicos y otros. 

PLANIFICACIÓN DE LA REPARACIÓN.

La planificación de las reparaciones se hace con bases en un objetivo específico: Incrementar la productividad o rentabilidad de un yacimiento.El tipo de reparación (mayor o menor) va a depender de los problemas presentados en el pozo, los cuales pueden localizarse a nivel de pozo o yacimiento.

ANÁLISIS DE POZOS PROBLEMAS

Un pozo problema es aquel que, dentro de un marco económico particular, presenta límites específicos como: 

  • Baja tasa de petróleo o gas (↓ Qo, Qg). 
  • Alta producción de gas (↑ RGP). 
  • Alta producción de agua (↑ % A y S ).
  • Problemas mecánicos o de otra índole. 
Cuando se analiza un pozo de forma individual, se debe considerar si el problema está a nivel de pozo o yacimiento, ya que de esto va a depender el tipo de trabajo a realizar sea mayor o menor. 
     El análisis se realiza sobre las bases, del yacimiento, un área o pozo individual. Sin embargo de las conclusiones de estos análisis resultan las siguientes recomendaciones:
  • Reacondionamiento. 
  • Continuar produciendo hasta un límite económico. 
  • Mantener presión con inyección. 
  • Recobro mejorado, o 
  • Abandonar. 

TIPOS DE REPARACIONES – GENERACIÓN DE POTENCIAL

      Los tipos de reparación dependen de la magnitud del afecte el pozo. De esta forma existen dos tipos de reparación: 

A.-Menores: Su objetivo principal es trabajar el pozo, sin sacar la tubería de producción. En este tipo de reparación se puede incluir trabajos como: estimulaciones, cambios de zonas, cañoneo adicional o recañoneo, trabajos de pesca, aperturas de pozos, cambios del método de producción, cambio de reductor, trabajos para individualizar el pozo (LAG, líneas de flujo, entre otras), limpieza y optimizar el LAG. 61.
 
B.- Mayores: Este tipo de trabajo se realiza con taladro en sitio y consiste en sacar la tubería de producción, con el propósito de corregir fallas como: Mala cementación, filtración, recañoneo, estimulación, recompletación, aislar zonas, eliminar zonas productoras de agua y/o gas.

EVALUACIÓN DE LA REPARACIÓN

     Existen básicamente dos formas de evaluar la reparación de un pozo:

  • Desde el punto de vista económico, la cual debe hacerse previo a la reparación, teniendo como base los pronósticos de producción generados del análisis del pozo y la información financiera relacionada con inversiones, impuestos, costos, inflación, vida útil, entre otros.
  • Desde el punto de vista de los resultados obtenidos. 

EVALUACIÓN ECONÓMICA

La toma de decisiones relacionada con la ejecución de un proyecto, perforación o reparación de un pozo, está sujeta a las expectativas de rentabilidad que se esperan del mismo; la herramienta utilizada para determinar dicho indicador es la evaluación económica, mediante la cual se introduce la información financiera relacionada con inversiones, costos, impuestos, inflación , vida útil del proyecto, factores de descuento, precios entre otros y se obtiene el balance requerido para comparar opciones, alternativas y casos que permiten la decisión final.

SIMULADOR PIPESIM 2003. 

Schlumberger es la empresa que diseño este simulador de sistemas analíticos conocido como PIPESIM. La presentación de éste se observa en la Figura.

 Figura. Ventana de Entrada al Software PIPESIM 2003.

PIPESIM

Ha sido creada para sistemas analíticos, es decir esta herramienta provee soluciones a problemas de flujo obteniéndose resultados puntuales, es un simulador que permite representar el flujo estacionario y multifásico para sistemas de producción de petróleo y gas. Técnicas de análisis gráficos son incluidas en este simulador las cuales son esenciales para el modelaje de diseños de pozos, optimización de sistemas complejos, modelado de las facilidades de superficie y planificación del campo.

Este simulador permite la entrada de los datos de una forma detallada posibilitando caracterizar el fluido (Tipo de fluido, gravedad API, propiedades PVT, etc.); e incorporar datos de temperatura y presión del yacimiento, tubería de producción, línea de flujo y estranguladores. El modelaje del comportamiento de las propiedades de los fluidos puede ser realizado con dos opciones modelo: Petróleo Negro y modelo composicional, dependiendo de la opción seleccionada la determinación de las propiedades físicas de los fluidos se realiza de manera diferente en cada modelo.

SISTEMA DE EVALUACIONES ECONÓMICAS SEE.

Es una herramienta que permite cuantificar la rentabilidad de un proyecto de Inversión a través de los siguientes indicadores económicos: Valor Presente Neto (V.P.N.), Tasa Interna de Retorno (T.I.R.), Tasa Interna de Retorno Modificada (T.I.R. Mod.), Eficiencia de la Inversión (E.I.) y Tiempo de Pago Dinámico (T.P.D.). 

 

 Figura. Ventana de Entrada al Software SEE. 

Debido a que normalmente; las evaluaciones económicas se llevan a cabo considerando períodos largos, los flujos de cajas futuros son estimados y por ello sensibles a posibles variaciones durante las diferentes etapas de un proyecto, por esta razón el sistema está en capacidad de realizar un gráfico de sensibilidad con el propósito de conocer cuán susceptible es el Valor Presente Neto (V.P.N.) del proyecto a los cambios en los parámetros tales como: Inversión, Costos, Volúmenes y Precios. Adicionalmente el sistema tiene la facilidad de poder evaluar varias alternativas de un proyecto bajo diferentes escenarios económicos.

ESPERO QUE LA INFORMACIÓN SEA DE MUCHA AYUDA, GRACIAS..!

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