Operaciones de Perforación para el Gas Natural (2)
Los yacimientos de gas en tierra o Costa fuera plantean consideraciones que son comunes, pero los de costafuera presentan además otros aspectos muy especiales. Por tanto, para este caso es importante considerar lo siguiente:
• Profundidad de los yacimientos.
• Extensión de los yacimientos.
• Magnitud de las reservas probadas y probables.
• Distancia costafuera.
• Profundidad de las aguas.
• Topografía y características del suelo marino.
• Tipos de instalaciones para perforación, producción y manejo del gas costafuera.
• Alojamiento de personal.
• Condiciones de los ambientes marino y costero.
• Navegación y transporte de suministros y personal; comunicaciones.
• Inversiones, costos y rentabilidad.
3.-Terminación de pozos
No hay diferencias fundamentales en la terminación de un pozo gasífero y un pozo petrolífero. El enfoque y la apreciación de las condiciones geológicas y del estado del hoyo prácticamente son idénticas. Sin embargo, siempre surgirán consideraciones específicas acerca del más adecuado programa de sartas de revestimiento y las opciones que puedan presentarse según el número de yacimientos delineados para hacer terminaciones sencilla, doble, triple u otras alternativas inmediatas o futuras que aseguren el potencial y la producción de gas deseado.
También requiere ciertas consideraciones la terminación que se escoja si ha de ser a hoyo desnudo o entubado. Hoyo vertical, desviado, horizontal o inclinado. O si es necesario el fracturamiento del yacimiento para mejorar su caudal de flujo, si es que la formación acusa muy baja permeabilidad. Y si la formación productora es muy deleznable escoger el tipo adecuado de empaque con grava para contrarrestar el desmoronamiento de la pared del hoyo y evitar el flujo de arena hacia el pozo.
En el caso de la presencia de agentes corrosivos y/o de agua en el gas, será necesario pensar en el uso de revestidores y tubería de educción más resistente a la corrosión y tomar medidas para facilitar la inyección de anticorrosivos al caudal de producción del pozo.
El agua producible también puede ser corrosiva y su presencia en el caudal de producción puede escurrirse hasta inundar el fondo del pozo e impedir el flujo regular del gas hacia la superficie.
Figura 2. Las tres configuraciones geométricas de distribución
de pozos son válidas para productores de petróleo
y para productores de gas libre. Lo que cambia en uno y
otro caso es la distancia del espaciamiento entre pozos.
• Profundidad de los yacimientos.
• Extensión de los yacimientos.
• Magnitud de las reservas probadas y probables.
• Distancia costafuera.
• Profundidad de las aguas.
• Topografía y características del suelo marino.
• Tipos de instalaciones para perforación, producción y manejo del gas costafuera.
• Alojamiento de personal.
• Condiciones de los ambientes marino y costero.
• Navegación y transporte de suministros y personal; comunicaciones.
• Inversiones, costos y rentabilidad.
3.-Terminación de pozos
No hay diferencias fundamentales en la terminación de un pozo gasífero y un pozo petrolífero. El enfoque y la apreciación de las condiciones geológicas y del estado del hoyo prácticamente son idénticas. Sin embargo, siempre surgirán consideraciones específicas acerca del más adecuado programa de sartas de revestimiento y las opciones que puedan presentarse según el número de yacimientos delineados para hacer terminaciones sencilla, doble, triple u otras alternativas inmediatas o futuras que aseguren el potencial y la producción de gas deseado.
También requiere ciertas consideraciones la terminación que se escoja si ha de ser a hoyo desnudo o entubado. Hoyo vertical, desviado, horizontal o inclinado. O si es necesario el fracturamiento del yacimiento para mejorar su caudal de flujo, si es que la formación acusa muy baja permeabilidad. Y si la formación productora es muy deleznable escoger el tipo adecuado de empaque con grava para contrarrestar el desmoronamiento de la pared del hoyo y evitar el flujo de arena hacia el pozo.
En el caso de la presencia de agentes corrosivos y/o de agua en el gas, será necesario pensar en el uso de revestidores y tubería de educción más resistente a la corrosión y tomar medidas para facilitar la inyección de anticorrosivos al caudal de producción del pozo.
El agua producible también puede ser corrosiva y su presencia en el caudal de producción puede escurrirse hasta inundar el fondo del pozo e impedir el flujo regular del gas hacia la superficie.
Figura 2. Las tres configuraciones geométricas de distribuciónde pozos son válidas para productores de petróleo
y para productores de gas libre. Lo que cambia en uno y
otro caso es la distancia del espaciamiento entre pozos.
Referencia Tomada de:
-Efraín E. Barberii, El Pozo Ilustrado, ediciones de Lagoven S.A., 1982-1983, 1983, 1985