1.- diseño de la terminacion de pozos

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DISEÑO DE LA TERMINACION DE POZOS

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Terminacion de pozos

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  • DISEO DE LA TERMINACION DE POZOS

  • Diseo de la Terminacin de Pozos

    Lavado de PozoEmpacadores de ProduccinAparejo de ProduccinFluidos EmpacadoresDisparos de Produccin Estimulacin de PozoFracturamiento HidrulicoDiseo DSTAislamiento de IntervalosMolienda de Empacadores

    ndice

  • LAVADO DEL POZO

  • LAVADO DE POZOS

    Una de las operaciones importantes durante la etapa de terminacin es el lavado de pozo, mediante la cual se evita la depositacin de slidos en el intervalo productor y, por consiguiente, la disminucin de la permeabilidad de la misma.

    La operacin de lavado de pozo consiste en desplazar el lodo de perforacin empleado en la ltima etapa con un fluido de terminacin libre de slidos. Esto se realiza empleando baches de separadores, lavadores y viscosos, como se ilustra en la siguiente figura.

    Ilustracin de lavado de pozo

  • LAVADO DE POZOS

    Si la operacin de lavado es ineficiente, los slidos no removidos pueden taponar los poros y canales de la formacin productora durante los disparos, causando una drstica reduccin de la permeabilidad y con esto una disminucin de la produccin.

    METODOLOGA DE DISEO

    Para efectuar el diseo de lavado de pozo se consideran los siguientes parmetros:a. Sarta de lavado.b. Tipo, posicin y cantidad de baches.c. Volumen o longitud lineal de los baches.d. Presin diferencial mxima durante el desplazamiento.e. Ingeniera de fluidos. (Propiedades de los baches. Velocidades anulares. Rgimen de flujo. Eficiencia de transporte. Gasto ptimo de desplazamiento.f. Nivel de turbidez (NTU)

  • LAVADO DE POZOSCon esto se pretende mejorar la eficiencia de la limpieza, que deber ser analizada antes de su introduccin al pozo, con la finalidad de evaluar el riesgo y el beneficio esperado por el incremento de recursos a emplear.

    a. Sarta de lavado

  • LAVADO DE POZOSSe sugiere emplear nicamente los siguientes tipos de fluidos: Fluido espaciador (agua o diesel) Fluido lavador. Fluido viscoso. Fluido de terminacin.El orden adecuado con que deben introducirse lo muestra la Figura.

    b. Tipo, posicin y cantidad de baches

  • LAVADO DE POZOSRespecto al clculo del volumen de los baches lavadores y viscosos para la operacin de lavado, se recomiendan los siguientes criterios:

    1. 150 m lineales en el espacio anular ms amplio

    2. 10 minutos de tiempo de contacto en el espacio anular.

    c. Volumen o longitud lineal de baches

  • LAVADO DE POZOSLa ecuacin considera condiciones estticas, lo cual es una buenaaproximacin para definir el equipo por emplear. Si se desea calcular la diferencial mxima de presin en condiciones dinmicas, considerando las prdidas de presin en el sistema.d. Presin diferencial mxima durante el desplazamiento

  • LAVADO DE POZOSLos fluidos que realizan el lavado de un pozo, es decir el desprendimiento y acarreo de los slidos, son los baches lavadores y viscosos.Los baches lavadores se comportan como fluidos newtonianose. Ingeniera de fluidosComportamiento de lneas de flujo sobre la partcula.

  • LAVADO DE POZOSBaches viscosos se comportan como fluidos no newtonianos, siguiendo el modelo de ley de potencias. Dicho modelo requiere dos parmetros para su caracterizacin:

    El ndice de comportamiento; Considerado como una medida del grado de desviacin de un fluido con comportamiento newtoniano; con un valor de uno, el fluido se comportar como un fluido Newtoniano.

    El ndice de consistencia; Es indicativo del grado de bombealidad o espesamiento del fluido.

    Estos ndices se obtienen empleando las lecturas del viscosmetrorotacional Fann-35 En el modelo de la Ley de potencias se requierecalcular la viscosidad aparente para obtener el nmero de Reynolds.sta es funcin de los ndices que caracterizan el fluido, as como de lageometra y la velocidad de flujo.

    e. Ingeniera de fluidos

  • LAVADO DE POZOSModelo de la Ley de potencias

  • LAVADO DE POZOSLa turbidez de un fluido es una medida de la luz dispersada por las partculas suspendidas en el fluido, y es medida con un nefelmetro.Se recomienda realizar una grfica de valores de filtrado con respecto al tiempo.

    f. Nivel de turbidezTiempo Vs NTU

  • EMPACADORES DE PRODUCCIN

  • EMPACADORES DE PRODUCCIN

    Empacadores de produccin son importantes para el proceso de terminacin y mantenimiento de pozos, presenta como calcular los esfuerzos a que ser sometido un empacador durante operaciones criticas como induccin, prueba de admisin, estimulacin y fracturamiento. Lo anterior con la finalidad de predecir y evitar las condiciones de falla de empacadores que se encuentran anclados.

    El empacador es un accesorio empleado para sellar la parte exterior del aparejo de produccin y la parte interior de la tubera de revestimiento de explotacin como se muestra en la figura.

    CLASIFICACIN GENERAL Y FUNCIONES DEL EMPACADOR DE PRODUCCIN

  • EMPACADORES DE PRODUCCIN

    Las funciones principales de un empacador son las siguientes: Proteger el revestimiento de la presin del yacimiento y de operaciones tales como estimulaciones fracturamientos. Evitar el contacto entre los fluidos producidos y el revestimiento. Aislar zonas con dao perforaciones recementadas.Mantener un fluido empacador en el espacio anular.

    Los empacadores de produccin son en general clasificados como Permanentes Recuperables, aunque su funcin es prcticamente la misma.

  • EMPACADORES DE PRODUCCIN

    En general los elementos principales de un empacador son:a) Elementos de sellob) Cuasc) Conosd) Cuerpo del empacador

  • EMPACADORES DE PRODUCCIN

    Existen varios modos de falla que pueden afectar el desempeo de un empacador de produccin, pero los ms comunes son:

    1) Sistema de anclaje2) Falla conexin cuerpo ~ gua3) Cuello del empacador4) Elemento de sello5) Colapso conexin ~ gua6) Tope del hombro7) Candado del cuerpo

  • EMPACADORES DE PRODUCCIN

    METODOLOGA DE SELECCIN PARA EMPACADORES DE PRODUCCIN

    3. Procedimiento para correrlo y anclarlo.a) Tubera de perforacinb) Cable/Lneac) Tubera flexibled) Integral

    4. Intervenciones futuras.a) Reparaciones mayoresb) Reparaciones menoresc) Intervenciones sin equipo

    1. Condiciones de operacin.a) Diferencial de presinb) Cargas axialesc) Temperaturad) Fluidos producidos

    2. Condiciones del pozo.a) Dimetro interiore de la T.Rb) Fluido de terminacinc) Desviacin y severidad

  • EMPACADORES DE PRODUCCIN

    Condiciones de operacin.a) Diferencial de presin

  • EMPACADORES DE PRODUCCIN

    b) Cargadas AxialesLos efectos que generan este fenmeno son: Ballooning (expansin), Pistn, Buckling (pandeo) y Temperatura.

  • EMPACADORES DE PRODUCCIN

    b) Cargadas Axiales

  • EMPACADORES DE PRODUCCIN

    c) TemperaturaLa temperatura a la cual estar trabajando el empacador se determina a travs del gradiente de temperatura del pozo ( T G ).Donde: GT= Gradiente de temperatura (C/m)TY=Temperatura del yacimiento (C)TS= Temperatura en superficie (C)DVy=Profundidad vertical del yacimiento (m)TEmp= Temperatura a la profundidad del empacador (m)DVE = Profundidad vertical del empacador (m)

  • EMPACADORES DE PRODUCCIN

    d) Fluidos producidosConocer la composicin de los fluidos producidos es fundamental, pues se puede conocer el ambiente al cual ser sometido el empacador.Como obtener la presin a la profundidad del empacador, la cual es funcin de la presin de fondo fluyendo ( wfP ), las perdidas por friccin ( f P ) entre el fluido producido y la tubera de explotaciny de la densidad de los fluidos producidos ( gP ).

  • EMPACADORES DE PRODUCCIN

    d) Fluidos producidos

  • EMPACADORES DE PRODUCCIN

    Otros parmetros a considerar para la seleccin del empacador de produccin son las condiciones del pozo en el que se introducir.

    Condiciones del pozo.a) Dimetro interior de la T.Rb) Fluido de terminacinc) Desviacin y severidad

    3. Procedimiento para correrlo y anclarlo.a) Tubera de perforacinb) Cable/Lneac) Tubera flexibled) Integral

    4. Intervenciones futuras.a) Reparaciones mayoresb) Reparaciones menoresc) Intervenciones sin equipo

  • EMPACADORES DE PRODUCCIN

    5. Seleccin del empacador a partir de la envolvente de desempeo.

    Finalmente se debe solicitar a las compaas de servicio las envolventes de los empacadores a emplear, con el objeto de realizar el anlisis de cargas combinadas a las operaciones programadas probables a efectuar (inducciones, pruebas de admisin, estimulaciones, fracturamientos) y comparar los resultados con la envolvente de diseo para mantenerse en todo momento en el rea de operacin segura, solicitar ser el mas econmico, siempre y cuando cumpla con las condiciones de operacin.

  • APAREJO DE PRODUCCION

  • APAREJOS DE PRODUCCIN El aparejo de produccin es el medio por el cual se transportan los hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie.

    Debe soportar ntegramente las presiones y los esfuerzos a que es sometido durante las operaciones de terminacin y mantenimiento, tales como inducciones, pruebas de admisin, estimulaciones, fracturamientos, etc., as como durante la vida productiva del pozo.

    El dimetro del aparejo de produccin debe ser tal que permita transportar los gastos de produccin esperados, pues, si es pequeo, restringir la produccin, por el contrario, si es demasiado grande, el flujo puede ser intermitente o inestable, adems se incrementara el costo total del pozo, pues la geometra de las tuberas de revestimiento dependen directamente del tamao del aparejo de produccin.

    El dimetro del aparejo es determinado mediante un anlisis nodal, el cual estudia simultneamente el comportamiento de flujo en el pozo (outflow) y el IPR (inflow performance relationship); el punto de interseccin de estas curvas es el punto de solucin o punto de flujo natural, y determina el gasto de produccin y la presin de fondo fluyendo.

  • El dimetro del aparejo es determinado mediante un anlisis nodal, el cual estudia simultneamente el comportamiento de flujo en el pozo (outflow) y el IPR (inflowperformance relationship); el punto deinterseccin de estas curvas es el punto de solucin o punto de flujo natural, y determina el gasto de produccin y lapresin de fondo fluyendo.

    En la figura se muestra una curva de IPR tpica con dos curvas de comportamiento de flujo para aparejos de diferente dimetro. Esta es la representacin esquemtica de un anlisis de sensibilidad, con el cual se determina el dimetro de tubera ms apropiado.

    El clculo se realiza manteniendo otros parmetros constantes, tales como: propiedades de la formacin y sus fluidos, estrangulador, geometras de vlvulas y disparos, etc. APAREJOS DE PRODUCCIN

  • CONDICIONES DE CARGAEl acero es un material elstico hasta ciertos lmites, pues si una carga de tensin es aplicada, sufrir una deformacin; si esta carga es retirada, el acero recuperara su forma original.

    Sin embargo, si el lmite elstico es excedido, la estructura del acero cambia y no regresar a sus condiciones originales una vez que el esfuerzo es removido.

    Este comportamiento es conocido como plstico. Si se aplica mayor carga, el acero se deformar y fallar. Este fenmeno es representado en la figura siguiente:

    El dimetro seleccionado es el que permite la mayor produccin, siempre y cuando no se presente flujo inestable.

    La determinacin del dimetro ptimo del aparejo de produccin la realiza el ingeniero de produccin, por lo cual queda fuera del alcance de esta gua.APAREJOS DE PRODUCCIN

  • Las condiciones de carga ms severas en la tubera de produccin ocurren durante los:

    Introduccin y recuperacin del aparejo (intervenciones). Inducciones. Pruebas de admisin. Estimulaciones. Fracturamientos. Control del pozo (reparacin) Disparos e inicio de produccin.

    El aparejo de produccin est sujeto a varios esfuerzos; por tanto, las cargas como resistencia a la presin interna, colapso y tensin de la tubera, deben ser conocidas bajo diferentes condiciones para un diseo apropiado.

    Las propiedades mecnicas ms importantes de un tubo de produccin son:resistencia a la presin internacolapso tensin.

    APAREJOS DE PRODUCCIN

  • Presin interna (Burst):

    Es la cantidad de presin aplicada dentro del tubo, misma que es soportada por la pared interna como se observa en la figura.La resistencia del cuerpo del tubo a este efecto es calculada con la frmula depresin de cedencia interna (API Boletn 5C3, 1985).

    La ecuacin 1 calcula la presin interna, en la cual el esfuerzo tangencial en la pared interior alcanza el esfuerzo de cedencia del material. El factor de 0.875 corresponde al 87.5% del total debido a la tolerancia permitida del fabricante en el espesor de la pared, la cual es igual a 12.5%. El resultado de esta ecuacin debe ser redondeado a 10 psi para obtener el mismo valor que en las tablas (Boletn 5C2).Ecuacin 1APAREJOS DE PRODUCCIN

  • Tensin.La resistencia del cuerpo de un tubo en tensin es calculada empleando el diagrama de cuerpo libre mostrado en la figura. La fuerza ( F 1) tiende a separar la tubera, pero lo impide la resistencia de las paredes del tubo, las cuales ejercen una contra fuerza. Esto es matemticamente representado por:La ecuacin 2 es conocida como la frmula de la resistencia a la cedencia del tubo (API Boletn 5C3, 1985). Tensin (T ) es la resistencia axial del cuerpo del tubo, y es el producto del rea de la seccin transversal y el esfuerzo de cedencia del material (Y ).

    Esta es la fuerza mnima que causara una deformacin permanente.APAREJOS DE PRODUCCIN

  • Colapso

    El colapso es definido como la fuerza generada para aplastar un tubo por efecto resultante de fuerzas externas. Este fenmeno es mucho ms complejo que el que se presenta en una tubera sometida a presin interna. Un ejemplo de colapso se muestra en la figura.En el colapso, las condiciones ms crticas pueden presentarse cuando la tubera se encuentra vaca y en el espacio anular se ejerce una presin, de manera que se pueda colapsar el aparejo.

    La resistencia al colapso es una funcin de la resistencia a la cedencia del material y su relacin de dimetro y espesor (D/ t )

    APAREJOS DE PRODUCCIN

  • La resistencia al colapso, de acuerdo con el API boletn 5C3 (1985) consiste de cuatro regmenes de colapso, que se determinan con base en la resistencia a la cedencia del material y a la relacin D/ t , y son definidos segn el tipo de falla:

    1. Colapso de cedencia2. Colapso plstico3. Colapso de transicin4. Colapso elstico

    En la figura se muestra los cuatro tipos de falla en funcin de la resistencia al colapso y la relacin D/ t .APAREJOS DE PRODUCCINModos de falla al colapso en funcin de D/t

  • Pruebas de presin

    Presenta los efectos que causa una prueba de presin cuando, por alguna razn, el aparejo de produccin se encuentra cerrado (vlvula de tormenta cerrada, arena, incrustaciones, material extrao, etc.). En la figura se presenta esquemticamente un aparejo de produccin tapado y sometido a presin. Este fenmeno induce una fuerza de tensin considerable en la tubera, la cual puede ser determinada como sigue.APAREJOS DE PRODUCCINEfecto de prueba de presin en un aparejo tapado

  • Factores de diseo.

    En el diseo de tubulares, los efectos de carga son separados de la resistencia de la tubera por un multiplicador arbitrario conocido como factor de seguridad, cuya funcin es tener un respaldo en el diseo, debido a la incertidumbre en determinar las condiciones de carga reales, adems del cambio de las propiedades del acero debido a corrosin y desgaste.

    La magnitud del factor de seguridad se basa generalmente en experiencias anteriores, pues existe poca documentacin sobre suorigen o impacto. Las compaas emplean diferentes factores de seguridad a disear tubulares.

    El factor de seguridad es definido como la relacin entre la resistencia del tubo y la magnitud de la carga aplicada. Por ejemplo,el factor de seguridad para la presin interna es el siguiente:APAREJOS DE PRODUCCIN

  • DISEO PARA AMBIENTES CORROSIVOS

    Es fundamental detectar ambientes agresivos que propician este fenmeno para seleccionar correctamente el acero por emplear, y as prevenir el deterioro del tubo, pues si esto ocurre, estara en riesgo la integridad del pozo; adems, se tendra que programar una intervencin con el costo, riesgo y prdida de produccin que esto involucra. Por lo tanto, el objetivo de la seleccin apropiada del acero es disponer de un aparejo con la resistencia necesaria a la corrosin a un costo mnimo.

    Algunos de los parmetros ms importantes por considerar para determinar la naturaleza del ambiente en el pozo y con esto el nivel de corrosin en el sistema son los siguientes:

    Presin parcial del H2S Presin parcial del CO2 Efecto de la temperatura sobre la corrosin

    Lo correspondiente a las propiedades adecuadas del fluido empacador para reducir el ambiente de corrosin es tratado en la gua de fluidos empacadores.APAREJOS DE PRODUCCIN

  • MOVIMIENTO DEL APAREJO DE PRODUCCIN

    El cambio de longitud del aparejo, originado por cambios de presin y temperatura, puede ser positivo o negativo y generar grandes esfuerzos en la tubera y/o empacador cuando ste no permite el libre movimiento de la tubera.

    Cuando la tubera tiene movimiento libre, su acortamiento puede ser tal que la longitud de los sellos o juntas de expansin sea insuficiente, lo que generara que las unidades de sellos multi-v se salgan del empacador generando un serio problema de comunicacin; en el caso de las juntas de expansin, stas ocasionaran un esfuerzo de tensin considerable sobre el empacador.

    Tambin se debe considerar el alargamiento del aparejo durante laproduccin del pozo, pues la transferencia de calor de los fluidos del yacimiento a la tubera causan elongacin de la misma, lo que provoca una carga sobre el empacador, o hasta una deformacin del aparejo de produccin.

    APAREJOS DE PRODUCCIN

  • Pistn

    El efecto de pistn se basa en la ley de Hooke, y se debe a la diferencial de presin actuando sobre la diferencial de rea entre la tubera de produccin y el mandril del empacador. Este efecto provoca un acortamiento si la presin diferencial es mayor en el interior de la tubera y un alargamiento si la presin es mayor en el espacio anular entre el aparejo y la tubera de revestimiento.

    Los efectos que producen estos movimientos netos del aparejo de produccin son los siguientes:APAREJOS DE PRODUCCINRepresentacin esquemtica del efecto pistn

  • Ballooning (aglobamiento)

    Cuando la presin interna en un aparejo de produccin es mayor que la presin externa, los esfuerzos radiales que actan sobre la pared generan una expansin (aglobamiento) del tubo, este fenmenocausa una contraccin longitudinal del aparejo.

    Cuando la presin exterior es mayor que la presin interna, se presenta el efecto contrario y se produce una elongacin de latubera.

    Buckling (pandeo helicoidal)

    A este efecto se le llama as debido a la forma que adquiere el aparejo cuando se presenta el fenmeno, y tiene lugar cuando hay un incremento de presin en el interior de la tubera de produccin, la cual acta en el rea transversal de la parte inferior de un aparejo que tiene movimiento libre, es decir, los sellos multi-v se pueden mover a travs del rea pulida del empacador.

    Este efecto acorta el aparejo de produccin y el pandeo se produce del punto neutro hacia abajo.

    APAREJOS DE PRODUCCIN

  • Temperatura

    El efecto de la temperatura produce un cambio de longitud de la sarta de produccin. sta se contrae cuando existe inyeccin de fluidos a temperatura de superficie, en el caso de calentamiento del aparejo de produccin, ya sea por las condiciones de produccin o por la inyeccin de fluidos calientes, se genera una elongacin.

    APAREJOS DE PRODUCCINMovimiento neto del aparejo

  • FLUIDOS EMPACADORES

  • Fluidos EmpacadoresUn fluido empacador es un fluido que ocupa el espacio anular entre la tubera de produccin y la tubera de revestimiento desde el empacador, hasta el cabezal de tuberas.

    La diferencia entre los fluidos de terminacin y los fluidos empacadores es que los rimeros estn frente del intervalo productor al momento del disparo y el fluido empacador permanece en el espacio anular durante la vida productiva del pozo, en algunos casos un mismo fluido cumple las dos funciones.

    FUNCIONES Y CARACTERISTICAS DEL FLUIDO EMPACADOR

    Un fluido empacador debe cumplir con las siguientes funciones:a.- Ejercer una columna hidrosttica para controlar el pozo en caso de fugas en el empacador o aparejo de produccin.

  • Fluidos Empacadoresb.- Reducir la presin diferencial entre los espacios anulares de TP -TR y TR agujero.1

    c.- Reducir el efecto de corrosin de las tuberas de produccin y de revestimiento.

    d.- Minimizar la transferencia de calor a travs del aparejo para reducir ladepositacin de parafinas y asfltenos.

    e.- Facilite la recuperacin del aparejo durante las reparaciones.

    Las caractersticas que debe reunir un fluido empacador son las siguientes:

    1. No daar la formacin (hinchazn de arcillas, cambio de mojabilidad,formacin de emulsiones, etc.)2. No daar el medio ambiente 3. No daar los elastmeros del empacador4. Qumica y mecnicamente estables5. Minimizar la corrosin

  • Fluidos EmpacadoresTIPOS DE FLUIDOS EMPACADORESLos diferentes tipos de fluidos empacadores se muestran en la figura.

    Existen bsicamente dos tipos de fluidos empacadores; los de base aceite los cuales pueden formar emulsiones, usando aceite diesel y el resto agua en una proporcin del 10% al 35% segn los requerimientos de densidad o nicamente el diesel y los fluidos base agua, los cuales tienen como componente principal agua dulce o agua de mar.

  • Fluidos EmpacadoresLos fluidos base se pueden usar sin densificar agregando inhibidores decorrosin, bactericidas, viscosificantes, alcalinizantes, secuestrantes de O2, controlador de pH. Esto depender de las condiciones requeridas del pozo.

    Fluidos empacadores base aceite. Estos fluidos se formulan con fluidos base aceite-diesel, tienen por lo general baja conductividad trmica. La gravedad especifica esta determinada por su composicin qumica, la viscosidad es pequea y sensible a la temperatura.

    Ventajas y desventajas de los fluidos base aceite Aceite-dieselVentajasEvita la corrosin en las tuberasBuen aislante trmicoNo daa la formacinLibre de slidosEstable a altas temperaturasDesventajasNo se puede densificarCosto alto

  • Fluidos EmpacadoresEmulsin Diesel Salmuera

    VentajasEvita el dao a la formacinBaja corrosin en las tuberasEstable a alta temperaturaSe puede densificar

    DesventajasCosto alto

    Diesel GelificadoVentajasExcelente aislante trmicoNo daa la formacinEvita la corrosin en las tuberasEstable a alta temperaturaSe puede densificarDesventajasCosto alto

  • Fluidos EmpacadoresEl agua que se usa como fluido base debe estar libre de slidos y no contener sales y iones en solucin.

    Debido a su gran habilidad para disolver un gran nmero de compuestos inorgnicos si no se tiene un control estricto de los iones en solucin, pueden volver a reaccionar formando precipitados insolubles en el pozo,por lo tanto la calidad del agua usada para preparar los fluidos empacadores debe cumplir con los parmetros de calidadmostrados en la tabla .

  • Fluidos EmpacadoresAgua Dulce

    La densidad limita su aplicacin para su uso y para que cumpla con las propiedades requeridas se le agregan aditivos.

    Agua de mar

    Es un abundante recurso en pozos costa afuera; donde se puede usar si cumple los requerimientos de no contener slidos y otros componentes, haciendo un anlisis qumico.

    Su aplicacin esta limitada por su densidad, aunque puede usarse en un rango mas amplio densificndola.

    Ventajas y desventajas de agua dulce o de marVentajasNo contiene slidosBajo costoBuena disponibilidadNo contamina

    DesventajasDao a la formacinNo se puede densificarPuede generar problemas de corrosinBaja capacidad como aislante trmico

  • Fluidos EmpacadoresFluidos de perforacin

    Es comn usar estos fluidos debido a su disponibilidad, pero no todos pueden reunir las condiciones requeridas en cuanto a contenido de slidos y composicin qumica.

    El acondicionamiento requiere un costo adicional que puede resultar costoso.

    Otro problema con su uso es la presencia de aditivos que se pueden degradar y formar H2S y CO2.

    Ventajas y desventajas de los fluidos de perforacin

    Bajo costoSe puede densificar

    DesventajasAsentamiento de slidos sobre el empacador y tubera dificulta larecuperacin del aparejoDaa la formacin (Alto contenido de slidos)Puede generar problemas de corrosin si no es tratado adecuadamente (aditivos degradan con la temperatura y forman CO2 y H2S)

    Nota: por sus desventajas no es recomendable utilizarlo.

  • Fluidos EmpacadoresFluidos de perforacin

    Es comn usar estos fluidos debido a su disponibilidad, pero no todos pueden reunir las condiciones requeridas en cuanto a contenido de slidos y composicin qumica.

    El acondicionamiento requiere un costo adicional que puede resultar costoso.

    Otro problema con su uso es la presencia de aditivos que se pueden degradar y formar H2S y CO2.

    Ventajas y desventajas de los fluidos de perforacin

    Bajo costoSe puede densificar

    DesventajasAsentamiento de slidos sobre el empacador y tubera dificulta larecuperacin del aparejoDaa la formacin (Alto contenido de slidos)Puede generar problemas de corrosin si no es tratado adecuadamente (aditivos degradan con la temperatura y forman CO2 y H2S)Nota: por sus desventajas no es recomendable utilizarlo.

  • Fluidos EmpacadoresSalmueras

    Estos fluidos tienen agua dulce como fluido base y se adicionan sales dobles o triples segn los requerimientos de densidad y composicin de la formacin, su uso es comn debido que se puede evitar el dao a la formacin, controlar la corrosin y densificar en un amplio rango, pero por el contrario tiene el inconveniente de que en temperaturas altas aumenta la velocidad de corrosin. Ventajas y desventajas de las salmuerasVentajasNo contiene slidosSe puede densificarNo daan la formacin

    DesventajasPuede generar problemas de corrosin si no es tratadoBaja capacidad como aislante trmicoNo es muy estable a altas temperaturas

    Nota: Las salmueras triples de bromuro de calcio y zinc son corrosivas, toxicas y alto costo.

  • Fluidos Empacadores

    Salmueras con biopolmeros

    Los formiatos de sodio, potasio y cesio, tienen la ventaja con respecto a las salmueras anteriores que son muy estables con la temperatura y amigables con el medio ambiente, adems que la velocidad de corrosin de tuberas es menor, se puede utilizar goma xantana como viscosificante; la cual soporta temperaturas altas , adems que es biodegradable .

    SELECCIN DE LOS FLUIDOS EMPACADORESa) CorrosinEs el deterioro del acero o de sus propiedades debido a su medio ambiente.

    Los cuatro elementos necesarios para que se lleve a cabo la corrosin son:

    AnodoCtodoElectrolito Trayectoria conductiva.

  • Fluidos EmpacadoresEn la figura ilustra el proceso de corrosin galvnica que se presenta mas comnmente en las tuberas expuestas a los fluidos empacadores.

    La reaccin que ocurre en las tuberas es la siguiente:Reaccin del nodo:Corrosin en la tubera

  • Fluidos EmpacadoresFactores que afectan la velocidad de corrosin:

    El pH es la medida de acidez o alcalinidad de un fluido.

    El pH de salmueras de densidad 1.39 gr/cm3 es casi neutro, disminuye con el aumento de densidad por el efecto de hidrlisis que se lleva a cabo cuando una salmuera contiene una base fuerte.

    La corrosin es causada por los agentes corrosivos O2, CO2 y H2S ; los inhibidores de corrosin no la evitan, pero si la disminuyen.

    Estn clasificados como aninicos, catinicos y no aninicos.

    Inhibidores aninicos son atrados hacia una superficie andica y son formados a base de un radical del tipo RCOOH tiene cargas negativas y buscan abandonar a sus electrones.

    Inhibidores catinicos estn en general formados por aminas con tomos de N2, los cuales tienen carga positiva y pueden ser atrados a una superficie catdica los cuales son del tipo de formacin de pelcula entre los principales tenemos las aminas, las cuales son efectivas en salmueras que no contienen Zn Br2. Aditivos no aninicos tienen las caractersticas de los dos anteriores es decir son atrados por cargas positivas y negativas (hacia los ctodos y nodos), tienen la particularidad de una alta adsorcin sobre la superficie del metal; por lo que retardan la corrosin, mezclados con el aceite los hace ms eficientes.

  • Fluidos Empacadores

    b.) DensidadLa densificacin puede ser necesaria para que el fluido empacador ejerza cierta presin hidrosttica; esto se logra usando sales sencillas o combinadas dependiendo de la densidad requerida. Cada una de las salesforma una salmuera en un rango de densidades como se muestra en la figura.

  • Fluidos Empacadores

    La expansin trmica es el aumento de volumen de la salmuera por efecto de la temperatura, lo que ocasionar variar la densidad requerida a condiciones de superficie.

    Los factores de expansin trmica aumentan con la concentracin de sal para todas las salmueras, como se observa en la figura.Factor de explosin para varias salmueras

  • Fluidos Empacadoresc. Temperatura de cristalizacin

    La cristalizacin de una sal es definida por el siguiente comportamiento de la curva mostrada en la figura.

    En un proceso de enfriamiento en una salmuera formada por una sal; al ir disminuyendo se formara el primer cristal a una temperatura determinada FCTA a esta temperatura se le llama temperatura de paricin del primer cristal; continuando este proceso y disminuyendo la temperatura se alcanza la temperatura absoluta de cristalizacin TCT en la que la curva tiene una inflexin. Esto sucede debido a las condiciones termodinmicas de la cristalizacin, seguido de una regin que sigue una tendencia ascendente; si despus se calentara, entonces se tendr un cambio de pendiente y ascenso continuo hastadonde el ltimo cristal desaparece ( LCTD).

  • Fluidos Empacadoresd.) Aislamiento Trmico

    La deteccin temprana de depositacin de material orgnico se puede hacer mediante las envolventes de fase para parafinas y asfltenos para evitar su depositacin y la obstruccin de los aparejos de produccin.

    Mediante el uso de un fluido empacador cuyo valor de conductividad trmica sea pequeo, se puede evitar la perdida de calor y por consiguiente en algunos casos la depositacin de material inorgnico en el aparejo y con ello costos innecesarios de produccin diferida a causa de trabajos de limpieza del pozo que pueden obstruirlo totalmente ocasionando intervenciones a los pozos para limpieza o cambios de aparejo.

    Algunas caractersticas que debe tener este fluido aislante es no degradarse con el tiempo, ni solidificarse.

    e.- Dao a la formacin

    Los fluidos usados como empacadores entran en contacto directo con la formacin cuando se controla el pozo durante las reparaciones o fugas en el aparejo o en el empacador; por lo que deben ser compatibles con la formacin y con los fluidos producidos haciendo pruebas de compatibilidad para evitar dao a la formacin por precipitacin de slidos, formacin de emulsiones, etc.

  • Fluidos Empacadoresf.- Costos

    El fluido seleccionado debe considerar lo siguiente:1. Los Costos iniciales por la adquisicin, transporte, preparacin, etc.2. -Los costos de mantenimiento por acondicionamiento del fluido, los posibles costos por corrosin de las tuberas, pescas o string shot por recuperacin de aparejos por atrapamiento o pegadura de tuberas debido al asentamiento de slidos y el costo por dao a la formacin y su efectoen la productividad, adems del aspecto de seguridad y contaminacin del medio ambiente.3. -Se debe considerar los costos debido a la ubicacin del pozo y su accesibilidad en caso de requerir densificacin.

    La figura, muestra una tabla comparativa de costos relativos de las salmueras donde se muestra que para una densidad. Costo relativo y densidad de salmueras

  • Fluidos EmpacadoresLa tabla se muestra una matriz de los fluidos empacadores contra los criterios de seleccin y caractersticas , as como el grado de afectacin. Esta tabla ayudar a la seleccin del fluido empacador mas adecuado.Seleccin de fluidos empacadores

  • DISPAROS DE PRODUCCIN

  • Una de las operaciones mas importantes durante la terminacin de un pozo es la de disparos de produccin, pues la produccin de hidrocarburos depende en gran parte de su diseo y ejecucin.

    la operacin de disparos, la cual consiste en perforar la tubera de revestimiento, cemento y formacin para establecer comunicacin entre el pozo y los fluidos del yacimiento.DISPAROS DE PRODUCCIN

  • Las cargas para perforar la tubera dependen de los explosivos para generar la energa necesaria y tener una penetracin efectiva de la tubera de revestimiento, cemento y formacin.Los explosivos actan rpidamente, son confiables y pueden ser almacenados por largos periodos de tiempo. Adems, se manejan con seguridad tomando las precauciones debidasEXPLOSIVOSDISPAROS DE PRODUCCIN

  • TIPOS Y CARACTERSTICASLos explosivos de acuerdo a su velocidad de reaccin pueden clasificarse en ALTOS y BAJOS.Los explosivos altos que se usan mas comnmente en la perforacin de tuberasson: Azida de plomo, Tacot, RDX, HMX, HNS, HTX y PYX.La Azida de plomo y el Tacot se usan en los estopines elctricos. El RDX, HMX, HNS, HTX y PYX se usan en los cordones detonantes, fulminantes y cargas.DISPAROS DE PRODUCCIN

  • Sensitividad.Es una medida de la energa mnima, presin o potencia requerida para iniciar un explosivo y nos refleja la facilidad con la que puede iniciarse.

    La estabilidad se refiere a la habilidad de un explosivo para perdurar por largos periodos de tiempo o para soportar altas temperaturas sin descomponerse.Sensitividad al impacto.Es la altura mnima de la cul puede dejarse caer un peso sobre el explosivo para que detone.Sensitividad a la chispa. Es la cantidad de energa que debe tener una chispa para detonar un explosivo.Estabilidad.DISPAROS DE PRODUCCIN

  • Estabilidad de algunos explosivos en funcin de la temperatura y el tiempo.DISPAROS DE PRODUCCIN

  • FACTORES QUE AFECTAN LA PRODUCTIVIDAD DE UN POZOEl ndice de productividad nos permite evaluar la potencialidad de un pozo y est representado matemticamente por:puede ser difcil de determinar, por lo tanto el efecto del diseo del sistema de disparo como son la penetracin, fase, densidad, dimetro del agujero, dao del lodo, etc pueden ser evaluados usando la Relacin de Productividad.DISPAROS DE PRODUCCIN

  • Los principales factores que afectan la productividad del pozo son:a. Factores geomtricos del disparoLa geometra de los agujeros hechos por las cargas explosivas en la formacin influyen en la Relacin de Productividad del pozo y est definida por los Factores Geomtricos.

    Estos determinan la eficiencia del flujo en un pozo disparado y son:

    Penetracin Densidad de cargas por metro Fase angular entre perforaciones Dimetro del agujero (del disparo)Factores geomtricos del sistema de disparosDISPAROS DE PRODUCCIN

  • Fase y Patrn de agujerosPatrn de agujeros para pistolas fase 0 y 60Patrn de agujeros para pistolas fase 30 y 90DISPAROS DE PRODUCCIN

  • Patrn de agujeros para pistolas fase +/-45 y 180El efecto de la penetracin y la densidad de cargas es muy pronunciado en las primeras pulgadas de penetracin.Arriba de 6 pulgadas la tendencia es menor pero es evidente la importancia de la penetracin para mejorar la relacin de Productividad

    DISPAROS DE PRODUCCIN

  • La densidad de cargas influye tambin en la relacin de Productividad (RP) observando que para una densidad de 3 cargas/m es necesaria una penetracin de 16 pulgadas para obtener una RP de 1.0 mientras que para una densidad de 13 c/m se necesitan solo 6 pulgadas.Efecto de la penetracin y densidad en la RPDISPAROS DE PRODUCCIN

  • Efecto de la Fase en la RP

    La fase angular entre perforaciones sucesivas es un factor importante. La figura muestra una reduccin de un 10 - 12 % en la RP para sistemas de 0 y 90 con una misma penetracin.

    Suponiendo que se use un sistema de 0 de fase, con una penetracin de 6 pulgadas, se obtiene una RP de 0.9 de la grfica, mientras que para un sistema de 90 se obtiene una RP de 1.02; esto representa una diferencia del 11% en la RP.Efecto de la fase en la RPDISPAROS DE PRODUCCIN

  • b. Presin diferencial al momento del disparoEl modo en que el pozo es terminado ejerce una gran influencia en su productividad.Existen dos tcnicas que pueden aplicarse durante la ejecucin de los disparos:

    Sobre balance Phidrosttica > Pformacin

    Bajo - balance Phidrosttica < PformacinEfecto de la presin diferencial previa al disparoEl objetivo de una terminacinsobrebalanceada es fracturar la formacin al momento del disparo, sin embargo si la presin no es alcanzada es pus del disparo y antes de que fluya el pozo, se forman tapones con los residuos de las cargas.DISPAROS DE PRODUCCIN

  • Cuando se tiene una terminacin diferencial bajo-balanceada, los residuos de las cargas y la zona comprimida podran ser expulsados por la accin del brote de fluido de terminacin.

    Disparar el pozo con una presin diferencial a favor de la formacin es recomendable para obtener la limpieza de los agujeros. Sin embargo, usar presiones diferenciales muy altas es inadecuado ya que arriba de cierto valor no se obtiene ninguna mejora en el proceso de limpiado. Una presin

    diferencial excesiva puede provocar arenamiento o aporte de finos de formacin que impedirn el flujo a travs de la perforacin, o un colapso de la TR.DISPAROS DE PRODUCCIN

  • Para calcular la presin diferencial a establecer durante el disparo se debern considerar los factores siguientes:

    Grado de consolidacin de la formacin

    Permeabilidad de la formacin

    Fluido en los poros

    Presin de colapso de las tuberas y equipo

    Grado de invasin del fluido de perforacin

    Tipo de cementoLa magnitud de la presin diferencial negativa depender basicamente de dos factores:

    La permeabilidad de la formacin

    El tipo de fluidoDISPAROS DE PRODUCCIN

  • Una arena se considera consolidada si se tienen lutitas adyacentes (arriba y/o abajo) compactas con tiempos de trnsito t 100 Seg/pie obtenido de un registro snico. Si se tiene un registro de densidad, las arenas se consideran consolidadas si la densidad volumtrica b 2.4 grs/cm3 en las lutitas limpias adyacentes.

    Una formacin No-consolidada es una arena pobremente cementada o compactada de tal manera que los granos pueden fluir al haber movimiento de fluidos a travs de la formacin.Respuesta de los registros snico y densidad en arenasDISPAROS DE PRODUCCIN

  • Una arena se considera No-consolidada cuando las lutitas adyacentes tienen un tiempo de trnsito mayor de 100 Seg/pie o una densidad menor a 2.4 grs./cm3.Grfico para determinar la presin diferencial mxima en arenas no-consolidadas con elregistro snicoGrfico para determinar la presin diferencial mxima en arenas no-consolidadas con el registro de densidadDISPAROS DE PRODUCCIN

  • c. Tipo de pistolas y cargasUn sistema de disparo consiste de una coleccin de cargas explosivas, cordn detonante, estopn y portacargas.

    Esta es una cadena explosiva que contiene una serie de componentes de tamao y sensitividad diferente y puede ser bajado con cable y/o con tubera.Pistolas bajadas con cable:

    El sistema de Disparo Bajado con Cable (DBC) puede usarse antes de introducir la tubera de produccin, o despus de introducir la TP.

    La ventaja se pueden emplear pistolas de dimetro mas grande, generando un disparo mas profundo.DISPAROS DE PRODUCCIN

  • Los componentes explosivos son montados en un portacargas el cul puede ser un tubo, una lamina un alambre. Los portacargas se clasifican en :

    Recuperables (no expuestas):

    Los residuos de los explosivos y lmina portadora son recuperados y prcticamente no queda basura en el pozo. En este sistema no estn expuestos los explosivos a la presin y ambiente del pozo, lo cul lo hace mas adecuado para ambientes hostiles.

    b. Semidesechables (expuestas)

    En las pistolas desechables, los residuos de las cargas , cordn, estopny el sistema portador (Lmina, alambre, uniones de cargas) se quedan dentro delpozo dejando una considerable cantidad de basura. Una ventaja es que al no estar contenidas las cargas dentro de un tubo, pueden ser de mayor tamao con lo que se obtiene una mayor penetracin. La principal desventaja es que los componentes explosivos estn expuestos a la presin y fluido del pozo, por lo que, normalmente, este sistema est limitado por estas condiciones.DISPAROS DE PRODUCCIN

  • Desechables(expuestas):

    Este sistema es similar al desechable con la ventaja de que la cantidad de residuos dejados en el pozo es menor, ya que se recupera el portacargas.

    Sistemas de disparosDISPAROS DE PRODUCCIN

  • Pistolas Bajadas con tubera :

    En el sistema de Disparo Bajado con Tubera (DBT), la pistola es bajada al intervalo de inters con tubera de trabajo. A diferencia de las pistolas bajadas con cable, en este sistema solo se utilizan portacargas entubados, adems la operacin de disparos puede ser efectuada en una sola corrida, lo cul favorece la tcnica de disparos bajo balance.

    Crea agujeros profundos y grandes favoreciendo la productividad del pozo.Tambin este sistema es recomendado (si las condiciones mecnicas lo permiten) cuando se dispara en doble tubera de revestimiento, esto con la finalidad de generar una penetracin adecuada del disparoDISPAROS DE PRODUCCIN

  • d. Dao generado por el disparoEl proceso de perforacin de formaciones permeables y porosas con las cargas moldeadas crea una "pelcula" que se opone al flujo en el agujero. El jet penetra la formacin a alta velocidad, desplazando radialmente el material de formacin, crendose una zona compactada alrededor del agujero y reduciendo la permeabilidad original.Para disminuir el efecto pelicular deber incrementarse la penetracin para librar la zona de dao.DISPAROS DE PRODUCCIN

  • e. Dao causado por el fluido de la perforacinDurante el proceso de perforacin del pozo se causa un dao a la formacin debido al lodo de perforacin. Este dao se asocia al taponamiento de los poros alrededor del pozo.

    El enjarre puede resolver el problema de la invasin del filtrado pero si no es removido completamente antes de depositar el cemento en el espacio anular, las partculas slidas pueden ser arrastradas dentro del agujero abierto por el jet del disparo, aunque se use un fluido supuestamente limpio de terminacin.DISPAROS DE PRODUCCIN

  • f. Dao causado por el fluido de la terminacinEl fluido de terminacin es de primordial importancia para obtener ptimos resultados.Si existe algn material extrao en el fluido, puede ser empujado dentro de la perforacin por el Jet un pequeo taponamiento sera el resultado.

    El dao del pozo, las perforaciones de las cargas, penetracin parcial y la desviacin provocan un cambio en la geometra radial del flujo que afecta la productividad del pozo.El efecto combinado de estos factores se denomina "Efecto Pelicular" y genera una cada de presin que afecta la produccin del yacimiento.DISPAROS DE PRODUCCIN

  • Metodologa de seleccina.- Planeacin

    Los resultados de las pruebas API pueden servir de base para una comparacin general del desempeo de las cargas, pero sta solo ser vlida bajo las mismas condiciones de prueba.En general: A mayor resistencia a la cedencia menor dimetro de agujero A mayor resistencia compresiva y densidad de los materiales menor penetracin El esfuerzo efectivo (presin de sobrecarga menos la presin de poro) tambin afecta la penetracin.

    Al planear un trabajo de perforacin de tuberas - formacin se debe considerar: El mtodo de terminacin Las caractersticas de la formacin Las tuberas y accesorios del pozo Las condiciones esperadas del pozo durante el disparo.DISPAROS DE PRODUCCIN

  • Mtodos bsicos de terminacinTerminacin Natural.-En las terminaciones naturales no se necesita estimulacin o control de arena. El objetivo es incrementar la relacin de productividad .

    Control de arena.-Previene que la formacin alrededor de la perforacin se deteriore. Si esto ocurre, los materiales resultantes bloquean el agujero y pueden tapar la tubera de revestimiento y la tubera de produccin.En formaciones no-consolidadas, puede ocurrir el arenamiento si hay una cada sustancial entre la formacin y el pozo.Por lo anterior, el orden de importancia de los factores geomtricos en este caso es:

    1.Dimetro de la perforacin2.Densidad de cargas3.Fase4.PenetracinDISPAROS DE PRODUCCIN

  • Estimulacin.-

    Incluyen acidificacin y fracturamiento hidrulico. El objetivo es incrementar el tamao y nmero de caminos por los que el fluido puede moverse de la formacin al pozo. Ambas operaciones requieren de la inyeccin a la formacin de grandes volmenes de fluidos a altas presiones.En operaciones de fracturamiento, por ejemplo, si se usa una fase 90 en lugar de 0, es mas probable que los agujeros se alinean con la orientacin de las fracturas naturales, proporcionando una trayectoria mas directa para que el fluido de fracturamiento entre en la formacin.El orden de importancia para este tipo de terminacin es:

    1.Fase2.Densidad de cargas3.Dimetro del agujero4.Penetracin

    DISPAROS DE PRODUCCIN

  • En caso de tener la formacin fracturada naturalmente, se deber considerar un sistema que aumente la probabilidad de interceptar fracturas, por lo que el orden de los factores cambia de la siguiente manera:

    1.Penetracin2.Fase3.Densidad de las cargas4.Dimetro del agujeroSe muestran un resumen de la jerarquizacin de los factores geomtricos.DISPAROS DE PRODUCCIN

  • Consideraciones en formaciones heterogneas.-El diseo efectivo de disparo considera las heterogeneidades comunes de la formacin.Se muestra la jerarqua de los factores geomtricos del sistema de disparo en funcin de las heterogeneidades de la formacin.

    La mayora de las formaciones son anisotrpicas, es decir su Kvert. Es menor que su Khoriz.Tres tipos comunes de heterogeneidadesDISPAROS DE PRODUCCIN

  • Laminaciones de arcilla.

    Si se tienen laminaciones de arcilla, es importante obtener la mayor densidad de cargas por metro para aumentar la probabilidad de perforar las formaciones productorasintercaladas.

    Fracturas naturales.

    Muchos yacimientos tienen uno o mas conjuntos de fracturas naturales que proveen de una alta permeabilidad aunque la permeabilidad de la matriz sea baja. La productividad delintervalo disparado depende de la comunicacin hidrulica entre lasperforaciones y la red de fracturas.DISPAROS DE PRODUCCIN

  • b.-Informacin necesaria para el diseo del disparo.DISPAROS DE PRODUCCIN

    Datos de la formacinFluidos esperados y presiones:Condiciones del pozo:Estado Mecnico:Mtodo de terminacin: LitologaAceite, gas, H2S, etcDesviacionesTuberas de revestimientoNatural

    PermeabilidadPresin de Formacin, Lodo de perforacinCementacinControl de arenaPorosidad

    sobrecargaDimetro de barrenaDatos del aparejoEstimulacin/Fracturamiento

    Densidadresistencia compresivaTemperatura de fondoIntervalo a disparar

  • ESTIMULACIONES DE POZOS

  • Una estimulacin se define como el proceso mediante el cual se restituye se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formacin al pozo.

    Es una actividad fundamental para el mantenimiento incremento de la produccin de aceite y gas, adems puede favorecer en la recuperacin de las reservas.

    ESTIMULACION DE POZO

  • En Mxico la mayor parte de las estimulaciones se efectan en rocas carbonatadas (calizas) utilizando cido clorhdrico (HCL) a diferentes concentraciones, una menor parte de las estimulaciones se realizan en formaciones productoras de areniscas, donde se ha utilizado cido Fluorhdrico ( HF) o ms recientemente, a travs Fracturamientos hidrulicos.

    En algunos pozos con problemas de produccin requieren de estimulaciones No cidas ( no reactivas) debido a la naturaleza del problema que genera la declinacin de su produccin, por lo tanto la seleccin de un pozo candidato a estimular y el diseo de su tratamiento requiere de un buen anlisis.

    ESTIMULACION DE POZO

  • MECANISMOS DE DAO

    Tipos de Dao:

    Los daos que tradicionalmente conocemos, presentes en el sistema roca-fluidos, lospodemos agrupar en tres tipos bsicos:ESTIMULACION DE POZO

    a)- Dao a la permeabilidad absolutab) - Cambios en la Permeabilidad relativac)- Alteracin de la viscosidad

    Las partculas y materiales ocupan parcial o totalmente el espacio poroso de la formacin, ya sea por:

    La presencia de finos y arcillas de la propia formacin.

    2) Slidos de los fluidos de perforacin o de terminacin.

    3) Incrustaciones de depsitos orgnicos (asfaltenos o parafinas)

    4) Depsitos complejos de orgnicos e inorgnicos, entre otros.Resultan frecuentemente en una reduccin al fluido de produccin deseado, estos se deben a cambios a la mojabilidad al aceite en una formacin productora de hidrocarburos mojada al agua y/o por cambios en la saturacin de fluidos, debido a tratamientos previos, por un trabajo dereparacin, etc.El incremento en la viscosidad del fluidopuede ser debido a la formacin de emulsiones, polmeros, etc. y esto dificulta elflujo de fluidos

  • REPRESENTACIN DEL DAOEl factor de dao (S) est dado por laecuacin (1):

    En general el efecto de dao (S) implica :S = 0 no existe dao, por lo que kx = k.S > 0 existe dao, por lo que k > kxS < 0 el pozo est estimulado k < kxRepresentacin esquemtica de una zona daadaESTIMULACION DE POZO

  • SISTEMAS DE FLUIDOS PARA UNA ESTIMULACIN MATRICIAL.Durante la etapa de perforacin y terminacin del pozo diversos factores qumicos o mecnicos pueden alterar su estado original provocando daos que resultan en una cada de presin y por consiguiente en una disminucin en la produccin de hidrocarburos. El tratamiento para este tipo de formaciones puede clasificarse de manera general de la siguiente forma:

    ESTIMULACION DE POZO

    Base del sistema:Aditivos:

    a)-Reactivas :

    cido Clorhdrico (HCL)cido Fluorhdrico (HF)cido Actico(2HCH3CO3)cido Frmico (2HCOOH)

    b)-No reactivas :

    Solventes MutuosSolventes Aromticos

    Si el material de dao es soluble en cido, un fluido base cido puede ser efectivo en disolver y remover el material. Tanto las formaciones carbonatadas como las areniscas pueden acidificarse1)- Inhibidores de corrosin.-Materiales fuertemente catatnicos, con una fuerte afinidad con la superficie metlica.2)- Surfactantes.-son comunes en todos los tratamientos cidos y ellos son el elemento bsico en las estimulaciones no reactivas.3) Solventes mutuos.-Otros aditivos frecuentemente utilizados en los sistemas cidos, a menudo son utilizados por su solubilidad tanto en fluidos base agua o aceite.4) - Aditivos de control de fierro.-ya que existen dos formas de fierro en la formacin, ferroso y frrico (ste ltimo de mayor riesgo, y el primero que se forma en las estimulaciones)

  • ESTIMULACIN MATRICIAL EN CARBONATOSPara las formaciones de carbonatos los tipos de cido que pueden usarse son:

    - cido Clorhdrico (HCL)cidos Orgnicos ( Actico y Frmico)

    Este tipo ya sea en formaciones calizas o en dolomitas, nos da la oportunidad no tan solo de remover el dao sino de mejorar la permeabilidad en la vecindad del pozo debido a la generacin de canales por la disolucin de material que genera el cido.Solubilidad del HCL en caliza y dolomita.Una estimulacin matricial cida en carbonatos incluye lo siguiente:Efectividad del desviador Limite de los agujeros de gusano y la excesiva prdida de filtrado Aplicaciones en baja y alta temperatura.Concentracin del cidoESTIMULACION DE POZO

  • Estimulaciones reactivas utilizando cidos OrgnicosEl Actico y el Frmico son otros dos cidos que llegan a utilizarse, solos o con el HCL.Son mucho ms dbiles que el HCL y por lo tanto reaccionarn mas lentamente con la mayora de los minerales en el pozo y por lotanto permiten una penetracin ms profunda y mejores propiedades de grabado en algunas formaciones.ESTIMULACION DE POZO

  • La reaccin qumica de estos cidos con la caliza es la siguiente:El cido Actico reacciona mas lentamente que el Frmico.Un 10% de solucin de cido actico disolver la caliza tanto como un 6% desolucin de HCL.Un 10% de solucin de cido frmico disolver la caliza tanto como un 8% desolucin de HCL.ESTIMULACION DE POZO

  • Factores que afectan la reaccin del cido con los carbonatosRelacin Volumen- rea de contacto: A mayor superficie de roca expuesta por unidad de volumen de cido, ste se gastar ms rpido.

    b) Presin: Efecto de la Presin sobre el tiempo de reaccin del HCL- CaCO3.

    Arriba de 750 psi la presin tiene un menor efecto en la reaccin del cido con rocas calcreas que la mayora de los otros factores, por debajo de ese valor la reaccin se acelera, como se observa en la FiguraESTIMULACION DE POZO

  • c) Temperatura: A medida que la temperatura se incrementa, el cido reaccionar ms rpido con el material calcreo.

    d) Concentracin del cido y productos de reaccin: Mientras ms fuerte sea un cido mas tiempo le tomar terminar la reaccin. Con slo agregar cloruro de calcio o Bixido de Carbono a cualquier cido fuerte retardar ligeramente su reaccin. Un cido orgnico le toma mas tiempo gastarse que el HCL porque solo est parcialmente ionizado.

    e) Composicin de la Roca:La composicin qumica de la roca influir en la reaccin del cido, las dolomitas generalmente reaccionan mas lentamente con el HCL que con las calizas.

    f) ViscosidadA medida que la viscosidad se incrementa disminuye el tiempo de reaccin del cido.ESTIMULACION DE POZO

  • Estimulaciones No reactivas en carbonatos.En este sistema los fluidos de tratamiento no reaccionan qumicamente con los materiales de la roca, estos sistemas se utilizan para la remocin de daos ocasionados por bloqueos de agua, aceite o emulsin, prdidas de fluido de control, depsitos orgnicos, daos por tensin interfacial, por mojabilidad e incrustaciones.

    debido a que el flujo de fluidos a travs de medios porosos est gobernado por los fenmenos de superficie que representan las fuerzas retentivas de los fluidos en la roca, la accin de la estimulacin no cida concierne principalmente con la alteracin de estas fuerzas retentivas, manifestadas en los fenmenos de superficie siguientes:

    -Tensin interfacial- Mojabilidad- CapilaridadESTIMULACION DE POZO

  • ESTIMULACIN MATRICIAL EN ARENAS.Para las formaciones de Areniscas el tipo de cido que puede usarse es:cido Fluorhdrico (HF), mezclado con HCL o con cidos orgnicos.

    En la estimulacin de areniscas existen tres etapas bsicas de bombeo:

    Precolchn

    Seleccin del precolchn en funcin de la temperatura y la mineraloga de la formacin.ESTIMULACION DE POZO

  • Los ms comunes son ( bsicamente son los mismos para el desplazamiento):

    cido Clorhdrico (HCL)Cloruro de Amonio ( NH4Cl)DieselKerosinaAceite

    b) EL fluido de tratamientoSeleccin del fluido de tratamientoen funcin de la temperatura y la mineraloga de la formacin.Comportamiento de diferentes concentraciones de HF - HCL con respecto a la permeabilidad relativa de un ncleo.ESTIMULACION DE POZO

  • Cualquier seleccin de tratamiento debe derivar de la naturaleza del dao y de su problema especfico, por lo que deber tambin utilizarse cualquier informacin que est disponible.Las siguiente tabla es una gua, para la seleccin de un tratamiento cido en algunas de las situaciones.ESTIMULACION DE POZO

  • En resumen la seleccin del sistema de fluido estar en funcin de los siguientes factores.ESTIMULACION DE POZO

  • Fracturamientos Hidrulicos

  • El fracturamiento hidrulico que utiliza un material sustentante se ha

    convertido, en la ltima dcada, en una de las operaciones ms

    importantes en la terminacin de pozos. En Mxico, su uso ms

    frecuente se ha dado en la cuenca de Burgos, cuyos pozos de gas

    producen en formaciones de arenisca de baja permeabilidad;

    aunque tambin se ha usado en pozos del paleocanal de

    Chicontepec y en algunos de la Cuenca de Veracruz, donde

    predominan las formaciones arbonatadas.

    INTRODUCCINFRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • El fracturamiento hidrulico: consiste en la inyeccin de un fluido

    fracturante, altamente viscoso, por encima de la presin de fractura de

    una formacin, con el objeto de generar en ella canales de flujo

    (fracturas) y colocar un elemento de empaque (arena) que permita

    incrementar la conductividad de la formacin y, por ende, el flujo de

    fluidos hacia el pozo. En esta gua se presentan los conceptos fsicos

    bsicos para entender esta Tcnica, las caractersticas y propiedades

    de los fluidos, apuntalantes y aditivos usados en las operaciones, as

    como las consideraciones tcnicas ms importantes para planear y

    disear un fracturamiento hidrulico.

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • Su uso correcto y con criterio hace posible optimizar el diseo y la

    evaluacin de un fracturamiento hidrulico. Aunque la tcnica de

    fracturamiento hidrulico puede realizarse utilizando cidos orgnicos

    o inorgnicos, esta gua se enfocar a la tcnica que utiliza arena

    como material apuntalante o medio para sustentar las fracturas

    creadas en la formacin, quedando fuera del alcance de esta gua el

    fracturamiento con cido.

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • FRACTURAMIENTO HIDRULICOFRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • CONCEPTOS FSICOS DE FRACTURAMIENTO

    1-Proceso de fracturamiento hidrulico2-Comportamiento de la roca3-Efectos de la presin de poro en el estado de esfuerzos4-Efectos de la temperatura en los estados de esfuerzos5-Criterios de falla6-Orientacin de la fractura

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • 1-Proceso de fracturamiento hidrulico: El proceso consiste en

    aplicar presin a una formacin, hasta que se produce en sta una

    falla o fractura. Una vez producida la rotura, se contina aplicando

    presin para extenderla ms all del punto de falla y crear un canal

    de flujo de gran tamao que conecte las fracturas naturales y

    produzca una gran rea de drene de fluidos del yacimiento.

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • El efecto de incremento de drene de fluidos decrece rpidamente

    con el tiempo. Esto se debe a que la fisura se cierra y el pozo vuelve

    a sus condiciones casi originales. Para evitar el cierre de la fractura,

    se utiliza la tcnica de inyectar el fluido de fractura cargado de

    apuntalante, el cual acta como sostn de las paredes abiertas de la

    fractura. Los granos de arena actan como columnas, evitando el

    cierre de la fisura, pero permitiendo el paso de los fluidos de la

    formacin.

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • Durante la operacin, el bombeo de fluido se realiza de forma

    secuencial, primero se bombea un precolchn de salmuera o gelatina

    lineal, con el objeto de obtener

    parmetros y poder optimizar el diseo propuesto. Posteriormente se

    bombea un colchn de gelatina como fluido, el cual produce la fractura y

    abre la roca lo suficiente como para que pueda ingresar el agente de

    sostn; luego, se realiza el bombeo de tratamiento, que es un fluido

    cargado con arena, el cual apuntala la fractura y la mantiene abierta.

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • Para controlar la operacin, se deben registrar continuamente los valores de:

    1. Presin,2. Gasto,3. Dosificacin del apuntalante,4. Dosificacin de aditivos,5. Condiciones del fluido fracturante (control de calidad).

    Durante el proceso se deben monitorear en superficie las presiones siguientes:

    Presin de rotura: es el punto en que la formacin falla y se rompe.

    b) Presin de bombeo: es la necesaria para extender la fractura, manteniendo el gasto constante.FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • Adems de la presin, tambin se debe registrar el gasto de operacin,

    el cual est relacionado con el tiempo de bombeo, representando el

    volumen total de fluido, el cual incide directamente en el tamao de la

    fractura creada. Por otra parte, el gasto relacionado con la presin

    resulta en la potencia hidrulica necesaria para el bombeo.

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

    c) Presin de cierre instantnea (Pci): es la que se registra al parar el

    bombeo, cuando desaparecen todas las presiones de friccin,

    quedando slo las presiones interna de la fractura y la hidrosttica del

    pozo.

  • 2-Comportamiento de la roca: La seleccin del modelo

    matemtico para representar el comportamiento mecnico de la

    roca es muy importante. Existe una amplia gama de modelos que

    intentan representar el comportamiento mecnico de la roca. Los

    hay desde el modelo lineal elstico hasta modelos complejos, que

    incluyen el comportamiento Inelstico de las rocas, efectos de

    interacciones fsico-qumicas del sistema roca-luido y efectos de

    temperatura. El modelo ms conocido es el lineal elstico, el cual

    es ampliamente utilizado por su simplicidad (modelo de dos

    parmetros).

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • 3-Efectos de la presin de poro en el estado de esfuerzos:Dos

    casos son particularmente interesantes respecto a la variacin de la

    presin de poro: a) La inyeccin de fluidos al yacimiento

    b) La declinacin natural de presin del yacimiento. En el primer caso,

    durante el fracturamiento el primer fluido que se inyecta es un filtrante,

    que ocasiona disminucin de la presin efectiva, lo que permite iniciar

    la fractura ms fcilmente. Un anlisis similar permite establecer que la

    disminucin de presin de poro en un yacimiento maduro incrementa

    el esfuerzo efectivo de la roca. En otras palabras, es ms difcil iniciar

    una fractura cuando el campo petrolero est en su etapa madura que

    en su etapa inicial de explotacin. Estos conceptos son esenciales

    cuando se selecciona el puntalante.

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • 4-Efectos de la temperatura en el estado de esfuerzos: Cuando

    se inyecta un fluido a menor temperatura que los fluidos contenidos

    en el yacimiento, se origina un sbito cambio de temperatura que

    altera el estado de esfuerzos de la roca. La magnitud del esfuerzo

    normal de la roca ( ) vara directamente proporcional a la variacin

    de temperatura (dT) . Por ello, el enfriamiento ocasionado a la

    formacin La magnitud del esfuerzo normal de la roca ( ) vara

    directamente proporcional a la variacin de temperatura (dT) . Por

    ello, el enfriamiento ocasionado a la formacin con el fluido

    fracturante disminuye el esfuerzo efectivo de la roca y facilita el inicio

    de la fractura hidrulica.

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • 5-Criterios de falla: En general, la roca puede fallar cuando es

    sometida a compresin o a tensin. Uno de los criterios de falla ms

    comunes es el de Mohr-Coulumb, basado en el clsico diagrama de

    Mohr, donde una envolvente de falla define el lmite entre la integridad

    de la roca y el punto donde falla.

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • 6-Orientacin de la fractura: Es importante resaltar que la orientacin

    de la fractura est ntimamente ligada al estado original de esfuerzos in-

    situ y al mecanismo que la genera. El caso que aqu nos ocupa es

    donde el estado original de esfuerzos cumple la siguiente condicin:

    Bajo esta condicin y para el caso particular donde la fractura hidrulica

    desgenerada por tensin, la orientacin de la fractura estar en direccin

    perpendicular Como se muestra:

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • Orientacin de la fractura creada por tencinFRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • Parmetros de diseo: Las variables que deben considerarse en

    el diseo del proceso de fracturamiento son seis:

    1. Altura (HF )

    2. Modulo de Young ( E ) o resistencia a la deformacin de la

    roca.3. Prdida de fluido (C )

    4. Factor de intensidad de esfuerzo crtico ( KIC ) (toughness).5. Viscosidad del fluido ( )6. Gasto de la bomba (Q)

    MECNICA DE LA GEOMETRA DE LA FRACTURA

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • Geometra de fractura alrededor del pozo. Algunos estudios han

    encontrado que los disparos deben estar orientados en un

    rango de 10 a 20 dentro del plano normal del mnimo esfuerzo para

    que la fractura inicie en los disparos y se extienda. Otros estudios

    muestran que, si no se orientan en la direccin sealada y los pozos

    son direccionales, la fractura puede crecer en forma de S. En

    realidad, es muy difcil predecir las cadas de presin cerca del pozo

    en agujeros desviados debido a la incertidumbre de la geometra de

    fractura cerca de la vecindad del pozo.

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • Disparos y efecto de desviacin. Los tres supuestos

    componentes en la prdida de presin en la vecindad del agujero

    son:

    - La friccin a travs de los disparos

    - Los giros de la fractura (por ejemplo la tortuosidad)

    La friccin por un desalineamiento de los disparos

    Friccin en los disparos. Un pozo disparado de manera deficiente

    tiene un efecto significativo en la ejecucin y evaluacin de un

    ratamiento de fractura debido a que los disparos afectan la

    presin de rompimiento y de tratamiento, pudiendo provocar un

    arenamiento.

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • Tortuosidad. Se define como un camino retorcido que conecta el pozo al cuerpo principal de la fractura.

    La fractura gira y cambia para alinearse con la direccin preferente de propagacin.

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • Desalineamiento de fases. La mayora de los disparos no estn

    alineados con el plano preferencial de fractura, a menos que se

    contara con la informacin de la direccin de esfuerzos de un pozo

    en particular y de los accesorios necesarios para perforar la tubera. El desalineamiento entre disparos y el plano de la fractura provoca puntos muy ajustados.FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • Fluidos fracturantes: Pueden ser de base agua o aceite. Las

    propiedades que debe cumplir un fluido fracturante son las siguientes:

    Bajo coeficiente de perdida

    Alta capacidad de transporte del apuntalante

    Bajas perdidas de presin por friccin en las tuberas y altas enla fractura.

    Fcil remocin despus del tratamiento

    Compatibilidad con los fluidos de formacin.

    Mnimo dao a la permeabilidad de la formacin y fractura.

    SISTEMAS DE FLUIDOS FRACTURANTESFRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • Los fluidos base diesel o kerosina: aportan altos valores de

    viscosidad, lo que ayuda a transportar ms arena y alcanzar

    geometras de fractura mayores en ancho y longitud y por consiguiente

    una mayor conductividad, su inconveniente es el manejo y

    almacenamiento de alto riesgo por ser muy voltiles y contaminantes,

    por lo que actualmente se usa en formaciones altamente sensibles al

    agua

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • Aditivos: Se usan para romper el fluido, una vez que el

    trabajo finaliza, para controlar la prdida de fluidos, minimizar

    el dao a la formacin, ajustar el PH, tener un control de

    bacterias o mejorar la estabilidad con la temperatura.

    ADITIVOSA Continuacin mencionaremos algunos AditivosFRACTURAMIENTO HIDRULICO

    Activadores de viscosidad. Son agentes reticuladores que unen

    las cadenas formadas por el polmero y elevan considerablemente la

    viscosidad, activando el fluido.

    Quebradores. Reducen la viscosidad del sistema fluido-

    apuntalante, partiend el polmero en fragmentos de bajo peso

    molecular. Los ms usados son los oxidantes y las enzimas.

  • Bactericidas. Previenen la prdida de viscosidad causada por

    bacterias que degradan el polmero. Los polisacridos (polmeros de

    azcar) usados para espesar el agua, son excelentes fuentes

    de origen de comida para las bacterias, stas arruinan el gel

    educiendo el peso molecular del polmero.

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • FRACTURAMIENTO HIDRULICO

    e). Estabilizadores. Se adicionan al gel lineal (fluido fracturante sin

    activar) para proporcionar mayor estabilidad al fluido, cuando se

    tienen altas temperaturas de operacin, normalmente arriba de 200

    oF. Por lo general, ayudan a mantener la viscosidad del gel

    eticulado a estas temperaturas, retardando la degradacin.

  • Adems de sostener las paredes de la fractura, los apuntalantes

    crean una conductividad (permeabilidad en Darcys por cada pie

    de longitud de fractura apuntalada) en la formacin.

    CARACTERSTICAS DE LOS APUNTALANTES

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

    Los factores que afectan la conductividad de fractura son:

    Composicin del apuntalante.

    Propiedades fsicas del apuntalante.

    Permeabilidad empacada del apuntalante.

    Efectos de la concentracin de polmeros despus del c cierre de la fractura.

    Movimientos de finos de formacin en la fractura.

    La degradacin del apuntalante a lo largo del tiempo

  • Las propiedades fsicas que debe tener un apuntalante y que impactan en la conductividad de la fractura son:

    Resistencia

    Distribucin y tamao del grano

    Cantidad de finos e impurezas

    Redondez y esfericidad

    Densidad

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

    Los apuntalantes estn diseados para soportar los esfuerzos de cierre de la formacin, y se debe seleccionar de acuerdo con los esfuerzos a que estar sometido y a la dureza de la roca. El tipo y tamao de apuntalante se determina en trminos de costo- beneficio. Los apuntalantes de mayor tamao proporcionan un empaque ms permeable, ya que la permeabilidad se incrementa con el cuadrado del dimetro del grano.

  • Comparacin de la resistencia de varios tipos de apuntalante

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • Conductividad de fractura para diferentes apuntalantes

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • Para la realizacin de un trabajo de fracturamiento, debe contarse con una cantidad de informacin previa y con una serie de herramientas como:

    Registros elctricos.

    Anlisis pre y postfractura de pozos vecinos.

    Estudios de laboratorio sobre propiedades de la formacin

    Caractersticas del fluido de fractura y del apuntalante.

    Resultados del anlisis de la presin transitoria del yacimiento

    para estimar su permeabilidad y dao.

    Simuladores del comportamiento de la produccin del yacimiento.

    Modelos para el diseo de fracturas hidrulicas.

    Anlisis de pruebas micro y minifrac.

    Anlisis postfractura de pozos vecinos

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • Apuntalantes de mayor uso comercial en Mexico

    FRACTURAMIENTO HIDRULICO

  • DISEO PARA PRUEBAS

  • DISEO PARA PRUEBASDescribir las consideraciones tcnicas ms importantes que se deben aplicar en el diseo de las pruebas DST, con base en las caractersticas y el desempeo mecnico de los tubulares que componen la sarta a usarse en dichas pruebas, a fin de seleccionar los ms adecuados a las condiciones y parmetros operativos del programa detallado de la terminacin de un pozo para asegurar el xito de la prueba.En caso de existir mltiples zonas con potencial productivo, se procede a efectuar pruebas DST para evaluar los intervalos de mayor inters.

    Una prueba DST puede definirse como un mtodo para determinar el potencial productor de las formaciones del subsuelo, ya sea en agujero descubierto o revestido. Este potencial se conoce al considerar las tres premisas que busca una prueba DST:

    Obtener la presin estabilizada de cierre de la formacin Obtener un gasto de flujo de la formacin estabilizada Colectar muestras de los fluidos de la formacin

  • CONCEPTOS GENERALESMtodos de evaluacinA continuacin se describen brevemente los diferentes mtodos que existen para evaluar formaciones.

    Antes de perforar GeologaEl gelogo, con informacin superficial y/o geolgica del subsuelo, define el ambiente esperado del yacimiento: roca del yacimiento,tipo trampa, profundidad esperada, espesor , etc.DISEO PARA PRUEBAS

  • Prueba convencional de fondo

    Es aquella que usa empacadores convencionales; esto es, empacadores de hule (goma) slido que se expanden y mantienen un buen sello cuando se aplica y sostiene peso a travs de la tubera de perforacin. La prueba es realizada cuando el intervalo de inters se encuentra muy prximo al fondo del pozo en agujero descubierto. Los componentes de la sarta son espaciados para aislar la zona de inters y sta se corre hasta el fondo. Con las herramientasArreglo tpico de una prueba DSTconvencional en agujero descubiertoDISEO PARA PRUEBAS

  • Prueba convencional para intervalos

    Es una prueba DST realizada cuando la zona de inters se encuentra por encima del fondo del pozo o cuando se asla el intervalo de otra zona potencial, la cual queda por debajo del empacador. Este tipo de prueba se realiza generalmente cuando el pozo alcanz su profundidad total, el agujero est en buenas condiciones y hay varias zonas de inters paraprobarse.Arreglo tpico de una prueba DST convencional para intervalosDISEO PARA PRUEBAS

  • Prueba con sistemas inflables

    Cuando se requiere una prueba por arriba del fondo del pozo y las condiciones cercanas a la zona de inters son irregulares, un sistema de empacadores inflables es utilizado en lugar del slido como parte de la sarta de la prueba. En este caso, no se requiere aplicar peso a la sarta para anclar el empacador. La sarta de prueba es armada y corrida en el pozo.Cuando los empacadores alcanzan la profundidad de inters, se rota la sarta para activar una bomba de fondo, la cual utiliza al lodo para inflar el empacador. La bomba es operada rotando la sarta de 30 a 90 rpm por un lapso de 15 minutos, hasta que la presin dentro del empacador sea considerablemente mayor que la carga hidrosttica. Un dispositivo de arrastre localizado en el fondo de la sarta previene que la parte inferior de sta tambin rote durante el bombeo hacia el empacador. Arreglo tpico de una prueba DST consistemas inflablesDISEO PARA PRUEBAS

  • Prueba convencional en agujero Revestido

    La prueba DST en agujero revestido se corre cuando el pozo se ha cementado la tubera de revestimiento. Los disparos de terminacin se efectan frente al intervalo de inters antes de que las herramientas de la prueba seancorridas en el pozo, o bien stas se integran como parte de la sarta de la prueba. En este caso, los disparos deben ser efectuados bajo condiciones de sobrebalance. Por regla general, las pruebas en pozo revestido son seguras y ms fciles de controlar.Arreglo tpico de una prueba DST convencional en agujero revestido.DISEO PARA PRUEBAS

  • Prueba en agujero revestido con herramientas activadas por presin.

    Cuando el pozo est revestido, se puede llevar a cabo una prueba DST con un ensamble de fondo, cuyas herramientas pueden ser activadas mediante presin, en lugar de rotar o reciprocar.

    Esta forma de realizar la prueba generalmente es la mejor en equipos flotantes en pozos marinos o en pozos altamente desviados, en los cuales se dificulta precisar el movimiento de la sarta.DISEO PARA PRUEBAS

  • COMPONENTES DE UNA SARTA DSTLas sartas utilizadas para realizar una prueba DST estn compuestas bsicamente de herramientas de medicin, de control y de muestreo que son colocadas dentro de la sarta de perforacin o de un aparejo de produccin de prueba. Estn constituidas generalmente de uno o dos empacadores, que permiten aislar la zona de inters, vlvulas de control de flujo, dispositivos de medicin continua de presin y temperatura, una cmara de muestreo de fluidos y una tubera ancla que permite la entrada de fluidos a la sarta.DISEO PARA PRUEBAS

  • COMPONENTES DE UNA SARTA DSTDISEO PARA PRUEBAS

    COMPONENTES DE UNA SARTA DSTDESCRIPCIN.Componentes de fondoDiseados para aislar la zona de inters, controlar los perodos de flujo y cierre de la prueba, registrar la presin en el interior y exterior de las herramientas, colectar los fluidos en condiciones fluyentes y permitir la recuperacin de las herramientas cuando se presenten problemas de pegaduras.Tubera de perforacin (tubing)Es la sarta de tuberas de perforacin o de produccin utilizadas como medio de conduccin de los fluidos a producir y el medio por el cual se bajan las herramientas para activar la prueba del intervalo de inters.LastrabarrenasSon los elementos tubulares auxiliares para aplicar peso a la sarta.Substituto de circulacin inversaEs el componente de la sarta para activar la circulacin inversa proporcionando el medio para desplazar, mediante el lodo de perforacin, los fluidos producidos a la superficie durante la prueba.Vlvula de control de flujoEste componente se utiliza para regular los perodos de flujo y de cierre durante la prueba. Se opera ya sea por aplicacin de peso a la sarta, rotando la tubera o bien, aplicando presin en el espacio anular.Vlvula hidrulicaEs un componente de la sarta, que se mantiene cerrada al momento de correrla en el pozo con el propsito de mantener la tubera seca, es decir, sin fluido por el interior, o mantener cualquier fluido utilizado como colchn dentro de la tubera.Martillo hidrulicoEsta herramienta es utilizada para proporcionar una fuerza de impacto ascendente a la sarta enel caso de que sta llegue a pegarse en el pozo durante el desarrollo de la prueba.Junta de seguridadEste componente de la sarta se utiliza para recuperar todas las herramientas arriba de ella, en el caso de que la parte inferior quede atrapada o pegada en el pozo.EmpacadorGeneralmente para una prueba en agujero descubierto es un empacador slido de goma. El tipo de goma depende de la aplicacin especfica.Tubo anclaConsiste generalmente de un conjunto de lastrabarrenas perforados, los cuales permiten la entrada del fluido de la formacin hacia la sarta de prueba. Adems, desempea la funcin de absorber las cargas compresivas cuando se anclan los empacadores.Registrador de presin/temperaturaSon los dispositivos mediante los cuales se miden y registran los datos de presin y temperatura. Se localizan generalmente por debajo del empacador, cerca del intervalo a probar. Los registradores de presin pueden ser internos y externos.Substituto igualador de presinEste dispositivo permite la comunicacin entre el espacio anular arriba del empacador y lazona aislada entre dos empacadores, uno superior y otro inferior.

    Vlvula maestra submarinaEs una combinacin de vlvula y un sistema hidrulico, la cual es ensamblada y colocada en la sarta de prueba para anclarse en el sistema de preventores.Juntas de expansinSe agregan a la sarta para compensar los movimientos de las plataformas y mantener un peso constante sobre la sarta mientras sta se corre en el pozo.Equipo superficialRequerido durante la ejecucin de una prueba DST est previsto para controlar y dar seguridad a la prueba, para medir los gastos de flujo y disponer de los fluidos en superficie durante la pruebaCabeza de controlEs una combinacin de swivel y vlvula de control que se localiza en la parte superior de la sarta. La vlvula permite elcontrol superficial del flujo; mientras que el swivel permite la rotacin de la sarta en caso necesario para asentar los empacadores o para operar alguna herramienta en particular.Una cabeza de control dual es generalmente utilizada en los casos de tener altas presiones en los intervalos a probar o en el caso de los pozos marinosManifoldUn conjunto de vlvulas de control colocadas en el piso del equipo para operar las siguientes funciones: Tomar muestras de los fluidos Colocar estranguladores Medir la presin en superficie Control adicional de la presin

  • DISEO PARA PRUEBAS

  • DISEO PARA PRUEBAS

  • AISLAMIENTO DE INTERVALOS

  • Durante la vida productiva de un pozo con dos o ms intervalos productores, llega un momento en que el intervalo que se encuentra en explotacin se vuelve econmicamente incosteable; por lo que se requiere aislarlo para continuar con la explotacin del intervalo superior. Para el aislamiento efectivo de ese intervalo, se coloca un tapn mecnico o de cemento con el que se evita la migracin de fluidos o la prdida de produccin del nuevo intervalo puesto en produccin.

    Los tapones pueden ser colocados en agujero descubierto o entubado, siendo de mayor dificultad el primero por la irregularidad de su dimetro.

    Cuando se va abandonar un pozo aislando los intervalos probados, las longitudes, profundidades y nmero de tapones son dados por las condiciones del pozo y varan dependiendo del nmero de intervalos y las presiones encontradas entre otros factores.

    AISLAMIENTO DE INTERVALOS

  • TCNICAS EXISTENTESLas tcnicas existentes para aislar intervalos probados empleando tapones de cemento y tapones mecnicos son las siguientes:

    Usando sarta de trabajo.A travs de la tubera de produccin.En agujero descubiertoUsando sarta de trabajo.

    a) Tcnica del tapn balanceado: Un tapn balanceado puede ser colocado frente al intervalo productor o arriba de este. Es recomendable colocarlo frente a intervalos no explotables comercialmente y que se desean aislar completamente.Colocacin de un tapn de cemento balanceadoAISLAMIENTO DE INTERVALOS

  • b) Tcnica para una cementacin forzada: La cementacin forzada es recomendable para aislar intervalos comercialmente no explotables, zonas no atractivas con contenido de H S 2 y 2 CO y en yacimientos con alta produccin de agua y canalizacin por atrs de la tubera de revestimiento.b) Tcnicas para cementaciones forzadasc) Uso de un tapn mecnico permanente: Se utiliza cuando la presin de formacin es muy baja y no soporta la columna hidrosttica presentando prdida total de circulacin, o en pozos exploratorios conintervalos productores que posteriormente se recuperaran, en este caso se ancla un tapn mecnico aproximadamente a 45 mts. arriba de la cima del intervalo disparado y se prueba su eficiencia. c) Tcnicas para cementaciones forzadasAISLAMIENTO DE INTERVALOS

  • d) Tcnica de dos tapones con tubera de aluminio en la punta de la sarta de Perforacin:

    Es recomendable para pozos problemticos con alta presin ytemperatura donde la sarta de trabajo puede quedar atrapada durante laoperacin. Esta tcnica garantiza exactitud en la colocacin del tapn de cemento a una determinada profundidad y una mnima contaminacin de la lechada, se utiliza un ensamble de fondo instalado en el extremo de la tubera de perforacin, tubera de aluminio, un tapn de barrido y un tapn dedesplazamiento.

    d) Tcnica utilizando un ensamble de fondoAISLAMIENTO DE INTERVALOS

  • Aislar intervalos disparados a travs de la tubera de produccin.

    a) Tcnica para colocar un tapn de cemento con cable elctrico.Esta tcnica se emplea para aislar intervalos con alto porcentaje de agua enpozos con dos o ms intervalos productores, en pozos profundos condimetros reducidos en las tuberas de explotacin y altas temperaturas donde se requiere precisin tanto en la colocacin del tapn como en su longitud.

    Aislamiento con cable elctricoAISLAMIENTO DE INTERVALOS

  • b) Uso de la tubera flexible para colocar un tapn de cemento.Esta tcnica se recomienda para aislar intervalos con condiciones similares a las consideradas con tubera de trabajo y se pueden colocar enfrente o abajo del intervalo, con la diferencia de que estn limitados a la presin de trabajo de la tubera flexible.Aislar con tubera flexible forzando y colocando el cementoLa operacin se debe realizar primero aislando el intervalo ms bajo con un tapn ciego anclado en el niple de asiento, que se localiza en el extremo del aparejo de produccin, posteriormente, para aislar el siguiente intervalo se ancla un segundo tapn ciego en la tubera de produccin y finalmente para aislar el ltimo intervalo se desplaza una lechada de cemento (previamente calculada) hasta los disparos y se procede a su inyeccin, dejando dentro de la tubera de produccin un tirante mnimo de 30 m.Aislar varios intervalosusando tapones ciegosAISLAMIENTO DE INTERVALOS

  • Aislar intervalos en agujero descubierto

    Cuando se trata de aislar dos o ms intervalos productores que no se encuentran ademados se debern colocar tapones de cemento que cubran como mnimo 30 mts. abajo y 30 mts. arriba de cada intervalo productor con objeto de evitar su migracin hacia otro estrato.

    Aislamiento de intervalos en agujero descubiertoAISLAMIENTO DE INTERVALOS

  • CRITERIO DE SELECCIN

    La seleccin de la tcnica ms apropiada para aislar un intervalo probado deber estar basado en el objetivo de lo que se desea lograr, en las condiciones del pozo, su estado mecnico, la informacin geolgica, la seleccin de la lechada y profundidad de los intervalos; por lo que ser necesario disponer de la siguiente informacin para formarse el criterio que seaplicar en la planeacin y diseo del tapn.

    Informacin requerida

    Datos del agujero descubiertoDatos de la formacinTemperaturasDatos de DesviacinDatos de la Tubera de RevestimientoDatos de la tubera de produccinDatos de la Tubera FlexibleFluidosDatos del cemento

    AISLAMIENTO DE INTERVALOS

  • Consideraciones para colocar un tapn con xito

    Para planear adecuadamente el aislamiento de un intervalo probado, es muy importante contar con los datos exactos del pozo, seleccionar bien la lechada y usar una buena tcnica de desplazamiento.

    Los registros de calibracin del agujero permiten determinar el volumen decemento que se debe utilizar. Si el agujero est en calibre el desplazamiento mejora y su balanceo es ms fcil.

    La limpieza del pozo as como las propiedades reolgicas del lodo son esenciales para el xito de la operacin.

    Cuando se emplee lodo base aceite, se debern usar lavadores qumicos en lugar de agua. Para aislar intervalos, se recomienda una altura anular mnima de 50 m.

    La tubera de perforacin deber levantarse a una velocidad de 3 a 5 minutos por lingada para evitar movimiento de fluidos.

    Cuando el tapn se coloca con tubera flexible se deber levantar a una velocidad de 20 m/min hasta una altura de 400m arriba de la cima de cemento.

    AISLAMIENTO DE INTERVALOS

  • El cemento deber ser de mayor densidad que el lodo, para que salga de la tubera de perforacin o de la tubera flexible al levantarla.

    Se debe evitar la paralizacin del sistema para no provocar esfuerzos de gelatinizacin que puedan atrapar la tubera.

    Se deben utilizar cementos que desarrollen un alto esfuerzo compresivo en periodos cortos de tiempo debiendo utilizar lechadas de agua reducida y alta densidad.

    Para aislar intervalos con tapones de cemento en pozos con temperaturas mayores de 100 C ser necesario agregar harina slica para evitar la regresin de la resistencia compresiva.AISLAMIENTO DE INTERVALOS

  • MOLIENDA DE EMPACADORES

  • MOLIENDA DE EMPACADORESExisten varias razones por las cuales se interviene un pozo. Una de ellas es la declinacin de su potencial productor durante su vida productiva.

    Una de las actividades crticas en estas intervenciones es la molienda delempacador de produccin, pues est compuesto de materiales de diferentedureza, lo cual hace complicado el proceso de la molienda.

    Empacador permanenteDurante la molienda de empacadores es importante que se tenga en circulacin el fluido utilizado, al igual que se deben de contemplar los parmetros operativos deforma apropiada, en funcin del tipo de molino, dureza y caractersticas del pozo ( tipo de empacador, fluidos de terminacin, tuberas de revesti