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CAPITULO IV

DISEÑO DE LA TERMINACION DE POZOS

INDICE

CAPITULO IV.- DISEÑO DE LA TERMINACION DE POZOS

4.1 Diseño de la Terminación de pozos

Planeación de la Terminación

Programa de Operación

Análisis de Información

4.2 Análisis de Registros

Registro en Agujero Descubierto

Registro en Agujero Entubado

4.3 Toma de Información

Registro de Presión

Registro de Producción

Registro de Evaluación de Cementación (CBL)

INDICE

4.4 Empacadores De Producción

4.5 Fluidos Empacadores

4.6 Disparos De Producción

4.7 Estimulación De Pozos

4.8 Fracturamientos Hidráulicos

4.9 Diseño De Pruebas

4.10 Aislamiento De Intervalos

4.11 Molienda De Empacadores

4.12 Técnica y equipo para la Terminación con Tubingless

DISEÑO DE LA TERMINACION DE POZOS

La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después de cementar la ultima tubería de revestimiento de explotación y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos o taponado si así se determina.

El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción optima de hidrocarburos al menor costo.

En la elección del sistema de terminación deberá considerarse la información recabada, indirecta o directamente, durante la perforación, a partir de : Muestra de canal, núcleos, pruebas de formación análisis petrofísicos, análisis PVT y los registros geofísicos de explotación.

Programas De Operación

Es desarrollado por el ingeniero del proyecto y es creado con información de la perforación del pozo a intervenir en caso de ser exploratorio y pozos vecinos a el al tratarse de pozos de desarrollo, consiste en un plan ordenado de operaciones que incluyen la toma de registros, la limpieza del pozo, el diseño de disparos, y la prueba de intervalos productores, con el fin de explotar las zonas de interés de potencial económico.

PLANEACION DE LA TERMINACION

PLANEACION DE LA TERMINACION

Análisis De Información

Para desarrollar la planeación de la terminación se deberá de contar con la información del pozo a intervenir y de pozos vecinos, esta estará constituida de : registros geofísicos, muestras de canal, corte de núcleos, gasificaciones, perdidas de circulación, correlaciones, antecedentes de pruebas durante la perforación, pruebas de formación (DST).

Esta información se evaluara con el propósito de determinar cuales son las zonas de interés que contengan hidrocarburos y a través de un análisis nodal se diseñaran los disparos, diámetros de tubería de producción y diámetros de estranguladores para mejorar la producción del yacimiento.

ANALISIS DE REGISTROS


Registro en agujero descubierto

Para evaluar la productividad del yacimiento, se requiere saber con que facilidad puede fluir el liquido a través del sistema poroso. Esta propiedad de la roca depende de la manera en que los poros están intercomunicados, es la permeabilidad.

Los principales parámetros petrofísicos para evaluar un deposito son: porosidad, saturación de hidrocarburos, espesor, área, permeabilidad, geometría, temperatura y la presión del yacimiento, así como la litología que desempañan un papel importante en la evaluación, terminación y producción de un yacimiento.

Registro de potencial espontáneo y de rayos gamma naturales

La curva de potencial espontáneo (SP) y el registro de rayos gamma naturales (GR) son registros de fenómenos físicos que ocurren naturalmente en las rocas insitu.

La curva SP registra el potencial eléctrico producido por la interacción del agua de formación innata. El fluido de perforación conductivo y otras rocas selectivas de iones (lutita) y el registro de GR indica la radioactividad natural de las formaciones.


Resistivos Miden la resistividad de las rocas

Se emplean para determinar la porosidad ylas propiedades mecánicas de las rocasSónicos

Miden la radioactividad natural y la respuesta de la formación cuando son bombardeadas con rayos gama o neutrones

Nucleares


Registro eléctrico

Induccion

Doble inducción

Doble laterolog

Induccion fasorial

Resistividad azimutal (ari).

Arreglo inductivo (ait).

Microlog

Microlaterolog

Microproximidad

DeterminaciDeterminacióón del valor n del valor de Rde Rt t y Ry Rxoxo

ImImáágenes resistivas de lagenes resistivas de lapared del pozo.pared del pozo.Perfil de invasiPerfil de invasióónn

Resistivos


Sonico bhc de porosidad

Sonico digital

Sonico de espaciamiento largo

Sonico de cementación

Sonico dipolar

Determinación de la porosidady datos para corrección de Información sísmica .

Sónicos

ANALISIS DE REGISTROSRegistro En Agujero Entubado

Registro RG

Este registro puede ser corregido en pozos entubado lo que hace muy útil como una curva de correlación en operaciones de terminación o modificación de pozo, por ejemplo al correlacionar los disparos de cambio de intervalo y mejorar la cementación, así mismo cuando se inyecta un trazador radioactivo y se requiere ver la altura del intervalo que tomo.

Registro decaimiento termal (TDT)

La herramienta consta de un generador de neutrones de alta velocidad la cual se reduce rápidamente hasta la llamada “velocidad termal” al ser capturados por núcleos de la formación, emitiendo radiaciones gamma que son detectadas por el aparato, durante el tiempo de medición, la cantidad de neutrones termales disminuye exponencialmente.

TOMA DE INFORMACION

TOMA DE INFORMACION

La toma de información al inicio y durante la vida productiva del yacimiento es muy importante para conocer la situación real del pozo y la posibilidad de mejorar sus condiciones de explotación, para lo cual se necesita información sobre las características del sistema roca fluido, el estado actual de agotamiento del yacimiento, la eficiencia de terminación del pozo, etc.

Para poder determinar lo anterior es muy importante tomar información como son los registros de presión de fondo cerrado y fluyendo, realizar diferentes pruebas de variación de presión como son la del incremento o decremento, de interferencia, tomar los diferentes registros de producción, etc.

TOMA DE INFORMACION

Registros de Presión

Curvas de variación de presión

La presión es parte esencial de las pruebas de variación de presión de pozos

-Cable de línea

-Registro con instalaciones permanentes

-Registro recuperable en la superficie

Obtiene información del sistema roca-fluido a partir del análisis de las citadas variación de presión

TOMA DE INFORMACION

-permeabilidad

-porosidad

-presión media

-discontinuidades

REGISTRO DE PRESION DE

FONDO CERRADO Y FLUYENDO

Registros de producciónSon registros que se pueden tomar después que han cementado las tuberías de revestimiento

-Estado mecánico

-Calidad de la cementación

-Comportamiento del pozo

-Evaluación de las formaciones

Registro de molinete

Se utiliza para medir las velocidades de los fluidos en el interior de las tuberías de producción y revestimiento

Factores que afectan la velocidad son:

- Velocidad y viscosidad de los fluidos

- Diámetro del agujero

Registro de evaluación de cementación

La cementación se realiza con el registro sónico de cementación CBL la herramienta consta de dos secciones:

-Acústica

-Electrónica

TOMA DE INFORMACION

EMPACADORES DE PRODUCCIÓN


Empacadores de producción son importantes para el proceso de terminación y mantenimiento de pozos, presenta como calcular los esfuerzos a que será sometido un empacador durante operaciones criticas como inducción, prueba de admisión, estimulación y fracturamiento. Lo anterior con la finalidad de predecir y evitar las condiciones de falla de empacadores que se encuentran anclados.

Empacador de producción

CLASIFICACIÓN GENERAL Y FUNCIONES DEL EMPACADOR DE PRODUCCIÓN

El empacador es un accesorio empleado para sellar la parte exterior del aparejo de producción y la parte interior de la tubería de revestimiento óde explotación como se muestra en la figura.


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

Empacador permanente y recuperable

Los empacadores de producción son en general clasificados como Permanentes ó Recuperables, aunque su función es prácticamente la misma.


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

Elementos principales de un empacador


Existen varios modos de falla que pueden afectar el desempeño de un empacador de producción, pero los más comunes son:

1) Sistema de anclaje2) Falla conexión cuerpo ~ guía3) Cuello del empacador4) Elemento de sello5) Colapso conexión ~ guía6) Tope del hombro7) Candado del cuerpo

Elementos críticos de fallade un empacador.


METODOLOGÍA DE SELECCIÓN PARA EMPACADORES DE PRODUCCIÓN

3. Procedimiento para correrlo y anclarlo.

a) Tubería de perforaciónb) Cable/Líneac) Tubería flexibled) Integral

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

1. Condiciones de operación.a) Diferencial de presiónb) Cargas axialesc) Temperaturad) Fluidos producidos

2. Condiciones del pozo.a) Diámetro interiore de la T.Rb) Fluido de terminaciónc) Desviación y severidad


1. Condiciones de operación.a) Diferencial de presión

Diferencial de presión durante la inducción

Diferencial de presión durante la prueba de

admisión.

Condiciones durante la estimulación ó fracturamiento.


b) Cargadas Axiales

Los efectos que generan este fenómeno son: Ballooning (expansión), Pistón, Buckling (pandeo) y Temperatura.

Efectos que causan movimiento del aparejo de producción

Efectos que intervienen durante una inducción


b) Cargadas Axiales

Efectos que intervienen duranteuna prueba de admisión.

Causas del movimiento del aparejo durante una estimulación/fracturamiento.


c) Temperatura

La temperatura a la cual estará trabajando el empacador se determina a través 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)


d) Fluidos producidos

Conocer la composición de los fluidos producidos es fundamental, pues se puede conocer el ambiente al cual será sometido el empacador.

Como obtener la presión a la profundidad del empacador, la cual es función de la presión de fondo fluyendo ( wfP ), las perdidas por fricción ( f P ) entre el fluido producido y la tubería de explotacióny de la densidad de los fluidos producidos ( gP ).

Presión a la altura del empacador.

Donde: Pparcial H2S =Presión parcial del ácido sulfhídrico (psi)PEmp = Presión en el empacador (psi)Pwf = Presión de fondo fluyendo (%)∆p = Diferencial de presión entre los disparos y el

empacador debido a la fricción y gravedad (psi)Pparcial CO2 =Presión parcial del dióxido de carbono (psi)


d) Fluidos producidos

Para determinar si la corrosión esperada será alta, media ósimplemente no se presentara, se utiliza esta tabla.


Otros parámetros a considerar para la selección del empacador de producción son las condiciones del pozo en el que se introducirá.

Condiciones del pozo.a) Diámetro interior de la T.Rb) Fluido de terminaciónc) Desviación y severidad

3. Procedimiento para correrlo y anclarlo.a) Tubería de perforaciónb) Cable/Líneac) Tubería flexibled) Integral

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


5. Selección del empacador a partir de la envolvente de desempeño.

Finalmente se debe solicitar a las compañías de servicio las envolventes de los empacadores a emplear, con el objeto de realizar el análisis de cargas combinadas a las operaciones programadas ó probables a efectuar (inducciones, pruebas de admisión, estimulaciones, fracturamientos) y comparar los resultados con la envolvente de diseño para mantenerse en todo momento en el área de operación segura, solicitar será el mas económico, siempre y cuando cumpla con las condiciones de operación.

FLUIDOS EMPACADORES

Fluidos Empacadores

Un fluido empacador es un fluido que ocupa el espacio anular entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento desde el empacador, hasta el cabezal de tuberías.

La diferencia entre los fluidos de terminación y los fluidos empacadores es que los rimeros están 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 hidrostática para controlar el pozo en caso de fugas en el empacador o aparejo de producción.

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

c.- Reducir el efecto de corrosión de las tuberías de producción y de revestimiento.

d.- Minimizar la transferencia de calor a través del aparejo para reducir ladepositación de parafinas y asfáltenos.

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

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

1. No dañar la formación (hinchazón de arcillas, cambio de mojabilidad,formación de emulsiones, etc.)2. No dañar el medio ambiente 3. No dañar los elastómeros del empacador4. Química y mecánicamente estables5. Minimizar la corrosión

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

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

Los fluidos base se pueden usar sin densificar agregando inhibidores decorrosión, bactericidas, viscosificantes, alcalinizantes, secuestrantes de O2, controlador de pH. Esto dependerá 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 térmica. La gravedad especifica esta determinada por su composición química, la viscosidad es pequeña y sensible a la temperatura.

Ventajas y desventajas de los fluidos base aceite Aceite-dieselVentajas

•Evita la corrosión en las tuberías•Buen aislante térmico•No daña la formación•Libre de sólidos•Estable a altas temperaturas

Desventajas•No se puede densificar•Costo alto

Fluidos Empacadores

Fluidos Empacadores

Emulsión Diesel – Salmuera

Ventajas•Evita el daño a la formación•Baja corrosión en las tuberías•Estable a alta temperatura•Se puede densificar

Desventajas•Costo alto

Diesel GelificadoVentajas

•Excelente aislante térmico•No daña la formación

•Evita la corrosión en las tuberías•Estable a alta temperatura•Se puede densificar

Desventajas• Costo alto

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

Debido a su gran habilidad para disolver un gran número de compuestos inorgánicos si no se tiene un control estricto de los iones en solución, pueden volver a reaccionar formando precipitados insolubles en el pozo,por lo tanto la calidad del agua usada para preparar los fluidosempacadores debe cumplir con los parámetros de calidadmostrados en la tabla .

Fluidos EmpacadoresAgua Dulce

La densidad limita su aplicación 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 sólidos y otros componentes, haciendo un análisis químico.

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

Ventajas y desventajas de agua dulce o de marVentajas

•No contiene sólidos•Bajo costo•Buena disponibilidad•No contamina

Desventajas•Daño a la formación•No se puede densificar•Puede generar problemas de corrosión•Baja capacidad como aislante térmico

Fluidos Empacadores

Salmueras

Estos fluidos tienen agua dulce como fluido base y se adicionan sales dobles o triples según los requerimientos de densidad y composición de la formación, su uso es común debido que se puede evitar el daño a la formación, controlar la corrosión y densificar en un amplio rango, pero por el contrario tiene el inconveniente de que en temperaturas altas aumenta la velocidad de corrosión.

Ventajas y desventajas de las salmuerasVentajas

•No contiene sólidos•Se puede densificar•No dañan la formación

Desventajas•Puede generar problemas de corrosión si no es tratado•Baja capacidad como aislante térmico•No es muy estable a altas temperaturas

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

Salmueras con biopolímeros

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, además que la velocidad de corrosión de tuberías es menor, se puede utilizar goma xantana como viscosificante; la cual soporta temperaturas altas , además que es biodegradable .

SELECCIÓN DE LOS FLUIDOS EMPACADORESa) CorrosiónEs el deterioro del acero o de sus propiedades debido a su medioambiente.

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

•Anodo•Cátodo•Electrolito •Trayectoria conductiva.

Fluidos Empacadores

Fluidos Empacadores

En la figura ilustra el proceso de corrosión galvánica que se presenta mas comúnmente en las tuberías expuestas a los fluidos empacadores.

Corrosión en la tubería

La reacción que ocurre en las tuberías es la siguiente:Reacción del ánodo:

Fluidos Empacadores

Factores que afectan la velocidad de corrosión:

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 hidrólisis que se lleva a cabo cuando una salmuera contiene una base fuerte.

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

Están clasificados como aniónicos, catiónicos y no aniónicos.

Inhibidores aniónicos son atraídos hacia una superficie anódica y son formados a base de un radical del tipo RCOOH tiene cargas negativas y buscan abandonar a sus electrones.

Inhibidores catiónicos están en general formados por aminas con átomos de N2, los cuales tienen carga positiva y pueden ser atraídos a una superficie catódica los cuales son del tipo de formación de película entre los principales tenemos las aminas, las cuales son efectivas en salmueras que no contienen Zn Br2.

Aditivos no aniónicos tienen las características de los dos anteriores es decir son atraídos por cargas positivas y negativas (hacia los cátodos y ánodos), tienen la particularidad de una alta adsorción sobre la superficie del metal; por lo que retardan la corrosión, mezclados con el aceite los hace más eficientes.

b.) DensidadLa densificación puede ser necesaria para que el fluido empacador ejerza cierta presión hidrostática; 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

Fluidos EmpacadoresLa expansión térmica es el aumento de volumen de la salmuera por efecto de la temperatura, lo que ocasionará variar la densidad requerida a condiciones de superficie.

Los factores de expansión térmica aumentan con la concentración de sal para todas las salmueras, como se observa en la figura.

Factor de explosión para varias salmueras

c. Temperatura de cristalización

La cristalización 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 parición del primer cristal; continuando este proceso y disminuyendo latemperatura se alcanza la temperatura absoluta de cristalización TCT en la que la curva tiene una inflexión. Esto sucede debido a las condiciones termodinámicas de la cristalización, seguido de una región que sigue una tendencia ascendente; si después se calentara, entonces se tendrá un cambio de pendiente y ascenso continuo hastadonde el último cristal desaparece ( LCTD).

Fluidos Empacadores

Fluidos Empacadoresd.) Aislamiento Térmico

La detección temprana de depositación de material orgánico se puede hacer mediante las envolventes de fase para parafinas y asfáltenos para evitar su depositación y la obstrucción de los aparejos de producción.

Mediante el uso de un fluido empacador cuyo valor de conductividad térmica sea pequeño, se puede evitar la perdida de calor y por consiguiente en algunos casos la depositación de material inorgánico en el aparejo y con ello costos innecesarios de producción 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 características que debe tener este fluido aislante es no degradarse con el tiempo, ni solidificarse.

e.- Daño a la formación

Los fluidos usados como empacadores entran en contacto directo con la formación 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 formación y con los fluidos producidos haciendo pruebas de compatibilidad para evitar daño a la formación por precipitación de sólidos, formación de emulsiones, etc.

Fluidos Empacadoresf.- Costos

El fluido seleccionado debe considerar lo siguiente:1. – Los Costos iniciales por la adquisición, transporte, preparación, etc.2. -Los costos de mantenimiento por acondicionamiento del fluido, los posibles costos por corrosión de las tuberías, pescas o string shot por recuperación de aparejos por atrapamiento o pegadura de tuberías debido al asentamiento de sólidos y el costo por daño a la formación y su efectoen la productividad, además del aspecto de seguridad y contaminación del medio ambiente.3. -Se debe considerar los costos debido a la ubicación del pozo y su accesibilidad en caso de requerir densificación.

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 Empacadores

La tabla se muestra una matriz de los fluidos empacadores contra los criterios de selección y características , así como el grado de afectación. Esta tabla ayudará a la selección del fluido empacador mas adecuado.

Selección de fluidos empacadores

DISPAROS DE PRODUCCIÓN


Una de las operaciones mas importantes durante la terminación de un pozo es la de disparos de producción, pues la producción de hidrocarburos depende en gran parte de su diseño y ejecución.

la operación de disparos, la cual consiste en perforar la tubería de revestimiento, cemento y formación para establecer comunicación entre el pozo y los fluidos del yacimiento.


EXPLOSIVOS

Las cargas para perforar la tubería dependen de los explosivos para generar la energía necesaria y tener una penetración efectiva de la tubería de revestimiento, cemento y formación.Los explosivos actúan rápidamente, son confiables y pueden ser almacenados por largos periodos de tiempo. Además, se manejan con seguridad tomando las precauciones debidas


TIPOS Y CARACTERÍSTICAS

Los explosivos de acuerdo a su velocidad de reacción pueden clasificarse en ALTOS y BAJOS.

Los explosivos altos que se usan mas comúnmente en la perforación de tuberías son: Azida de plomo, Tacot, RDX, HMX, HNS, HTX y PYX.La Azida de plomo y el Tacot se usan en los estopines eléctricos. El RDX, HMX, HNS, HTX y PYX se usan en los cordones detonantes, fulminantes y cargas.


Sensitividad.

Es una medida de la energía mínima, presión o potencia requerida para iniciar un explosivo y nos refleja la facilidad con la que puede iniciarse.

Sensitividad al impacto.

Es la altura mínima de la cuál puede dejarse caer un peso sobre el explosivo para que detone.

Sensitividad a la chispa.

Es la cantidad de energía que debe tener una chispa para detonar un explosivo.

La estabilidad se refiere a la habilidad de un explosivo para perdurar por largos periodos de tiempo o para soportar altas temperaturas sin descomponerse.

Estabilidad.


Estabilidad de algunos explosivos

en función de la temperatura y el

tiempo.


FACTORES QUE AFECTAN LA PRODUCTIVIDAD DE UN POZO

El índice de productividad nos permite evaluar la potencialidad de un pozo y está representado matemáticamente por:

puede ser difícil de determinar, por lo tanto el efecto del diseño del sistema de disparo como son la penetración, fase, densidad, diámetro del agujero, daño del lodo, etc… pueden ser evaluados usando la Relación de Productividad.


Los principales factores que afectan la productividad del pozo son:

a. Factores geométricos del disparo

La geometría de los agujeros hechos por las cargas explosivas en la formación influyen en la Relación de Productividad del pozo y está definida por los Factores Geométricos.

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

• Penetración• Densidad de cargas por metro• Fase angular entre perforaciones• Diámetro del agujero (del disparo) Factores geométricos del sistema de disparos


Fase y Patrón de Agujeros

Patrón de agujeros para pistolas fase 0° y 60°

Patrón de agujeros para pistolas fase 30° y 90°


Patrón de agujeros para pistolas fase +/-45° y 180°

El efecto de la penetración y la densidad de cargas es muy pronunciado en las primeras pulgadas de penetración.Arriba de 6 pulgadas la tendencia es menor pero es evidente la importancia de la penetración para mejorar la relación de Productividad.

La densidad de cargas influye también en la relación de Productividad (RP) observando que para una densidad de 3 cargas/m es necesaria una penetración 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 penetración y densidad en la RP


Efecto de la Fase en la RP

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

Suponiendo que se use un sistema de 0° de fase, con una penetración de 6 pulgadas, se obtiene una RP de 0.9 de la gráfica, 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 RP


DISPAROS DE PRODUCCIÓNb. Presión diferencial al momento del disparo

El modo en que el pozo es terminado ejerce una gran influencia en su productividad.Existen dos técnicas que pueden aplicarse durante la ejecución de los disparos:

Sobre – balance• Phidrostática > Pformación

Bajo - balance• Phidrostática < Pformación

Efecto de la presión diferencial previa al disparo

El objetivo de una terminaciónsobrebalanceada es fracturar la formación al momento del disparo, sin embargo si la presión no es alcanzada es pues del disparo y antes de que fluya el pozo, se forman tapones con los residuos de las cargas.


Cuando se tiene una terminación diferencial bajo-balanceada, los residuos de las cargas y la zona comprimida podrían ser expulsados por la acción del brote de fluido de terminación.

Disparar el pozo con una presión diferencial a favor de la formación 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 presión

diferencial excesiva puede provocar arenamiento o aporte de finos de formación que impedirán el flujo a través de la perforación, o un colapso de la TR.


Para calcular la presión diferencial a establecer durante el disparo se deberán considerar los factores siguientes:

• Grado de consolidación de la formación

• Permeabilidad de la formación

• Fluido en los poros

• Presión de colapso de las tuberías y equipo

• Grado de invasión del fluido de perforación

• Tipo de cemento

La magnitud de la presión diferencial negativa dependerá basicamente de dos factores:

• La permeabilidad de la formación

• El tipo de fluido

Una arena se considera consolidada si se tienen lutitas adyacentes (arriba y/o abajo) compactas con tiempos de tránsito ∆t ≤ 100 µSeg/pie obtenido de un registro sónico. Si se tiene un registro de densidad, las arenas se consideran consolidadas si la densidad volumétrica ρb ≥ 2.4 grs/cm3 en las lutitas limpias adyacentes.

Una formación No-consolidada es una arena pobremente cementada o compactada de tal manera que los granos pueden fluir al haber movimiento de fluidos a través de la formación.

Respuesta de los registros sónico y densidad en arenas


Una arena se considera No-consolidada cuando las lutitas adyacentes tienen un tiempo de tránsito mayor de 100 µSeg/pie o una densidad menor a 2.4 grs./cm3.

Gráfico para determinar la presión diferencial máxima en arenas no-consolidadas con elregistro sónico


Gráfico para determinar la presión diferencial máxima en arenas no-consolidadas con el registro de densidad


c. Tipo de pistolas y cargas

Un sistema de disparo consiste de una colección de cargas explosivas, cordón detonante, estopín y portacargas.

Esta es una cadena explosiva que contiene una serie de componentes de tamaño y sensitividad diferente y puede ser bajado con cable y/o con tubería.

Pistolas bajadas con cable:

El sistema de Disparo Bajado con Cable (DBC) puede usarse antes de introducir la tubería de producción, o después de introducir la TP.

La ventaja se pueden emplear pistolas de diámetro mas grande, generando un disparo mas profundo.


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

a.Recuperables (no expuestas):

Los residuos de los explosivos y lámina portadora son recuperados y prácticamente no queda basura en el pozo. En este sistema no están expuestos los explosivos a la presión y ambiente del pozo, lo cuál lo hace mas adecuado para ambientes hostiles.

b. Semidesechables (expuestas)

En las pistolas desechables, los residuos de las cargas , cordón, estopíny el sistema portador (Lámina, 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 tamaño con lo que se obtiene una mayor penetración. La principal desventaja es que los componentes explosivos están expuestos a la presión y fluido del pozo, por lo que, normalmente, este sistema está limitado por estas condiciones.


Sistemas de disparos

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.


Pistolas Bajadas con tubería :

En el sistema de Disparo Bajado con Tubería (DBT), la pistola es bajada al intervalo de interés con tubería de trabajo. A diferencia de las pistolas bajadas con cable, en este sistema solo se utilizan portacargas entubados, además la operación de disparos puede ser efectuada en una sola corrida, lo cuál favorece la técnica de disparos bajo balance.

Crea agujeros profundos y grandes favoreciendo la productividad del pozo.

También este sistema es recomendado (si las condiciones mecánicas lo permiten) cuando se dispara en doble tubería de revestimiento, esto con la finalidad de generar una penetración adecuada del disparo


d. Daño generado por el disparo

El proceso de perforación de formaciones permeables y porosas con las cargas moldeadas crea una "película" que se opone al flujo en el agujero. El jet penetra la formación a alta velocidad, desplazando radialmente el material de formación, creándose una zona compactada alrededor del agujero y reduciendo la permeabilidad original.Para disminuir el efecto pelicular deberáincrementarse la penetración para librar la zona de daño.


e. Daño causado por el fluido de la perforación

Durante el proceso de perforación del pozo se causa un daño a la formación debido al lodo de perforación. Este daño se asocia al taponamiento de los poros alrededor del pozo.

El enjarre puede resolver el problema de la invasión del filtrado pero si no es removido completamente antes de depositar el cemento en elespacio anular, las partículas sólidas pueden ser arrastradas dentro del agujero abierto por el jet del disparo, aunque se use un fluido supuestamente limpio de terminación.


f. Daño causado por el fluido de la terminación

El fluido de terminación es de primordial importancia para obtener óptimos resultados.Si existe algún material extraño en el fluido, puede ser empujado dentro de la perforación por el Jet ó un pequeño taponamiento sería el resultado.

El daño del pozo, las perforaciones de las cargas, penetración parcial y la desviación provocan un cambio en la geometría radial del flujo que afecta la productividad del pozo.El efecto combinado de estos factores se denomina "Efecto Pelicular" y genera una caída de presión que afecta la producción del yacimiento.


Metodología de selección

a.- Planeación

Los resultados de las pruebas API pueden servir de base para unacomparación general del desempeño de las cargas, pero ésta solo será válida bajo las mismas condiciones de prueba.En general:− A mayor resistencia a la cedencia menor diámetro de agujero− A mayor resistencia compresiva y densidad de los materiales menor penetración− El esfuerzo efectivo (presión de sobrecarga menos la presión de poro) también afecta la penetración.

Al planear un trabajo de perforación de tuberías - formación se debe considerar:• El método de terminación• Las características de la formación• Las tuberías y accesorios del pozo• Las condiciones esperadas del pozo durante el disparo.


Métodos básicos de terminación

Terminación Natural.-En las terminaciones naturales no se necesita estimulación o control de arena. El objetivo es incrementar la relación de productividad .

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

1.Diámetro de la perforación2.Densidad de cargas3.Fase4.Penetración


Estimulación.-

Incluyen acidificación y fracturamiento hidráulico. El objetivo es incrementar el tamaño y número de caminos por los que el fluido puede moverse de la formación al pozo. Ambas operaciones requieren de la inyección a la formación de grandes volúmenes 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 orientación de las fracturas naturales, proporcionando una trayectoria mas directa para que el fluido de fracturamiento entre en la formación.El orden de importancia para este tipo de terminación es:

1.Fase2.Densidad de cargas3.Diámetro del agujero4.Penetración

En caso de tener la formación fracturada naturalmente, se deberáconsiderar un sistema que aumente la probabilidad de interceptarfracturas, por lo que el orden de los factores cambia de la siguiente manera:

1.Penetración2.Fase3.Densidad de las cargas4.Diámetro del agujero

Se muestran un resumen de la jerarquización de los factores geométricos.


DISPAROS DE PRODUCCIÓNConsideraciones en formaciones heterogéneas.-

El diseño efectivo de disparo considera las heterogeneidades comunes de la formación.

Se muestra la jerarquía de los factores geométricos del sistema de disparo en función de las heterogeneidades de la formación.

La mayoría de las formaciones son anisotrópicas, es decir su Kvert. Es menor que su Khoriz.

Tres tipos comunes de heterogeneidades


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 comunicación hidráulica entre lasperforaciones y la red de fracturas.


b.-Información necesaria para el diseño del disparo.

Datos de la formación

Fluidos esperados y presiones:

Condiciones del pozo:

Estado Mecánico:

Método de terminación:

Litología Aceite, gas, H2S, etc

Desviaciones Tuberías de revestimiento

Natural

PermeabilidadPresión de Formación,

Lodo de perforación

Cementación Control de arena

Porosidad sobrecarga Diámetro de barrena

Datos del aparejo

Estimulación/Fracturamiento

Densidad resistencia compresiva

Temperatura de fondo

Intervalo a disparar

ESTIMULACIONES DE POZOS

ESTIMULACION DE POZO

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

Es una actividad fundamental para el mantenimiento ó incremento de la producción de aceite y gas, además puede favorecer en la recuperación de las reservas.

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En México la mayor parte de las estimulaciones se efectúan en rocas carbonatadas (calizas) utilizando ácido clorhídrico (HCL) a diferentes concentraciones, una menor parte de las estimulaciones se realizan en formaciones productoras de areniscas, donde se hautilizado Ácido Fluorhídrico ( HF) o más recientemente, a través fracturamientos hidráulicos.

En algunos pozos con problemas de producción requieren de estimulaciones No ácidas ( no reactivas) debido a la naturaleza del problema que genera la declinación de su producción, por lo tanto la selección de un pozo candidato a estimular y el diseño de su tratamiento requiere de un buen análisis.

ESTIMULACION DE POZOMECANISMOS DE DAÑO

Tipos de Daño:

Los daños que tradicionalmente conocemos, presentes en el sistema roca-fluidos, los podemos agrupar en tres tipos básicos:

a)- Daño a la permeabilidad absoluta b) - Cambios en la Permeabilidad relativa

c)- Alteración de la viscosidad

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

1)La presencia de finos y arcillas de la propia formación.

2) Sólidos de los fluidos de perforación o de terminación.

3) Incrustaciones de depósitos orgánicos (asfaltenos o parafinas)

4) Depósitos complejos de orgánicos e inorgánicos, entre otros.

Resultan frecuentemente en una reducción al fluido de producción deseado, estos se deben a cambios a la mojabilidad al aceite en una formación productora de hidrocarburos mojada al agua y/o por cambios en la saturación de fluidos, debido a tratamientos previos, por un trabajo dereparación, etc.

El incremento en la viscosidad del fluidopuede ser debido a la formación de emulsiones, polímeros, etc. y esto dificulta elflujo de fluidos


REPRESENTACIÓN DEL DAÑO

El factor de daño (S) está dado por laecuación (1):

En general el efecto de daño (S) implica :S = 0 no existe daño, por lo que kx = k.S > 0 existe daño, por lo que k > kxS < 0 el pozo está estimulado k < kx

Representación esquemática de una zona dañada

SISTEMAS DE FLUIDOS PARA UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL.Durante la etapa de perforación y terminación del pozo diversos factores químicos o mecánicos pueden alterar su estado original provocando daños que resultan en una caída de presión y por consiguiente en una disminución en la producción de hidrocarburos. El tratamiento para este tipo de formaciones puede clasificarse de manera general de la siguiente forma:Base del sistema: Aditivos:

a)-Reactivas :

Ácido Clorhídrico (HCL)Ácido Fluorhídrico (HF)Ácido Acético(2HCH3CO3)Ácido Fórmico (2HCOOH)

b)-No reactivas :

Solventes MutuosSolventes Aromáticos

Si el material de daño es soluble en ácido, un fluido base ácido puede ser efectivo en disolver y remover el material. Tanto las formaciones carbonatadas como las areniscas pueden acidificarse

1)- Inhibidores de corrosión.-Materiales fuertemente catatónicos, con una fuerte afinidad con la superficie metálica.2)- Surfactantes.-son comunes en todos los tratamientos ácidos y ellos son el elemento básico en las estimulaciones no reactivas.3) Solventes mutuos.-Otros aditivos frecuentemente utilizados en los sistemas ácidos, 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 formación, ferroso y férrico (éste último de mayor riesgo, y el primero que se forma en las estimulaciones)



ESTIMULACIÓN MATRICIAL EN CARBONATOSPara las formaciones de carbonatos los tipos de ácido que pueden usarse son:

- Ácido Clorhídrico (HCL)-Ácidos Orgánicos ( Acético y Fórmico)

Este tipo ya sea en formaciones calizas o en dolomitas, nos da la oportunidad no tan solo de remover el daño sino de mejorar la permeabilidad en la vecindad del pozo debido a la generación de canales por la disolución de material que genera el ácido.

Solubilidad del HCL en caliza y dolomita.

Una estimulación matricial ácida en carbonatos incluye lo siguiente:

Efectividad del desviador Limite de los agujeros de gusano y la

excesiva pérdida de filtrado Aplicaciones en baja y alta temperatura.Concentración del ácido


Estimulaciones reactivas utilizando Ácidos Orgánicos

El Acético y el Fórmico son otros dos ácidos que llegan a utilizarse, solos o con el HCL.

Son mucho más débiles que el HCL y por lo tanto reaccionarán mas lentamente con la mayoría de los minerales en el pozo y por lotanto permiten una penetración más profunda y mejores propiedades de grabado en algunas formaciones.


El Ácido Acético reacciona mas lentamente que el Fórmico.Un 10% de solución de ácido acético disolverá la caliza tanto como un 6% desolución de HCL.Un 10% de solución de ácido fórmico disolverá la caliza tanto como un 8% desolución de HCL.

La reacción química de estos ácidos con la caliza es la siguiente:

ESTIMULACION DE POZOFactores que afectan la reacción del ácido con los carbonatos

a) Relación Volumen- Área de contacto: A mayor superficie de roca expuesta por unidad de volumen de ácido, éste se gastarámás rápido.

b) Presión: Efecto de la Presión sobre el tiempo de reacción del HCL- CaCO3.

Arriba de 750 psi la presión tiene un menor efecto en la reacción del ácido con rocas calcáreas que la mayoría de los otros factores, por debajo de ese valor la reacción se acelera, como se observa en la Figura


c) Temperatura: A medida que la temperatura se incrementa, el ácido reaccionará más

rápido con el material calcáreo.

d) Concentración del ácido y productos de reacción: Mientras más fuerte sea un ácido mas tiempo le tomará terminar la reacción. Con sólo agregar cloruro de calcio o Bióxido de Carbono a cualquier ácido fuerte retardará ligeramente su reacción. Un ácido orgánico le toma mas tiempo gastarse que el HCL porque solo estáparcialmente ionizado.

e) Composición de la Roca:La composición química de la roca influirá en la reacción del ácido, 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 reacción del ácido.


Estimulaciones No reactivas en carbonatos.

En este sistema los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales de la roca, estos sistemas se utilizan para la remoción de daños ocasionados por bloqueos de agua, aceite o emulsión, pérdidas de fluido de control, depósitos orgánicos, daños por tensión interfacial, por mojabilidad e incrustaciones.

debido a que el flujo de fluidos a través de medios porosos estágobernado por los fenómenos de superficie que representan las fuerzas retentivas de los fluidos en la roca, la acción de la estimulación no ácida concierne principalmente con la alteración de estas fuerzas retentivas, manifestadas en los fenómenos de superficie siguientes:

-Tensión interfacial- Mojabilidad- Capilaridad


ESTIMULACIÓN MATRICIAL EN ARENAS.

Para las formaciones de Areniscas el tipo de Ácido que puede usarse es:Ácido Fluorhídrico (HF), mezclado con HCL o con ácidos orgánicos.

En la estimulación de areniscas existen tres etapas básicas de bombeo:

a)Precolchón

Selección del precolchón en función de la temperatura y la mineralogía de la formación.

ESTIMULACION DE POZOLos más comunes son ( básicamente son los mismos para el desplazamiento):

Ácido Clorhídrico (HCL)Cloruro de Amonio ( NH4Cl)DieselKerosinaAceite

b) EL fluido de tratamiento

Selección del fluido de tratamiento en función de la temperatura y la mineralogía de la formación.

Comportamiento de diferentes concentraciones de HF - HCL con respecto a la permeabilidad relativa de un núcleo.


Cualquier selección de tratamiento debe derivar de la naturaleza del daño y de su problema específico, por lo que deberá también utilizarse cualquier información que esté disponible.Las siguiente tabla es una guía, para la selección de un tratamiento ácido en algunas de las situaciones.


En resumen la selección del sistema de fluido estará en función de los siguientes factores.

Fracturamientos Hidráulicos

El fracturamiento hidráulico que utiliza un material sustentante se ha

convertido, en la última década, en una de las operaciones más

importantes en la terminación de pozos. En México, su uso más

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

producen en formaciones de arenisca de baja permeabilidad;

aunque también se ha usado en pozos del paleocanal de

Chicontepec y en algunos de la Cuenca de Veracruz, donde

predominan las formaciones arbonatadas.

INTRODUCCIÓN

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

El fracturamiento hidráulico: Consiste en la inyección de un fluido

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

una formación, 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 formación y, por ende, el flujo de

fluidos hacia el pozo. En esta guía se presentan los conceptos físicos

básicos para entender esta Técnica, las características y propiedades

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

como las consideraciones técnicas más importantes para planear y

diseñar un fracturamiento hidráulico.



Su uso correcto y con criterio hace posible optimizar el diseño y la

evaluación de un fracturamiento hidráulico. Aunque la técnica de

fracturamiento hidráulico puede realizarse utilizando ácidos orgánicos

o inorgánicos, esta guía se enfocará a la técnica que utiliza arena

como material apuntalante o medio para sustentar las fracturas

creadas en la formación, quedando fuera del alcance de esta guía el

fracturamiento con ácido.



Modelaje de Yacimiento


CONCEPTOS FÍSICOS DE FRACTURAMIENTO

1-Proceso de fracturamiento hidráulico

2-Comportamiento de la roca

3-Efectos de la presión de poro en el estado de esfuerzos

4-Efectos de la temperatura en los estados de esfuerzos

5-Criterios de falla

6-Orientación de la fractura


1-Proceso de fracturamiento hidráulico: El proceso consiste en

aplicar presión a una formación, hasta que se produce en ésta una

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

presión para extenderla más allá del punto de falla y crear un canal

de flujo de gran tamaño que conecte las fracturas naturales y

produzca una gran área de drene de fluidos del yacimiento.


El efecto de incremento de drene de fluidos decrece rápidamente

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 técnica de inyectar el fluido de fractura cargado de

apuntalante, el cual actúa como sostén de las paredes abiertas de la

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

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

formación.


Durante la operación, el bombeo de fluido se realiza de forma

secuencial, primero se bombea un precolchón de salmuera o gelatina

lineal, con el objeto de obtener

parámetros y poder optimizar el diseño propuesto. Posteriormente se

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

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

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

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


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

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

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

a) Presión de rotura: es el punto en que la formación falla y se

rompe.

b) Presión de bombeo: es la necesaria para extender la fractura,

manteniendo el gasto constante.


c) Presión de cierre instantánea (Pci): es la que se registra al parar el

bombeo, cuando desaparecen todas las presiones de fricción,

quedando sólo las presiones interna de la fractura y la hidrostática del

pozo.

Además de la presión, también se debe registrar el gasto de operación,

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

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

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

resulta en la potencia hidráulica necesaria para el bombeo.


2-Comportamiento de la roca: La selección del modelo

matemático para representar el comportamiento mecánico de la

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

intentan representar el comportamiento mecánico de la roca. Los

hay desde el modelo lineal elástico hasta modelos complejos, que

incluyen el comportamiento Inelástico de las rocas, efectos de

interacciones físico-químicas del sistema roca-luido y efectos de

temperatura. El modelo más conocido es el lineal elástico, el cual

es ampliamente utilizado por su simplicidad (modelo de dos

parámetros).

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

casos son particularmente interesantes respecto a la variación de la

presión de poro: a) La inyección de fluidos al yacimiento

b) La declinación natural de presión del yacimiento. En el primer caso,

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

que ocasiona disminución de la presión efectiva, lo que permite iniciar

la fractura más fácilmente. Un análisis similar permite establecer que la

disminución de presión de poro en un yacimiento maduro incrementa

el esfuerzo efectivo de la roca. En otras palabras, es más difícil iniciar

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

en su etapa inicial de explotación. Estos conceptos son esenciales

cuando se selecciona el puntalante.



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 súbito cambio de temperatura que

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

normal de la roca (σ ) varía directamente proporcional a la variación

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

formación La magnitud del esfuerzo normal de la roca (σ ) varía

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

ello, el enfriamiento ocasionado a la formación con el fluido

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

de la fractura hidráulica.


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

sometida a compresión o a tensión. Uno de los criterios de falla más

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

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

de la roca y el punto donde falla.


6-Orientación de la fractura: Es importante resaltar que la orientación

de la fractura está íntimamente ligada al estado original de esfuerzos in-

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

donde el estado original de esfuerzos cumple la siguiente condición:

Bajo esta condición y para el caso particular donde la fractura hidráulica

desgenerada por tensión, la orientación de la fractura estará en dirección

perpendicular Como se muestra:


Orientación de la fractura creada por tensión


MECÁNICA DE LA GEOMETRÍA DE LA FRACTURA

Parámetros de diseño: Las variables que deben considerarse en

el diseño del proceso de fracturamiento son seis:

1. Altura (HF )

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

3. Pérdida de fluido (C )

4. Factor de intensidad de esfuerzo crítico ( KIC ) (toughness).

5. Viscosidad del fluido (µ )

6. Gasto de la bomba (Q)


Geometría de fractura alrededor del pozo. Algunos estudios han

encontrado que los disparos deben estar orientados en un

rango de 10º a 20º dentro del plano normal del mínimo esfuerzo para

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

muestran que, si no se orientan en la dirección señalada y los pozos

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

realidad, es muy difícil predecir las caídas de presión cerca del pozo

en agujeros desviados debido a la incertidumbre de la geometría de

fractura cerca de la vecindad del pozo.


Disparos y efecto de desviación. Los tres supuestos

componentes en la pérdida de presión en la vecindad del agujero

son:

- La fricción a través de los disparos

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

-La fricción por un desalineamiento de los disparos

Fricción en los disparos. Un pozo disparado de manera deficiente

tiene un efecto significativo en la ejecución y evaluación de un

ratamiento de fractura debido a que los disparos afectan la

presión de rompimiento y de tratamiento, pudiendo provocar un

arenamiento.


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 dirección preferente de propagación.


Desalineamiento de fases. La mayoría de los disparos no están

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

contara con la información de la dirección de esfuerzos de un pozo

en particular y de los accesorios necesarios para perforar la tubería.

El desalineamiento entre disparos y el plano de la fractura provoca puntos muy ajustados.


SISTEMAS DE FLUIDOS FRACTURANTES

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 presión por fricción en las tuberías y altas enla fractura.

� Fácil remoción después del tratamiento

� Compatibilidad con los fluidos de formación.

� Mínimo daño a la permeabilidad de la formación y fractura.


Los fluidos base diesel o kerosina: aportan altos valores de

viscosidad, lo que ayuda a transportar más arena y alcanzar

geometrías 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 volátiles y contaminantes,

por lo que actualmente se usa en formaciones altamente sensibles al

agua


ADITIVOS

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

trabajo finaliza, para controlar la pérdida de fluidos, minimizar

el daño a la formación, ajustar el PH, tener un control de

bacterias o mejorar la estabilidad con la temperatura.

A Continuación mencionaremos algunos Aditivos

Activadores de viscosidad. Son agentes reticuladores que unen

las cadenas formadas por el polímero y elevan considerablemente la

viscosidad, activando el fluido.

Quebradores. Reducen la viscosidad del sistema fluido-

apuntalante, partiend el polímero en fragmentos de bajo peso

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


Bactericidas. Previenen la pérdida de viscosidad causada por

bacterias que degradan el polímero. Los polisacáridos (polímeros de

azúcar) usados para espesar el agua, son excelentes fuentes

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

educiendo el peso molecular del polímero.


e). Estabilizadores. Se adicionan al gel lineal (fluido fracturante sin activar) para proporcionar mayor estabilidad al fluido, cuando se tienen altas temperaturas de operación, normalmente arriba de 200 °F.

Por lo general, ayudan a mantener la viscosidad del gel eticulado a estas temperaturas, retardando la degradación.

Además 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 formación.

CARACTERÍSTICAS DE LOS APUNTALANTES

Los factores que afectan la conductividad de fractura son:

� Composición del apuntalante.

� Propiedades físicas del apuntalante.

� Permeabilidad empacada del apuntalante.

� Efectos de la concentración de polímeros después del cierre de la fractura.

� Movimientos de finos de formación en la fractura.

� La degradación del apuntalante a lo largo del tiempo


FRACTURAMIENTO HIDRÁULICOLas propiedades físicas que debe tener un apuntalante y que impactan en la conductividad de la fractura son:

� Resistencia

� Distribución y tamaño del grano

� Cantidad de finos e impurezas

� Redondez y esfericidad

� Densidad

Los apuntalantes están diseñados para soportar los esfuerzos de cierre de la formación, y se debe seleccionar de acuerdo con los esfuerzos a que estará sometido y a la dureza de la roca.

El tipo y tamaño de apuntalante se determina en términos de cosbeneficio. Los apuntalantes de mayor tamaño proporcionan un empaqmás permeable, ya que la permeabilidad se incrementa con el cuadrado diámetro del grano.


Comparación de la resistencia de varios tipos de apuntalante


Conductividad de fractura para diferentes apuntalantes

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICOPara la realización de un trabajo de fracturamiento, debe contarse con una cantidad de información previa y con una serie de herramientas como:

� Registros eléctricos.

� Análisis pre y postfractura de pozos vecinos.

� Estudios de laboratorio sobre propiedades de la formación

� Características del fluido de fractura y del apuntalante.

� Resultados del análisis de la presión transitoria del yacimiento

para estimar su permeabilidad y daño.

� Simuladores del comportamiento de la producción del yacimiento.

� Modelos para el diseño de fracturas hidráulicas.

� Análisis de pruebas micro y minifracturas.

� Análisis postfractura de pozos vecinos


Apuntalantes de mayor uso comercial en Mexico

DISEÑO PARA PRUEBAS


Describir las consideraciones técnicas más importantes que se deben aplicar en el diseño de las pruebas DST, con base en las características y el desempeño mecánico de los tubulares que componen la sarta a usarse en dichas pruebas, a fin de seleccionar los más adecuados a las condiciones y parámetros operativos del programa detallado de la terminación de un pozo para asegurar el éxito de la prueba.

En caso de existir múltiples zonas con potencial productivo, se procede a efectuar pruebas DST para evaluar los intervalos de mayor interés.

Una prueba DST puede definirse como un método 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 presión estabilizada de cierre de la formación• Obtener un gasto de flujo de la formación estabilizada• Colectar muestras de los fluidos de la formación


CONCEPTOS GENERALES

Métodos de evaluaciónA continuación se describen brevemente los diferentes métodos que existen para evaluar formaciones.

Antes de perforar GeologíaEl geólogo, con información superficial y/o geológica del subsuelo, define el ambiente esperado del yacimiento: roca del yacimiento,tipo trampa, profundidad esperada, espesor , etc.


Prueba convencional de fondo

Es aquella que usa empacadores convencionales; esto es, empacadores de hule (goma) sólido que se expanden y mantienen un buen sello cuando se aplica y sostiene peso a través de la tubería de perforación. La prueba es realizada cuando el intervalo de interés se encuentra muy próximo al fondo del pozo en agujero descubierto. Los componentes de la sarta son espaciados para aislar la zona de interés y ésta se corre hasta el fondo. Con las herramientas

Arreglo típico de una prueba DSTconvencional en agujero descubierto

Prueba convencional para intervalos

Es una prueba DST realizada cuando la zona de interés se encuentra por encima del fondo del pozo o cuando se aísla el intervalo de otra zona potencial, la cual queda por debajo del empacador. Este tipo de prueba se realiza generalmente cuando el pozo alcanzó su profundidad total, el agujero está en buenas condiciones y hay varias zonas de interés para probarse.

Arreglo típico de una prueba DST convencional para intervalos


DISEÑO PARA PRUEBASPrueba con sistemas inflables

Cuando se requiere una prueba por arriba del fondo del pozo y las condiciones cercanas a la zona de interés son irregulares, un sistema de empacadores inflables es utilizado en lugar del sólido 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 interés, 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 presión dentro del empacador sea considerablemente mayor que la carga hidrostática. Un dispositivo de arrastre localizado en el fondo de la sarta previene que la parte inferior de ésta también rote durante el bombeo hacia el empacador. Arreglo típico de una prueba DST con

sistemas inflables

Arreglo típico de una prueba DST convencional en agujero revestido.


Prueba convencional en agujero Revestido

La prueba DST en agujero revestido se corre cuando el pozo se ha cementado la tubería de revestimiento. Los disparos de terminación se efectúan frente al intervalo de interés antes de que las herramientas de la prueba seancorridas en el pozo, o bien éstas 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 más fáciles de controlar.


Prueba en agujero revestido con herramientas activadas por presión.

Cuando el pozo está revestido, se puede llevar a cabo una prueba DST con un ensamble de fondo, cuyas herramientas pueden ser activadas mediante presión, 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.


COMPONENTES DE UNA SARTA DST

Las sartas utilizadas para realizar una prueba DST están compuestas básicamente de herramientas de medición, de control y de muestreo que son colocadas dentro de la sarta de perforación o de un aparejo de producción de prueba. Están constituidas generalmente de uno o dos empacadores, que permiten aislar la zona de interés, válvulas de control de flujo, dispositivos de medición continua de presión y temperatura, una cámara de muestreo de fluidos y una tubería ancla que permite la entrada de fluidos a la sarta.


DESCRIPCIÓN.

Componentes de fondo Diseñados para aislar la zona de interés, controlar los períodos de flujo y cierre de la prueba, registrar la presión en el interior y exterior de las herramientas, colectar los fluidos en condiciones fluyentes y permitir la recuperación de las herramientas cuando se presenten problemas de pegaduras.

Tubería de perforación (tubing)

Es la sarta de tuberías de perforación o de producción utilizadas como medio de conducción de los fluidos a producir y el medio por el cual se bajan las herramientas para activar la prueba del intervalo de interés.

Lastrabarrenas Son los elementos tubulares auxiliares para aplicar peso a la sarta.

Substituto de circulación inversa

Es el componente de la sarta para activar la circulación inversa proporcionando el medio para desplazar, mediante el lodo de perforación, los fluidos producidos a la superficie durante la prueba.

Válvula de control de flujo Este componente se utiliza para regular los períodos de flujo y de cierre durante la prueba. Se opera ya sea por aplicación de peso a la sarta, rotando la tubería o bien, aplicando presión en el espacio anular.

Válvula hidráulica Es un componente de la sarta, que se mantiene cerrada al momento de correrla en el pozo con el propósito de mantener la tubería “seca”, es decir, sin fluido por el interior, o mantener cualquier fluido utilizado como colchón dentro de la tubería.

Martillo hidráulico Esta herramienta es utilizada para proporcionar una fuerza de impacto ascendente a la sarta enel caso de que ésta llegue a pegarse en el pozo durante el desarrollo de la prueba.

Junta de seguridad Este 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.

Empacador Generalmente para una prueba en agujero descubierto es un empacador sólido de goma. El tipo de goma depende de la aplicación específica.

Tubo ancla Consiste generalmente de un conjunto de lastrabarrenas perforados, los cuales permiten la entrada del fluido de la formación hacia la sarta de prueba. Además, desempeña la función de absorber las cargas compresivas cuando se anclan los empacadores.

Registrador de presión/temperatura

Son los dispositivos mediante los cuales se miden y registran los datos de presión y temperatura. Se localizan generalmente por debajo del empacador, cerca del intervalo a probar. Los registradores de presión pueden ser internos y externos.

Substituto igualador de presión

Este dispositivo permite la comunicación entre el espacio anular arriba del empacador y lazona aislada entre dos empacadores, uno superior y otro inferior.

Válvula maestra submarina

Es una combinación de válvula y un sistema hidráulico, la cual es ensamblada y colocada en la sarta de prueba para anclarse en el sistema de preventores.

Juntas de expansión Se agregan a la sarta para compensar los movimientos de las plataformas y mantener un peso constante sobre la sarta mientras ésta se corre en el pozo.

Equipo superficial Requerido durante la ejecución de una prueba DST está previsto para controlar y dar seguridad a la prueba, para medir los gastos de flujo y disponer de los fluidos en superficie durante la prueba

Cabeza de control Es una combinación de swivel y válvula de control que se localiza en la parte superior de la sarta. La válvula permite elcontrol superficial del flujo; mientras que el swivel permite la rotación 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 marinos

Manifold Un conjunto de válvulas de control colocadas en el piso del equipo para operar las siguientes funciones:• Tomar muestras de los fluidos• Colocar estranguladores• Medir la presión en superficie• Control adicional de la presión



AISLAMIENTO DE INTERVALOS


Durante la vida productiva de un pozo con dos o más intervalos productores, llega un momento en que el intervalo que se encuentra en explotación se vuelve económicamente incosteable; por lo que se requiere aislarlo para continuar con la explotación del intervalo superior. Para el aislamiento efectivo de ese intervalo, se coloca un tapón mecánico o de cemento con el que se evita la migración de fluidos o la pérdida de producción del nuevo intervalo puesto en producción.

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

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

AISLAMIENTO DE INTERVALOS TÉCNICAS EXISTENTES

Las técnicas existentes para aislar intervalos probados empleando tapones de cemento y tapones mecánicos son las siguientes:

•Usando sarta de trabajo.•A través de la tubería de producción.•En agujero descubierto•Usando sarta de trabajo.

a) Técnica del tapón balanceado: Un tapón 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.

Colocación de un tapón de cemento balanceado

AISLAMIENTO DE INTERVALOS b) Técnica para una cementación forzada: La cementación 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 producción de agua y canalización por atrás de la tubería de revestimiento.

b) Técnicas para cementaciones forzadasc) Uso de un tapón mecánico permanente: Se utiliza cuando la presión de formación es muy baja y no soporta la columna hidrostática presentando pérdida total de circulación, o en pozos exploratorios conintervalos productores que posteriormente se recuperaran, en este caso se ancla un tapón mecánico aproximadamente a 45 mts. arriba de la cima del intervalo disparado y se prueba su eficiencia.

c) Técnicas para cementaciones forzadas

AISLAMIENTO DE INTERVALOS d) Técnica de dos tapones con tubería de aluminio en la punta de la sarta de Perforación:

Es recomendable para pozos problemáticos con alta presión ytemperatura donde la sarta de trabajo puede quedar atrapada durante laoperación. Esta técnica garantiza exactitud en la colocación del tapón de cemento a una determinada profundidad y una mínima contaminación de la lechada, se utiliza un ensamble de fondo instalado en el extremo de la tubería de perforación, tubería de aluminio, un tapón de barrido y un tapón dedesplazamiento.

d) Técnica utilizando un ensamble de fondo

AISLAMIENTO DE INTERVALOS Aislar intervalos disparados a través de la tubería de producción.

a) Técnica para colocar un tapón de cemento con cable eléctrico.Esta técnica se emplea para aislar intervalos con alto porcentaje de agua enpozos con dos o más intervalos productores, en pozos profundos condiámetros reducidos en las tuberías de explotación y altas temperaturas donde se requiere precisión tanto en la colocación del tapón como en su longitud.

Aislamiento con cable eléctrico

AISLAMIENTO DE INTERVALOS b) Uso de la tubería flexible para colocar un tapón de cemento.Esta técnica se recomienda para aislar intervalos con condiciones similares a las consideradas con tubería de trabajo y se pueden colocar enfrente o abajo del intervalo, con la diferencia de que están limitados a la presión de trabajo de la tubería flexible. Aislar con tubería flexible forzando y colocando el cemento

La operación se debe realizar primero aislando el intervalo más bajo con un tapón ciego anclado en el niple de asiento, que se localiza en el extremo del aparejo de producción, posteriormente, para aislar el siguiente intervalo se ancla un segundo tapón ciego en la tubería de producción y finalmente para aislar el último intervalo se desplaza una lechada de cemento (previamente calculada) hasta los disparos y se procede a su inyección, dejando dentro de la tubería de producción un tirante mínimo de 30 m. Aislar varios intervalos

usando tapones ciegos


Aislar intervalos en agujero descubierto

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

Aislamiento de intervalos en agujero descubierto


CRITERIO DE SELECCIÓN

La selección de la técnica más apropiada para aislar un intervalo probado deberá estar basado en el objetivo de lo que se desea lograr, en las condiciones del pozo, su estado mecánico, la información geológica, la selección de la lechada y profundidad de los intervalos; por lo que seránecesario disponer de la siguiente información para formarse el criterio que se aplicará en la planeación y diseño del tapón.

Información requerida

•Datos del agujero descubierto•Datos de la formación•Temperaturas•Datos de Desviación•Datos de la Tubería de Revestimiento•Datos de la tubería de producción•Datos de la Tubería Flexible•Fluidos•Datos del cemento

AISLAMIENTO DE INTERVALOS Consideraciones para colocar un tapón con éxito

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 técnica de desplazamiento.

Los registros de calibración del agujero permiten determinar el volumen decemento que se debe utilizar. Si el agujero está en calibre el desplazamiento mejora y su balanceo es más fácil.

La limpieza del pozo así como las propiedades reológicas del lodo son esenciales para el éxito de la operación.

Cuando se emplee lodo base aceite, se deberán usar lavadores químicos en lugar de agua. Para aislar intervalos, se recomienda una altura anular mínima de 50 m.

La tubería de perforación deberá levantarse a una velocidad de 3 a 5 minutos por lingada para evitar movimiento de fluidos.

Cuando el tapón se coloca con tubería flexible se deberá levantar a una velocidad de 20 m/min hasta una altura de 400m arriba de la cima de cemento.


El cemento deberá ser de mayor densidad que el lodo, para que salga de la tubería de perforación o de la tubería flexible al levantarla.

Se debe evitar la paralización del sistema para no provocar esfuerzos de gelatinización que puedan atrapar la tubería.

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 será necesario agregar harina sílica para evitar la regresión de la resistencia compresiva.

MOLIENDA DE EMPACADORES

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

Una de las actividades críticas en estas intervenciones es la molienda del empacador de producción, pues está compuesto de materiales de diferente dureza, lo cual hace complicado el proceso de la molienda.

Empacador permanente

Durante la molienda de empacadores es importante que se tenga encirculación el fluido utilizado, al igual que se deben de contemplar los parámetros operativos deforma apropiada, en función del tipo de molino, dureza y características del pozo ( tipo de empacador, fluidos de terminación, tuberías de revestimiento, aparejo de fondo, tipo de equipo y profundidad del empacador) .


Existen diferentes marcas de molinos que se diferencian principalmente por el material empleado en el revestimiento de los conos o cuchillas, pero los usos y procedimientos de operación son similares, entre los mas comunes tenemos:

• Junk Mill• Piraña• Blade Mill• Metal Muncher• Plano• Depredador• Cóncavo Molino Junk Mill. Molino Plano.

Molino Piraña.


Actividades en la molienda de un empacador

Después de seleccionar el molino y el fluido con el que se realizará el proceso :

1. Armar y meter sarta de molienda (molino, martillo, combinaciones, tuberíaextrapesada y tubería de trabajo).

2. Circular y acondicionar el fluido seleccionado para la molienda en el fondodel pozo, homogenizando columnas.

3. Moler el empacador desde su parte superior hasta alcanzar las cuñas y elelemento de empaque en un rango de 0.60 a 1.0 m. Es importante determinar la interacción molino - empacador, ya que de esto depende en gran parte el tipo de recortes que se obtendrán durante la molienda y podrán definirse las condiciones de hidráulica para recuperarlos eficazmente.

4. Después de moler las cuñas del empacador y el elemento de empaque, seprocede a circular un bache viscoso para acarrear los recortes generados en lamolienda.

5. Sacar el molino a superficie para observar y analizar la condición física delmismo, determinando el desgaste sufrido por el molino en función del tiempo de operación efectivo.


6. Efectuar viaje de limpieza al fondo del pozo con niple de aguja y canastascolectoras para remover la chatarra.

7. Operar las canasta colectoras con niple de aguja con presión hidráulica para recoger los restos de recortes que no fueron recuperados durante la molienda.

8. Sacar a superficie las canasta colectoras y el niple de aguja, y registrar el peso (kg) de la cantidad de recortes recuperados. Es importante llevar un registro detallado de las condiciones de hidráulica y la cantidad de recortes recuperados considerando el peso y tamaño del recorte.

9. Armar y meter aparejo de pesca con pescante tipo arpón o en última instancia, meter un pescante tipo machuelo para recuperar los restos del empacador.

10. Operar el aparejo de pesca sobre los restos del empacador, trabajando con rotación de la herramienta a la derecha y a la izquierda, aplicándole peso sobre la misma, con el propósito de enchufarse firmemente y tratar de jalarlo sin que se suelte, recuperándolo hasta la superficie.

11. Sacar a superficie la herramienta de pesca con el propósito de recuperar los restos del empacador, vigilando durante la recuperación de los restos del empacador el peso de la sarta; de lo contrario.


12. Después de recuperar los restos del empacador, se arma y mete la canasta de circulación inversa con el propósito de recuperar los remanentes de pedacería de fierro.

13. Operar la canasta de circulación inversa durante 1 hora aproximadamente, por efecto de la circulación del fluido y el campo magnético, para retirar del seno del fluido el resto de rebaba fina ypedazos de metal.

14. Sacar a superficie la canasta de circulación inversa y cuantificar los recortes recuperados (peso y tamaño).

Otra técnica que se utiliza es emplear zapata lavadora en lugar de molino.

El procedimiento previamente mencionado aplica perfectamente para zapata lavadora, solo cambia el punto 3, en el que se operaría la zapata hasta moler las cuñas superiores.


Metodología para determinar la hidráulica durante la molienda del empacador

a.- Caracterización del fluido de reparaciónb.- Determinación de las propiedades del fluidoc.- Cálculo de la velocidad de transported.- Determinación del factor de transportee.- Selección del gasto critico del fluido de reparación

Comportamiento de líneas de flujo sobre el recorte para flujo laminar (a) y flujo turbulento (b).Recortes irregulares recuperados

durante la molienda.

TECNICA Y EQUIPO PARA LA TERMINACION CON TUBINGLESS

Las terminaciones tipo permanente de un pozo, las reparaciones con tubería concéntrica y las terminaciones con tubingless deben ser consideradas todas como una serie de terminaciones de desarrollopara los pozos petroleros.

Consideraciones para su aplicación

El diseño tubingless ofrece las siguientes ventajas:

•Reducción del volumen de lodo, fluidos de terminación y cemento.

•Menos cantidad de acero

•Menor costo de barrenas utilizadas

•Reducción del volumen a utilizar en los tapones de arena para los fracturamientos múltiples.

•Limpieza mas rápida y eficiente del pozo después del fracturamiento.

•Las reparaciones mediante “trough-tubing” en estos pozos son mas baratas que las técnicas convencionales.

•Se elimina el uso de empacadores, equipo de terminación de línea de acero y las fallas mecánicas asociadas.

Las practicas normales señalan que debemos realizar la terminación de pozos sin que el equipo de perforación se encuentre en la localización, después de que la TR es cementada.

Como regla, los disparos las estimulaciones u otra operación de terminación son llevadas a cabo sin el equipo, pero en caso contrario es recomendable utilizar un equipo de reparación pequeño.

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