reparacion y terminacion de pozos

REPARACION Y TERMINACION

DE POZOS

SEGUNDO SEMESTRE

ASESOR: RAMON AVILES JIMENEZ

Terminación y

Mantenimiento de Pozos

ÍNDICE Página

I. DISEÑO DE LA TERMINACIÓN DE POZOS

5

Planeación de la terminación 5

Programa de operación 5

Análisis de información 5

Muestras de canal y corte de núcleos 5

Gasificación y pérdidas de circulación 6

Correlaciones 6

Antecedentes de pruebas durante la perforación 6

Pruebas de formación 7

II. ANÁLISIS DE REGISTROS 7

Registro en agujero descubierto 7

Registro en agujero entubado 12

III. TOMA DE INFORMACIÓN 12

Registros de presión 13

Registro de producción (PLT) 14

Registro de evaluación de cementación 14

IV. CEMENTACIÓN DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO DE EXPLOTACIÓN 14

Tuberías de explotación 14

Tuberías de explotación cortas 14

Operaciones previas a la cementación 16

Operaciones durante la cementación 16

Introducción de la tubería de revestimiento 17

Operaciones posteriores a la cementación 18

V. DISEÑOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN 19

Propiedades de la tuberías y de las juntas 19

Clase de tuberías de producción 19

Consideraciones de diseño 20

Accesorios de los aparejos de producción 21

Equipo de control subsuperficial 21

Empacadores 23

Determinación del peso de anclaje 24

Conexiones superficiales de control 25

1

Terminación y Mantenimiento de Pozos

Optimación de los aparejos de producción 28

VI. ANÁLISIS NODAL 29

VII. INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y LA PRODUCTIVIDAD DEL POZO 30

Fluidos utilizados durante la terminación 31

Daño a la formación productora 31

Efecto de la presión y temperatura sobre las salmueras 32

Composición y propiedades de las salmueras 32

Cálculos para el cambio de densidad de salmueras 34

Corrosividad de las salmueras 41

Tipos de corrosión 42

Factores que afectan la tasa de corrosión 43

VIII. DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS DE CONTROL 45

Objetivos del desplazamiento 45

Recomendaciones previas al lavado del pozo 47

Espaciadores y lavadores químicos 48

Fluidos empacantes 48

IX. DISEÑO DE DISPAROS 50

Pistolas hidráulicas 51

Cortadores mecánicos 51

Taponamiento de los disparos 52

Limpieza de los disparos taponados 52

Control del pozo 54

Penetración contra tamaño del agujero 56

Planeación del sistema de disparo 56

Desempeño de las cargas 56

Influencia de los factores geométricos sobre la relación de productividad 57

Procedimento de operación 59

Selección óptima de disparos utilizando software técnico 60

X. ESTIMULACIÓN DE POZOS 61

Determinación del tipo de daño a la formación 61

Selección del tipo de tratamiento 64

Análisis de muestras y pruebas de laboratorio 64

XI. TÉCNICAS BÁSICAS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS 65

Estimulación matricial 65

Surfactantes 66

Tipos de acido 69

Diseño de una estimulación 69

Procedimiento operativo para realizar una estimulación 72

XII. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 73

2


Conceptos básicos 73

Comparación del fracturamiento ácido y fracturamiento con apuntalante 77

Fracturamiento ácido 78

Fracturamiento con apuntalante 79

Fracturamiento con espumas 81

Fracturamiento con gas altamente energizado 82

XIII. ANÁLISIS DE PROBLEMAS DE POZOS 83

Tópicos de terminación 86

XIV. TÉCNICA Y EQUIPO PARA LA TERMINACIÓN CON TUBINGLESS 88

Consideraciones de diseño 89

MANTENIMIENTO DE POZOS

XV. INTRODUCCIÓN, DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN 93

XVI. REPARACIÓN MAYOR 93

Procedimiento operativo 95

XVII. CONSIDERACIONES PARA LA APERTURA DE VENTANAS 103

Apertura de ventanas con herramienta desviadora tipo cuchara 105

Procedimento operativo para apertura de ventanas con cuchara desviadora 106

XVIII. REQUERIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN Y DISEÑO DEL REACONDICIONAMIENTO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN 109

Consideraciones para el desarrollo de un programa de mantenimiento de pozos 109

Control del pozo 124

Inducciones 128

Inducción por empuje o implosión 131

Toma de muestras 142

Procedimientos operativos para el muestreo 148

Moliendas 154

Consideraciones en la selección y operación de cargas puncher 155

Vibraciones de sartas 156

Consideraciónes para la desconexión de tuberías 158

Cortadores de tubería 158

XIX. COSTO DE UNA INTERVENCIÓN 159

Bibliografía 161

3


Terminación y


I. DISEÑO DE LA TERMINACIÓN DE POZOS

Planeación de la terminación

La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después de cementada 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. Para que esta se realice debe hacerse un análisis nodal para determinar que aparejos de producción deben de utilizarse para producir el pozo adecuado a las características del yacimiento. (tipo de formación, mecanismo de empuje etc.) En la elec- ción 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 petrofisicos, análisis PVT y los registros geofísicos de explotación.

Programas de operación

Es desarrollado por el Ingeniero de proyecto y es creado con información de la perforación del pozo a intervenir en caso de ser exploratorio y pozos vecinos a él al tratarse de pozos en 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.

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,

co-rrelaciones, antecedentes de pruebas durante la

perforación, pruebas de formación (DST). Esta in-

formación se evaluara con el propósito de determi-

nar cuales son las zonas de interés que contengan

hidrocarburos y a través de un análisis nodal se

dise-ñaran los disparos, diámetros de tubería de

pro-ducción y diámetros de estranguladores para

mejo-rar la producción del yacimiento.

Muestras de canal y corte de núcleos

Las muestras de canal se obtienen durante la perfo-

ración, son los fragmentos de roca cortados por la

barrena y sacados a la superficie a través del sistema

circulatorio de perforación, el recorte es recolectado en

las temblorinas para su análisis. Estas muestras

proporcionan información del tipo de formación que se

corta, características de la roca como son: la Porosidad

(φ ), Permeabilidad (K), saturación de agua (Sw),

Saturación de aceite (So), Compresibilidad de la roca (

C ). Los núcleos son fragmentos de roca relativamente

grande que son cortados por una ba-rrena

muestreadora constituidas por : tambor o barril exterior,

tambor o barril interior, retenedor de núcleo, cabeza de

recuperación , válvula de alivio de presión. La practica

de corte de núcleos se usa pre-ferentemente en áreas

no conocidas y su operación consiste:

a. El equipo muestreador es instalado en el ex-

tremo inferior de la sarta de perforación y se

introduce hasta el fondo del agujero. b. La barrena empieza a cortar el núcleo perfo-

rando solamente la parte del borde exterior y,

al mismo tiempo, el núcleo va siendo alojado

en el barril interior. c. Cuando se termina de cortar el núcleo este es

retenido por el seguro retenedor.

d. Posteriormente es sacado el núcleo del barril

5


muestreador. Se extrae solamente este barril ya que es independiente del equipo.

Se debe procurar obtener los 9 metros que es la longitud del barril, el núcleo proporciona mayor infor- mación sobre la litología y el contenido de fluidos. La decisión de obtener núcleos se toma cuando se presenta una aportación de hidrocarburos en rocas almacenadoras, y cuando los registros geofísicos indican una zona de posibilidad de contenido de hidrocarburos.

El corte de núcleos de pared del pozo es realizado con un equipo que trabaja a través de percusión. Este tipo de núcleos puede ser orientado para determinar los esfuerzos a los que es sometida la roca.

Gasificación y perdidas de circulación

Durante la perforación se presentan gasificaciones que indican posibles acumulaciones de hidrocarburos y proporcionan información aproximada de una densidad equivalente a la presión de poro. Las gasificaciones consisten en la contaminación del lodo de perforación por un flujo de gas que sale de la formación hacía el pozo provocado por una presión diferencial a favor de la formación productora (la presión de formación es mayor que la presión hidrostática.) Se debe de tener cuidado en este tipo de problemas (las gasificaciones) ya que cuando se vuelven incontrolables provocan los reventones o crean peligro de incendio, por lo que es recomendable la realización de un buen control de pozo. Estos problemas de gasificación son muy comunes durante la perforación de pozos petroleros; pero en especial en los pozos exploratorios, en donde no se tiene información precisa sobre la columna geológica que se está perforando.

Las pérdidas de circulación se definen como la perdida parcial o total del fluido de control hacia una formación muy permeable o depresionada. Este problema se presenta en ocasiones en la perforación de pozos y se manifiesta cuando retorna parte o no hay retorno del fluido de perforación. Para que se presente este tipo de problemas se requiere dos condiciones en el pozo: Formación permeable y altas presiones diferenciales para que exista flujo hacia la formación. Las causas más comunes de este tipo de problema son:

- Causas naturales. Son aquellas inherentes a

la formación , ejemplo: cavernas o fracturas

na-turales. - Causas inducidas. Son provocadas durante la

perforación al bajar rápidamente la sarta de per-

foración (efecto pistón), al controlar el pozo

alcanzando la presion máxima permisible y al

incremento inadecuado de la densidad de lodo.

En conclusión las pérdidas de circulación indican las

zonas depresionadas así como también nos da una

aproximación de la presión de fractura de la forma-

ción. Así el programa de terminación deberá conte-

ner las densidades requeridas para el control ade-

cuado del pozo.

Correlaciones

En la elaboración del programa de terminación es

importante la información que proporcionan los po-

zos vecinos, esta servirá para ubicar las zonas de in-

terés, así como la geometría de aparejos de produc-

ción que se utilizaron, diseño de disparos e historia

de producción de los pozos. Toda la información re-

colectada se evaluará con el objeto de optimizar el

programa mencionado.

Antecedentes de pruebas durante la perforación

Una de las pruebas requeridas durante la perforación

es la prueba de goteo, la cual exige que después de

haber cementado la tubería de revestimiento, reba-

jado la zapata y se perforen algunos metros, se debe

de determinar el gradiente de fractura de la forma-

ción expuesta, así como la efectividad de la

cementación. Principalmente si han existido proble-

mas durante la cementación, como perdidas de cir-

culación de cemento, heterogeneidad de lechada,

fallas de equipo de bombeo etc. Para determinar el

gradiente de fractura de la formación, se realiza la

prueba de goteo, esta prueba proporciona también la

presión máxima permisible en el pozo cuando ocu-

rre un brote, para determinar las densidades máxi-

mas en el pozo.

Otra de las pruebas que se realizan en la perforación

es la prueba de formación con la cual se obtiene in-

formación del comportamiento del flujo de fluidos y

de la formación. La información obtenida en las prue-

bas realizadas en la perforación del pozo son de utili-

dad para optimizar la planeación de la terminación.

6

Terminación y Mantenimiento de Pozos Pruebas de formación

La prueba de formación consiste en hacer una ter- minación temporal del pozo y de esta manera provocar que la formación se manifieste. Para lograr esto es necesario crear una presión diferencial a favor de la formación de interés, suprimiendo la presión hidrostática. Para aislar la formación productora se utiliza un empacador ó ensamble de fondo especial, quedando en comunicación la formación con la superficie, por lo que actuará solo en ella la presión atmosférica, lo cual permite que los fluidos de la for- mación fluyan hacia el pozo y posteriormente a la superficie. El objetivo de las pruebas de formación es crear las condiciones favorables para que la for- mación productora fluya, y de esta manera obtener información sobre el comportamiento de los fluidos de la formación.

Con esta información y con la que se obtuvo durante la perforación, se evalúa la capacidad de produc- ción de la formación probada para conocer si es comercial su explotación. Las pruebas de formación se efectúan durante la perforación, por lo que siempre se realizan en agujero descubierto. Estas pruebas son costosas, pero indispensables en ciertos casos, especialmente en pozos exploratorios.

II. ANÁLISIS DE REGISTROS

Hace más de medio siglo se introdujo el Registro Eléc- trico de pozos en la Industria Petrolera, desde entonces, se han desarrollado y utilizado, en forma general, muchos más y mejores dispositivos de registros. A medida que la Ciencia de los registros de pozos petroleros avanzaba, también se avanzó en la inter- pretación y análisis de datos de un conjunto de per- files cuidadosamente elegidos. Por lo anterior se provee un método para derivar e inferir valores de parámetros tan importantes para la evaluación de un yacimiento como es las saturaciones de hidrocarburos y de agua, la porosidad, la temperatura, el indice de permeabilidad, la litología de la roca de yacimien- to y actualmente la geometría del pozo, los esfuerzos máximos y mínimos, el agua residual, etc.

El primer Registro eléctrico se tomo en el año de 1927 en el Noroeste de Francia, era una gráfica úni- ca de la resistividad eléctrica de las formaciones atra- vesadas, se realizaba por estaciones, se hacían mediciones y la resistividad calculada se trazaba ma-

nualmente en una gráfica, en 1929 se introdujo co-

mercialmente y se reconoció la utilidad de la medi-

ción de la resistividad para propósitos de correlación

y para identificar las capas potenciales portadoras

de hidrocarburos. En 1931, la medición del poten-

cial espontáneo (SP) se incluyó con la curva de

resistividad en el registro eléctrico y así

sucesivamente se fueron dando los avances de los

diferentes regis-tros eléctricos como el de echados,

rayos gamma, neutrones, inducción, doble

inducción, sónico de porosidad, de densidad,

litodensidad y actualmente otras mediciones de

registro incluyen la resonancia magnética nuclear, la

espectrometría nuclear (natu-ral e inducida) y

numerosos parámetros en agujeros revestidos.

Registro en Agujero Descubierto

Casi toda la producción de petróleo y gas en la ac-

tualidad se extrae de acumulaciones en los espacios

porosos de las rocas del yacimiento, generalmente

areniscas, calizas o dolomitas. La cantidad de petró-

leo o gas contenida en una unidad volumétrica del

yacimiento es el producto de su porosidad por la

saturación de hidrocarburos. Además de la porosi-

dad y de la saturación de hidrocarburos, se requiere

el volumen de la formación almacenadora de hidro-

carburos. Para calcular las reservas totales y deter-

minar si la reserva es comercial, es necesario cono-

cer el espesor y el área del yacimiento para calcular

su volumen.

Para evaluar la productividad del yacimiento, se re-

quiere saber con qué facilidad puede fluir el liquido a

través del sistema poroso. Esta propiedad de la roca

que depende de la manera en que los poros están

intercomunicados, es la permeabilidad. Los princi-

pales parámetros petrofísicos para evaluar un depó-

sito son: porosidad, saturación de hidrocarburos,

espesor, área, permeabilidad, geometría, temperatu-

ra y la presión del yacimiento, así como la litología

que desempeñan un papel importante en la evalua-

ción, terminación y producción de un yacimiento.

Registro de Potencial Espontaneo y de Rayos

Gamma Naturales

La curva de Potencial espontáneo (SP) y el registro

de Rayos Gamma naturales (GR) son registros de

fe-nómenos físicos que ocurren naturalmente en las

rocas in situ. La curva SP registra el potencial eléc-

7


trico producido por la interacción del agua de for- mación 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. Casi todas las rocas presentan cierta radioactividad natural y la cantidad depende de las concentraciones de potasio, torio y uranio, los registros SP y de GR son bastantes útiles e informativos, entre sus usos se encuentran los siguientes:

¨ Diferencia roca potencialmente productoras

permeables y porosas (arenisca, caliza,

dolomia) de arcillas y lutitas no permeables. ¨ Define los limites de las capas y permite la co-

rrelación entre las capas.

¨ Proporciona una indicación de la arcillosidad

de la capa.

¨ Ayuda en la identificación de la litología (mine-

ral).

¨ En el caso de la curva SP, permite la determi-

nación de la resistividad del agua de forma-

ción. ¨ En el caso de los Registros GR y NGS

(registro de espectrometria de rayos gamma

naturales) detecta y evalúa depósitos de

minerales radio-activos. ¨ En el caso del registro NGS define las con-

centraciones de potasio, torio y uranio.

Registro SP

La curva SP es un registro de la diferencia entre el potencial eléctrico de un electrodo movil en el pozo y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la superficie en función de la profundidad, enfrente de lutitas, la Curva SP por lo general, define una línea más o menos recta en el registro, que se llama línea base de lutitas, enfrente de formaciones permeables, la curva muestra excursiones con respecto a la línea base de lutitas; en las capas gruesas estas deflexiones tienden a alcanzar una deflexión constante, definien- do así una línea de arena y la deflexión puede ser a la izquierda o a la derecha, dependiendo principalmente de las salinidades relativas del agua de formación y del filtrado de lodo, el registro del SP se mide en milivoltios (mV) y no se puede registrar en pozos lle- nos con lodos no conductivos, ya que éstos no proporcionan una continuidad eléctrica entre el electrodo del SP y la formación.

Registro de RG

El registro de RG es una medición de la radioactivi-

dad natural de las formaciones. En las formaciones

sedimentarias el registro normalmente refleja el con-

tenido de arcilla de las formaciones porque los ele-

mentos radioactivos tienden a concentrarse en arci-

llas y lutitas. Las formaciones limpias generalmente

tienen un nivel muy bajo de radioactividad, a menos

que contaminantes radioactivos como cenizas vol-

cánicas o residuos de granito estén presentes o que

las aguas de formación contengan sales radioactivas

disueltas.

El registro de RG puede ser corrido en pozos entuba-do

lo que lo hace muy útil como una curva de corre-lación

en operaciones de terminación o modificación de pozo.

Con frecuencia se usa para complementar el registro

del SP y como sustituto para la curva SP en pozos

perforados con lodo salado , aire o lodos a base de

aceite. En cada caso , es útil para la localiza-ción de

capas con y sin arcilla y, lo mas importante, para la

correlación general.

Las propiedades de los Rayos Gamma son impul-

sos de ondas electromagnéticos de alta energía que

son emitidos espontáneamente por algunos

elementos radioactivos. El isótopo de potasio

radioactivo con un peso atómico 40 y los ele-mentos

radioactivos de las series del uranio y del torio

emiten casi toda la radiación gamma que se

encuentra en la tierra, cada uno de estos elemen-tos

emite rayos gamma, el número y energía de éstos es

distintivo de cada elemento, al pasar a través de la

materia, los rayos gamma experimen-tan colisiones

de Compton sucesivas con los áto-mos del material

de la formación y pierden ener-gía en cada

colisión.Después de que el rayo gamma ha perdido

suficiente energía , un átomo de la for-mación lo

absorbe por medio de efecto fotoeléc-trico. Por

consiguiente, los rayos gamma natura-les se

absorben gradualmente y sus energías se degradan

{reducen} al pasar a través de la forma-ción. La tasa

de absorción varía con la densidad de la formación,

dos formaciones que tengan la misma cantidad de

material radiactivo por volu-men de unidad, pero con

diferentes densidades, mostraran diferentes niveles

de radioactividad, las formaciones menos densas

aparecerán algo más radioactivas.

8

Terminación y Mantenimiento de Pozos Registros de Porosidad

La porosidad de las rocas puede obtenerse a partir del registro sónico, el registro de densidad o el registro de neutrones. Todas estas herramientas ven afec- tada su respuesta por la porosidad, los fluidos y la matriz de la formación. Si los efectos de fluidos y matriz se conocen o se pueden determinar, la respuesta de la herramienta puede relacionarse con la porosidad. Por lo tanto, estos instrumentos se mencionan con frecuencia como registros de porosidad. Tres técnicas de registro responden a las característi- cas de la roca adyacente al agujero. Su profundidad de investigación es de sólo unas cuantas pulgadas y por lo tanto está generalmente dentro de la zona in- vadida.

Otras mediciones petrofísicas, como la micro-resistividad, el magnetismo nuclear o la propagación elec- tromagnética, algunas veces se utilizan para determinar la porosidad. Sin embargo, estos instrumentos también reciben una gran influencia del fluido que satura los poros de las rocas. Por esta razón se discuten aparte.

Registros sónicos

En su forma más sencilla, una herramienta sónica consiste de un transmisor que emite impulsos sóni- cos y un receptor que capta y registra los impulsos. El registro sónico se da simplemente en función del tiempo, t, que requiere una onda sonora para atra- vesar un pie de formación. Este es conocido como tiempo de tránsito, t, t es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su litología y su porosidad. Cuando se conoce la litología, esta de- pendencia de la porosidad hace que el registro sóni- co sea muy útil como registro de porosidad. Los tiempos de tránsito sónicos integrados también son úti- les al interpretar registros sísmicos. El registro sóni- co puede correrse simultáneamente con otros servicios.

El principio es la propagación del sonido en un pozo, es un fenómeno complejo que está regido por las propiedades mecánicas de ambientes acústicos diferentes. Estos incluyen la formación, la columna de fluido del pozo y la misma herramienta de registro. El sonido emitido del transmisor choca contra las paredes del agujero. Esto establece ondas de com-

prensión y de cizallamiento dentro de la formación,

ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y

ondas dirigidas dentro de la columna de fluido. En el caso de registros de pozos, la pared y rugosi-

dad del agujero, las capas de la formación, y las

frac-turas pueden representar discontinuidades

acústicas significativas.

Por lo tanto, los fenómenos de refracción, reflexión y

conversión de ondas dan lugar a la presencia de

muchas ondas acústicas en el agujero cuando se está

corriendo un registro sónico. Estas formas de onda se

registraron con un arreglo de ocho receptores

localizados de 8 a 11 ½ pies del transmisor. Se mar-

caron los diferentes paquetes de ondas. Aunque los

paquetes de ondas no están totalmente separados en

el tiempo en este espaciamiento, pueden obser-varse

los distintos cambios que corresponden al ini-cio de

llegadas de compresión y cizallamiento y la llegada de

la onda Stoneley.

El primer arribo u onda compresional es la que ha

viajado desde el transmisor a la formación como una

onda de presión de fluido, se refracta en la pared del

pozo, viaja dentro de la formación a la velocidad de

onda compresional de la formación y regresa al

receptor como una onda de presión de fluido.

La onda de cizallamiento es la que viaja del trans-

misor a la formación como una onda de presión de

fluido, viaja dentro de la formación a la veloci-dad de

onda de cizallamiento de la formación y regresa al

receptor como una onda de presión de fluido.

La onda de lodo (no muy evidente en estos trenes

de ondas) es la que viaja directamente del trans-

misor al receptor en la columna de lodo a la velo-

cidad de onda de compresión del fluido del aguje-ro.

La onda Stoneley es de gran amplitud y viaja del

transmisor al receptor con una velocidad menor a la

de las ondas de compresión en el fluido del agujero.

La velocidad de la onda Stoneley depende de la fre-

cuencia del pulso de sonido, del diámetro del agu-

jero, de la velocidad de cizallamiento de la forma-

ción, de las densidades de la formación y del fluido y

de la velocidad de la onda de compresión en el flui-

do.

9

Terminación y Mantenimiento de Pozos Determinación de Litología y Porosidad

Las mediciones de los registros: neutrónico, de densidad y sónico dependen no sólo de la porosidad sino también de la litología de la formación, del fluido en los poros, y en algunos casos, de la geometría de la estructura porosa. Cuando se conoce la litología, y en consecuencia, los parámetros de la matriz, pueden obtenerse los valores correctos de porosidad en base a dichos registros (corregidos debido a efectos ambientales)en formaciones limpias saturadas de agua. Bajo esas condiciones, cualquier registro, ya sea neutrónico, el de densidad o, si no hay porosidad secundaria, el sónico, puede utilizarse a fin de determinar la porosidad.

La determinación exacta de la porosidad resulta más difícil cuando se desconoce la litología de la matriz o si consiste de dos o más minerales en proporciones desconocidas. La determinación se complica toda- vía más cuando la respuesta de los líquidos de los poros localizados en la porción de la formación que la herramienta está investigando, varía de manera notable de aquella del agua. En especial, los hidrocarburos ligeros (gas) pueden influir de manera importante en los tres registros de porosidad.

Inclusive la naturaleza o tipo de la estructura porosa afecta la respuesta de la herramienta. Los registros neutrónico y de densidad responden a la porosidad primaria (intergranular o intercristalina) con la porosidad secundaria (cavidades, fisuras, fracturas). Sin embargo, los registros sónicos tienden a responder sólo a la porosidad primaria de distribución uniforme.

A fin de determinar cuándo se presenta cualquiera de estas complicaciones, se necesitan más datos que aquellos que proporciona un solo registro de porosidad. Por fortuna, los registros neutrónicos de densidad y sónico responden de manera diferente a los minerales de la matriz, a la presencia de gas o aceites ligeros, y a la geometría de la estructura porosa.. Se pueden utilizar combinaciones de esos registros y el factor fotoeléctrico, Pe, la medición del registro de Litho-Densidad* y las mediciones de torio, uranio y potasio tomadas del registro de espectrometría de rayos gamma naturales NGS*, con el propósito de determinar las mezclas de matrices o fluidos complejos y así proporcionar una determinación más exacta de la porosidad.

La combinación de mediciones depende de la situa-

ción. Por ejemplo, si una formación se compone de

dos minerales conocidos en proporciones descono-

cidas, la combinación de los registros neutrónico y

de densidad o de densidad y sección transversal fo-

toeléctrica podrá definir las proporciones de los mi-

nerales además de dar un mejor valor de la porosi-

dad. Si se sabe que la litología es más compleja pero

si sólo consiste de cuarzo, caliza, dolomita y

anhidrita, puede deducirse un valor relativamente fiel

de la po-rosidad en base, otra vez, a la combinación

de densi-dad-neutrónica.

Las gráficas de interrelación son una manera conve-

niente de mostrar cómo varias combinaciones de

registros responden a la litología y la porosidad.

Tam-bién proporcionan un mejor conocimiento visual

del tipo de mezclas que la combinación podrá

determi-nar mejor. Cuando la litología de la matriz es

una mezcla binaria (por ejemplo, arenisca-caliza,

caliza-dolomita o arenisca- dolomita), el punto

marcado a partir de las lecturas de registros caerá

entre las lí-neas de litología correspondientes.

Registros de Densidad

Los registros de densidad se usan principalmente como

registros de porosidad, otros usos incluyen identifi-

cación de minerales en depósitos de evaporitas, de-

tección de gas, determinación de la densidad de hi-

drocarburos, evaluación de arenas con arcilla y de

litologías complejas, determinación de producción de

lutitas con contenido de aceite, cálculo de presión de

sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas. El

principio es una fuente radioactiva, que se aplica a la

pared del agujero en un cartucho deslizable, emite a la

formación rayos gamma de mediana energía, se puede

considerar a estos rayos gamma como partí-culas de

alta velocidad que chocan con los electro-nes en la

formación, con cada choque, los rayos gamma pierden

algo de su energía, aunque no toda, la ceden al

electrón y continúan con energía dismi-nuida la cual se

conoce como efecto Compton y los rayos gamma

dispersos que llegan al detector, que está a una

distancia fija de la fuente, se cuentan para indicar la

densidad de la formación.

El número de colisiones en el efecto Compton está

directamente relacionado con el número de electro-nes

de la formación, en consecuencia, la respuesta de la

herramienta de densidad está determinada esen-

10


cialmente por la densidad de los electrones (número de electrones por centímetro cúbico) de la forma- ción. La densidad de los electrones está relacionada con el volumen de densidad real, que a su vez depende de la densidad del material de la matriz de la roca, la porosidad de la formación y la densidad de los fluidos que llenan los poros.

Registros Neutrónicos

Los registros neutrónicos se utilizan principalmente para delinear formaciones porosas y para determinar su porosidad y responden principalmente a la cantidad de hidrógeno en la formación, por lo tanto, en formaciones limpias cuyos poros estén saturados con agua o aceite, el registro de neutrones refleja la cantidad de porosidad saturada de fluido. Las zonas de gas con frecuencia pueden identificarse al comparar el registro de neutrones con otro registro de porosidad o con un análisis de muestras. Una com- binación del registro de neutrones con uno o más registros de porosidad proporciona valores de porosidad e identificación de litología aun más exactos, incluso una evaluación del contenido de arcilla. El principio es que los neutrones son partículas eléctricamente neutras; cada una tiene una masa idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Una fuente radioactiva en la sonda emite constantemente neutrones de alta energía (rápidos), estos neutrones chocan con los núcleos de los materiales de la for- mación en lo que podría considerarse como colisiones elásticas de "bolas de billar", con cada colisión, el neutrón pierde algo de su energía.

La cantidad de energía pérdida por colisión depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón, la mayor pérdida de energía ocurre cuando el neutrón golpea un núcleo con una masa prácticamente igual, es decir un núcleo de hidróge- no. Las colisiones con núcleos pesados no desaceleran mucho al neutrón, por lo tanto la desaceleración de neutrones depende en gran parte de la cantidad de hidrógeno de la formación. Debido a las colisiones sucesivas, en unos cuantos microsegundos los neutrones habrán disminuido su velocidad a velocidades térmicas, correspondientes a energías cercanas a 0.025 eV, entonces, se difun- den aleatoriamente, sin perder más energía, hasta que son capturados por los núcleos de átomo como cloro, hidrógeno o silicio. El núcleo que captura se excita intensamente y emite un rayo gamma de cap-

tura de alta energía. Dependiendo del tipo de herra-

mienta de neutrones, un detector en la sonda capta

estos rayos gamma de captura o los neutrones mis-

mos. Cuando la concentración de hidrogeno del

material que rodea a la fuente de neutrones es alta,

la mayoría de éstos son desacelerados y capturados

a una distancia corta de la fuente, por el contrario, si

hay poca concentración de hidrógeno, los neutrones

se alejan de la fuente antes de ser capturados, de

acuerdo con esto, la tasa de conteo en el detector

aumenta para bajas concentraciones de hidrógeno y

viceversa.

Registros de Resistividad

La resistividad de la formación es un parámetro

clave para determinar la saturación de hidrocar-

buros, la electricidad puede pasar a través de una

formación sólo debido al agua conductiva que

contenga dicha formación. Con muy pocas excep-

ciones, como el sulfuro metálico y la grafita, la roca

seca es un buen aislante eléctrico. Además, las

rocas perfectamente secas rara vez se encuen-tran,

por lo tanto las formaciones subterráneas tie-nen

resistividades mensurables y finitas debido al agua

dentro de sus poros o el agua intersticial absorbida

por una arcilla. La resistividad de una formación

depende de:

¨ La resistividad de agua de formación. ¨ La cantidad de agua presente. ¨ La geometría estructural de los poros.

La resistividad (resistencia especifica) de una

sustan-cia, es la resistencia medida entre lados

opuestos de un cubo unitario de la sustancia a una

temperatura especifica, las unidades de resistividad

son el ohmio-metros cuadrados por metro, o

simplemente ohmio-metros (ohm-m). La

conductividad es la inversa de la resistividad.

Las resistividades de formación por lo general varian

de 0.2 a 1000 ohm-m, resistividades superiores a

1000 ohm-m son poco comunes en formaciones

permeables pero se observan en formaciones imper-

meables de muy baja porosidad (por ejemplo las

evaporitas). La resistividad de formación se mide ya

sea al mandar corriente a la formación y medir la

facilidad con que fluye la electricidad o al inducir una

corriente eléctrica en la formación y medir qué tan

grande es.

11


El principio de la medición de los registros de resistividad es introducir corrientes en la formación, por medio de electrodos de corriente y se miden los voltajes entre los electrodos de medición, estos voltajes proporcionan la resistividad para cada dispositivo, en una formación homogénea e isotropica de extensión infinita, las superficies equipotenciales que rodean un solo electrodo emisor de corriente (A), son esferas. El voltaje entre un electrodo (M) si- tuado en una de esas esferas y uno en el infinito es proporcional a la resistividad de la formación homo- génea y el voltaje medido puede graduarse en una escala en unidades de resistividad.

Registro en Agujero Entubado

Registro RG

El registro de RG puede ser corrido en pozos entubado lo que lo hace muy útil como una curva de correlación en operaciones de terminación o modifi- cación de pozo, por ejemplo al correlacionar los disparos de cambio de intervalo y/o 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. El tiempo requerido para medir la disminución de neutrones termales es la constante correspondiente al tiempo de decaimiento y representa las propiedades de captura de neutrones de la formación. Se gráfica un valor de tiempo de decaimiento que es representativo de la velocidad de decaimiento o pérdida de neutrones termales en la formación, el cloro captura una gran cantidad de neutrones y es el elemento predominan- te en el proceso de captura, con lo cual se puede decir que el registro responde al contenido de agua salada en la formación. El registro TDT es la primera herramienta que permite determinar la saturación de agua a través de la T.R.; para obtener valores preci- sos, se requiere una buena información de la porosidad. Las principales aplicaciones son:

¨ Localización de zonas de hidrocarburos en

pozos ademados.

¨ Control de proyectos de recuperación secun-

daria, ya que determina la saturación residual.

¨ Correlación de profundidades de pozos

ademados.

III. TOMA DE INFORMACIÓN

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. y así mismo para dar recomendaciones válidas

sobre la manera en que un pozo de aceite o gas

debe producir, es necesario una compresión clara de

los principios que rigen el movimiento de los flui-dos

desde la formación hasta la superficie. Si se en-

cuentra que el pozo no esta produciendo de acuer-

do con su capacidad, se deben investigar las causas,

las cuales corresponden a diferentes tipos de proble-

mas, ya sea del yacimiento, de los fluidos, del pozo o

del equipo. Para poder determinar lo anterior es muy

importante tomar información como son los regis-tros

de presión de fondo cerrado y fluyendo, realizar

diferentes pruebas de variación de presión como son

la de Incremento ó Decremento, de Interferencia, to-

mar los diferentes registros de producción, etc.

Registros de presión

Existen registros de presión en donde una buena

medición de la presión es parte esencial de las prue-

bas de variación de presión en pozos. Para obtener

mejores resultados, las presiones deben ser medidas

cerca de los estratos productores y hay tres tipos

básicos de medidores de presión de fondo y son : de

cable de línea, registro con instalaciones permanen-

tes y de registro recuperable en la superficie.

Curvas de variación de presión

El objetivo de las pruebas de presión , que consisten

básicamente en generar y medir variaciones de pre-

sión en los pozos, es obtener información del siste-ma

roca-fluido y de los mismos pozos, a partir del análisis

de las citadas variación de presión. La infor-mación que

se puede obtener incluye daño, permeabi-

12


lidad, porosidad, presión media, discontinuidades, etc., la cual es esencial para la explotación eficiente de los yacimientos. Las diferentes tipos de pruebas de presión son las siguientes : de Incremento, de Decremento, Prueba de inyectividad, de interferencia y de decremento en pozos inyectores.

Las diferentes pruebas de presión se basan en conceptos básicos y suposiciones para el análisis de las mismas pruebas como son : el daño a la formación y el almacenamiento del pozo, el principio de super- posición en donde se realiza un desarrollo matemá- tico intenso para llegar a las formulas matemáticas que se utilizan para el análisis.

El análisis se realiza por curvas tipo que fueron desa- rrolladas y es un análisis realmente sencillo para proporcionar resultados aproximados.

Registros de presión de fondo cerrado y fluyendo

Registros de producción

Los registros de producción son los registros que se pueden tomar después que se han cementado las tuberías de revestimiento, colocado el aparejo de pro- ducción y disparado el intervalo productor, es decir, después de la terminación inicial del pozo, estos registros han permitido conocer con más detalle el comportamiento no solo de los pozos, sino también de las formaciones. Por ejemplo algunos de los beneficios que se pueden obtener : evaluación de la eficiencia de la terminación, información detallada sobre las zonas que producen o aceptan fluidos, de- tección de zonas ladronas, canalización de cemen- to, perforaciones taponadas, fugas mecánicas, etc. Entre los registros de producción se tienen los siguientes: de temperatura, de gastos, de presiones, de diámetro interior de tuberías, etc.

Paralelamente con el perfeccionamiento de las herramientas para correr los registros de producción se han ido desarrollando técnicas depuradas de in- terpretación, permitiendo que las intervenciones en los pozos sean más efectivas. Existen cuatro condiciones básicas en relación con el pozo, las cuales se determinan con la ayuda de los registros de produc- ción, estas condiciones son:

· Estado mecánico del pozo. · Calidad de la cementación.

· Comportamiento del pozo. · Evaluación de las formaciones.

Las herramientas de los registros de producción con

una línea eléctrica y registran las señales en la su-

perficie; han sido diseñadas para correrse con cable

y grabar gráficas o cintas magnéticas con informa-

ción sobre las condiciones del pozo, las cuales pro-

porcionan los datos necesarios para evaluar la efi-

ciencia de la terminación del mismo.

Registro de Molinete

Es un registro medidor continuo de gastos tipo héli-

ce (molinete), que se utiliza para medir las velocida-

des de los fluidos en el interior de las tuberías de

producción y revestimiento, la herramienta es colo-

cada en el centro de la columna de fluido por medio

de centrados de resorte y corrida a una velocidad

constante en contra de la dirección del flujo, la velo-

cidad de la hélice, que es una función lineal de la

velocidad del fluido respecto a la herramienta, se re-

gistra continuamente contra la profundidad.

Este tipo de medidor es más efectivo para medicio-

nes de flujo en una sola fase con gastos de produc-

ción altos y si el diámetro del agujero y la viscosidad

de los fluidos permanecen constantes, el registro

puede presentarse en una escala en por ciento del

flujo total. Existen tres factores principales que afec-

tan la velocidad de la hélice : velocidad y viscosidad

de los fluidos y diámetro del agujero.

Registros de Evaluación de Cementación

Los registros de evaluación de la cementación pri-

maria de la tubería de revestimiento de superficial,

intermedia y de explotación, se veía inicialmente

únicamente la cima de cemento en la parte exterior, ya

que dicho registro indicaba en donde estaba el cambio

de temperatura de caliente a frío y en ese momento se

detectaba o se veía la cima de cemen-to. Actualmente

la evaluación de la cementación se realiza con el

registro Sónico de cementación CBL, la herramienta

consta de dos secciones: Acústica y electrónica, la

sección acústica contiene un transmi-sor y un receptor.

La onda sonora emitida por el trans-misor viaja a través

de la TR y es detectada por el receptor, la sección

electrónica mide la amplitud de la porción deseada de

la señal del receptor y la trans-mite a la superficie para

ser registrada. La amplitud

13


de la onda es función del espesor de la tubería y de la resistencia, de la adherencia y espesor del cemen- to. En tubería no cementadas, la amplitud es máxi- ma; en tuberías cementadas (completamente circun- dada por una capa de cemento, menor de ¾" de espesor) la amplitud es mínima.

El concepto de índice de adherencia proporciona una evaluación cualitativa de la cementación, usando únicamente el registro CBL, excluyendo otros factores, el índice de adherencia es proporcional a la cir- cunferencia de la T.R. en contacto con el cemento bueno, la experiencia indica que índices de cementación mayores de 8 sobre una sección de 5 pies de T.R. de 5 ½" de diámetro generalmente no hay comunicación a lo largo de la sección particular de T.R. y un índice de adherencia mucho menor de 8 indica la probabilidad de canalización de lodo o cemento contaminado con cemento.

La centralización es extremadamente importante en la amplitud sónica registrada, si se obtiene una repetibilidad adecuada, entonces puede suponerse que se tiene buena centralización y un movimiento rápido en la señal del tiempo de transito es debido a la mala centralización. El registro CBL-VDL indica la Adherencia entre la tubería de revestimiento y el cemento y la adherencia entre el cemento y la forma- ción.

IV. CEMENTACIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIEN- TO DE EXPLOTACIÓN

Durante la Perforación de un pozo petrolero es necesario proteger el agujero, con tuberías de revestimien- to, la cual con el cemento integran un conjunto de seguridad y funcionalidad para el pozo.

La operación de cementación primaria de las tube- rías de revestimiento consiste en bombear por la TR un bache lavador, un espaciador, lechada de cemento diseñada, espaciador y posteriormente el desplazamiento calculado para alcanzar la presión final requerida, la lechada se coloca en el espacio anular entre el agujero descubierto y la TR.

La experiencia ha demostrado que una operación deficiente de la Cementación primaria de Tubería de revestimiento, origina continuas dificultades en la vida productiva de los pozos y a largo plazo el medio

ambiente, además las operaciones costosas para co-

rregir esta anomalía. Se debe realizar un programa

bien establecido para llevar a cabo una operación

exitosa, desde su planeación en el gabinete, los ma-

teriales, aditivos, diseño del tipo de lechada, baches

lavadores, espaciadores, equipo y accesorios a utili-

zar, así mismo en el campo realizar la operación

como se programó, cumplir con la densidad de la

lechada diseñada, presiones y gasto de bombeo

para termi-nar la operación exitosamente.

Tuberías de Explotación

El objetivo es aislar las zonas que contienen hidro-

carburos, evitar la movilidad de fluidos contenidos en

cada zona y permite producir y controlar el pozo. Los

diámetros más comunes son de 7 5/8", 7" , 6 5/8", 5",

4 ½" y actualmente con la Técnica de pozos esbel-

tos de 3 ½".

Tuberías de Explotación cortas

Existen las Tuberías de explotación cortas ó liner, la

cual es una sección de tubería de revestimiento colo-

cada en agujero descubierto ó dentro de otra tubería

para corregir daños en tuberías ya cementadas y se

cementan con el objetivo de aislar zonas de presión

anormal, ahorro económico, rápida colocación en las

zonas programadas, reducir los volúmenes de

cemento.

Clasificación de Tuberías de revestimiento de

acuer-do a sus propiedades

- Diámetro Exterior. - Peso por Unidad de longitud. - Grado de Acero. - Tipo de Junta. - Longitud o Rango

De acuerdo a las condiciones del agujero se clasifi-

can en dos grupos:

- Unión a base de rosca. - Unión a base de soldadura.

Accesorios para Tuberías de Revestimiento

Es conocido que al introducir la tubería de revesti-

14


miento dentro de un agujero es necesario equiparlo con los accesorios convenientes para obtener mejores resultados de los objetivos básicos. Podemos mencionar a los principales accesorios para la cementación.

Actualmente se esta tratando de utilizar el lodo

como cemento para la cementación de las tuberías

de re-vestimiento, aunque esto esta todavía como

una prueba tecnológica llamada MTC y se encuentra

en desarrollo.

Zapatas Aditivos

La zapata protege y guía en la introducción a la tube- Aceleradores. Se utilizan para acelerar el fraguado ría de revestimiento, evitando la deformación y desde la lechada, y pueden ser: Cloruro de Calcio, Clo- gaste de la misma, pueden ser del tipo: Guía, ruro de Sodio, Yeso Hidratado y Agua de Mar. Flotadora, Diferencial, De pétalos y Tipo V. Retardadores. Se utilizan para retardar el fraguado

de las lechadas. Cada Compañía de servicio emplea Coples un código para sus productos.

Proporcionan la superficie de sello y el punto de asentamiento para los tapones de cementación, se colocan usualmente de 1 a 3 tramos arriba de la zapata. Pueden ser del tipo: Flotador, Diferencial, Retención y Cementación Múltiple.

Para Alta Densidad. Se utilizan para aumentar la

den-sidad de la lechada de cemento para contener

altas presiones de la Formación y mejorar el

desplaza-miento del lodo. Se tienen: hematita,

barita, ilmentita y la sal.

Tapones de Cementación Para Lechadas de Baja Densidad. Las lechadas de baja densidad se pueden acondicionar, agregando mate-

Son los tapones que se utilizan para realizar una bue- riales que requieran agua, con una gravedad baja na limpieza (diafragma) y posteriormente el despla- especifica, entre los más comunes tenemos: zamiento de la lechada de cemento (sólido) para evi- bentonita, gilsonita, spherelite. tar su contaminación.

Centradores

En las cementaciones primarias de tuberías de revestimiento es muy conveniente que en las zonas de mayor interés quede centrada la tubería con la finalidad de distribuir la lechada de cemento uniforme- mente.

Tipos de Cemento

Cemento es un material con ciertas propiedades de adherencia y es el resultado de la calcinación de una mezcla especifica de caliza y arcilla con adición de óxidos de sodio, potasio y magnesio, existen diferentes tipos de cemento, la API los clasifica de la siguiente manera :

- Clase "A" - Clase "B" - Clase "C" - Clase "D" - Clase "E" - Clase "G y H"

Controladores de Filtrado. Se utilizan para disminuir

la deshidratación o la pérdida de agua de la lechada

a zonas porosas; proteger formaciones sensibles y

mejorar las cementaciones forzadas.

Controladores de pérdidas de Circulación. Como su

nombre lo indica para control de perdidas de fluido

previa cementación, entre los mas comunes se tie-

nen: Gilsonita, Cemento Thixotrópico, Flo - Check y

Bentonita - Cemento - Diesel:

Reductores de Fricción. Se utilizan como

dispersantes en las lechadas de cemento para

reducir su viscosi-dad aparente de la lechada.

Operación de Cementación Primaria

Posteriormente del diseño de la tubería de revesti-

miento, se procede a elaborar y coordinar para lle-

var acabo la operación de cementación primaria de

la misma, en donde se deben tomar en cuenta los

materiales, aditivos, equipos, introducción y diseño

de la lechada de cemento de la propia cementación.

15


Operaciones Previas a la Cementación

a.- Análisis del Agua disponible.

Es de gran importancia conocer con tiempo las características químicas del agua que se utilizará y efectuar pruebas del cemento con estas. Si se considera necesario se transportará cuidando que su salinidad sea menor de 1000 ppm de Cloruros.

b.- Pruebas de Cemento de cada lote recibido.

El Control de calidad del cemento es de gran importancia e invariablemente deberán efectuarse pruebas de los lotes recibidos, básicamente en cédula No. 5 sin aditivos, así como el cálculo de la densidad máxima permisible para evitar pérdidas de circulación por fracturamiento de las formaciones y de acuerdo a la temperatura de fondo del pozo para el diseño de la lechada de cemento.

c.- Programa de Accesorios.

El programa de accesorios estará sujeto básica- mente a los objetivos que se persigan, fijando normas y condiciones que optimicen los resultados y evitando al máximo un incremento en los costos, así mismo se deben verificar los accesorios en su diámetro, estado, tipo de rosca, diámetros interiores, grados y librajes así como el funcionamiento de las partes de los accesorios antes de la operación para cualquier ano- malía que se detecte se corrija a tiempo y no a la hora de iniciar la introducción de la tubería.

d.- Diseño de la lechada de cemento y los baches lavadores y espaciadores.

El diseño de la lechada de cemento es un aspec- to muy importante ya que en la misma se debe considerar aditivos para la presencia de gas, retardadores y/ó aceleradores y en caso necesario, etc., así mismo debe contemplarse la compatibilidad con el lodo de perforación en uso y los diferentes baches a utilizar como son los limpiadores y espaciadores.

Con el objeto de tener mejores resultados en las

cementaciones primarias el volumen de fluido

limpiador que se programe y el gasto, debe es-

tar diseñado para un tiempo de contacto de 8 a

12 min. Utilizando un flujo turbulento, lo cual es

un mínimo recomendable para remover el

enjarre de los lodos de perforación y para su di-

seño se deben tomar en cuenta el diámetro de

las tuberías de revestimiento así como los diá-

metros de los agujeros, para que sea el volumen

adecuado y se obtengan óptimos resultados, así

mismo tomar en cuenta el tipo de formación, se

bombeara después de haber soltado el tapón de

diafragma.

Cuando se selecciona un fluido espaciador, para

efectuar un eficiente desplazamiento del lodo,

deberán tomarse en cuenta la reología del fluido

espaciador, gasto de bombeo, compatibilidad del

fluido espaciador con el lodo y el cemento y tiem-

po de contacto; con lodos base agua, un pe-queño

volumen de agua como espaciador entre el lodo y

el cemento han registrado resultados

satisfactorios. El criterio más importante en la

selección de un fluido espaciador es que el flui-do

seleccionado pueda desplazarse en turbulen-cia a

gastos de bombeo razonables para la geo-metría

que presenta el pozo.

Operaciones durante la Cementación a.-

Colocación de Accesorios y revisión de Tramos

Es muy importante verificar la correcta coloca-

ción de accesorios, de acuerdo al programa ela-

borado previamente, así como también es im-

portante verificar las condiciones del fluido de

control, ya que es un factor de gran importancia

para el éxito de una cementación primaria. Así

mismo la numeración de los tramos, siguiendo

un orden de acuerdo al diseño del ademe que

se utilizará en el pozo en grados, peso y tipos de

roscas ,las cuales deben satisfacer las condicio-

nes de medida del probador del manual y con el

objeto de seguir el orden de introducción pro-

gramado.

El total de tramos debe coincidir en todas sus

partes con el número de tramos, apartando los

que están en malas condiciones, principalmente

en las roscas y los que se hayan golpeado y da-

ñado durante su transporte y/ó introducción, así

16


como los tramos sobrantes del total programado.

El ajuste aproximado de la totalidad de los tramos a utilizar, nos indicará las profundidades de circulación, el cambio de grados y pesos de las diferentes tuberías programadas, hasta llegar a la profundidad total y así mismo es importante verificar el calibrador ó "conejo" que se esta utilizando, ya que la pérdida del mismo puede ocasionar un problema serio a la hora de la cementación y no se pueda establecer circula- ción porque el calibrador se quedó dentro del ademe que ya se introdujo al pozo por lo que debe proceder a su pesca de inmediato.

b.- Introducción de la Tubería de Revestimiento.

Durante la introducción de la tubería de revestimiento uno de los problemas que puede afectar el éxito o el fracaso de la operación de cementación, seria el que se origine la presión de surgencia que puede ocasionar pérdidas de circulación que básicamente se pueden originar durante la introducción incorrecta de la tubería.

La velocidad de introducción deberá calcularse antes de iniciar la operación de introducción, velocidad que estará sujeta por la densidad del lodo de perforación, longitud de la columna, espacio entre tubería y agujero y accesorios de la tube- ría, por la experiencia y la práctica se ha obser- vado que no es conveniente rebasar una velocidad de introducción de 20-34 seg por tramo de 12 metros.

c.- Llenado de Tuberías y Circulación.

El llenado de la tubería dependerá de los accesorios programados y del funcionamiento de los mismos, así como de las condiciones del fluido de control, de la velocidad de circulación y re- cuperación del corte.

Los beneficios de la circulación en el pozo, durante la perforación así como en la cementación de tuberías de revestimiento es de gran importancia, tomando en cuenta que la mayoría de los lodos de perforación son de bajo esfuerzo de corte y forman geles con sólidos en suspen- sión cuando permanecen en reposo. La circula-

ción y el movimiento de la tubería en los casos

que sea posible, romperá este gel reduciendo la

viscosidad del lodo. Los tiempos suficientes de

circulación, dependerán de la profundidad,

pozo, espacio anular entre tuberías y agujero,

tipo de formaciones que se atraviesen y del

buen fun-cionamiento del equipo de flotación

que se pro-grame.

d.- Instalación de la cabeza de cementación y de los

tapones.

La supervisión del estado físico de la cabeza de

cementación es de gran importancia, que impli-ca

roscas, tapas, pasadores, machos y válvulas, así

como el diámetro correcto. Asímismo es de gran

importancia la supervisión en la colocación de los

tapones de desplazamiento y limpieza y en la

posición de las válvulas ó machos de la cabeza de

cementación durante la operación.

e.- Verificación del sistema Hidráulico de bombeo

superficial.

Es muy importante verificar el buen funciona-

miento de las bombas de los equipos de perfo-

ración, así como su limpieza de las mismas con

el objeto de evitar contratiempos en los despla-

zamientos de las lechadas de cemento, se debe

checar su eficiencia y volúmenes por embolada

que estará sujeto a los diámetros del pistón y

carrera del mismo.

f.- Operación de Cementación.

En el proceso de operación es importante verifi-

car la instalación correcta de equipos programa-

dos y auxiliares, checar circulación, preparar el

colchón limpiador de acuerdo al programa en

tipo y volumen y bombear al pozo, preparar el

colchón separador , soltar el tapón de diafragma ó limpiador , bombear el colchón separador,

bombear lechada de cemento de acuerdo a di-

seño elaborado en cuanto a densidad , soltar el

tapón de desplazamiento ó sólido , bombear un

colchón de agua natural y desplazar la lechada

con el volumen calculado; durante la operación

es importante verificar la circulación, niveles de

presas y presión de desplazamiento.

La verificación de la llegada del tapón de despla-

17


zamiento al cople de retención ó presión final es de gran importancia, seria una manera de checar el volumen calculado de desplazamiento, además, comprobar que la maniobra efectuada en la cabeza de cementación fue correcta. La presión final se descargará a cero y se checará el funcionamiento del equipo de flotación y en caso de falla del mismo se represionará con una presión diferencial adecuada, para evitar el efec- to de microanillo y se cerrará el pozo hasta el fraguado inicial de la lechada.

Finalmente se elaborará el reporte final de la ope- ración, que incluirá el ajuste final de la tubería de revestimiento indicando grado, peso y rosca, número de centradores utilizados, presiones de operación, si se presentó alguna falla mencio- narla, indicar si durante la operación la circula- ción fue normal ó se presentaron pérdidas y si funcionó ó no funcionó el equipo de flotación, además se indicará el tiempo de fraguado y el programa de terminación.

Operaciones posteriores a la Cementación

La tubería se anclará en sus cuñas con el 30% de su peso, se cortará, biselará y colocarán empaques secundarios, carrete adapatador y se probara con pre- sión, posteriormente se bajara a reconocer la cima de cemento, se probara la tubería , se escariará y se evaluara la cementación tomando un Registro Sonico de Cementación CBL-VDL .

Ejemplo:

Se va a realizar la cementación de la tubería de ex- plotación de 6 5/8",N-80, combinada 24-28 # a 2500 m.

T.R. Explotación 6 5/8",24# de 0 a 1800 m 6 5/8",283 de 1800-2500 m

Diámetro Agujero = 9"

T.R. anterior 9 5/8" ,N-80,40 # A 1500 m.

Intervalo de interés 2350 - 2400 m.

Cima de cemento a 1800 m.

Cople flotador 6 5/8" a 2470 m.

Cálculos:

Primero se requiere conocer los diámetros interiores de la T.R. de explotación y su capacidad, así mismo

se deben calcular las capacidades de los diferentes

Espacios Anulares entre el agujero y el diámetro ex-

terior de la TR de explotación, en este caso se consi-

deró un agujero uniforme, pero en la realidad ésto

varia sustancialmente ya que con la toma de un Re-

gistro calibrador se conoce el diámetro real del agu-

jero.

Cap. TR 6 5/8",24 # (D. Int.=5.921")= 17.76 lts/m

Cap. TR 6 5/8",28 # (D. Int.=5.791")= 16.99 lts/m

Cap. EA Agujero-TR Explotación= (92 - 5.6252)

0.5067= 25 lts/m

Posteriormente se calculan los volúmenes

requeridos, únicamente multiplicando la capacidad

por la pro-fundidad, es importante mencionar que

existen libros y/o manuales de las diferentes

compañías de servicio en donde viene especificadas

las características de todas las TR y en ellos vienen

los datos de las capaci-dades de TR´S y diferentes

espacios anulares por bl/ m ó gal/pie

Vol. Desplaz. 24" = 17.76 x 1800 m. = 31968 lts =

201 bls

Vol. Desplaz. 28" = 16.99 x 670 m. = 11383 lts = 71.6

bls

Vol. Total desplaz. Al cople flotador = 43321 lts =

272.6 bls

Vol. Lechada EA= 25 lts/m (2500 - 1800 m) = 19600

lts = 123 bls

Vol. Lechada TR 6 5/8"= 30 m x 16.99 lts/m = 509.7

lts = 3.2 bls

Vol. Total lechada cemento = 20109.7 lts = 126.2 bls

Vol. Bache limpiador = 25 lts/m x 100 m = 2500 lts =

16 bls

Vol. Bache separador = 25 lts/m x 30 m = 750 lts = 5

bls

Los volúmenes de bache separador y limpiador ge-

neralmente es de 3 a 5 m3 y 5 a 10 m3 respectiva-

mente o realmente depende del EA que se va a cu-

brir.

Para calcular la cantidad de sacos de cemento y de

18


aditivos que se va a utilizar en la operación, esto ya depende del diseño de la lechada de cemento con la densidad requerida, el rendimiento, el requerimien- to de agua, la temperatura, los aditivos necesarios para el tiempo bombeable requerido, etc.

Un ejemplo es la lechada con las siguientes especificaciones :

Densidad lechada = 1.89 gr/cm3 Rendimiento = 38 lts/saco Requerimiento de agua = 18 lts/saco Retardador = 1.5% en peso del cemento Reductor de filtrado = 0.5 % en peso de cemento

En el ejemplo anterior se requieren 19600 lts = 123 bls de lechada y haciendo las siguientes operaciones se calcula el número de sacos requeridos.

No sacos total = 20109.7 lts / 38 lts/saco = 529 sacos de cemento

Y como cada saco peso 50 kg = 26.5 ton.

Vol. De agua requerida = 529 sacos x 18 lts/saco = 9 522 lts = 9.522 m3

Existe software o programas técnicos en donde se introducen los datos que va solicitando cada pantalla y automáticamente proporcionan el volumen de desplazamiento, la cantidad de sacos de cemento, volumen de agua, etc. , asi mismo proporcionan grá- ficamente y tablas como va a quedar la cementación de la tubería de revestimiento y los materiales requeridos, es muy importante mencionar que él mismo software nos indica si se fractura la formación con los datos de gradiente de fractura que le proporcio- naron y la densidad de la lechada de cemento, de la densidad del bache espaciador, limpiador y también la densidad del lodo de perforación que se tiene en el momento de la cementación de la tubería de revestimiento.

Operaciones posteriores a la Cementación

La tubería se anclará en sus cuñas con el 30% de su peso, se cortará, biselará y colocarán empaques secundarios, carrete adaptador y se probará con pre- sión, posteriormente se bajará a reconocer la cima de cemento, se probará la tubería , se escariará y se evaluará la cementación tomando un Registro Sóni-

co de Cementación CBL-VDL .

V. DISEÑOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN

Las sartas o aparejos de producción es el medio por

el cual se transportan los fluidos del yacimiento a la

superficie y pueden clasificarse dependiendo de las

condiciones del yacimiento como: fluyente, de bom-

beo neumático, bombeo mecánico, bombeo elec-tro-

centrífugo y bombeo hidráulico.

Seleccionar, diseñar e instalar un aparejo de produc-

ción es una parte crítica en cualquier programa de

operación durante la intervención de un pozo ya sea

en una terminación y/o reparación.

En un diseño hay que tornar en cuenta el ángulo del

pozo, los fluidos de perforación, peso, velocidad de

rotaria y otros procedimientos de operación.

Propiedades de las Tuberías y de las Juntas

Esfuerzo de torsión en las juntas. Es una función de

variables como:

- Esfuerzo del acero. - Tamaño de conexión. - Forma de la Rosca. - Carga. - Coeficiente de Fricción.

El área de piñón o caja controla grandes factores y

está sujeta a amplias variaciones.

El diámetro exterior de la caja y el diámetro interior

determinan los esfuerzos de la junta en torsión, el

diámetro exterior afecta el área de la caja y el

diáme-tro interior afecta el área del piñón.

Al seleccionar el diámetro interior y exterior se deter-

minan las áreas del piñón y la caja, estableciendo

los esfuerzos de torsión teóricos, la más grande re-

ducción de estos esfuerzos de una junta durante su.

vida de servicio ocurre con el uso del diámetro exte-

rior. Es posible incrementar el esfuerzo de torsión

haciendo juntas con diámetros exteriores grandes y

diámetros interiores reducidos.

Clases de tuberías de producción

Existen varias clases.

19


a) Clase Nueva.- Se presenta en sus datos de

ten-sión, torsión y presión interna y colapso.

b) Clase Premium.- Está basada en una tubería

que tiene un uso uniforme y un mínimo de

espesor de pared del 80%.

c) Clase 2.- Esta tubería tiene un mínimo de es-

pesor de pared del 65%.

d) Clase 3.- Esta clase de tubería tiene un

mínimo de espesor de pared del 55% con

todo el uso de un solo lado.

Se recomienda que los datos como el grado, peso y rosca de las tuberías sean grabadas en la base del piñón.

Consideraciones de diseño

Factor de flotación

El factor de flotación es un factor muy importante que se debe de tomar en cuenta en los diseños de sartas ya que nos reduce el peso total de la tubería y se puede calcular con la siguiente formula:

G F

F

=1- GD

donde:

F = Factor de flotación d = Densidad del lodo da = Densidad del acero = 7.8 gr/cm3

Agentes de Corrosión

La corrosión puede ser definida como la alteración y degradación del material por su medio ambiente y los principales agentes que afectan a las tuberías son los gases disueltos (el oxigeno, dióxido de carbono e hidrógeno sulfuroso), sales disueltas (cloros, carbonatos y sulfatos) y ácidos.

La mayoría de los procesos de corrosión envuel- ven reacciones electro-químicas, el incremento de la conductividad puede dar como resultado altas velocidades de corrosión y los principales factores son:

a) El pH.

b) La temperatura. c) La velocidad del flujo. d) Heterogeneidad. e) Altos esfuerzos.

Presión del yacimiento

Es la presión con la cual aportara la formación pro-

ductora los hidrocarburos a través del sistema de

producción, y es necesario conocer para identificar el

tipo de aparejo a utilizar.

Este parámetro puede obtenerse de las curvas de

variación de presión.

- Indice de producción. - Diámetro de Tubería de revestimiento - Presión de trabajo.

Procedimiento para calcular el peso de la tubería de

producción dentro del pozo

- Obtencion del factor de flotacion. - Obtencion del peso de la tuberia de produccion

dentro del pozo, el cual puede obtenerse me-

diante la ecuación siguiente:

PTR o PTP = PTR o PTP X FF

donde:

PTR o PTP = Peso real de laT.P. o T.R.

Ejemplo:

Calcular el peso que debe observarse en el indicador

de peso al introducir 2,000 mts. de T.P 2 7/8", J-55,

6.5 lbs/pie o 9.67 kg/m con un lodo de 1.40 grs/cm3.

FF = 1- = 1- = 0.821

Peso de la T.P en el aire = 2,000 x 9.67 = 19,340

Kgr = 19.34 toneladas

Peso de laT.P en el aire x Factor de Flotación =

Peso de la TP dentro del pozo

19,340 x 0.821 = 15,878.14 Kgs

Peso de la TP dentro del pozo = 15, 878.14 Kgs.

20

Terminación y Mantenimiento de Pozos Procedimiento de diseño de tubería de producción

En este apartado solo se mencionarán las consideraciones más importantes que se toman en cuenta para el diseño de una sarta de producción, dentro de estas se consideran las siguientes variables:

Wn = Peso nominal de la T.P. (lb/pie) Pt = Resistencia a la tensión (lb) Rc = Resistencia al colapso (Psi) Wtp = Peso ajustado de la T.P. (lb/pie) (incluye co- nexión) Pcp = Punto de cedencia promedio (lb/pg2) Mop = Margen de seguridad por tensión (ton) Fsc = Factor de seguridad al colapso (1.125)

El procedimiento incluye en términos generales 2 etapas, la primera es el diseño de la sarta por Tensión y la segunda el diseño por Colapso.

En el diseño por Tensión se utilizan las siguientes formulas:

L = 3W(0.9) − 0RS

:Q(.E) En el diseño por Colapso la sarta debe estar previamente calculada por Tensión y se utilizan las siguientes formulas.

Z2 +RY + R2 - 1 = 0

elegido, sin embargo podemos mencionar los más

importantes en cuanto se refiere a las terminaciones

sencillas, entre estos accesorios podemos mencio-

nar:

Equipo de control subsuperficial

Dentro de este equipo podemos mencionar:

Las válvulas de seguridad con las cuales se

obstruye la tubería de producción en algún punto

abajo del cabezal cuando los controles superficiales

han sido dañados o requieren ser completamente

removidos. Reguladores y estranguladores de fondo

los cuales reducen la presión fluyente en la cabeza

del pozo y previene el congelamiento de las líneas y

controles superficiales.

Válvulas check que previenen el contraflujo en los

pozos de inyección. Estos instrumentos pueden ser

instalados o removidos mediante operaciones con

cable. Ya que estos accesorios son susceptibles al

daño, debe pensarse en una buena limpieza antes

de instalar un dispositivo de control superficial.

Sistemas de seguridad

Los sistemas de seguridad superficial son la primera

línea de protección contra cualquier desgracia en los

accesorios superficiales. Estos sistemas general-

mente consisten de válvulas cerradas mantenidas

abiertas por medio de gas a baja presión que actúa

un pistón. Si la presión de gas es purgada, la acción R =

:DS

de un resorte interno cierra la válvula contra la línea de presión.

$(3FS)

Z = 5FVW5FW

Wap = Tensión aplicada a la T.P. sobre el punto de interés (Kg). A = Área transversal del acero (cm2). Rct = Resistencia al colapso bajo tensión (kg/cm2) Rcst = Resistencia al colapso sin tensión (kg/cm2)

Accesorios de los aparejos de producción

Los accesorios para los aparejos de producción va- rían de acuerdo al tipo de terminación que se haya

Empacadores de producción

Estos son clasificados generalmente como tipo per-

manente o recuperable. Algunas innovaciones inclu-

yen niples de asiento o receptáculos de estos. Los

empacadores deben ser corridos cuando su utilidad

futura sea visualizada para que no resulte en gastos

innecesarios que deriven en costosas remociones.

Los empacadores sirven para varios propósitos en-

tre los cuales podemos mencionar la protección de

la Tubería de revestimiento de las presiones, tanto

del pozo como de las operaciones de estimulación, y

sobre todo de fluidos corrosivos; el aislamiento de

fugas en la Tubería de revestimiento, el aislamiento

21


de disparos cementados a presión forzada, o intervalos de producción múltiple, cancelación de los cabeceos o el suaveo de fluidos, auxilio de instalaciones artificiales, en conjunto con válvulas de seguridad, o para mantener fluidos de "matar" o fluidos de tratamiento en el espacio anular.

El empacador puede ser descrito como un dispositivo el cual bloquea el paso de los fluidos al espacio anular o del espacio anular a la tuberia de produccion. La mayoria de las aplicaciones de los empacadores son simples y sencillas que no requieren mas que la de proporcionar el peso de la tuberia de produccion suficiente sobre el empacador para garantizar el sello. Existen otras aplicaciones donde se deben tomar consideraciones de extrema precaucion para el anclaje del mismo, sobre todo en el tipo de aplicación peso para que no falle en la utilizacion especifica en el pozo.

Selección

Para hacer una buena selección se deben tomar los siguientes parametros:

- Diametro de la tuberia de revestimiento o agujero descubierto en caso del tipo inflable.

- Grado y peso de la tuberia de revestimiento. - Temperatura a la que estara sometido. - Presion de trabajo. - Tension y compresion. - Diseño de operación.

Consideraciones generales en la selección de los empacadores. La selección involucra el análisis anti- cipado de los objetivos de las operaciones del pozo, como son la terminación, la estimulación, y los trabajos futuros de reparación. Se debe considerar los costos de este accesorio, así como los mecanismos de sello y empacamiento mecánico, la resistencia a los fluidos y presiones, su capacidad de recuperabilidad o no, sus características para las operaciones de pesca o molienda, si hay posibilidad de efectuar operaciones "trough-tubing" o con cable a través del. También debe considerarse los cambios en la temperatura y la presión.

Tipos de Empacadores

A continuacion se describen algunos de los tipos de empacadores más comunes que existen en el mer-

cado actual.

Empacadores recuperables. Existen diferentes tipos

de empacadores de esta categoría, los cuales van

desde empacadores que se anclan con peso hasta

anclados por tensión o anclaje mecánico o hidráuli-

co, dependiendo de las operaciones que se realicen

en los intervalos de producción. La función que cum-

plen viene siendo la misma que la de todos los

empacadores y sus principios de operación varían

muy poco, estos empacadores pueden ser recupera-

dos y reutilizados otra vez aplicándoles un manteni-

miento mínimo en cada ocasión.

Empacadores permanentes. Como su nombre lo dice,

estos accesorios se colocan en los pozos para que-dar

en forma permanente, también tienen acceso-rios

adicionales que permiten utilizarlos como tapo-nes

puente temporal, para cementaciones forzadas, o para

realizar fracturas arriba del empaque. Este tipo de

empacadores permite realizar operaciones donde se

tienen presiones altas, y en algunas ocasio-nes

dependiendo del tipo de terminación o manteni-miento

que se tenga en un pozo, pueden ser utiliza-dos como

retenores de cemento para realizar opera-ciones de

cementación forzada en un intervalo de abandono

definitivo, para posteriormente probar un intervalo

superior de interés.

Consiste de uno o mas elementos de empaque y dos

juegos de cuñas, pueden ser introducidos al pozo

mediante tuberia de produccion o cable conductor

con alguna forma de carga explosiva, manipulacion

de tijeras o dispositivos hidrostaticos.

Estos empaques resisten altas presiones diferencia-

les de arriba o abajo sin que sufra algun movimiento,

generalmente son construidos de hierro fundido

centrifugado y las cuñas de acero de bajo carbon

con la finalidad de que puedan ser molidos con faci-

lidad.

Empacador de ancla: Consiste simplemente de un

elemento de empaque el cual puede ser comprimido

y de esta manera forzarlo a expanderse hasta la

tuberia de revestimiento, por la aplicación de peso

sobre el elemento de sello con la tuberia de

produccion.

Empacador de agarre de pared o de anclaje por peso: Este tipo consiste generalmente de un elemento de

22


sello, un juego de cuñas y cono, dispositivo de friccion y un mecanismo "J". Este empacador es accionado por rotacion de la tuberia de produccion para soltar el mecanismo "J" o por movimiento de la tuberia tanto en sentido ascendente como descen- dente y resiste altas presiones diferenciales.

Empacadores con paso de desviado: Este otro tipo consiste de un elemento de empaque alrededor de un aparejo de tubería de producción en adición a algun dispositivo de paso de fluido a traves del elemento de empaque. Estos a su vez pueden ser clasificados en tipo ancla (BP-2 de Camco) que consta de un elento de empaque unicamente o del tipo de agarre de pared con un mecanismo de desanclaje.

Los empacadores anteriormente citados son utilizados en camaras de acumulacion en istalaciones de bombeo neumatico o para aislar fugas en tuberias de revestimiento.

Empacadores de Cabeza de Control: Este empacador está provisto con un dispositivo de igualación arriba del mismo, sin que sea necesario levantar la columna de fluido arriba del empacador y sin desempacar el elemento de sello del mismo.

Empacadores Hidráulicos: Estos empacadores pueden ser permanentes o recuperables con cuñas o sin cuñas, generalmente se accionan por presión hidrostática en la tubería de producción, aplicada a través de ella desde la superficie.

Empacadores Múltiples: Los empacadores múltiples pueden ser de cualquiera de los tipos antes mencionados. Estos están simplemente construidos para alojar dos o más aparejos de tubería de producción a través de ellos y pueden ser colocados por diferentes dispositivos, generalmente son colocados hidráu- licamente, pero también existen algunos tipos que se colocan con la o las tuberías de producción.

Anclas hidraúlicas: Son usadas en conjunto con los empacadores y son operadas hidráulicamente, una alta presión en la tubería de producción forzará las cuñas hacia afuera contra la tubería de revestimien- to, proporcionando de esta forma al empacador de una conexión mecánica que lo detendrá evitando cualquier movimiento entre la tubería de producción y la de revestimiento.

Determinación del peso sobre el empacador

duran-te su anclaje

Normalmente para el anclaje del empacador de aga-

rre de pared se recomienda aplicar 10 000 lb de

peso con tubería de 2" en empacadores hasta de 6

5/8" y 12 000 lb de peso en tubería de 2 1/2" en

empacadores de 7’’.

Factores que afectan el peso de la tubería de

pro-ducción sobre el empacador

Hay un gran número de factores que pueden au-

mentar o disminuir el peso sobre el empacador des-

pués de anclado, en la mayoría de los casos el

efecto de estos factores se pasa por alto. Se debe

conside-rar si existe la posibilidad de que alguno de

estos factores aumente, en este caso se tomará en

cuenta cuando se determine el peso que va a

dejarse sobre el empacador.

a) Factores que tienden a aumentar peso

(incrementan la longitud de la tubería), a un

empacador ya colocado.

- Fricción entre Tubería de producción y la tu-

bería de revestimiento. - Incremento de la temperatura promedio en la

tubería de producción.

- Incremento de la presión en el espacio anular. - Decremento de la presión en la tubería de re-

vestimiento por efecto de flotación y contrac-

ción radial extendiendo su longitud.

b) Factores que tienden a disminuir el peso (acor-

tando la tubería) a un empacador anclado.

- Decremento en la temperatura promedio en la


- Decremento de la presión en la tubería de re-

vestimiento.

- Incremento en presión de la tubería de pro-

ducción por incremento del efecto de flotación

y expansión radial acortando su longitud.

c) Fricción

Se presenta generalmente entre la tubería de

producción y la de revestimiento especialmente

en pozos desviados, tenderá a disminuir el total

del peso de la tubería de producción apli-

23


cado sobre el enipacador. Existe la posibilidad en estos casos que durante la vida del pozo, la tubería de producción se asiente aumentando peso al empacador.

El peso del aparejo de tubería de producción puede ser calculado, al igual que el total de pérdida del peso del mismo. El total de pérdida del peso se debe al efecto de flotación de la tubería de producción en el fluido (lodo o aceite) contenido en la tubería de revestimiento, este puede calcularse y ser deducido del peso total de la tubería de producción, si el indicador de peso muestra un decremento considerable en el peso de la tubería de producción que el calculado en la gráfica, debe asumirse que la fricción entre las tuberías de producción y revestimiento están soportando mucho del peso del aparejo. Por lo tanto debe incrementarse el peso a las 10,000 o 12,000 lbs recomendadas para compensar el efecto por fric- ción.

Ejemplo:

Datos: Tubería de Producción 2" 4.7 lb/pie Lodo de 16 lb/pg2 Profundidad 10,000 pies La tubería a la profundidad citada pesa 47 000 lbs Efecto de flotación* es de 90 400 lbs Peso neto del block es de 37 600 lbs

Si el indicador de peso muestra 31,000 lb., después

que la tubería de producción es bajada lentamente y

luego detenida, a la fricción sele atribuirán 6,600 lb.

Una comprobación sobre esto puede hacerse levan-

tando la tubería muy lentamente. El indicador de

peso debe leer algún peso arriba de 37,600 lb,

proba-blemente alrededor de 43,000 lbs, entonces

debe asumirse que 6,600 lb del peso de la tubería

están soportados por la fricción de los coples, y parte

de este peso se aplicará al empacador al estar

fluyendo el pozo.

Conexiones superficiales de control

Cada uno de los sistemas artificiales de producción

tiene su sistema de conexiones superficiales, inclusi-

ve puede cambiar dependiendo del sistema artificial

de que se trate, en el caso del sistema de bombeo

mecánico cambia hasta por el tipo y marca de cada

uno de ellos.

Conexiones superficiales para el sistema de

bom-beo neumático.

En las dos figuras 1 y 2 se muestran las conexiones

superficiales típicas que se utilizan en los aparejos

de bombeo neumático con tibería flexible.

Conexiones superficiales para el sistema de

bom-beo mecánico

Respecto a este sistema artificial de producción varia

en cuanto al tipo y marca que se diseñará por ejem-

9iOYXOD VXSHULRU µ

9iOYXOD ODWHUDO µ

9iOYXOD PDHVWUD µ

&ROJDGRU SDUD 7 ) µ

7) 75

9iOYXOD PDHVWUD µ \ EULGD DGDSWDGRUD

&ROJDGRU SDUD 7 5 µ

Figura 1 Conexiones superficiales para bombeo Neumatico

24

150.0 m 30"

SARTA DE TF 1 1/2”

16" 550.00 m

B. L. 7 5/8”

1092.43

m

10 3/4” 1550.00 m

EMPACADOR PERMANENTE 7 3193.80 - 3195.23 M 5/8”

B. L. 5” 3199.64 M.

7 5/8”

3405. 0 m

INTERVALO PRODUCTOR: 3445.00 - 3470.00 M.D.

3093.00 - 3114.00 M.V. (BTP-KS)

P.I. 3559.32

5”

m 3598.08

m P.T. =3600 M.D. ( 3222.0 M.V.)

Figura 2 Estado mecánico para un aparejo terminado con sarta de velocidad.


plo en el caso de Bimbas convencio-

nales en la siguiente figura se mues-

tran algunos de sus accesorios (figu-

ras 3, 4 y 5)

Conexiones Superficiales para el Sis-

tema de bombeo Electrocentrífugo.

Este sistema normalmente hace uso

de un equipo auxiliar que consta de

un sistema de generación de 500 kw,

un sistema de cuarto de control el

cual contiene una unidad de computo,

uni-dad de choque, impresora,

transfor-mador, variador de velocidad,

ade-más de estos dos componentes

se tie-ne un filtro de armónicas que

sirve para evitar las oscilaciones en

cuanto a la energía, ya que al paso

del tiem-po, las variaciones de voltaje

pueden dañar el equipo BEC.

Primeramente se debe de aligerar la

columna hidrostática generada por el

fluido de control, una vez que empie-

ce a manifestar el pozo con presencia

de aceite se iniciará la puesta en mar-

cha del BEC.

Conexiones superficiales para el

Sis-tema de bombeo hidráulico

En el sistema de bombeo hidráulico,

el crudo (o agua) se toma del tanque

de almacenamiento y se alimenta a la

bomba triple múltiple. El fluido de po-

tencia, ahora con la presión aumenta-

da por la bomba triple, está controla-

da por las válvulas en la estación de

control y distribuida en uno o más

pozos. El fluido de potencia pasa a

tra-vés de las válvulas del cabezal del

pozo y es dirigido a la bomba al fondo

del pozo. En una instalación de

bomba de pistón, este fluido de

potencia accio-na el motor que a su

vez acciona la bomba. El fluido de

potencia regresa a la superficie con el

crudo producido y es enviado por

tubería al tanque de almacenamiento.

25


Figura 3 Conexiones superficiales para un sistema de Bombeo Mecánico con Bimba Conven- cional.

Figura 4 Conexiones superficiales para un Siste- ma de Varilla Caliente.

Figura 5 Conexiones Superficiales de un Siste-

ma de Cavidad Progresiva (Rotatorio)

Optimización de aparejos de Producción Análisis

del Sistema de Producción de los pozos.

La figura 7 muestra en general las partes principales

que componen el Sistema de Producción de un

pozo. En este apartado analizaremos la importancia

de la Ingeniería encaminada a optimizar los

accesorios que son introducidos al pozo, y a través

de los cuales finalmente se extraen los hidrocarburos

líquidos , gases y todos sus derivados. La gran

importancia que representa la optimización de estos

aparejos, se debe principalmente a que es el unico

medio mecánico con el cual se cuenta para variar el

comportamiento de un pozo.

Los fluidos que entran al pozo a través del intervalo

disparado o agujero descubierto, vienen fluyendo por el

medio poroso de la formación productora pasan-do a

través de la vecindad del pozo y siguen su curso por el

aparejo de producción. Estos fluidos a su lle-gada a la

vecindad del pozo requieren ser levantados hasta la

superficie. Esta acción necesita la actuación del

gradientes de presión fluyendo entre el fondo y el

cabezal del pozo. Este gradiente a su vez, consiste de

la diferencia de energía potencial (presión hidrostática)

y la caída de presión por fricción. La magnitud depende

de la profundidad del yacimiento y define el tipo de

sistema de producción que va a ser colocado en el

pozo. Esto significa que si la pre-sión de fondo es

suficiente para levantar los fluidos

26


&$%/(

%20%$

6(3$5$'25

3527(&725

02725

6(1625

Figura 6 Conexiones superficial de un sistema de bombeo electrocentrifugo

Figura 7 Componentes de un Sistema de Produc-

ción.

hasta la superficie se considera un pozo fluyente, en

caso contrario se requiere de un sistema artificial, como

puede ser el "levantamiento mecánico", reduc-ción de

la densidad del fluido en el pozo y por consi-guiente

reducción de la presión hidrostática ("gas lift").

VI. ANÁLISIS NODAL

El análisis nodal puede ser realizado con cualquiera de

los software que existen el mercado ( WEM, Flo

System, y otros desarrollados por otras compañías de

servicio) y nos permite crear un modelo que si-mula el

comportamiento de producción de pozo ajus-tándolo al

gasto y presión de fondo fluyendo del pozo, lo que nos

lleva a corroborar o descartar la presen-cia de daño

total del pozo (cuando existen curvas de variación de

presión, su interpretación y combina-ción con el

análisis nodal resulta una herramienta muy poderosa

para obtener el daño del pozo), para ello requiere de

información del yacimiento, datos del pozo y de los

fluidos producidos, de esta manera es posible

corroborar los datos de daño y demás parámetros del

yacimiento.

El análisis nodal es una herramienta que nos permite

simular y evaluar un sin número de parámetros, de

nuestro interés podemos señalar los siguientes:

27


- Determinar presencia de daño. - Obtener pronósticos de producción. - Determinar caídas de presión. - Evaluar producción simulando diferentes cam-

bios en el sistema.

- Determinar diámetro optimo de tuberías de pro-

ducción.

- Ajustar correlaciones de flujo - Otros.

A continuación se enlistan los datos requeridos para correr un simulador de análisis nodal.

Datos del yacimiento

- Daño de la formación - Presión promedio del yacimiento - Presión de fondo fluyendo - Temperatura - Permeabilidad - Espesor del cuerpo productor - Porosidad - Radio de drene - Factor de forma (arreglo geométrico de explo-

tación)

- Datos de tratamientos anteriores - Reporte de operación - Compresibilidad de la formación - Litología - Saturación de agua irreductible

Datos del pozo - Estado mecánico del pozo - Intervalo productor disparado - Densidad, penetración y fase de disparos - Temperatura de superficie - Datos de Producción: - Producción de aceite - Producción de agua - Relación Gas / aceite - Historia de Producción - Presión en superficie - Datos del sistema artificial: - Presión de inyección del gas - Gasto de inyección - Tipo de inyección: continua ó intermitente - Gravedad específica del gas - Profundidad de las válvulas

Datos de los fluidos producidos

- Gravedad específica de los fluidos producidos - Relación de solubilidad Rsi - Presión de burbuja

VII. INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y

PRODUCTIVI-DAD DEL POZO

Los componentes del sistema de producción de un

pozo pueden ser agrupados dentro del Indice de pro-

ductividad. El papel que juega el diseño de produc-

ción del pozo está encaminado a maximizar su pro-

ductividad de una manera efectiva en relación a los

costos. El entendimiento y medición de las variables

que controlan el Indice de Productividad (Diagnósti-

co del Pozo) llega a ser imperativo. Como es conoci-

do el Indice de Productividad de un Pozo está repre-

sentado por la ecuación:

T NK

- =

S− SZI =

αU%µ(S'+ V)

En esta ecuación se describen las variables que con-trolan y afectan el comportamiento de un pozo y mediante su manipulación a través del diseño optimizado, el ingeniero de diseño puede realizar diversos escenarios de producción del pozo. La pre-

sión adimensional, pD depende del modelo físico que

controla el comportamiento de flujo en el pozo, esto incluye el comportamiento transitorio o de actuación

infinita, la etapa en estado permanente (donde PD =

ln re/rw ) y otros.

Para un yacimiento específico con permeabilidad k,

espesor h, y con un fluido con factor de volumen de

formación B y viscosidad M la única variable de la

parte derecha de la ecuación anterior que puede ser

ajustada es el factor de daño s. este puede ser

reducido o eliminado a través de la estimulación

matricial si es causa de daño o de otra modo reme-

diado si es causado por medios mecánicos. Un efec-

to de daño negativo puede ser impuesto si un

fracturamiento hidráulico exitoso es creado. Así la

estimulación puede mejorar el Indice de Productivi-

dad, lo cual resulta en un incremento de la produc-

ción.

28


En yacimientos con problemas relacionados con la caída de presión (producción de finos, agua o conificación de la capa de gas) el incrementar la productividad puede permitir disminuir la caída de pre- sión con atractivos gastos de producción. El incremento en la caída de presión (P-PWF) disminuyendo pwf es la otra opción disponible para que el ingeniero de diseño incremente la productividad del pozo. Mientras el Indice de Productividad permanezca constante, la reducción de la presión de fondo fluyendo debe incrementar el gradiente de presión (P-PWF) y el gasto de flujo, q, consecuentemente. La presión de fondo puede ser disminuida minimizando las pér- didas de presión entre el fondo y los accesorios de separación en la superficie, o implementando o me- jorando los procedimientos en el diseño de los sistemas artificiales de levantamiento. El mejorar la productividad del pozo mediante la optimización del flujo en el sistema, desde su localización en el fondo hasta los accesorios de separación en superficie, es el papel mas importante que desempeña el ingeniero de diseño de estos sistemas de producción y re- cuperación de hidrocarburos. En resumen, la eva- luación y el mejoramiento del pozo son la mayor importancia del ingeniero de diseño de estos sistemas de producción. Para ello se cuenta con tres herramientas principales para la evaluación del comportamiento del pozo: (1) medición (algunas veces solo el entendimiento) de las relaciones de la caída de pre- sión contra el gasto para las trayectorias de flujo desde el yacimiento hasta el separador, (2) pruebas del pozo, en las cuales se evalúa el potencial del yacimiento para el flujo y, a través de las mediciones del efecto del daño, proporcionando información acerca de las restricciones de flujo en la vecindad del pozo; y (3) los registros de producción, por medio de los cuales se describe la distribución del flujo en el agujero, tanto como el diagnóstico de otros problemas relacionados con la terminación.

Fluidos utilizados durante la Terminación

En general el uso de fluidos limpios es el de mejorar los sistemas para optimizar la terminación e incrementar la producción y prolongar la vida del pozo al evitar el daño que se genera en la formación productora al utilizar fluidos con sólidos.

Existe una amplia variedad de fluidos libres de sóli-

dos y de acuerdo a la formulación, es la densidad

que proporcionan en la siguiente tabla 1 se ilustra lo

anterior:

Sistemas libres de sólidos

Tabla 1 Densidad de fluidos libres de sólidos.

*5$9('$'

6,67(0$ (63(&,),&$

JU FF

$JXD GXOFH ILOWUDGD

&ORUXUR GH 3RWDVLR

&ORUXUR GH 6RGLR

&ORUXUR GH &DOFLR

%URPXUR GH 6RGLR

%URPXUR GH &DOFLR

&ORUXUR GH &DOFLR %URPXUR GH &DOFLR

%URPXUR GH &DOFLR %URPXUR GH =LQF

%URPXUR GH =LQF

Los sistemas libres de sólidos tienen diferentes apli-

caciones durante la terminación y reparación de po-

zos productores de gas o aceite cuando se usan

como:

Fluidos de terminación Fluidos reparación Fluidos para controlar presiones anormales

Fluido de empaque. Fluido de perforación únicamente para la zona

pro-ductora.

Ventajas de fluidos limpios

No dañan la formación productora. El retorno a la permeabilidad es excelente. Se mezclan a la densidad deseada. Tienen tasas de corrosión bajas. Son estables a las condiciones del pozo. Compatibles con los aditivos químicos. No están clasificados como dañinos a la salud o al

medio ambiente.

29

Terminación y Mantenimiento de Pozos Daño a la formación productora

Se define como "cualquier factor que afecte a la for- mación reduciendo o impidiendo la producción de hidrocarburos en un pozo". Y los principales daños a la formación son:

- Hidratación de arcillas. - Invasión de sólidos. - Alteración de la mojabilidad de la formación.. - Dislocamiento y migración de partículas finas. - Reacciones químicas por incompatibilidad de

fluidos.

- Invasión de fluidos.

Efecto de la presión y temperatura sobre las salmueras

Las salmueras pesadas disminuyen de densidad con el incremento de temperatura e incrementan en densidad con el aumento de la presión.

Un análisis de presión volumen y temperatura (PVT) de varias soluciones de salmueras a temperaturas de 75°C (345°F) y presiones de 0 a 22000 psi. han sido usados para determinar el comportamiento de la densidad de las salmueras bajo las condiciones del fondo del pozo.

La información obtenida de estas mediciones permite, calcular en forma más precisa la densidad de la salmuera en la superficie la cual proveerá el gradiente hidráulico deseado para el control y la presión de la formación a las temperaturas y presiones en el fondo del pozo.

En la ausencia de datos experimentales muchos au- tores han usado ecuaciones empíricas para hacer un modelo de las variaciones de la densidad de varias salmueras y otros fluidos en la superficie. Los modelos matemáticos han sido desarrollados para predecir exitosamente la variación de densidad en el fondo del pozo y la presión hidrostática de una columna de fluido de perforación. Los cálculos para esos modelos de densidades para lodos de base agua y aceite estuvieron basados en valores de literatura para compresibilidad y expansibilidad de agua, soluciones de cloruro de sodio y aceite, también existe para salmueras naturales y fluidos geotérmicos que contienen cloruro de sodio como electrolíto mayorita- rio. Una relación de presión-volumen y temperatura

ha sido determinado también experimentalmente para

varias concentraciones de cloruro de sodio en solución

para temperaturas de 347°F y presiones de 4978 psi.

Recientemente, mediciones experimentales han sido

dirigidas hacia fluidos de perforación de base agua y

aceite en los rangos de temperatura y presión de 70 a

400°F y de 0 a 14000 psi. Este documento examina por

primera vez el comportamiento de den-sidad de las

salmueras desde las mediciones de (PVT) en el

laboratorio para salmueras de cloruro de sodio, cloruro

de calcio, bromuro de sodio, bromuro de calcio y

combinaciones de estas, bromuro de zinc/ bromuro de

calcio/cloruro de calcio y bromuro de zinc/bromuro de

calcio a presiones de 0 a 22000 psi para temperaturas

constantes de 76°F, 198°F y 345°F. Estos estudios de

laboratorio muestran que la com-presibilidad y

expansibilidad térmica de esos fluidos pueden variar

con la composición de las salmueras, o mas

precisamente, a la concentración total de sal en

solución.

Adicionalmente esos datos han sido usados para de-

sarrollar un modelo de regresión lineal que predeci-

rá en forma precisas los cambios en la densidad en

fluidos de salmuera arriba de 345°F y 22000 psi para

concentraciones de sal de 19 al 75% en peso.

Como un resultado, un control de pozo óptimo y

control de costos puede ser obtenido del uso de sal-

mueras pesadas durante las operaciones de termina-

ción y reparación de pozos.

Composición y propiedades de las salmueras

La producción y la vida de los pozos con hidrocarbu-

ros pueden ser mejorados mediante la aplicación de

fluidos limpios libres de sólidos.

Los fluidos de terminación son diseñados para con-

trolar la presión, facilitar las operaciones de molien-

da/limpieza y proteger a la formación productora,

mientras se hacen los trabajos correspondientes.

Se ha comprobado que de todos los fluidos de ter-

minación, los más ventajosos son las salmueras li-bres

de sólidos en suspensión, por que protegen la

formación productora, proveen un amplio rango de

densidades para controlar las presiones de formación

sin usar substancias dañinas como la barita.

Las propiedades fisico-químicas de las salmueras de-

30


penden de la composición química.

Densidad

La densidad de un fluido es una de las propiedades más importantes, ya que gracias a su correcto manejo se logra el control de un pozo; manteniendo la presión hidrostática igual o ligeramente mayor que la presión de formación.

La densidad o peso específico es la densidad de un material en relación a la densidad del agua.

Un amplio rango de densidades (1.01 a 2.40 gr./c.c.) es posible, escogiendo la mezcla de sales a disolver. Esto da mucha flexibilidad para controlar la presión de formación sin usar aditivos dañinos.

Viscosidad

La viscosidad: Es la medida de la resistencia interna al flujo, que tiene un liquido.

La Viscosidad se mide en segundos marsh, que es el tiempo que un litro de substancia tarda en fluir.

La viscosidad normal de una salmuera es función de la concentración y naturaleza de las sales disueltas y la temperatura.

Se puede modificar la viscosidad de la salmuera mediante el uso de un aditivo viscosificante como el hidroxietilcelulosa o polímeros los cuales dan la capacidad para mantener sólidos en suspensión y lle- varlos a la superficie.

Cristalización de salmueras

La temperatura de cristalización actual de una salmuera clara es una temperatura a la cual un sólido empezará a precipitarse de la solución, si es dada suficientemente tiempo y condiciones de nucleación apropiada. El sólido puede ser sólido de sal o hielo de agua fresca.

Como las salmueras de densidades altas como Clo- ruro de Calcio, Bromuro de Calcio y Bromuro de Zinc, son normalmente formuladas, la temperatura de cris- talización es la temperatura a la cual la salmuera es saturada con una o mas de sus sales. A esta tempe-

ratura, de la sal menos soluble se vuelve insoluble y

se precipita. Enfriamiento de la sal bajo la tempera-

tura de cristalización resulta en más precipitación de

sólidos de sal.

Usuarios de salmueras de densidades, normalmente

especifican la temperatura anticipada más baja del

medio ambiente para prevenir la cristalización de só-

lidos de sal en la salmuera. La precipitación de sóli-dos

de sal cristalinos debajo de la temperatura de

cristalización puede causar un número de problemas

en la intervención del pozo. Si los cristales de sal se

asientan en las presas, la densidad de la salmuera

bombeada al pozo podrá ser muy baja para conte-ner

las presiones de la formación. La temperatura de

cristalización de una salmuera pesada puede ser va-

riada ajustando la concentración de las diferentes sales

en el sistema. Consecuentemente, salmueras de una

cierta densidad pueden ser formuladas con numerosas

temperaturas de cristalización. Las sal-mueras con

temperaturas de cristalización bajas, como norma,

serán más costosas para realizar. Como resultado, el

diseño de una salmuera con temperatu-ra de

cristalización excesivamente baja puede incre-mentar

el costo de fluido significativamente. Una sal-muera de

densidad alta menos costosa con una tem-peratura de

cristalización muy alta, puede incremen-tar costos

debido a la pérdida de tiempo en el pozo debido a la

cristalización del fluido en la bomba, lí-neas y en las

presas de almacenamiento. Con sal-mueras diluyentes

como agua de mar, Cloruro de Calcio 30% y Cloruro de

Potasio 20%, la sal disuelta en el agua abate la

temperatura de cristalización o punto de congelamiento

de la salmuera. Esto es, la temperatura a la cual el

agua empieza a congelarse fuera de la solución, es

reducida por medio de la sal disuelta.

Turbidez

Pequeñas partículas suspendidas en el fluido produ-

cen dispersión de luz. La turbidez de un fluido es

una medida de la luz dispersada por las partículas

suspendidas en el fluido. La turbidez se mide con un

Nefelómetro, expresando el resultado en NTU el

cual es proporcional a la concentración de sólidos

sus-pendidos. Un fluido limpio ha sido definido como

uno que NO contiene partículas de diámetro mayor

a 2 micras y dar un valor de turbidez NO mayor a 30

NTU.

31


pH

El Potencial de Hidrógeno (pH) es la medida de la acidez o alcalinidad de un fluido.

En la ausencia de hidrólisis soluciones diluidas de sales neutras muestran un pH neutro. Sin embargo las sales usadas en la industria petrolera muestran valores de pH distintos debido principalmente a las concentraciones altas. El pH de salmueras con densidades cerca de 1.39 gr/cc es casi neutro y disminuye progresivamente con el aumento de densidad.

El pH es considerado uno de los más importantes factores de corrosión causados por fluidos de termi- nación y empaque. Las salmueras que contienen Bromuro de Zinc muestran los valores más bajos de pH debido a la hidrólisis de ésta sal y son las mas corrosivas. Las salmueras que contienen Cloruro, tienden a ser más corrosivas que las que tienen Bromuros.La tasa de corrosión de las salmueras de alta densidad pueden ser disminuidas agregando aditivos como: inhibidores de corrosión, secuestrantes de oxigeno y/o bactericidas. Dado que las salmueras pesadas tienen valores de pH ácido, las medidas de seguridad usadas en el manejo de éstos fluidos son mas detallados.

Cálculos para el cambios de densidad de salmueras.

Cambios de densidad de una salmuera simple

Para incrementar la densidad de una salmuera adi- cionando sal.

La adición de sal también incrementa el volumen de la salmuera. El volumen final de la salmuera se encuentra con la formula siguiente:

Vf = (Vo ) :R

:I

Donde:

Vf = Volumen final de la salmuera (bls) Vo = Volumen original (bls) Wo = Contenido final de agua (bls/bbl de salmuera) Wf = Contenido original de agua (bls/bbl de salmuera)

Las libras requeridas de adición de sal se calculan

mediante la siguiente fórmula: Sa = Sf Vfm - Vo So

Donde:

Sa = Sal adicionada en (lbs) Sf = Contenido final de sal (lbs/bbl de salmuera)

So = Contenido original de sal (lbs/bbl de salmue-

ra)

Para disminuir la densidad de una salmuera se agre-

ga agua.

Volumen final de la salmuera esta dado por la

siguiente formula:

9R6R

Vf = 6I

Donde:

Vf = Volumen final Vo = Volumen Original So = Contenido original de sal Sf = Contenido final de sal

Mezclando dos salmueras

La variación en la densidad de las salmueras puede

ser realizada mezclando una salmuera pesada con

una salmuera ligera o agua fresca. El calculo de

volu-men final y la densidad , están basadas en el

hecho de que el peso y el volumen de cada

componente agregado sube el peso y el volumen de

la mezcla final:

Vo + Va = Vf y

Vo Do + Va Da = Vf Df

Donde: Da = Densidad de fluidos adicionales (lbs/gal) Do = Densidad original de fluido (lbs/gal) Df = Densidad final del fluido (lbs/gal)

Estos dos problemas pueden ser solucionados simul-

táneamente para proporcionar la siguiente versión

simplificada para fácil aplicación en el campo:

32

('R− 'I) Va = Vf

('R − 'D)

('I − 'R) Va = Vo

('D − 'I )

('R − 'D) Vf = Va

('R − 'I )

('D − 'R) Vf = Vo

'D − 'D)

('D− 'I) Vo = Vf

'D − 'R) Cálculos para salmuera de sales dobles

Hay dos situaciones donde puede ser necesario cambiar la composición de un fluido de terminación salmuera densificada. La primera es cuando una salmuera ha sido preparada y subsecuentemente se ha determinado que su densidad fue insuficiente para controlar la presión del yacimiento. El segundo es donde una salmuera ha sido diluida en agua y debe ser retornada al punto original de cristalización. Au- mentando la densidad de una salmuera para termi- nación no diluida: La temperatura de cristalización de una salmuera se determina por la solubilidad de la menor sal soluble y en el caso de los fluidos de terminación, esta sal es el cloruro de calcio; como la densidad de la salmuera aumenta el contenido de Ca2Cl2 debe ser disminuido si la temperatura de cris- talización va a permanecer aproximadamente constante.

También se observa que la temperatura de cristaliza- ción puede reducirse a una densidad constante por disminución del contenido de CaCl2 aumentando el contenido de bromuro de calcio. Si un fluido de terminación salmuera no diluida, va a aumentarse en densidad y la temperatura de cristalización va a permanecer igual o menor, será necesario añadir agua y bromuro de calcio a la solución. La cantidad de agua adicional y bromuro de calcio puede deter- minarse con la siguiente variable:


Co.- Cloruro de calcio (lbs/bbl) de la salmuera al ser

aumentada su densidad (mezcla original). Cf.- Cloruro de calcio (lbs/bbl) de la solución resul-

tante después de aumentada su densidad (salmuera

final).

Wa.- Agua (bls/bbl) de agua adicional requerida.

Wo.- Agua (bls/bbl) de salmuera final.

Bo.- Bromuro de calcio (lbs/bbl) de la salmuera a ser

aumentada su densidad (salmuera original).

Bf.- Bromuro de calcio (lbs/bbl) de la solución resul-

tante después de densificar (salmuera final).

Para determinar el agua adicional requerida para cada barril de la salmuera original y proveer la

misma rela-ción de CaCl2 agregar agua de la

salmuera final. Se utiliza la fórmula siguiente:

Wa =

&R:I

- Wo

&I

El agua total adicional requerida entonces es igual al

agua adicional (Wa) bls/bbl, tantas veces del volu-

men original del agua (Vo) esto se expresa como si-

gue:

Wa Total = (Vo) &R:I

&I - wo

El bromuro de calcio total adicional se encuentra de

la misma manera que el agua adicional y se expresa

en la ecuación siguiente:

Ba Total = (Vo) &R%I

&I - Bo

El volumen final de la salmuera se encuentra de la

misma manera como se usa en la salmuera de sal

única, la ecuación es:

Vf =

9R&R

Sistema de sal sencilla o múltiple :I

33

Terminación y Mantenimiento de Pozos Aumentando la densidad de una salmuera como fluido de terminación diluida

Hay dos métodos de redensificar una salmuera diluida original:

Un método usando CaCl2 y bromuro de calcio, mientras que el segundo sólo usa bromuro de calcio. El primer método es usado cuando un sistema eficiente de mezclado esta disponible. El segundo es usado cuando se tiene un ineficiente sistema de mezclado o cuando se desea reducir el tiempo de mezclado al mínimo.

Generalmente se usará bromuro de calcio para densificar en el pozo. En la mayoría de los casos el diluyente es agua dulce o puede ser considerado que sea agua dulce debido a que el sodio y potasio en agua de mar o salmuera de campo que será precipitado, y el resultado es el mismo que si se diluye con agua dulce. Fuera de considerar el método de densificar usado, el primer paso es determinar la cantidad de agua que ha sido mezclada en la salmuera original, esto se hace usando una versión modificada de la ecuación.

El volumen redensificado puede ser encontrado usando la siguiente ecuación:

9Z

Vrw = ( Vd - Vw ) + :R

Vrw = Volumen redensificado bls.

Determinación de sal para redensificar con CaCl2 y CaBr2 .

Son usadas las tablas para determinar la cantidad de CaCl2 y CaBr2 requerido para redensificar cuando se usan sales multiples las siguientes ecuaciones pueden ser usadas:

Brw = ( Vw ) %R

y

:R

Crw = ( Vw ) &R

:R

Crw = Lbs de CaCl2 al 95 % para redensificar agua adicionada.

El volumen densificado puede ser encontrado usan-

do la ecuación siguiente:

Vrw = ( Vd - Vw ) + :R9Z

Vrw = Volumen redensificado bls.

'R− 'I Va = Vf

'R− 'D

Va se convierte en Vw = Volumen de agua adicio-

nada bls. Vf se convierte en Vd = Volumen diluido de sal-

muera bls. Df se convierte en dd = Densidad diluida de sal-

muera Lbs/gal. Da se convierte en Dw = 8.34 lbs/gal densidad

del agua.

('R− 'I) Vw = Vd

('R − 8.34)

Una vez que el volumen de agua añadida se ha de-

terminada la cantidad de sal para densificar ese vo-

lumen de agua a la densidad original puede ser de-

terminada.:

Determinación de sal redensificada con bromuro de

calcio.

Son usadas tablas para determinar la cantidad de

CaBr2 requerido para redensificar y también se pue-

de usar la siguiente ecuación:

Brw = ( Vw ) :R donde:

Bo = CaBr2 al 95 % (lbs/bbl) a la densidad de la

salmuera original. Brw = lbs de CaBr2 al 95 % para redensificar

agua adicionada Vw. Wo = Contenido de agua a la densidad de la sal-

muera original lbs/bbl Vw = Volumen de agua adicionada (bls).

34

Cálculos para salmueras de sales múltiples, fluidos de terminación

Las razones para cambiar la composición de todas las salmueras de fluidos de terminación son las mismas. Sin embargo, la aproximación debe ser diferente. Bromuro de Zinc no es disponible generalmente, en forma sólida, asé el densificado debe usar Bromuro de Calcio sólido, Cloruro de Calcio sólido y 19.2 lbs/gal de solución de Bromuro de Zinc. Debido al hecho de que el cloruro de calcio sólido es difícil de disolver bajo condiciones de campo, los cálculos demostrados aquí usaran soluciones de CaBr2 y Bromuro de Zinc.

Aumentando la densidad de salmueras como fluidos de terminación, no diluidas.

En el campo el método práctico de aumentar la densidad de una salmuera no diluída es añadir 19.2 lbs/gal de Bromuro de Zinc, esto puede ser hecho por la ecua- ción modificada para obtener la ecuación siguiente:

V 19.2 = Vo ('I

−

'R)

(19.2 − 'I )

El volumen final entonces es igual a:

Vf = V 19.2 + Vo

Cuando hay una gran diferencia entre la densidad final y la densidad original, el volumen final aumen- tará significativamente. Este hecho debe ser considerado cuando se planee redensificar.

Aumentar la densidad de una salmuera como fluido de terminación diluida:

El primer paso en redensificar una salmuera como fluido de terminación diluido es determinar la cantidad de agua que ha entrado al sistema esto se hace usando la ecuación siguiente:

Vw = Vd ('R − 'G)

('R − 8.34)

Una vez que el volumen de agua adicionada se ha determinado, la cantidad de sales para redensificar ese volumen a la densidad original debe ser determi-


nada, esto puede ser hecho usando tablas. Este

pro-cedimiento se maneja exactamente de la misma

ma-nera que el redensificado. De los sistemas de

fluidos de terminación. La ecuación se usa para

determinar el contenido de Bromuro de Calcio con

valores de-terminados de tablas.

Brw = ( Vw ) :R%R

La ecuación anterior se usa para determinar el volu-

men de solución de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal.

Znrw = ( Vw ) =Q2

:R

Zn = Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal como bls/

bbl a la densidad de la salmuera original. Znrw = Bls de bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal

para redensificar el agua adicionada.

El volumen redensificado se encuentra usando la

ecuación:

Vrw = ( Vd - Vw ) + :R9Z

Ecuaciones

:R

1.- Vf = ( Vo ) :I

2.- Sa = SfVf – VoSo

:R

3.- Vf = ( Vo ) :I

4 A.- Vo + Va = Vf

4 B.- VoDo + VaDf

('R− 'I)

4 C.- Va = Vf ('R − 'D)

('I − 'R)

4 D.- Vo = Vo ('D − 'I )

35


4 E.- Vf = Va

('R − 'D)

('R − 'I )

4 F.- Vf = Vo

('D − 'R)

('D − 'I )

4 G.- Vo = Vf

('D − 'I )

('D − 'R)

&R:I

5.- Wa =

- Wo

&I

&R:I

6 A.- Wa Total = ( Vo )

- Wo &I

6 B.- Ba Total = ( Vo )

&R%I

- Bo

&I

7.- Vf = ( Vo )

&R

&I

8.- Vw = Vd

('R − 'G)

('R − 8.34)

%R

9.- Brw = (Vw ) :R

9Z

10.- Vrw = ( Vd – Vw ) + :R

&R

11.- Crw = ( Vw ) :R

('I − 'R)

12.- V 19.2 = ( Vo ) (19.2 − 'I )

=Q2

13.- ZnBr = (Vw) :R

Abreviaturas

Vf = Volumen final de salmueras ( Bls ) Vo = Volumen original de salmueras ( Bls )

Wf = Contenido final de agua ( bls/bl ) de

salmuera

Wo = Contenido original de agua ( bls/bl )

de salmuera

Sa = Contenido adicional de sal ( lbs/bl )

Sf = Contenido final de sal ( lbs/bl )

So = Contenido original de sal ( lbs7bl )

Da = Densidad adicionada de fluido ( lbs/

gal )

Df = Densidad final de fluidos ( lbs7gal )

Bo = Bromuro de Calcio ( lbs7bl ) de la sal-

muera para incrementar la densidad

( salmuera original )

Bf = Cloruro de calcio ( lbs/bl ) de la solu-

ción resultante después de

redensificar ( salmuera final )

Va = Volumen adicionado de agua a la sal-

muera ( Bls )

Co = Cloruro de calcio ( lbs/bl ) de la sal-

muera para incrementar una densi-

dad ( salmuera original )

Cf = Colruro de calcio ( lbs/bl ) de la solu-

ción resultante después de

redensificar ( salmuera final )

Wa = Agua adicionada a la salmuera origi-

nal (bls/bl)

Wa Total = Agua requerida total adicionada (lbs)

Ba Total = Bromurro de calcio total adicionado

en (lbs)

Vw = Volumen adicionado de agua (bls)

Vd = Volumen de salmuera diluido (bls)

Dd = Densidad diluida de la salmuera (lbs/

gal)

Brw = Lbs de Bromuro de calcio al 95 %

para redensificar agua adicionada Vw

Vrw = Volumen redensificado (lbs)

Crw = Lbs de Cloruro de calcio al 95 % para

redensificar agua adicionada

V 19.2 = (bls) de bromuro de zinc de 19.2 lbs/

gal

Znrw = (bls) de bromuro de zinc de 19.2 lbs/

gal para redensificar agua adiciona-

da

ZnO = (bls/bl) de Bromuro de Zinc de 19.2

lbs/galpara densificar una salmuera

original

36


Ejemplo:

1.- Diluir 250 bls de 11.3 lbs/gal de salmuera de CaCl2 con agua dulce para obtener una salmuera de 10.7 lbs/gal. Encuentre el volumen de agua para obtener una salmuera de 10.7 lbs/gal, encuentre el volumen de agua dulce requerida y el volumen final de salmuera diluida.

Vo = 250 Bbls Do = 11.3 Lbs/gal Df = 10.7 Lbs/gal Da = 8.34 Lbs/gal

Paso 1. Usando la ecuación encuentra el Vf del volumen final de la salmuera:

('D − 'R) Vf = Vo

('D − 'I )

Vf = ( 250 ) (8.34 − 11.3)

(8.34 − 10.7)

Vf = ( 250 ) (−

2.96)

(− 2.36)

Vf = 313.5 Bbls

Paso 2. Usando la ecuación encuentras el Va adicio- nando al volumen de 8.34 lbs/gal de agua dulce.

Vo + Va = Vf

250 + Va = 313.55

Va = 313.55 - 250

Va = 63.56 Bbls

2.- Usando 500 bls de 11.6 lbs/gal de salmuera de CaCl2 y 500 bls de 10.2 lbs/gal de CaCl2 prepare 600 bls de 11.0 lbs/gal de fluidos.

Vf = 600 Bbls Df = 11.= Lbs/gal

Paso 1. Asumiendo para este calculo que Vo es el

volumen de 11.6 lbs/gal de fluido requerido y que Va

es el volumen de 10.2 lbs/gal de fluido requerido en-

tonces se selecciona la ecuación y se resuelve para

Vo:

Do = 11.6 Lbs/gal Da = 11.0 Lbs/gal

Vo = Vf ('D − 'I )

('D − 'R)

Vo = 600 (10.2 − 11.0)

(10.2 − 11.6)

Vo = 600 (− 0.8)

(− 1.4)

Vo = 342.8 Bbls

11.6 Lbs/bls de fluido

Usando la ecuación ( 4 A ) resolvemos por Va:

Vo + Va = Vf

Va = Vf - Vo

Va = 600 - 342.8

Va=257.2Bls

10.2 lbs/gal de salmuera

3.- ¿ Cuanta salmuera de 15.1lbs/gal se requiere

para incrementar la densidad de 350 bls de 14.0

lbs/gal a una densidad de 14.3 lbs/gal?

Da = 15.1 lbs/gal Vo = 350 bls Do = 14.0 lbs/gal Df = 14.3 lbs/gal

Paso 1: Usando la ecuación resolvemos para Vf:

('D − 'R) Vf = Vo

('D − 'I )

37


Vf = 350 (15.1 − 14.0)

(15.1 − 14.3)

Vf = 350 (1.1)

(0.8)

Vf = 481.25 bls de 14.3 lbs/gal

Ba total = 500 139.99 * 228.21

- 202.86

126.38

Ba total = 19,540 Lbs

Vf = 9R * &R

&I

Paso 2. Usando la ecuación resolvemos para Va: Vo + Va = Vf Va = 481.25 - 350

Vf =

500 *133.99

126.38

Va = 131.25 bls ( Da ) 15.1 lbs/gal de salmuera Va = 252.7 bls 10.2 lbs/gal de salmuera

4.- Usando 500 bls de 14.0 lbs/gal 58 °F de cristaliza- ción prepare una salmuera de 14.3 Lbs/gal a 60 °F, determine el volumen final, usted solamente tiene 500 bls de volumen en presas y pozo.

De las tablas determine los datos siguientes:

Co = 133.99 Cf = 126.38 Wo = 0.7221 Wf = 0.7079 Bo = 202.86 Bf = 228.21 Vo = 500

Entonces: &R *:I

Wa total = ( Vo ) - Wo

Wa total = 500 133.99 * 0.7079

- 0.7221

126.38

Wa total = 14.21 bls de agua adicional &R*%I

Ba total = ( Vo ) - Bo

Vf = 530 Bls

5.- Un fluido de 14.6 lbs/gal 6.3 °F de temperatura de

cristalización ha sido diluido de 14.1 lbs/gal. El siste-

ma total es de 750 bls Densifique el fluido a 14.6 lbs/

gal usando ambos, CaCl2 y CaBr2. Determina el vo-

lumen final.

Paso 1.- Calcule el volumen de aguia que diluyo la

salmuera original:

Vw = Vd ('R − 'G)

('R − 8.34)

Vw = 7850 (14.6

−

14.1)

= 59.90 Bls.

(14.6 − 8.34)

Paso 2.- Determine lo siguiente de tablas: Bo = 253.37 lbs CaBr2 por barril de salmuera origi-

nal. Co = 118.77 lbs CaBr2 por barril de salmuera origi-

nal. Wo = 0.6937 bls de agua por barril de salmuera origi-

nal.

Entonces:

Brw = Vw %R

:R

38


Brw = ( 59.9 ) (253.57)

= 21895 Lbs

2.6937

Crw = Vw :R&R

Crw = (59.9) 118.77

0.6937

Crw = 10255 Lbs

6.- Usando las mismas condiciones que el ejemplo anterior, haga los calculos usando solo CaBr2:

Paso 1.- Calcule el volumen de agua que diluyo la salmuera original:

Vw = 59.9 Bls Paso 2.- Determine los datos siguientes de tablas: Bo = 357.8 lbs CaBr2 por barril de salmuera original. Wo = 0.730 bls de agua por barril de salmuera original.

Entonces:

%R

Brw = Vw :R

Brw = (59.9) (357.8)

= 29359 Lbs

0.73

Brw = 29359 lbs de CaBr2

El volumen redensificado por usar solo CaBr2 se encuentra usando la ecuación:

Vrw = ( Vd - Vw ) 9Z

:R

Vrw = ( 750 - 59.9 ) 59.9

0.73

Vrw = 772 bls de salmuera redensificada

6.- Una solución de fluido de terminación de 16.6

lbs/gal debe ser aumentada a 16.8 lbs/gal. El volu-

men presente es de 600 bls. Cuantos barriles de

Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal se requerirán para

redensificar el volumen total a 16.8 lbs/gal y cual

será el voliumen final?

Usando la ecuación para determinar el volumen de

Bromuro de Zinc

V 19.2 = Vo ('I

−

'R)

(19.2 − 'I )

= 600 (16.8 − 16.6)

(19.2 − 16.8) = 50.00 Bls de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal

Vf = 50 Bls + 600 = 650 Bls.

Aumentar la densidad de una salmuera como fluido

de terminación diluido:

El primer paso en redensificar una salmuera como

fluido de terminación diluido es determinar la canti-

dad de agua que ha entrado al sistema esto se hace

usando la ecuación.

('R − 'G) Vw = Vd

('R − 8.34)

Una vez que el volumen de agua adicionada se ha

determinado, la cantidad de sales para redensificar

ese volumen a la densidad original debe ser

determi-nada, esto puede ser hecho usando tablas.

Este procedimiento se maneja exactamente de la

mis-ma manera que el redensificado de los sistemas

de fluidos de terminación. La ecuación se usa para

de-terminar el contenido de bromuro de Calcio con

valores determinados de tablas.

Brw = (Vw) :R%R

39


La ecuación para determinar el volumen de solución de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal.

Znrw = ( Vw ) =Q2

:R

Una salmuera de fluido de terminación de 16.5 lbs/ gal ha sido diluida a 16.2 lbs/gal. El volumen es de 800 bls.Determine el volumen de Bromuro de Zinc y la cantidad de Bromuro de Calcio requerido para redensificar y el volumen total después de redensificar.

Primero encuentre el volumen de agua adicionado:

Vw = Vd ('R − 'G)

('R − 8.34)

= 800 (16.5 − 16.2)

16.5 − 8.34)

Vw = 29.41 bls de agua adicionada.

Segundo determine la cantidad de Bromuro de calcio requerido: Vw = 29.41 bls Bo = 245 Wo = 0.465 ZnO = 0.357

Brw = ( Vw ) %R

:R

Brw = (29.41) 245

0.456

Brw = 15801 Lbs de bromuro de Calcio

Tercero.- Determine el volumen de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal.

Znrw = ( Vw ) =Q2

:R

Znrw = ( 29.41 ) 0.357

0.456

Znrw = 23.02 Bls de Bromuro de Zinc.

Corrosividad de las salmueras

La corrosión puede ser definida como la alteración y

degradación del material por su ambiente.

El principal agente corrosivo que afecta a los mate-riales de la tubería en fluidos base agua, son los ga-

ses solubles (O2, CO2, H2S), así como las

disoluciones salinas y ácidas.

Causas de la corrosión

Oxigeno

El oxigeno es el agente corrosivo más común y en

presencia de pequeñas cantidades de humedad

causa oxidación al acero. El oxigeno causa corro-

sión uniforme y picaduras a las tuberías. En los

sistemas de fluidos base agua que son expuestos a

la atmósfera ocasionan condiciones severas de

corrosión.

Dióxido de carbono

El Dióxido de Carbono soluble en agua forma un áci-

do débil (H2CO3) que corroe el acero, conocido como

corrosión dulce y resulta la formación de escamas en el acero provocando una pérdida de espesor en el cuerpo de la tubería, a menos que el pH sea man-

tenido arriba de 6. Cuando el CO2 y O2 están ambos

presentes, es mayor la corrosión que estando cada

uno solos. El CO2 en presencia de agua forma ácido

carbónico que reacciona con el acero formando car-bonato de fierro, el cual se desprende en escamas reduciendo su espesor de pared.

El CO2 en los fluidos puede venir del gas de forma-

ción, por descomposición térmica de sales disueltas, los aditivos orgánicos de los fluidos de control o por la acción de las bacterias sobre los materiales orgáni-cos en descomposición.

En general conforme la presión se incrementa, se

incrementa también la acción corrosiva del CO2. Cuan-

do la presión parcial de CO2 es mayor de 30 psi, se

40


tiene problemas de corrosión, cuando varía entre 30 y 7 psi, es posible la corrosión y cuando es menor de 7 psi, es improbable.

lera apreciablemente la tasa de corrosión de los áci-

dos y disuelve el H2S acelerando la liberación del

H2 molecular.

Acido sulfhídrico Tipos de corrosión

El ácido sulfhídrico disuelto en agua forma un ácido algo débil y menos corrosivo que el ácido carbóni- co, aunque puede causar picaduras, particularmente en presencia de oxigeno y/o dióxido de carbono. Una más significante acción del H2S es su efecto sobre una forma de hidrógeno molecular. El estándar NACE MR-01-75 especifica los límites de presión parcial en un ambiente de gas amargo, si la presión total exce-

de de 65 psi y la presión parcial del H2S en el gas excede de 0.05 psi, existe un problema potencial. El

H2S en fluidos de control puede venir del gas de for- mación, acción bacteriana sobre sulfatos solubles o degradación térmica de aditivos que contengan sulfuros en los fluidos de control.

Las fracturas por esfuerzo y corrosión es causado por la presencia de un elemento corrosivo y esfuerzo de tensión. Los iones libres de hidrógeno penetran la estructura del metal causando pérdida de ductibilidad e incrementando la susceptibilidad a la fractura.

Fe° + H2S ----------------- FeS + 2H°

Sales disueltas

Como en el caso del CO2 y H2S los problemas asocia-

dos con cloruros se incrementan con la profundidad y la presión.

Los factores que contribuyen a la fractura y corro- sión bajo esfuerzo por cloruros (CSCC) involucra Tem-

peratura, Presión, Contenido de O2, pH y Contenido

de Cl. La corrosión es por la picadura en cazuela y grietas, para materiales susceptibles al CSCC. Los procesos de corrosión que involucran reacciones electroquímicas, el incremento de conductividad puede resultar en altas tasas de corrosión. Las soluciones concentradas de salmueras son generalmente menos corrosivas que las salmueras diluidas.

Acidos

Los ácidos corroen los metales con valores de pH bajos(causando liberación del H2) el O2 disuelto ace-

La corrosión puede tomar muchas formas y puede

combinar con otros tipos de demandas (erosión, Fa-

tiga, Fractura, etc.) y causa daño extremos. Varios

tipos de corrosión pueden ocurrir al mismo tiempo,

pero solo un tipo de corrosión predominará. Cono-

ciendo e identificando la forma de corrosión puede

ayudar a la planeación de aplicar la correctiva.

Durante el ataque uniforme, el material corroído

usualmente deja una capa de los productos de la

corrosión. El resultado es la pérdida de espesor de

pared y reduce la capacidad de resistencia del mate-

rial.

La corrosión puede ser localizada en pequeñas

áreas definidas de pared, causando picaduras en la

tube-ría. Su cantidad, profundidad y tamaño puede

va-riar considerablemente. Las picaduras pueden

cau-sar fallas y pueden servir como punto de origen

en el rompimiento de origen. Los cloruros, oxigeno,

áci-do sulfíhidrico y especialmente la combinación

de ellos, son la mejor contribución para la corrosión

localizada. Adicionalmente al tipo de corrosión loca-

lizada, existe la fragilización del metal por hidróge-

no atómico y molecular en los sitios catódicos. Los

átomos de hidrógeno son muy pequeños y son ca-

paces de penetrar el metal y alojarse en espacios

vacíos intercristalinos de los componentes

metálicos. Cuando dos hidrógenos atómicos llegan a

estar en contacto se combinan para formar

hidrógeno molecular, lo cual puede ocurrir dentro de

la estruc-tura del acero. La molécula de hidrógeno

por su ta-maño es difícil que salga de la estructura

del acero, resultando en el desarrollo de presiones

extremada-mente altas dentro del espacio

intergranular, lo cual puede causar la fragilización

del metal. Loa aceros de mas alta dureza son mas

susceptibles a éste tipo de corrosión.

Muchos metales resisten a la corrosión debido a la

formación de una película protectora de oxido. Si

esas películas o depósitos son removidos por alta

velocidad de flujo del fluido, sólidos suspendidos

abrasivos, exceso de turbulencia, acelera el ataque

a la superficie del metal fresca. Esta combinación de

41


erosión-corrosión puede causar picaduras, extensi- va demanda de fallas.

Metales sujetos a ciclos de tensión desarrollará rom- pimientos por fatiga y esto puede crecer hasta com- pletar la falla. La vida de la fatiga del material siempre será menor en un ambiente corrosivo aún bajo condiciones corrosivas que presenten pequeñas o muy pocas evidencias de corrosión.

Factores que afectan la tasa de corrosión

pH.- en presencia de O2 disuelto la tasa de corrosión

del acero en el agua es relativamente constante entre valores de 4.5 y 9.5 pero se incrementa rápida- mente a valores altos.

Temperatura .- en general, el incremento en la tasa de corrosión se incrementa con la temperatura. Velocidad.- en general, el incremento en la tasa de corrosión se incrementa con altas tasas de velocidad de flujo.

Heterogeneidad.- variaciones localizadas en su com- posición o micro estructuras pueden incrementar las tasas de corrosión. El anillo de corrosión que es algunas veces encontrado cerca del área de juntas en la tubería que no han sido propiamente tratadas es un ejemplo de corrosión causada por estructuras de material no uniforme.

Alta Tensión.- Areas expuestas a las altas tensiones, puede corroerse más rápidamente que áreas de baja tensión. (Los tramos que van justo arriba de los Drill Collars, seguido presentan corrosión, particularmente debido a altas tensiones).

Inhibidores de corrosión

Los inhibidores de corrosión son utilizados para retardar temporalmente el deterioro del metal causado

por los agentes corrosivos (O2, CO2, H2S, ácidos, sal-

mueras) los inhibidores de corrosión no suspenden la corrosión, pero si la disminuyen considerablemente. Las tuberías del pozo generalmente están constituidas de aleaciones, conteniendo Fierro y Carbono como compuestos principales de la aleación. El ataque sobre el metal se manifiesta en la forma siguiente: dada la tendencia característica del Fierro metáli- co a donar electrones, se establece que en determinados sitios microscópicos de la superficie metálica

(sitios Anódicos) el fierro libera electrones dentro de

la estructura cristalina del metal, desplazando otros

electrones y estableciéndose un flujo de corriente

hacia otro sitio microscópico del metal llamado

Cátodo. Simultáneamente en los sitios catódicos los

hidrógenos iónicos capturan electrones para conver-

tirse en hidrógeno monoatómico, éstos a su vez cap-

turan electrones para transformarse en hidrógeno

molecular gaseoso, en esta forma se produce Fierro

iónico que entra en solución e hidrógeno molecular.

La corrosión del acero es uniforme en naturaleza, sin

embargo por el efecto del inhibidor puede producir-

se una corrosión localizada, esto debido a que los

inhibidores pueden degradarse o ser insuficiente la

película adsorbida. Esto depende de la temperatura,

concentración del agente corrosivo, tipo de metal,

entre otros factores. La corrosión localizada se mani-

fiesta generalmente por cavidades que se forman en

la superficie metálica y es mucho más grave que la

corrosión uniforme.

Inhibidores de corrosión que forman película.- La

mayoría de los aditivos para prevenir la corrosión en

las salmueras son aditivos de formación de película.

Un grupo general es llamado " Aminas formadoras

de película " y pueden contener Aminas primarias,

secundarias, terciarias y cuaternarias y son más

efec-tivas en salmueras que no contienen ZnBr2.

Depen-diendo del tipo de Amina, su estabilidad

térmica tie-ne un rango de 137°C. A 204°C. Los

inhibidores de corrosión usados en la industria

petrolera son prin-cipalmente compuestos de

materiales orgánicos, de-bido a su alta eficiencia a la

protección corrosiva bajo las condiciones del pozo.

Los agentes con actividad superficial caen dentro de

tres clasificaciones que son: catiónicas, aniónicos y

no iónicos.

Los inhibidores catiónicos son en general a base de

aminas formadas con uno o más átomos de nitróge-

no. En éste estado el nitrógeno tiene un poder de

carga positiva y puede ser atraído a una superficie

catódica.

Los inhibidores aniónicos son atraídos a una superfi-

cie anódica y son formados alrededor de un radical

del tipo R-COOH. Estos materiales tienen cargas ne-

gativas y buscan abandonar sus electrones.

Los inhibidores no iónicos consisten de largas cade-

42


nas moleculares que contienen oxigeno en sus radi- cales tales como éteres, esteres y aldehídos, sin embargo las cargas han sido en gran parte neutraliza- das así que pueden ser atraídos por ambas cargas positivas o negativas (cátodo o ánodo ). Esta acción química puede retardar la corrosión en algunos casos debido a la adsorción física sobre la superficie del metal. Cuando un inhibidor catiónico se aproxima al área catódica éste es atraído con relativa fuerza y forma una película sobre el metal. El hidrógeno puede también formar una película sobre el cátodo; sin embargo ésta es fácilmente removida por ejemplo, el nitrógeno contiene adherencia catiónica mucho mas fuerte al metal y no es removido por la pura presencia del oxigeno. De ésta manera el proceso de corrosión es detenido hasta que la película sea removida por alguna fuerza mayor. Una película es formada por el nitrógeno adherida al metal con la parte expuesta al electrolito. La película es no conduc- tora y las reacciones de corrosión pueden ser retar- dadas por ésta separación de la fase reactiva. Los inhibidores orgánicos aniónicos son atraídos por el ánodo y una película es formada, teniendo su comportamiento de la misma manera que los inhibidores catiónicos. Los inhibidores aniónicos pueden ser atraí- dos a la superficie del metal sin tener en cuenta sus cargas. El aceite (no iónico) atraído funciona como un recubrimiento primario sobre la superficie del metal. Este tipo de inhibidores hacen más capaz al aceite para extender y mojar la superficie del metal en una forma más eficiente que el aceite solo. Los inhibidores catiónicos y aniónicos también tienen ésta acción; sin embargo los inhibidores no iónicos son formulados con inhibidores iónicos para incrementar su efectividad.

Inhibidores que eliminan el elemento corrosivo.- Los aditivos que atacan los elementos corrosivos en el fluido empacante son selectivamente dirigidos al O2 libre, bacterias aeróbicas y anaeróbicas. Estos aditivos reaccionan químicamente con el O2, CO2 o H2S para producir sales no reactivas o que maten a las bacterias. Estos productos son compatibles con los inhibidores de película y deben ser usados en conjunto con éstos productos químicos para dar formas de protección corrosiva.

Medidas para el control de la corrosión de las salmueras.- medidor de la velocidad de corrosión de los metales en contacto con fluidos conductores.

El medidor de corrosión, es un instrumento portátil

que consiste de dos elementos, el cuerpo del instru-

mento en sí y una sonda detectora de la corrosión,

que provee medidas de la tasa de corrosión directa-

mente en milésimas de pulgada por año (mpa) cuan-

do es usado en fluidos con conductividad eléctrica

tales como: aguas para enfriamiento, salmueras,

agua de mar y aguas para sistemas de inyección a

pozos petroleros. Una lectura adicional es la medida

de la tendencia de la corrosión tipo localizada y sus

rangos de lectura mínima y máxima son del orden

de 1 a 1000 mpa respectivamente.

Cuando la tasa de corrosión de un metal que está en

contacto con un líquido corrosivo es alta, el número de

átomos de la superficie del metal está siendo cam-

biado a su forma iónica, es mayor que la tasa de

corrosión mínima del metal. Si un pequeño voltaje es

impuesto entre un metal y una solución corrosi-va,

resulta una polarización. Una corriente eléctrica fluye

sostenida por los iones formados en el proceso de

corrosión. Esta corriente se incrementa tanto como la

tasa de corrosión se incremente. La medida es rá-pida

y sensitiva pero requiere que el fluido sea

eléctricamente conductor. En la mayoría de los ca-sos

las tasas de corrosión son leídas directamente del

instrumento de medición.

Coontaminantes mas comunes en los fluidos

lim-pios. Fierro (óxido de fierro, hidróxido de fierro y recortes

de fierro). El fierro es el contaminante más serio en

salmueras pesadas, algunas salmueras o mezclas

de salmueras son ligeramente ácidas por naturaleza

y pueden disolver el ión fierro. El fierro puede dar un

precipitado gelatinoso verde oscuro y puede causar

problemas de filtración. El Fe + + algunas veces

cam-bia a Fe + + + (precipitados café rojizo oscuro)

el cual es más fácil de filtrar por su naturaleza

cristali-na.

Algunas compañías en filtración utilizan ácido clorhí-

drico para mantener el ion fierro en solución y así

evitar el taponamiento del medio poroso filtrante. De

esta manera filtran la salmuera más fácil y rápida-

mente.

Usando ácido clorhídrico incrementará la acidez de

la salmuera y agrava la situación, en muchos casos

dejar la salmuera filtrada en almacenamiento unos

43

Terminación y Mantenimiento de Pozos días permitirá que el fierro se precipite, adicionar áci- do clorhídrico u otro ácido al medio filtrante no está permitido.

El análisis de materiales taponantes del pozo indica- ron que los componentes de fierro y suciedad fueron los mayores constituyentes.

Aditivos del lodo que constituyen los materiales taponantes:

Bentonita, barita, ilmenita, carbonato de fierro, polímeros, carbonato de calcio, asfaltos, ceras, etc. Materiales para pérdidas de circulación que causan taponamientos:

Arena, arcillas, calizas, dolomítas anhidritas, yeso, sales, lignitos, oxido de fierro, carbonato de fierro, mica, pirita, etc.

Aceites crudos que causan taponamientos:

Por su contenido de asfalténos y parafínas.

Plancton y bacterias de agua de mar o laguna que causan taponamiento.

Por herramientas en el fondo del agujero y que causan taponamiento.

Recubrimiento de tubería o herramientas y recortes de fierro.

Un procedimiento de desplazamiento, debe de ir siempre acompañado de la remoción y suciedad de pozo y equipo superficial. Para evitar la contamina- ción de las salmueras limpias y filtradas con los fluidos de perforación o empacadores deberá utilizarse espaciadores adecuados compatibles con la salmuera, también deberán ser limpiados los equipos de presión y vacío, presas, válvulas, tuberías y mantener su limpieza mientras dure la operación.

VIII. DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS DE CONTROL

El desplazamiento es el punto más importante, ya que del éxito de este dependerán los tiempos y costos por lavado y filtración de los fluidos limpios.

Objetivo del desplazamiento

El objetivo del desplazamiento del Fluido de Control por

agua dulce y/o éste por fluidos limpios es con la

finalidad de efectuar la remoción del fluido, enjarre

adherido a las paredes de las tuberías, así como la

eliminación de los sólidos en suspensión presentes en

el interior del pozo, sean éstos barita, recortes o

cualquier contaminante o sedimento que hubiera que

remover. De igual manera al llevarse a cabo este des-

plazamiento de fluido de control, es necesario man-

tener la integridad y naturaleza del mismo, y que este

sea desalojado lo más completo y homogéneo que sea

posible y así reducir los tiempos por filtración y los

costos operativos por un mayor tiempo de circu-lación

al ser desalojado el fluido a la superficie. Para lo

anterior deben utilizarse fluidos con características

físico-químicas tales que permitan la desintegración de

los contaminantes y asegurar su total dispersión y

posterior acarreo hacia la superficie del pozo. Es muy

importante determinar el tipo de enjarre y/o los con-

taminantes que se van a remover, para diseñar los

fluidos con las propiedades adecuadas para efectuar el

programa de desplazamiento del fluido de control. 3.8.2

Factores que intervienen en un desplazamiento Existen

varios factores que pueden afectar el progra-ma de

desplazamiento y deben ser considerados pre-

viamente:

Geometría del pozo y condiciones del equipo de

superficie.

a).- Condiciones de temperatura y presión del pozo.

La temperatura afecta las condiciones y propiedades

del fluido de control dentro del pozo, aunque éste

será desplazado es necesario considerar la forma

como pudiera afectar este factor a los fluidos diseña-

dos para circulase dentro del pozo. La presión pue-

de incidir drásticamente en el equilibrio de presio-

nes, que debe mantenerse en un desplazamiento de

fluidos.

b).- Diseño de las tuberías.

Las tuberías tanto de producción y de revestimiento

ya fijas en el interior del pozo y/o los accesorios del

aparejo de producción influyen en el gasto o volu-

44


men por bombearse al pozo y afectan los regímenes de flujo. Dependiendo de las tuberías o accesorios que lleven éstas será diseñado el programa para desplazar el fluido, ya que en aparejos de producción anclados, se circula a través de los orificios de la camisa y esto influirá mas que si tuviéramos una tube- ría franca, por lo que es necesario conocer previamente las tuberías a través de las cuales se llevará cabo el lavado del pozo, y diseñar el programa más adecuado al mismo.

c).- Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseñadas en superficie.

Si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de superficie, su eficiencia será severamente reducida y puede ocasionar problemas para tener una limpieza totalmente efectiva.

d).- El tipo de fluido de control que se tenga en el pozo.

Este es el factor más primordial, ya que dependiendo de las condiciones de éste, será la eficiencia del desplazamiento. Se debe tomar en cuenta su densidad y viscosidad, considerando que mientras éstas propiedades sean mayores existirá una mayor diferencia de presión al ser desalojado y también una probable disminución en el gasto programado.

e).- La efectividad del programa de desplazamiento.

No debe sobrepasar las condiciones de que se dis-

ponga en superficie. Es necesario primero verificar

que se tengan todos los materiales y equipos pro-

gramados y posteriormente monitorear el avance,

eficiencia y cumplimiento del programa diseñado

para ello.

Productos quimicos programados en el

desplaza-miento

Que la función de los productos químicos no se cum-

pla por fallas de calidad de los mismos. Estar prepa-

rados para tener productos químicos alternos para

rediseñar en corto tiempo un programa de limpieza

igualmente efectivo, o que realice la función que los

otros productos no cumplieron. Se debe considerar el

diseño de los espaciadores y lavadores químicos

especiales, ya que la mayoría de los lodos utilizados

son incompatibles con las salmueras, y es necesario

su programación para garantizar una limpieza y des-

plazamiento efectivos del fluido de control hacia la

superficie sin contaminación.

Formas de desplazamientos

Existen dos formas para efectuar el desplazamiento

del fluido de control, ya sea por agua dulce, salmue-

ra libre de sólidos o la combinación de ambos:

Circulación Inversa Circulación Directa

La selección del procedimiento más adecuado de-

pende de las condiciones operativas que se tengan

en el pozo en cuestión , así como las condiciones de

calidad de las tuberías de producción y/o

revestimien-to que se tengan, de los resultados

obtenidos de lo registros de cementación en la

zonas o intervalos de interés, y el tipo de fluido que

se tenga en el interior del pozo.

Circulación inversa

Si la información de los registros de cementación y

la calidad de las tuberías de revestimiento indican

que soportará una diferencia de presión calculado,

ésta circulación es más factible de ser utilizada.

Este procedimiento permite un maduro

espaciamiento entre el agua dulce y los fluidos por

desalojarse, así como será mayor el volumen de

agua en los espacios anulares y menor el fluido que

va quedando en las tuberías de producción, así mis-

mo pueden utilizarse regímenes de bombeo más

ele-vados con flujos turbulentos.

Estos regímenes de bombeo son los más

adecuados para este tipo de operaciones de

limpieza de pozos al ser desplazado el fluido de

control; lo cual permi-tirá desplazamientos más

efectivos y libres de conta-minantes.

Así mismo tendremos menores tiempos operativos y

una menor adición de aditivos ya sean espaciadores

y de lavadores químicos, lo cual nos dará como re-

sultado una considerable reducción en los costos del

lavado y filtración.

45

Terminación y Mantenimiento de Pozos Circulación directa

Si los registros de cementación muestran zonas no muy aceptables para ser sometidas a una diferencial de presión calculada del fluido de control a desplazarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse este método de circulación directa, en el cual no se obtiene un desplazamiento muy efectivo debido a que los volúmenes de agua dulce a manejar son menores al circularse de las tuberías de producción a los espacios anulares.

Los regímenes de bombeo serán menores al incrementarse el valor de las pérdidas de presión por fricción, y por consiguiente el empuje del agua sobre el fluido de control en áreas más grandes creará deficiencias para un desplazamiento efectivo y en algunos casos no se dará el régimen turbulento necesario para garantizar que el pozo esté totalmente limpio de contaminantes.

Así mismo serán necesarios mayores cantidades de espaciadores y limpiadores químicos, aunado al mayor tiempo de circulación y por consiguiente un cos- to más elevado por filtración y por tiempos operativos. Es necesario efectuar los cálculos pertinentes para que en ambos casos la presión de bombeo que se programe, no rebase los límites permisibles de co- lapsos o ruptura de las tuberías, así como tener en cuenta los parámetros de fractura de los intervalos de interés.

Recomendaciones previas al lavado del pozo

Previo al desplazamiento del fluido de control ya sea base agua o base aceite por el diseño de espaciadores y lavadores químicos, es necesario efectuar algunas consideraciones referentes al fluido de control que se encuentra dentro del pozo y en presas del equipo:

1.- En pozos sin accesorios dentro del mismo, bajar la tubería de producción con los escariadores adecuados a las tuberías de revestimiento que se van a limpiar de fluido de control, y hasta la profundidad interior más cercana a la zona de interés para remover los sólidos y residuos acumulados de las paredes de las tuberías.

En caso de tener accesorios como empaques, tratar de bajar la tubería diseñada para el paso libre hasta

la profundidad adecuada para efectuar el lavado del

pozo.

2.- establecer la circulación con la bomba del equipo

al máximo gasto permisible en forma directa.

3.- Un factor muy importante es el acondicionar el

fluido de control en presas de trabajo y al circularse

al interior del pozo previo al desplazamiento del mis-

mo, por lo que sus propiedades necesitan ser consi-

deradas desde el desplazamiento, para prevenir la

formación de geles de alto valor, ya que de esta ma-

nera el fluido permitirá un mejor desplazamiento con

mayor eficiencia. Se deben seguir las siguientes con-

sideraciones:

a).- Efectuar la circulación del fluido del pozo ha-

cia los equipos disponibles de eliminadores de

sólidos, con el propósito de remover contami-

nantes grandes, y de ser posibles hacia

presas o tanques limpios para ser reutilizado

este al salir ya libre de sedimentos y agentes

contami-nantes.

b).- Reducir a valores mínimos permisibles la vis-

cosidad plástica y el punto de cedencia, para

asegurar la movilidad del fluido en los espa-

cios anulares y tener un eficiente barrido del

mismo.

c).- Evitar en esta etapa los espaciadores o píldo-

ras viscosas.

4.- La tubería necesita ser reciprocada y si las herra-

mientas lo permiten girarse antes y durante el des-

plazamiento para romper geles o bolsas estaciona-

rias de fluido de control con sólidos acumulados y

que produzcan altas viscosidades.

5.- Tratar de centrar la sarta de trabajo, para facilitar

el desplazamiento, un buen centrado permitirá incre-

mentar la remoción del fluido de control.

6.- Efectuar viaje corto con los escariadores o con la

tubería que se lleve hasta la boca de la tubería de

revestimiento corta ( boca liner ) o levantarse aproxi-

madamente 300 mts. , y volver a bajar a la profundi-

dad programada y seguir circulando el fluido filtra-do.

Así mismo al tener el pozo lleno de fluido limpio,

repetir el viaje corto para que las herramientas que

se lleven en el extremo auxilien en la limpieza de se-

46


dimentos y remoción de residuos que se hubiesen quedado adheridos en las paredes de las tuberías de revestimiento.

Este movimiento de tubería permite elevar la eficiencia del desplazamiento incluso a bajos gastos de bombeo.

7.- Proceder a efectuar el desplazamiento del fluido

por espaciadores y lavadores químicos y por el flui-

do final programado para quedarse dentro del pozo,

ya sea agua dulce o salmuera libre de sólidos, circu-

lados a gastos máximos de bombeo. La condición de flujo turbulento no es precisamente

necesaria pero mejora la eficiencia de un desplaza-

miento.

8.- Para diseñar los volúmenes de espaciadores y

lavadores químicos, es necesario considerar el volu-

men por remover en el lavado del pozo, ya que en

caso de estar muy someros y el volumen por desalo-

jar sea poco, el diseño puede ser ajustado por me-

nores cantidades y evitar excesos en los costos de

estos servicios.

9.- En el caso de pozos de poca profundidad o de

poca costeabilidad productiva, es conveniente efec-

tuar un análisis del costo beneficio con la finalidad

de evitar dispendios de recursos en yacimientos con

poco valor de recuperación económica.

Espaciadores y lavadores químicos

Todos los procesos para efectuar desplazamientos

de fluidos de control ya sea base agua o aceite, utili-

zan espaciadores y lavadores químicos , con la fina-

lidad de evitar incompatibilidad de fluidos, proble-

mas de contaminación, limpieza del pozo de manera

efectiva y para la separación de fases del sistema.

Los baches espaciadores que deban ser programados deberán ser compatibles con el fluido que sale y el que le precede, pudiendo o no ser más viscosos que los fluidos por separar. Estos baches deberán extenderse por lo menos 100 metros de la parte más amplia de los espacios anulares para que tengan mayor eficiencia, por lo que el diseño de los baches para tuberías de revestimiento muy grandes deberá ser ajustado en sus volúmenes para garantizar su eficiencia. Para fluidos base aceite, su principal contac- to como espaciador debe ser ambos compatibles.

Para fluidos base agua, normalmente su principal

contacto se inicia con un bache de agua dulce o

alcalinizada con sosa cáustica. Existen diversos pro-

ductos de las compañías de servicios los cuales

pue-den ser utilizados como espaciadores, píldoras

o ba-ches viscosos y limpiadores químicos, todos

ellos utilizan productos como viscosificantes

naturales y sintéticos, soluciones alcalinas,

surfactantes o solven-tes, para una activa remoción

de contaminantes or-gánicos e inorgánicos.

Generalmente los lavadores químicos son usados

para adelgazar y dispersar las partículas del fluido

de control, éstos entran en turbulencia a bajos

gastos lo cual ayuda a limpiar los espacios anulares,

normal-mente su densidad es cercana al agua

dulce. En al-gunos casos se diseñan productos

abrasivos como arenas para barridos de limpieza.

En todos los casos, deberán efectuarse los trabajos

programados de manera continua y sin interrupcio-

nes, evitando retrasos de tiempo y problemas críti-

cos al efectuar el desplazamiento por este tipo de

productos químicos.

Fluidos empacantes

La utilización de los fluidos de empaque en la etapa

final de la terminación del pozo y el motivo por el

cual se diseñan para ser colocados en los espacios

anulares entre las tuberías de producción y las tube-

rías de revestimiento es, para que estas tuberías se

protejan adecuadamente de los efectos de la corro-

sión, y que faciliten la recuperación de los aparejos

de producción, ya que uno de los principales pro-

blemas al tratar de sacar estas tuberías de produc-

ción es la pegadura excesiva de los sellos multi-v en

el cuerpo del empacador, lo cual ha originado en

muchas ocasiones operaciones subsecuentes de

pesca para recuperación total de las sartas causan-

do costos excesivos al alargarse los tiempos de

inter-vención de los pozos.

Esta selladura es provocada por problemas de co-

rrosión, así como depósito de materiales orgánicos e

inorgánicos o vulcanización de los elastómeros. Este tipo de fluidos se emplean también para mante-

ner una presión hidrostática en la parte externa de las

tuberías de producción y así evitar alguna falla por

colapso de las tuberías de revestimiento en algu-nas

áreas de presión anormal. Al mismo tiempo se

47


debe tener una correcta manipulación al prepararse en el campo, para evitar introducir agentes contaminantes por sólidos disueltos o sólidos en suspensión, los cuales reducirían la eficiencia de estos productos. Por lo anterior es necesario establecer un procedimiento adecuado para diseñar los fluidos empacantes y que éstos cumplan eficazmente la fun- ción para lo cual fueron seleccionados.

Propiedades que deben tener los fluidos empacantes

Es necesario determinar las propiedades más adecuadas para diseñar los fluidos empacantes, y estas deben ser las siguientes:

1.- Estable a condiciones de temperatura y presión. 2.- No ser corrosivo. 3.- Que evite la formación de bacterias. 4.- Que esté libre de sólidos indeseables. 5.- Que no cause daños a las formaciones productoras. 6.- Que no dañe el medio ambiente. 7.- Que facilite la recuperación de los aparejos de producción.

Tipos de fluidos empacantes

Los fluidos empacantes se pueden preparar en base agua y base aceite. Los base aceite presentan una mayor estabilidad que los preparados con agua. Lo anterior debido a la naturaleza del aceite diesel ya que se trata de un solvente no polar, ya que los base agua por su naturaleza química requieren el empleo de agentes químicos especiales como son los inhibidores de corrosión, alcalinizantes, secuestrantes de gases, así como algunos bactericidas y viscosificantes como complemento y cumplir su fun- ción como fluido empacante de manera eficiente. Se pueden clasificar en base aceite y base agua y son los siguientes:

Base Aceite: a).- Emulsiones libres de sólidos, con densidad de

0.84 a 0.94 gr./cc. b).- Diesel o aceite estabilizado deshidratado con

densidad de 0.84 gr/cc.

Base Agua: a).- Agua tratada densidad i.0 gr./cc. b).- Salmuera sódica, densidad 1.03 a 1.19 gr./cc. c).- Salmuera cálcica, densidad de 1.20 a 1.39 gr./

cc. d).- Salmueras mezcladas de 2 o 3 tipos de sales:

CaCl2-CaBr2-ZnBr2, que varía su densidad

des-de 1.31 hasta 2.30 gr./cc.

Una de las principales ventajas de loa fluidos

empacantes base agua, es que no dañan el medio

ambiente y son de menor costo, por lo que en la

actualidad son los que tienen una mayor demanda.

Requerimientos del agua utilizada para preparar

flui-dos empacantes

Para el diseño y preparación de un fluido empacante

base agua, se debe cuidar la calidad del agua que se

va a utilizar, para evitar problemas dentro del pozo

que pudieran alterar la eficiencia del mismo, por lo

que tienen que cumplir con los limites de calidad

permisibles siguientes:

PROPIEDADES Mg/L

Sólidos totales disueltos 100

Sólidos en suspensión 0-100

Dureza de Calcio ( CaCO3 ) 40

Dureza de magnesio 40

Alcalinidad Total 200

Cloruros 412

Sulfatos ( Na2SO4 ) 200

Fosfatos Totales solubles ( PO4 ) 0.1

Cromatos ( CrO4 ) 0.05

Fierro Total ( Fe ) 0.30

pH 7-9

El análisis de agua es de suma importancia en la pre-

paración de los fluidos empacantes, ya que el agua

dulce por su gran habilidad para disolver en gran

número de compuestos inorgánicos si no se tiene un

control estricto de los iones en solución, pueden vol-ver

a reaccionar formando precipitados insolubles dentro

del pozo con los consecuentes problemas en la

recuperación de los aparejos de producción. En el agua

de origen natural encontramos una gran varie-dad de

sólidos disueltos, así como sólidos en sus-pensión, y a

esto se debe: la turbidez, el olor, el color y el sabor,

estas características dependen del lugar de donde se

tome el agua, por lo que en estos casos se debe utilizar

un tratamiento previo a este tipo de agua para ser

utilizada en la preparación de fluidos empacantes. Los

sólidos disueltos y los sólidos en suspensión nos

indican la cantidad de impurezas di-sueltas en el agua y

que son perjudiciales en el agua,

48

Terminación y Mantenimiento de Pozos además de aumentar su índice de turbidez. Las sales compuestas por las mezclas de bromuros y cloruros no son comúnmente utilizables por su alto costo y elevada toxicidad, así como los problemas inherentes a su manipulación en el campo, por lo que su empleo como fluidos empacantes está restringido en la actualidad, aunado a que las normas ecológicas para estos tipos de fluidos son muy estrictas.

Normalmente en la actualidad, el agua utilizada para la preparación en el campo de los fluidos empacantes es agua tratada de alguna de las baterías de la em- presa, la cual tiene que ser monitoreada para garantizar que cumple con los requerimientos de calidad y sus propiedades físico-químicas son las optimas.

IX. DISEÑO DE DISPAROS

Durante la etapa de terminación de los pozos el disparo de producción es la fase más importante, ya que permite establecer comunicación de los fluidos entre el cuerpo productor y la tubería de revestimien- to, ya que un disparo bien diseñado posibilitará el flujo de los hidrocarburos en forma eficiente. La ope- ración de disparo no es una técnica aislada, debien- do prestarle atención particular en la selección del diámetro de la tubería de producción, ya que este condicionará el diámetro exterior de las pistolas y las cuales tendrán mayor o menor penetración de acuerdo a su diámetro.

El grado de la tubería de revestimiento, densidad del disparo, tipo de formación, humedad y temperatura, son algunos de los factores que pueden afectar el resultado de los disparos.

Teoría del Disparo

La investigación desarrollada por Exxon descubrió la trascendencia de él taponamiento de los disparos con lodo ó con residuos de las cargas preformadas, disparar con una presión diferencial hacia el fondo del pozo y el efecto de la resistencia a la compresión de la formación sobre el tamaño del agujero de los disparos y su penetración. Este trabajo condujo al desarrollo de cargas preformadas no obturantes; de pistolas disparables a través de la tubería de produc- ción y de la norma API RP-43 para evaluar los disparos bajo condiciones de flujo simuladas en el pozo. El desarrollo de pistolas a chorro efectivas, ha mejo- rado la penetración cuando se presentan formacio-

nes y cemento de alta resistencia a la compresión y/

o tuberías de revestimiento de alta resistencia con

espesor grueso.

Aunque existe la Tecnología para asegurar buenos

disparos en la mayoría de los pozos, en muchas

áreas regularmente se tiende a obtener disparos

deficien-tes principalmente por un desconocimiento

de los requerimientos para disparar óptimamente, el

con-trol inadecuado del claro, particularmente

cuando se corren las pistolas a través de la tubería

de pro-ducción y la practica generalizada de preferir

realizar los disparos en función de su precio en lugar

de su calidad.

Tipos de Disparo

Disparos de Bala

Las pistolas de bala de 3 ½" de diámetro o mayores se

utilizan en formaciones con resistencia a la com-

presión inferior a 6000 lb/pg2, los disparos con bala de

3 ¼" o tamaño mayor, pueden proporcionar una

penetración mayor que muchas pistolas a chorro en

formaciones con resistencia a la compresión inferior a

2000 lb/pg2. La velocidad de la bala en el cañón es

aproximadamente de 3300 pies/seg. Y pierde veloci-

dad y energía cuando el claro excede de 0.5 pg y la

pérdida en la penetración con un claro de 1 pg. Es

aproximadamente el 25% de la penetración con un

claro de 0.5 pg y con un claro de 2 pg la pérdida es de

30%.. Las pistolas a bala pueden diseñarse para

disparar selectiva o simultáneamente.

Disparos a Chorro

El proceso de disparar a chorro consiste en que un

denotador eléctrico inicia una reacción en cadena

que detona sucesivamente el cordón explosivo, la

carga intensificada de alta velocidad y finalmente el

explosivo principal, la alta presión generada por el

explosivo origina el flujo del recubrimiento metálico

separando sus capas interna y externa. El incremen-

to continuo de la presión sobre el recubrimiento pro-

voca la expulsión de un haz o chorro de partículas

finas, en forma de aguja, a una velocidad aproxima-

da de 20,000 pies/seg. con una presión estimada de

5 millones de lb/pg2.

Debido a la sensibilidad del proceso de disparo a cho-

rro, por la casi perfecta secuencia de eventos que

49


siguen al disparo del detonador hasta la formación del chorro, cualquier falla en el sistema puede causar un funcionamiento deficiente, lo cual puede generar un tamaño irregular o inadecuado del agujero, una pobre penetración o posiblemente ningún disparo. Alguna de las causas del mal funcionamiento son: corriente o voltaje insuficiente al detonador; un detonador defectuoso o de baja calidad; un cordón explosivo aplastado o torcido; el explosivo principal de baja calidad o pobremente empacado o el recubrimiento colocado incorrectamente o sin hacer contacto efectivo con el explosivo. El agua o la humedad en las pistolas, el cordón explosivo o las cargas, pueden provocar un mal funcionamiento o una de- tonación de baja orden.

Los disparos a chorro convencionales a través de tubería de revestimiento son las pistolas recuperables con un tubo de acero, normalmente proporcionan una penetración adecuada, sin dañar la tubería de revestimiento. Existen pistolas a chorro para correrse a través de la tubería de producción, incluyendo pistolas encapsuladas o sea las desintegrables o de rosario, pistolas con cargas giratorias, con cargas soportadas en alambre y con cargadores tubulares y pistolas con cargadores de pared delgada o desechable, la ventaja que presentan es que su posibilidad de correrse y recuperarse a través de la tubería de producción y de dispararse con una presión diferencial hacia el pozo. Las pistolas desechables o desintegrables con cargador hueco de pared delgada, evitan el resquebrajamiento de la tubería de revestimiento y la mayor parte de los residuos que se dejan dentro de ella, también eliminan el problema del claro si la pistola es colocada apropiadamente, pero se sacrifica algo de penetración.

Pistolas Hidráulicas.

Una acción cortante se obtiene lanzando a chorro un fluido cargado de arena, a través de un orificio, contra la tubería de revestimiento. La penetración se reduce grandemente a medida que la presión en el fondo del pozo aumenta de 0 a 300 lb/pg2. La pene- tración puede incrementarse apreciablemente adi- cionando nitrógeno a la corriente del fluido.

Cortadores Mecánicos.

Se han usado cuchillas y herramientas de molienda

para abrir ranuras o ventanas para comunicar el fon-

do del pozo con la formación. Para controlar la pro-

ducción de arena en algunas áreas se emplea como

procedimiento estándar la apertura de una ventana

en la tubería de revestimiento, el escariamiento y el

empacamiento con grava.

La evaluación del comportamiento de las pistolas,

antes de 1952 todas las evaluaciones de las pistolas

se efectuaban escencialmente mediante pruebas en

el fondo de los pozos, o en pruebas superficiales a

presión y temperatura atmosférica en tuberías de re-

vestimiento cementadas dentro de tambores de ace-

ro. Las pruebas comparativas en el fondo del pozo

eran generalmente imprácticas, debido a la dificultad

en controlar las condiciones del pozo y del yacimien-

to.

Las pruebas superficiales a presión atmosférica pro-

porcionaban resultados erróneos por varias razones. El

recubrimiento metálico fundido de las cargas

preformadas que tapona un disparo en el fondo del

pozo tiende a salirse del disparo cuando éste se efec-

túa a presión atmosférica. Las pruebas superficiales se

efectuaban usando blancos preparados con are-na y

cemento, en lugar de utilizar núcleos de arenis-ca o

carbonatos. También las pruebas superficiales no

simulan el flujo en el fondo del pozo a través de los

disparos. En 1952, la Compañía Exxon desarrolló el

1er. Procedimiento de prueba confiable para simu-lar

los disparos a condiciones del fondo del pozo. Este

sistema inicialmente fue denominado "Método de

Productividad para Probar Pistolas " o " Indice del Flujo

del Pozo", el programa de la prueba, diseñado para

simular las condiciones reales en el fondo del pozo,

incluye:

1) El empleo de núcleos de la formación de diáme-

tro grande, acondicionados para contener las

saturaciones de hidrocarburos y de agua intersticial

específicas.

2) La determinación de la permeabilidad efectiva de

la formación antes de disparar, después de disparar,

y simulando el flujo del pozo .

3) El aislamiento de la formación del fondo del pozo

por la tubería de revestimiento y un material

cementante adecuado.

4) El disparo de pistolas a través de la tubería de re-

50


vestimiento, el cemento y la formación, con diversos fluidos en el pozo.

5) El mantenimiento de la temperatura del yacimien-

to y de la presión en el fondo del pozo y el yacimien-

to durante y después de disparar.

6) La simulación del flujo hacia el pozo para limpiar

los disparos.

7) La evaluación de los resultados de la prueba.

Factores que Afectan los Resultados de los Disparos con Pistola

Taponamiento de los Disparos

El taponamiento de los disparos con residuos del re-

cubrimiento metálico puede ser muy severo.

Median-te el empleo de recubrimientos cónicos

elaborados con metal pulverizado, los residuos

mayores han sido eliminados en varias de las

cargas especiales. Los residuos del recubrimiento

también se forman, pero son acarreados al fondo del

agujero en forma de par-tículas del tamaño de arena

o más pequeñas. Las pruebas superficiales a

presión atmosférica, no son confiables para evaluar

este tipo de taponamiento de los disparos, debido a

que los residuos frecuente-mente son desviados de

los disparos a la presión at-mosférica.

Los disparos tienden a llenarse con roca triturada de

la formación, con sólidos de lodo, y residuos de las

cargas cuando se dispara en el lodo. Estos tapones

no son fácilmente removidos por el contraflujo. La

presencia de partículas compactas y trituradas de la

formación al derredor de los disparos reduce aún

más la probabilidad de limpiar los disparos. Los

lodos con alta densidad mezclados con sólidos

pesados, provocan la formación de tapones densos

en los dis-paros.

La presión diferencial requerida para iniciar el flujo, de la formación al pozo. Cuando se abren algunos disparos que requieren una presión diferencial baja, el flujo a través de estos disparos dificultan la crea- ción de la mayor caída de presión requerida para abrir más disparos. En formaciones estratificadas, como las constituidas por secuencias de lutita y arena, un gran número de disparos permanecen taponados y pueden evitar que se drenen algunas

zonas específicas. Cuando están taponadas, o par-

cialmente obturadas, una o más zonas en un yaci-

miento estratificado, las pruebas de formación, las

de producción y las mediciones del índice de pro-

ductividad, pueden proporcionar una evaluación

errónea sobre el daño del pozo, su productividad, y

su recuperación.

Limpieza de los Disparos Taponados

En arenas no consolidadas las herramientas de "

sondeo instantáneo" y las lavadoras de disparos han

sido usadas con éxito para limpiar los dispa-ros en

muchas áreas. Si los disparos en pozos ter-minados

en arenas, no pueden limpiarse con he-rramientas

de "sondeo instantáneo" o lavadoras, el siguiente

paso consiste generalmente en abrir cada disparo

con aceite o agua limpia usando bolas selladoras.

Este procedimiento ocasiona que el lodo sea

desplazado dentro de las fracturas de la formación.

Normalmente estas fracturas se ce-rrarán poco

después que la presión de fracturamiento sea

liberada.

La acidificación de los pozos en areniscas general-

mente no permitirá limpiar todos los disparos

taponados con lodo, a menor que cada disparo sea

aislado y fracturado, y el lodo desplazado dentro de

la fractura de la formación.

Los tapones del lodo son bastantes más fáciles de

remover de los disparos en formaciones

carbonatadas, debido a que al entrar en ácido en

unos cuantos disparos, generalmente disuelve una

cantidad de roca suficiente para abrir otros disparos.

Generalmente los pozos terminados en formaciones

de caliza o dolomita se disparan en ácido, con una

pequeña presión diferencial hacia la formación. Sin

embargo, los disparos en aceite o agua limpian, con

una presión diferencial hacia el pozo, son muy satis-

factorios.

Si una parte de la tubería de revestimiento disparada

está pobremente cementada, proporcionando comu-

nicación vertical atrás de la tubería y entre las perfo-

raciones, las condiciones resultantes son similares a

las de una terminación en agujero abierto con tube-ría

ranurada. Si se presenta flujo de la formación, todos los

disparos en la tubería de revestimiento, generalmente

se limpiarán. Sin embargo los dispa-ros en la formación

podrán o no limpiarse.

51


El taponamiento de los disparos con parafina, asfáltenos o incrustaciones, es un gran problema en muchas partes del mundo. Los tratamientos con solventes, generalmente removerán la parafina o los asfáltenos. Si los disparos están obstruidos con incrustaciones solubles o indisolubles en ácido, es generalmente aconsejable redisparar y tratar con áci- do o con otros productos químicos.

Efecto de la Presión Diferencial

Cuando se dispara en lodo, con una presión diferencial hacia la formación, los disparos se llenan con partículas sólidas de lodo de la formación y residuos de las cargas. Los tapones del lodo son difíciles de remover, produciendo en algunos disparos un taponamiento permanente y reduciendo la productividad del pozo.

Aún cuando se dispare en fluidos limpios tales como aceite o agua que tienen altos ritmos de filtrado, las partículas procedentes de las arcillas, residuos de las cargas, o de otro tipo, pueden originar algún taponamiento de los disparos y un daño profundo en la formación. Las formaciones con permeabilidad de 250 md o mayores, permiten que las partículas de tamaño de las arcillas se desplacen hacia los poros de la formación o por las fracturas.

En formaciones carbonatadas es frecuentemente posible obtener altas productividades de los pozos y bajas presiones de fracturamiento de los disparos cuando se dispara en HCL o ácido con una presión diferencial pequeña hacia la formación. Debido al bajo ritmo de reacción del ácido acético con las formaciones calizas, es generalmente conveniente dejar el ácido acético, frente a los disparos por unas 12 horas después de disparar. No debe permitirse que par- tículas sólidas de lodo penetren en los disparos acidificados.

Cuando los disparos se efectúan con una presión diferencial hacia el pozo y con fluidos limpios, se ayuda a obtener una buena limpieza de los disparos. Este es el método preferido de disparar formaciones de arenisca y carbonatadas.

Efecto de Usar Fluidos Limpios

Si una pistola en lo particular proporciona un tama- ño y penetración adecuadas bajo ciertas condicio-

nes del pozo, la productividad limpia, manteniendo

una presión diferencial hacia el pozo al disparar y

durante el período de limpieza.

Efecto de la Resistencia a la Compresión

La penetración y el tamaño de los disparos a chorro

se reducen a medida que aumenta la resistencia a la

compresión de la tubería de revestimiento, del ce-

mento, y de la formación. La penetración de las

pistolas a bala decrece severamente al aumentar la

resistencia de la tubería de revestimiento, del

cemen-to, y de la formación.

Densidad de los Disparos

La densidad de los disparos generalmente depende

del ritmo de producción requerido, la permeabilidad

de la formación, y la longitud del intervalo dispara-do.

Para pozos con alta producción de aceite y gas, la

densidad de los disparos debe permitir el gasto

deseado con una caída de presión razonable. Gene-

ralmente son adecuados 4 disparos por pie de 0.5

pg., siendo satisfactorio uno o dos disparos por pie

para la mayoría de los pozos con producción baja.

En los pozos que serán fracturados, los disparos se

planean para permitir la comunicación con todas las

zonas deseadas. Para operaciones de consolidación

de arenas, generalmente se prefieren 4 disparos por

pie de diámetro grande. Para terminaciones con em-

paque de grava se prefieren de 4 a 8 disparos por

pie de 0.75 pg. de diámetro o mayores.

Los disparos de 4 o más cargas por pie en tuberías

de revestimiento de diámetro pequeño y de baja re-

sistencia, con pistolas con cargas expuestas, pueden

agrietar la tubería de revestimiento. También el ce-

mento puede fracturarse severamente, siendo nece-

sario efectuar cementaciones forzadas para contro-

lar la producción indeseable de agua o gas. Los

coples de las tuberías de revestimiento de alta

resistencia pueden dañarse al efectuar múltiples

disparos sobre ellos.

Costo

El precio de los disparos varía; sin embargo, general-

mente los costos son inferiores cuando se usan bajas

densidades de disparo. El empleo de pistolas selecti-

vas puede ahorrar un tiempo apreciable en las inter-

venciones en que se tienen zonas productoras sepa-

52


radas por intervalos no productores. El empleo de pistolas que se corren a través de la tubería de pro- ducción puede frecuentemente permitir el ahorro de tiempo si la tubería de producción está abierta en su extremo y situada arriba de las zonas que serán disparadas. En los pozos nuevos la tubería de produc- ción puede colocarse, en unas cuantas horas des- pués de cementar el pozo. A continuación pueden efectuarse los disparos a través de la tubería de pro- ducción sin tener un equipo en el pozo. En esta forma no se carga tiempo por equipo en la terminación de pozo.

Limitación de presión y temperatura

Existen especificaciones sobre las presiones y temperaturas de operación para todas las pistolas. Las presiones en el fondo del pozo pueden limitar el uso de algunas pistolas con cargas expuestas. Sin embargo, pocos pozos son disparados, cuando la pre- sión es un problema, con pistolas convencionales con cargadores de tubo.

Como regla general, las cargas para alta temperatura no deben emplearse en pozos con temperatura del orden de 300-400° F. Esta recomendación está basada en lo siguiente: (1) la mayoría de las cargas para alta temperatura proporcionan poca penetración; (2) el explosivo de alta temperatura es poco sensible, originando mayores fallas en los disparos; (3) las cargas para alta temperatura son más costosas, y (4) existen pocas cargas para seleccionar.

Cuando se opera cerca del límite superior con cargas para baja temperatura pueden seguirse estas recomendaciones:

1.- Pueden circularse en los pozos fluidos con baja temperatura para reducir la temperatura en el fondo del pozo. Este procedimiento es especialmente aplicable, para pistolas que se corren a través de la tubería de producción, inmediatamente después de suspender la circulación del fluido.

2.- Cuando existe alguna duda con relación a sí se alcanzará la temperatura límite de la pistola antes de que ésta dispare, puede emplearse deto- nadores para alta temperatura en las pistolas que contienen cargas para baja temperatura. De esta manera se evitarán los disparos accidentales

debido a la alta temperatura, ya que las cargas

preformadas se fundirán o quemarán sin deto-

nar, a menos que sean disparadas con el deto-

nador de la pistola.

Para pozos con temperaturas muy altas puede no

existir otra alternativa que correr el paquete comple-

to para disparar a alta temperatura. Este incluye el

detonador, el cordón explosivo, y la carga principal.

Como se indicó con anterioridad, el detonador es el

elemento principal del sistema. A menos que el

deto-nador sea accionado, la carga preformada no

será disparada.

Control del Pozo

Los pozos productores de aceite con baja presión

pueden ser disparados, con aceite o agua dentro de

la tubería de revestimiento, con poco control super-

ficial, siendo suficiente un prensaestopa tipo limpia-

dor. Sin embargo, es siempre conveniente usar un

preventor de cable. Los pozos productores de aceite

con presión normal, pueden ser disparados, con

acei-te o agua en el agujero, con pistolas a través de

la tubería de producción, usando instalaciones de

con-trol convencionales a boca del pozo y un

prensaestopa ajustable tipo espiral.

En todos los pozos productores de gas deberá usar-

se un lubricador con sello de grasa, así como en to-

dos los pozos en que se prevea una presión superfi-

cial mayor de 1,000 lb/pg2.

Daño en el Cemento y la Tubería de Revestimiento.

Las pistolas con cargador de tubo absorben la ener-gía

no empleada al detonar las cargas. Esto evita el

agrietamiento de la tubería de revestimiento y elimi-na

virtualmente que el cemento se desquebraje. Con el

uso de las pistolas a bala convencionales no se dañan

mucho las tuberías de revestimiento. Al dis-parar con

un claro igual a cero se tiende a eliminar las asperesas

dentro de la tubería de revestimiento. Las pistolas a

chorro con cargas expuestas, como las de tipo

encapsuladas o en tiras, pueden causar la

deformación, fracturamíento y ruptura de la tubería de

revestimiento, así como un notable agrietamiento del

cemento. La cantidad de explosivo, el grado de

adherencia de la tubería de revestimiento con el ce-

mento, la densidad de los disparos, el diámetro de la

tubería de revestimiento y la "masa-resistencia" de la

tubería de revestimiento, son factores que afectan el

53

Terminación y Mantenimiento de Pozos agrietamiento de las tuberías de revestimiento expuestas a disparos con cargas a chorro. La "masa-resistencia" de la tubería de revestimiento ha sido definida como el producto del peso unitario y su resistencia hasta el punto de cedencia.

Necesidad de Controlar el claro de las Pistolas

Un claro excesivo con cualquier pistola a chorro puede ocasionar una penetración inadecuada, un agujero de tamaño inadecuado, y en forma irregular de los agujeros. Las pistolas a bala deberán generalmente dispararse con un claro de 0.5 pg, para evitar una pérdida apreciable en la penetra- ción. Generalmente las pistolas a chorro convencionales de diámetro grande, presentan poco problema, excepto cuando se disparan en tuberías de revestimiento de 9 5/8 pg. ó mayores.

El control del claro puede lograrse a través de expansores de resorte, magnetos, y otros procedimientos. Dos magnetos, uno localizado en la parte superior y el otro en el fondo de las pistolas que se corren a través de la tubería de produc- ción, se necesitan generalmente, para aumentar la probabilidad de obtener un claro adecuado. Dependiendo del diseño de las pistolas y las cargas, generalmente se obtiene una máxima pene- tración y tamaño de agujero con claros de 0 a ½ pg., cuando se usan pistolas a chorro. Con algunas pistolas de cargador tubular, se han observa- do cambio notables en el tamaño de los disparos al aumentar el claro de 0 a 2 pg. En algunos casos la centralización de las pistolas produce agujeros de tamaño más consistente y satisfactorio. Cuan- do los claros son mayores de 2 pg., es generalmente conveniente descentralizar y orientar la di- rección de los disparos de las pistolas.

La centralización de las pistolas no es recomendable para las pistolas a chorro que se corren a través de la tubería de producción, ya que éstas están generalmente diseñadas para dispararse con un claro igual a cero. Las pistolas con cargas a chorro giratorias pueden generalmente aliviar el problema del claro cuando se corren a través de las tuberías de produc- ción. Sin embargo, se pueden tener residuos y problemas mecánicos bastantes severos.

Medición de la Profundidad

El método aceptado para asegurar un control preci-so

en la profundidad de los disparos consiste en co-rrer un

localizador de coples con las pistolas, y medir la

profundidad de los coples que han sido localiza-dos,

respecto a las formaciones, usando registros

radiactivos. Algunos marcadores radiactivos pueden

instalarse dentro de las cargas preformadas seleccio-

nadas, para ayudar a localizar la profundidad exacta de

los disparos. Los registros de detección de coples

pueden mostrar la posición de disparos recientes o

anteriores hechos con cargas expuestas, tales como las

usadas en pistolas con cargas encapsuladas. En este

caso el registro señalará las deformaciones en la

tubería de revestimiento ocasionadas por la detona-ción

de las cargas expuestas.

Disparos Orientados Los disparos orientados se requieren cuando se

usan varias sartas de tuberías de revestimiento, o en

termi-naciones múltiples en las que se dispara a

través de la tubería de producción, cuando están

juntas tube-rías de producción.

Se dispone de dispositivos mecánicos, radiactivos, y

electromagnéticos, para orientar las pistolas. Cuan-

do se usan pistolas orientadas en terminaciones múl-

tiples, a través de las tuberías de producción, se de-

ben de usar siempre pistolas con cargadores

tubulares de pared delgada. Las pistolas con cargas

encapsuladas pueden provocar el colapso de alguna

tubería de producción adyacente.

Para evitar disparar las sartas de tuberías de revesti-

miento adyacentes, cementadas en el mismo aguje-

ro, la práctica más usual consiste en correr una fuen-

te radioactiva y un detector sobre el mismo cable

eléc-trico de las pistolas, y a continuación girar las

pisto-las para evitar perforar las tuberías de

revestimiento adyacentes. Si existe alguna duda en

la interpreta-ción se correrá una marca radioactiva

en la tubería de revestimiento adyacentes para

ayudar a localizar estas sartas.

Penetración contra tamaño del agujero

Al diseñar cualquier carga preformada puede

54


obtenerse una mayor penetración sacrificando el tamaño del agujero. Debido a que una máxima pe- netración parece ser más importante, con fundamen- to en los cálculos teóricos de flujo, se han solicitado frecuentemente a la industria petrolera, y se han recibido a menudo, cargas de mayor penetración sacrificando el tamaño del agujero. Cuando se perfo- ran tuberías de revestimiento de alta resistencia y de pared gruesa, o formaciones densas de alta resistencia, probablemente se requiera una penetración máxima aún cuando el tamaño del agujero sea reducido hasta 0.4 pg.

Sin embargo, en situaciones normales, debido a la dificultad en remover el lodo, los residuos de las cargas, la arena y las partículas calcáreas de un disparo de diámetro y la formación, deberá normalmente tener un diámetro mínimo de entrada de 0.5 pg., con un agujero liso y de tamaño uniforme de máxima penetración.

Planeación del sistema de disparo

Al planear un trabajo de disparos se deben considerar, el estado mecánico del pozo, el tipo de forma- ción y las condiciones de presión esperadas después del disparo.

Factores importantes en el comportamiento de un sistema de disparos son densidad de cargas, pene- tración, fase y diámetro de agujero, estos son conocidos como factores geométricos (figura3).

El estado mecánico del pozo determinara el diáme- tro máximo de pistolas, la forma de conllevar las mismas hasta la formación productora (Cable, Tubería Flexible, Tubería de Producción, etc.).

Las características de la formación tales como; Pro- fundidad, Litología, Parámetros de Formación (Den- sidad, Resistencia Compresiva, Esfuerzo Efectivo, Permeabilidad, Porosidad, etc.) dan indicio del comportamiento de la pistola en el pozo.

Desempeño de las cargas

La penetración de las pistolas disminuye al aumentar el esfuerzo de sobrecarga y la resistencia compresiva de la formación. Un método para su calculo fue pro- puesto por Thompson en 1962, el cual relaciona la resistencia compresiva, con los resultados obtenidos

Diámetro de la Zona dañada Diámetro del

pozo

Diámetro de la Zona compactada

Diámetro de la Perforación

Espaciamiento de los agujeros (Depende de la densidad cargas)

Angulo de fase =

Figura 3 Ejemplificación de los factores

geométricos en el sistema de disparos.

de pruebas en superficie, de la siguiente manera:

3HQ 3HQsup * H0.086

U − I

Donde: Pen = Penetración

Pensup = Penetración en superficie, Carta API

RP-43.

Cr = Compresibilidad en superficie a las

condiciones de la prueba, (Kpsi).

Cf = Compresibilidad de la formación de

interés. (Kpsi)

Las condiciones esperadas en el pozo posterior al

disparo, dan la pauta para decidir la forma en la cual

55


se llevara a cabo el disparo (condiciones Bajo Balan- ce o Sobre Balance), las cuales estan influenciadas por los fluidos en los poros, presión de poro y la presión hidrostática ejercida por los fluidos de termi- nación.

En una terminación sobrebalanceada, la presión de formación es menor que la hidrostática en el pozo, esta, diferencia puede ocasionar que los agujeros se taponen con residuos de las cargas, al momento del disparo. Por otro lado, en una terminación bajo balanceada la presión de formación es mayor que la hidrostática ejercida por la columna de fluidos en el pozo, en este caso los residuos de las cargas y la zona comprimida por el disparo pueden ser expulsa- dos del agujero. La figura 4 ejemplifica estos efectos.

Casing

Carcaza Cemento Arenisca

Berea

Liner ANTES DEL

DISPARO

Primer Explosivo

principal

Jet DURANTE LA

PERFORACION

Arenisca

([SO RVLyQ

comprimida

Arenisca sin dañ o

DESPUES DEL DISPARO PERFORACION SUCIA

ANTES DE FLUIR (T APONADA)

Residuos

DESPUES DE FLUIR PERFORACION LIMPIA

Zona

comprimida

'$f2 $ /$ )250$&,21 '(%,'2 $/ 352&(62 '( 3(5)25$&,21

Figura 4 Daño a la formación causado por el disparo.

En general, se recomienda disparar en condiciones bajo balance debido a la limpieza generada en los agujeros. Sin embargo, usar presiones diferenciales muy altas es inadecuado, debido a que se provoca arenamiento o aportación de finos de la formación que impedirían el flujo de fluidos hacia el pozo.

La magnitud de la presión diferencial, para disparar en condiciones bajo balance, depende básicamente de la permeabilidad de la formación y el tipo de flui-

do empleado en la terminación. Valores recomenda-

dos de presión diferencial, tanto para pozos de gas

como de aceite son calculados mediante siguientes

correlaciones empíricas:

Para pozos de gas:

3 3500

GLI . 0.37

Para Pozos de aceite:

3 2500

GLI . 0.17

Donde : Pdif= Presión diferencial en lbs/pg2 K.- Permeabilidad de la formación en md.

Influencia de los factores geométricos sobre la

rela-ción de productividad

Para evaluar el potencial productivo de un pozo se

utiliza el índice de productividad, el objetivo es deter-

minar la capacidad de flujo del pozo se obtiene al

dividir el gasto promedio entre la diferencial de pre-

sión existente en el pozo y la formación, esto es:

- 4

3

Donde Q.- es el gasto de flujo estabilizado. ∆3. − es el diferencial de presión.

El índice de productividad será máximo cuando la

diferencial de presión tienda a cero, esto solo sucede

en pozos terminados en agujero descubierto y que

no tienen efectos de daño a la formación, por el flui-

do de perforación.

Los factores geométricos tienen un marcado efecto

sobre el índice de productividad, estos son evalua-

dos mediante la Relación de Productividad (RP), la

cual se define como la producción de una zona

entubada y disparada, dividida entre la obtenida en

esa misma zona en agujero abierto. Esto es:

53 PrRG._ ]RQD_GLVSDUDGD

PrRG._ ]RQD_HQ_DJXMHUR DELHUWR

56

RP= Relación de productividades.

El efecto de la penetración y la densidad de las cargas es mas pronunciado en la vecindad del pozo, mientras que a medida que se aleja su tendencia es menor. La figura 5 muestra el efecto de la penetra- ción y densidad de cargas sobre la RP. Como ejemplo, para un RP de 1.0, y una densidad de cargas de 3 c/m, se requieren 16 pg de penetración, mientras con 13 c/m se requieren 6 pg de penetración.

PRIM EROS ESTUDIOS 13 C/M - 90 FASE 26 C/M

1.2 13 C/M

'1.1 $

' 6 C/M 3 C/M

,

9 ,

71.0

&

8

'

2

50.9 3

( ' o

1 90 Fase 20.8

diametro 0.5 "

,

&

$ sin zona dañada /

5(0.7

0 3 6 9 12 15 18 21

352)81','$' '( 3(1(75$&,21 38/*

Figura 5 Efecto de la penetración y densidad de disparo sobre la relación de productividades.

La fase angular entre perforaciones sucesivas, es un factor importante en la RP, la figura 6, muestra una reducción del 10 al 12%, en la RP, para sistemas de 0 a 90°, con una misma penetración.

1.5

1.4 ' $ '1.3

, O )DVH

9 90 , O

7 120 &1.2

O

8

180

'

2 51.1

O

3 0

(

'

Equivalente a

1

2 agujero ,

& abierto $0.9

/ FDUJDV SLH

(

5 GLDPHWUR

0.8

VLQ ]RQD GDxDGD

0.7 0 3 6 9 12 15 18 21

352)81','$' '( 3(1(75$&,21 38/* Figura 6 Efecto de la fase sobre la RP.


Existen otros factores que no dependen del sistema

de disparo y que también tienen un marcado efecto

sobre la RP, como son; el daño a la formación por el

filtrado de fluidos de perforación, por compactación

de la zona disparada etc.

Ejemplo:

Se desea disparar el intervalo 3015- 3075, en una for-

mación de caliza con una permeabilidad de 4 md, el

análisis del registro Sónico Dipolar proporciona una

resistencia compresiva de 12,400 psi, el fluido espe-

rado es gas y condensado, con una presión del yaci-

miento de 4000 psi, la profundidad interior del pozo es

de 3,100m, se planean utilizar pistolas de 2 1/8 pg, de

diámetro, las cuales en pruebas API RP 43, tienen una

penetración de 18 pg, en cemento con resisten-cia

compresiva de 5000 psi, El fluido de terminación es

agua. a) ¿Cuál será la penetración de la pistola para la

formación de interés?, b) ¿Cuál deberá ser la presión

diferencial requerida para disparar en condi-ciones bajo

balance?.

Solución:

Aplicando la ecuación y sustituyendo valores se tie-

ne:

3HQ 18 * H(0.086*(5−

12.4))

= 9.53 pg

Aplicando la ecuación para pozos de gas, la presión

diferencial requerida para disparar en condiciones

de bajo balance es:

3GLI 3500

= 2095 psi

40.37

La profundidad del pozo es 3000 m, el pozo será ter-

minado con agua dulce por lo que la hidrostática

ejercida al nivel medio del disparo son 304.5 kg/cm2

(4,330 psi), requerimos aplicar 2,095 psi de diferen-

cia ((2,235 psi) por lo que el nivel de fluidos deberá

encontrarse a 1570m, en otras palabras el pozo ten-

drá una columna de agua de 1430 mts.

Procedimiento de operación

1. Solicitar el servicio de disparos, una vez que el

árbol y las conexiones superficiales estén proba-

dos con la presión de trabajo, de acuerdo al for-

57


mato requerido, especificando diámetro de pistola, fase, tipo, etc. Además de datos del pozo (Diá- metro de tuberías profundidad interior, intervalo por dispara etc.)

2. Efectuar la reunión de seguridad entre el per-

sonal del servicio de disparos, de apoyo, tripula-

ción del equipo, donde se explicará la operación

a realizar, las medidas de seguridad y se asigna-

ran funciones.

3. Instalar la Unidad de disparos, aterrizar la mis-

ma, instalar señales de advertencia (peligro, ex-

plosivos, no fumar y apagar radios y teléfonos

celulares, etc.)

4. Probar el lubricador con una presión equiva-

lente a la de trabajo del árbol de válvulas

5. Calibrar el pozo con un sello de plomo y ba-

rras de contrapeso del diámetro y longitud de pis-

tolas a utilizar.

6. Tomar registro de coples para correlacionar

profundidad del disparo de la profundidad inte-

rior hasta 100 m arriba de la cima del intervalo a

disparar.

7. Afinar la profundidad del disparo

correlacionando las curvas del registro de corre-

lación y el tomado previo al disparo.

8. Armar las pistolas de acuerdo a los procedi-

mientos de seguridad establecidos. De preferen-

cia con luz diurna, en caso de tormentas esperar

el tiempo necesario.

9. Introducir las pistolas al pozo y bajarlas a una

velocidad moderada (se recomienda de 20 a 30

m/min.) para evitar daños en las mismas que im-

pidan su funcionamiento en el pozo. En caso de

falla en la pistola, al sacarla extremar precaucio-

nes, revisarla y determinar las causas que origi-

naron su falla.

10. Colocar la pistola frente al intervalo a disparar

( en caso de intervalos grandes se recomienda

dispar la primer corrida de la parte inferior hacia

la superior ).

11. Sacar las pistolas disparadas, observar el esta-

do de las mismas en cuanto a cargas disparadas

expansión máxima y longitud recuperada.

Al término del disparo el encargado del servicio de

disparos, deberá reportar en la bitácora del equipo

los detalles de la operación.

Procedimientos prácticos para disparar óptimamente

1. Seleccione la pistola con base en los datos de

las pruebas de la Sección 2, del API RP-43,

Tercera Edición, octubre de 1974. Corrija los

resultados de los datos de las pruebas API de

acuerdo con la resistencia a la comprensión de la

formación que va a ser disparada. Las pruebas

superficiales efec-tuadas de acuerdo con la

Sección 1 del API RP-43 son de un valor muy

limitado en la selección de las pistolas.

2. El claro de las pistolas debe ser muy conside-

rado en cada operación para optimizar la pene-

tración y el tamaño del agujero. Las pistolas para

disparar a través de las tuberías de producción

están normalmente diseñadas para dispararse con

un claro igual a cero cuando no están desfasadas.

Si las pistolas para disparar a través de la tubería de

producción son detonadas con claros diferen-tes de

cero o probablemente de ½ pg., la penetra-ción

estimada y el tamaño del agujero deberán corregirse

por el claro de la pistola y por la resis-tencia de la

formación a la compresión.

3. El método preferido para disparar consiste ge-

neralmente en disparar usando fluidos limpios, li-

bres de sólidos, no dañantes, y manteniendo una

presión diferencial hacia el pozo. Normalmente es

suficiente con mantener una presión diferencial

hacia el pozo de 200 a 500 lb/pg2.

4. En calizas o dolomitas, puede ser conveniente

disparar en HCI o ácido acético, con una presión

diferencial hacia la formación, si se usa aceite o

agua limpia que proporcionen la carga

hidrostática requerida para controlar el pozo.

5. No es recomendable disparar en aceite, en

agua, o en ácido bajo una columna de lodo.

58


6. Cuando se dispare en lodo o con fluidos rela-

tivamente sucios, debe reconocerse que :

· Es virtualmente imposible remover los tapones

del lodo o sedimentos de todos los disparos por

sondeo o por flujo.

· Los tapones de lodo o sedimento no son fácil-

mente removidos de los disparos, con ácido o con

otros productos químicos, a menos que cada

disparo sea fracturado con bolas selladoras.

Las herramientas lavadoras de disparos y las de "sondeo instantáneo" han probado su efectividad para remover los tapones de lodo de los disparos en algunos pozos terminados en formaciones de arena con- solidada.

7.- No debe permitirse que los lodos de perfora-

ción y los fluidos de terminación sucios entren a

los disparos durante la vida del pozo, el agua o el

aceite sucios pueden ser muy perjudiciales, debi-

do al taponamiento de los disparos o de la forma-

ción de sólidos.

8.-Los disparos taponados con lodo contribuyen

a la presentación de estos problemas:

· La productividad de los pozos puede ser aprecia-

blemente reducida.

· La recuperación de aceite o gas puede reducirse

apreciablemente, dependiendo del tipo de empu-

je del yacimiento y los procedimientos de termi-

nación. · La eficiencia de la inyección de agua o de otros

métodos de recuperación mejorados pueden re-

ducirse grandemente. · Algunos pozos exploratorios pueden ser abando-

nados como resultado de baja productividades

indicadas erróneamente durante las pruebas de

formación o de producción. · Pueden presentarse frecuentemente problemas de

arenamiento en los pozos, al generar altos ritmos

de flujo a través de unos cuantos disparos, al per-

manecer taponados la mayoría de los disparos. · La probabilidad de que se presenten problemas

de confiscación o dignación de gas o gas aumen-

ta cuando un porcentaje alto de los disparos es-

tán taponados.

Selección optima de disparos utilizando

Software Técnico

El diseño optimo de los disparos actualmente se hace

utilizando el Software técnico actualizado llamado

W.E.M. (Well Evaluation Model) versión No 10, el cual

es un sistema muy amigable que lo lleva a uno

facilmente para el diseño de los disparos para esco-ger

el tipo y la pistola, densidad de las cargas, la fase, la

penetración y el diametro del agujero optimo.

Hay dos formas de introducir los datos al programa:

1 Existe un dibujo de todas las partes que con-

forman el sistema de producción desde el fondo

por el tipo de yacimiento hasta la superficie con

el tamaño del estrangulador y la presion en la

superficie, por lo cual señalando cualquier parte

del sistema aparece la pantalla correspondiente

para ser llenada y asi sucesivamente hasta termi-

nar con todas las pantallas y posteriormente co-

rrer el programa.

2 La otra forma es señalando programa de la

barra de herramientas y un semaforo que se en-

cuentra en luz verde y automaticamente el pro-

grama muestra la primera pantalla y

posteriormen-te la siguiente hasta terminar de

llenar todas las pantallas, por lo que se tiene más

orden en la ali-mentación del programa.

La primera pantalla solicita los datos de entrada

como la temperatura estatica, si el pozo es desviado

ó ver-tical, el tipo de flujo, la profundidad de

referencia de los datos. Posteriormente la siguiente

pantalla solici-ta el tipo de yacimiento si es de gas,

aceite, gas y condensado, agua (inyector), si es

productor o de inyección, si el flujo es por TP,

Espacio Anular, com-binado ó por la tuberia de

revestimiento y si el flujo es natural o con sistema

artificial de Bombeo Neumatico.

Posteriormente el nombre del yacimiento y tipo de

flujo, la siguiente pantalla es si se señalo que el

yaci-miento es de gas solicita las caracteristicas de

gas como es la gravedad especifica, contenido de

CO2, N2 y H2S, asi como la producción de agua y la

gra-vedad especifica del agua, posteriormente

solicita la temperatura en la superficie.

59


Posteriormente solicita la cima y base del yacimiento y temperatura de fondo, posteriormente solicita los datos de la o las tuberias de revestimiento como es el diametro, peso, grado, longitud y el tipo de junta e indica la rugosidad de la misma automaticamente. Posteriormente la litologia y presión del yacimiento, la permeabilidad y porosidad del mismo, la geometria como es el radio de drene, diametro del agujero, el intervalo neto, las diferentes tipos de permeabilidades, el tipo y diametro del daño.

Posteriormente la configuración del pozo o sea el fluido de terminación como es agua, diesel, lodo ó gas y la densidad del mismo fluido y asi mismo la resistencia a la compresión del cemento. Posteriormente la siguiente pantalla es donde se tiene los datos de la Tuberia de producción desde el diametro, peso, grado y tipo de rosca, etc. ,y de las diferentes tipos de pistolas, por Compañía de Servicio, si son expandibles, desintegrables, el tipo de carga y el diametro de agujero o si se quiere penetración y el rango máximo y minimo del diametro que se quiere diseñar, nos proporciona graficas de cada tipo de pistola de acuerdo a la fase y claro en donde proporciona datos de la presión del disparo por el diferente claro que se tiene en el pozo . Cabe mencionar que es una base de datos muy completa y asi mismo existe un apartado para meter una nueva tipo de pistola con todos sus datos para poder utilizarla en el dise- ño.

Finalmente se corre el programa y proporciona una grafica en donde se observa la mejor opcion de las pistolas a disparar ya que proporcionan la mejor pro- ducción por dia y asi mismo se pueden combinar diferentes tipos de diametros de tuberia de produc- ción y ver el diametro optimo y realmente se pueden hacer muchas cosas con el programa ya que lo anterior es una breve descripción del mismo y como se menciono anteriormente el programa es muy amigable.

X. ESTIMULACION DE POZOS

Entre los mas importantes desarrollos tecnológi- cos con que cuenta la industria petrolera están los métodos de Estimulación de Pozos. Tal es su importancia que no existe pozo en el mundo en que no se haya aplicado uno o mas de estos métodos.

El proceso de estimulación de pozos consiste en la

inyección de fluidos de tratamiento a gastos y

presiones bajas que no sobrepasen a la presión de

fractura, con la finalidad de remover el daño oca-

sionado por la invasión de los fluidos a la forma-ción

durante las etapas de Perforación y Termina-ción del

pozo. Dependiendo del tipo de daño pre-sente en la

roca y la interacción de los fluidos para la remoción

de este, las estimulaciones se pueden realizar por

medio de dos sistemas. Estimulaciones no reactivas

y reactivas.

Figura 7 Restauración o mejora de las condicio-

nes de flujo por estimulación o fracturamiento.. Determinación y tipo de daño a la formación

El daño a la formación es un fenómeno que causa

una distorsión en el flujo lineal en dirección al pozos

debido a restricciones en el tamaño de los poros de

la roca, ocasionando una caída de presión extra en

las inmediaciones del pozo.

Componentes del daño

Los tratamientos de estimulación en la mayoría de

los casos reducen el factor de daño, sin embargo, el

efecto total de daño involucra varios factores, donde

algunos de ellos no pueden ser alterados, el daño

total se representa por la siguiente ecuación:

St = Sc + θ + Sp + Sd + pseudodaño

6F T es el daño por terminación parcial y ángulo de

desviación, Sp es el daño por efectos del disparo y

Sd es el daño por invasión de los fluidos.

60

Terminación y Mantenimiento de Pozos Efectos del daño

Con la finalidad de evaluar en forma teórica y cuan- titativa los efectos de los daños susceptibles de removerse a través del tratamiento de estimulación, para conocer tal efecto, se debe considerar un yacimiento que no presenta ningún tipo de daño (S=0) para estimar el potencial natural del pozo. Sin embargo, cuando se tiene un agujero revestido y disparado, el flujo debe converger hacia las perforaciones de los disparos.

Los efectos producidos por los disparos originan un compactamiento de la formación sufriendo alteraciones en sus características físicas, las cuales propician el inicio de los problemas asociados con la restric- ción al flujo a través de las perforaciones, y estas se ven incrementadas por los detritos de las pistolas, la tubería, el cemento y la propia formación.

Una vez eliminada las restricciones causadas por los disparos, es conveniente estimar cual seria el efecto de la productividad del pozo por la presencia del ver- dadero daño a la formación. Para tal caso, es necesario determinar el comportamiento de flujo, obtenido de la presión de pozo fluyente y el gasto de pro- ducción a esa presión. Esto se determina para las diferentes condiciones de permeabilidad, tanto para la zona virgen y la zona alterada o dañada.

Origen del daño

El daño a la formación puede ser causado por procesos simples o complejos, presentándose en cualquiera de las etapas de la vida de un pozo.

El proceso de la perforación del pozo es el primer y tal vez el mas importante origen del daño, el cual se agrava con las operaciones de cementación de tu- berías de revestimiento, las operaciones de termina- ción y reparación de pozos e incluso por las operaciones de estimulación. La fuente de daño la propicia el contacto e invasión de materiales extraños en la formación.

Además, durante el proceso natural de producción debido a las alteraciones de las características originales de los fluidos o las de los minerales que constituyen la roca.

Los mecanismos que gobiernan el daño a un forma-

ción pueden ser:

Reducción de la permeabilidad absoluta de la forma-

ción, originada por un taponamiento del espacio

poroso o fisuras naturales.

Reducción de la permeabilidad relativa a los fluidos

de la formación, resultado de la alteración en las

saturaciones de los fluidos o del cambio de la

mojabilidad.

Aumento de la viscosidad de los fluidos del

yacimiento debido a la formación de emulsiones o

alteraciones en sus propiedades.

Tipos de daño

La eficiencia de un tratamiento de estimulación de-

pende principalmente de la caracterización y remo-

ción del daño que restringe la producción. Varios

tipos de daño pueden existir durante las diferentes

etapas de desarrollo del pozo.

A continuación se describen los tipos de daño que

se pueden presentar durante las diferentes

operacio-nes que se realicen en un pozo petrolero.

Daño por invasión de fluidos

Este tipo de daño se origina por el contacto de flui-

dos extraños con la formación y el radio de invasión

depende del volumen perdido, de la porosidad y

permeabilidad de la formación y de su interacción

con los fluidos contenidos en ella o con los compo-

nentes mineralógicos de la roca.

La fuente principal de este tipo de daño es la

perfora-ción misma, ya que el lodo forma un enjarre

debido a la filtración de fluidos a la formación y su

penetra-ción depende del tipo de lodo, tiempo de

exposición y la presión diferencial. Esta invasión de

fluidos ge-nera alguna diversidad de daño, como:

Daño por arcillas.- La mayoría de las formaciones

productoras contienen en mayor o menor cantidad

arcillas, siendo estos minerales potencialmente fac-

tores de daño por su alta sensibilidad a fluidos acuo-

sos, lo que provoca su hinchamiento y/o migración.

Las arcillas presentes en la formación proviene por

dos tipos de proceso, el primero se presenta de ma-

nera mecánica, la cual ocurren en el deposito

61


simultaneo con los otros minerales que conforman la roca, y el segundo de manera química, en que estos minerales se forman en el espacio poroso como el resultado de precipitados o reacciones de otros minerales con el agua de formación.

Bloqueo de agua.- La invasión de fluidos acuosos propicia que en la vecindad del pozo se promueva una alta saturación de la misma, disminuyendo la permeabilidad relativa a los hidrocarburos. Lo que provoca una área mojada por agua e incrementando la adsorción de esta a las paredes de los poros. Bloqueo de aceite.- Cualquier fluido base aceite que invada yacimientos de gas, especialmente en zonas de baja permeabilidad, causaran reducciones en la permeabilidad relativa del gas.

Bloqueo por emulsiones.- esto sucede cuando los fluidos de invasión se intermezclan con los contenidos en la formación. Los filtrados con alto pH o áci- dos pueden emulsificarse con aceites de formación, estas emulsiones suelen tener alta viscosidad.

Cambio de mojabilidad.- Un medio poroso se encuentra mojado por agua facilita el flujo de aceite, y los fluidos de invasión a la formación tiene la tendencia de mojar la roca por aceite debido al uso de surfactantes cationicos o no ionicos, lo cual repercu- te en una disminución de la permeabilidad relativa al aceite.

Daño por invasión de sólidos

embargo muchas veces no se alcanzan presiones

diferenciales suficientes y el daño puede ser mas

severo.

Adicionalmente las perdidas de volúmenes conside-

rables de fluido de control, a través de fisuras, caver-

nas o fracturas inducidas propician invasión consi-

derable de sólidos a la formación siempre son difíci-

les de remover.

Daño asociado con la producción

La producción de los pozos propicia cambios de pre-

sión y temperatura en o cerca de la vecindad del

pozo, provocando un desequilibrio de los fluidos

agua, acei-te y/o gas, con la consecuente

precipitación y depo-sito de sólidos orgánicos y/o

inorgánicos, generan-do obturamientos de los

canales porosos y por lo tanto, daño a la formación.

Otra fuente común de daño asociado con el flujo de

los fluidos de la formación es la migración de los fi-

nos, presentándose generalmente en formaciones

poco consolidadas o mal cementadas, provocando

obturamientos de los canales porosos.

Otro tipo de daño es el bloqueo de agua o gas por su

canalización o conificacion, provocando una reduc-

ción en la producción del aceite e incluso dejando de

aportar el pozo.

Evaluación del daño

Uno de los mas comunes tipo de daño se debe al obturamiento del sistema poroso causado por los componentes sólidos de los fluidos de perforación, cementación, terminación , reparación y estimulación.

Estos sólidos son forzados a través del espacio poroso de la roca, provocando un obturamiento parcial o total al flujo de fluidos causando un daño severo en la permeabilidad de la roca.

Este daño en lo general esta limitado a unos cuantos centímetros de la pared del pozo y su penetración depende principalmente del tamaño de las partícu- las y los poros.

Dependiendo del tamaño, comportamiento y tipo de sólidos, estos pueden removerse en contraflujo, sin

Todo pozo a su inicio de su explotación o durante la

misma, se encuentra dañado en menor o mayor gra-

do y se hace imprescindible la remoción del mismo

para restituir las condiciones naturales de

producción. Esta remoción puede resultar difícil y

costosa, por lo que el enfoque básico debe ser su

prevención o por lo menos su minimización.

Para lograr la remoción del daño es necesario

avaluarlo y esto se puede realizar tomando en consi-

deración los siguientes puntos:

Revisión de operaciones previas a la actual del pozo.-

Se basa fundamentalmente en las condiciones en que

se perforo la zona productora, teniendo relevancia el

tipo y características del fluido de perforación, así como

sus perdidas; manifestaciones de los fluidos del

yacimiento; análisis de la cementación de la tube-

62


ría de revestimiento, así como de las operaciones subsecuentes de reparación, limpieza y estimulación. Análisis del comportamiento de producción.- esto desde la terminación hasta las condiciones actuales, incluyendo el análisis de las pruebas de formación y producción. Lo anterior se debe comparar con el comportamiento de los pozos vecinos.

Pruebas de laboratorio.- Los estudios de laborato- rios permitirá definir la mineralogía y la distribución de los minerales de la roca y reproducir las condiciones de daño. Para la determinación del daño probable de la formación y del tipo de tratamiento para la remoción del mismo.

Cuantificación del daño.- Se hace con la finalidad de definir las condiciones del daño en la formación y perforaciones. Para tal efecto debe tomarse en con- sideración de datos de producción así como de curvas de variación de presión y del análisis nodal, herramientas con lo cual se podrá cuantificar el daño y estimar el efecto de su remoción.

Selección del tipo de tratamiento

Dependiendo del tipo y caracterización del daño, los tratamientos de estimulación de pozos pueden ser de dos formas : estimulación matricial y estimulación por fracturamiento hidráulico, la diferencia entre estos dos tipos de estimulación recaen en el gasto y presión de inyección.

Las estimulaciones matriciales se caracterizan por gasto y presiones de inyección por debajo de la pre- sión de fractura, mientras que los fracturamientos hidráulicos se utilizan gasto y presiones de inyección superiores a la presión de fractura.

Datos del yacimiento

Los parámetros mas importantes de análisis para di- señar un tratamiento de estimulación son: a) Permeabilidad b) Presión de yacimiento c) Porosidad d) Mineralogía de formación e) Densidad de los fluidos de la formación f) Saturación de los fluidos de formación g) Temperatura del yacimiento h) Profundidad de la formación i) Factor de daño

Curvas de incremento y decremento

El registro de presiones durante la producción de un

pozo productor es de suma importancia, ya que de-

pendiendo del comportamiento de las mismas du-

rante su vida productiva se puede determinar que el

yacimiento esta dañado, y para la comprobación del

mismo se hecha mano de herramientas para la de-

terminación de parámetros como la permeabilidad,

factor de daño y conductividad del yacimiento.

Estos parámetros se pueden determinar mediante el

análisis de presiones registradas en el fondo del

pozo tanto como fluyente como cerrado.

Análisis de muestras y pruebas de laboratorio

Análisis de muestras

el éxito de un tratamiento en su gran porcentaje de-

pende de los análisis y pruebas de laboratorio, que

sirven para determinar y conocer el mecanismo de

daño presente en la formación a estimular, para ello

se enlista una serie de análisis y pruebas mas

comu-nes.

Análisis composicional. Esta prueba nos permite de-

tectar la presencia de emulsiones, sedimentos

organicos y/o inorgánicos, etc., que puedan estar

provocando el daño al yacimiento.

De este análisis se puede determinar la densidad, el

contenido de parafinas y/o asfáltenos y resinas

asfálticas contenidas en el crudo.

En forma similar para el agua se determina la densi-

dad, ph y sales disueltas en ella (cloruros).

Además de las posibles emulsiones y sedimentos de

origen organicos o inorgánicos (fierro).

Análisis mineralógico. Este análisis se realiza para

determinar el contenido de minerales y su propor-

ción en la roca del yacimiento, es de suma importan-

cia conocer la mineralogía ya que dependiendo de

ello se seleccionan el tipo de tratamiento y sus aditi-

vos.

Este análisis se puede determinar de dos formas,

fluo-rescencia y difraccion de rayos X, de los cuales

se obtiene la distribución en forma cualitativa de los

63


minerales presentes en la roca analizada.

Pruebas de laboratorio

Pruebas de compatibilidad

De esta prueba se determina la mezclabilidad, homogeneización, dispersión y solubilidad, rompimiento de emulsiones y la mojabilidad por agua, de los fluidos de tratamiento con los fluidos contenidos en la formación productora.

Prueba de emulsión Estas pruebas se realizan para determinar la cantidad de ácido separada en el menor tiempo, la calidad de las fases ácido hidrocarburos (aceite) y la tendencia a precipitados de asfáltenos o lodo asfáltico. Prueba de análisis de agua de formación

Se realiza esta prueba para determinar la tendencia de generación de incrustaciones de sales en los aparejos de producción y la precipitación de estas en la formación.

Software técnico para el diseño de las estimulaciones

El software debe contemplar los siguientes aspectos:

a) Selección de candidato. Establecer en esta eta-

pa la validación de los datos de tratamiento y la

cuantificación de producción postfractura, te-

niendo como meta principal la selección de po-

zos con bajo riesgo y alto potencial.

b) Establecer la naturaleza y localización del daño.

El software debe ser capaz de identificar el

daño y su posible origen, ya que de esto se

despren-de la selección adecuada de los fluidos

de trata-miento.

c) Selección de los fluidos de tratamiento y sus

aditivos en función del daño pronosticado.

d) Determinación de la presión y gasto de inyec-

ción.

e) Determinación de los volúmenes de los fluidos

de tratamiento.

f) Desarrollar cédulas y estrategias de colocación

de los fluidos de tratamiento.

g) Definir etapas de limpieza del pozo.

h) Análisis económico y rentabilidad del tratamien-

to.

TECNICAS BÁSICAS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS

Después de la terminación de un pozo, en un mante-

nimiento mayor o en el desarrollo de la vida produc-

tiva de los pozos, generalmente se requiere restaurar

o mejorar las condiciones de flujo del intervalo pro-

ductor o inyector. Para lograr esto existen dos técni-

cas principales de estimulación de pozo: la

estimulación matricial y por fracturamiento, diferen-

ciándose por los gastos y presiones de inyección.

En esta sección se describirán los aspectos relevan-

tes sobre las estimulación matricial.

Estimulación Matricial

Los procedimientos de la estimulación matricial son

caracterizados por gastos de inyección a presiones

por debajo de la presión de fractura, esto permitirá

una penetración del fluido a la matriz en forma radial

para la remoción del daño en las inmediaciones del

pozo.

El éxito de una estimulación matricial depende pri-

mordialmente de la selección apropiada del fluido de

tratamiento y el procedimiento de selección es muy

complejo, ya que se involucran diversos factores que

varían ampliamente, entre los mas importantes es-

tán: el tipo, severidad y localización del daño, y su

compatibilidad con el sistema roca fluido de la for-

mación.

Dependiendo de la interacción de los fluidos de

estimulación y el tipo de daño presente en la roca,

se divide en dos grandes grupos:

- Estimulación matricial no ácida - Estimulación matricial ácida.

Ambos grupos incluyen estimulaciones de limpieza y

matriciales.

Estimulación de limpieza. Es la que permite restituir

la permeabilidad natural de la formación al remover

64


el daño.

Estimulación matricial. Llamada también acidificación intersticial, es la que sirve para incrementar la permeabilidad natural de la formación al disolver el áci- do parte del material calcáreo, agrandando los poros comunicados de la roca.

Estimulación no ácida

Es en la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales de la roca, uti- lizándose para la remoción de daños ocasionados por bloqueos de agua, aceite o emulsión, perdidas de fluido de control o depósitos organicos. Los fluidos a utilizar son: soluciones oleosas o acuosas, alcoholes o solventes mutuos, acompañados principalmente de surfactantes u otros aditivos afines. El éxito de estos tratamientos consiste en la buena se- lección del surfactante.

Fenómenos de superficie

El flujo de los fluidos a través del medio poroso esta gobernado por los fenómenos de superficie que representan las fuerzas retentivas de los fluidos en la roca, la acción de la estimulación no ácida concier- ne principalmente con la alteración de estas fuerza retentivas, manifestadas en los fenómenos de ten- sión superficial e interfacial, mojabilidad y capilaridad.

a) Tensión superficial

La materia en sus diferentes estados esta compuesta por moléculas, las cuales presentan una tracción mutua llamada fuerza de cohesión y es una combi- nación de fuerzas electrostáticas y de Van der Walls. El desbalance de estas fuerzas en la interfaces crea energía libre de superficie.

Entonces la tensión superficial la podemos definir como el trabajo por unidad de área equivalente para vencer la energía libre de superficie y se mide en dina/cm.

b) Mojabilidad

En la interfaces entre un liquido y un sólido también existen fuerzas intermoleculares en desequilibrio que generan el concepto de mojabilidad. El sólido causa

un fuerza de adhesión por lo que el liquido es atraí-

do al sólido.

Cuantitativamente la mojabilidad se define como el

producto de la tensión superficial por el ángulo de

contacto en la interfase.

El fenómeno de mojabilidad es importante para el

flujo de aceite en un medio poroso, ya que si la roca

se encuentra mojada por agua, la permeabilidad al

aceite es mayor en el caso de que la roca este moja-

da por aceite.

c)Capilaridad

Otro fenómeno de superficie es la capilaridad. Si un

tubo de vidrio capilar es sumergido en agua, el agua

se eleva en el tubo, en este caso la presión capilar

será la fuerza requerida para soportar la columna de

agua en el tubo dividida entre el área del capilar. En-

tonces la presión capilar se define como la

diferencia de presiones en la interfase.

La estimulación no ácida se emplea para remover

daños relacionados con las fuerzas retentivas del

ya-cimiento y bajo estas condiciones se pueden

atacar problemas de bloqueos de agua, emulsiones,

daños por tensión interfacial, por mojabilidad, por

depósi-tos organicos, entre otros.

Los agentes de superficie (surfactantes) son los pro-

ductos químicos que principalmente se utilizan en la

estimulación matricial no reactiva, debido a su efi-

ciente acción que permite alterar los fenómenos de

superficie.

Surfactantes

Los agentes de superficie son compuestos de molé-

culas orgánicas formados por dos grupos químicos,

uno afín al agua (hidrofilico) y el otro afín al aceite

(lipofilico). Dada esta estructura tienden a orientarse

en un liquido, el grupo hidrofilico es mas soluble en

agua que el grupo lipofilico, entonces las moléculas

del surfactante se orientaran en la interfase agua

aire con el grupo afín al aceite en aire y el grupo afín

al agua en el agua.

El hecho de que un surfactante busque una interfase

implica que la tensión superficial o interfacial, pre-

sión capilar y la mojabilidad de un liquido en un sóli-

65


do se altere en mayor o menor grado y estos efectos se manifiestan en cualquier interfase, ya sea entre dos líquidos inmiscibles, entre un liquido y un sóli- do, etc.

Por otra parte, dado que las rocas de formaciones productoras de hidrocarburos son silicas o calcáreas, los surfactantes actuaran de acuerdo con el carácter eléctrico de estos minerales, pudiendo alterar las condiciones de mojabilidad de un liquido en un sólido.

Clasificación de los surfactantes

La tabla 2 muestra la clasificación con sus descrip- ción esquemática, las características de carga del grupo soluble en agua, los grupos químicos mas importantes y su uso principal.

&/$6,),&$&,21 '(6&5,3&,21 &$5*$ 62/8%/( *5832 48,0,&2 $3/,&$&,21(6

(1 $*8$

68/)$726

12 (08/6,),&$17(6

$1,21,&2

1(*$7,9$ )26)$726

5(7$5'$'25(6

68/)21$726 12 (0 8/6, ),&$1 7(6

)26)21$726

/,03,$'25(6

12 (08/6,),&$17(6

&$7,21,&2

326,7,9$ &2038(6726 '( ,1+,%,'26 '( $0,1$ 6 &25526,21

%$&7(5,6,'$6

12 (08/6,),&$17(6

12 ,21,&2 6,1 &$5*$

,1+,%,'26 '(

32/,0(526

&25526,21

(6380$17(6

/$ &$5*$ 9,6&26,),&$17(6 '(3(1'( '(/ 68/)$72 '( $0,1$

$1)27(5,&2 ,1+,%,'26 '( 3+ '(/ 6,6 7(0 $

)26)$72 '( $0,1$ &25526,21

Tabla 2 Clasificación de surfactantes

Utilización de los surfactantes

La utilización de los surfactantes se manifiesta principalmente en los siguientes fenómenos:

a) Disminución de las fuerzas retentivas de los

flui-dos en el medio poroso.

La acción bajotensora de los surfactantes per-

mite reducir las fuerzas capilares en el medio

poroso, este efecto tiene mayor importancia en

formaciones de baja permeabilidad, de peque-

ños poros, donde las fuerzas retentivas causan

que los hidrocarburos no fluyan con la energía

disponible.

b) Mojamiento de la roca

Cuando la formación en la vecindad del pozo

llega a ser mojada por aceite, este se adhiere a

la pared del poro incrementando el espesor de

la película que moja la roca disminuyendo el

área libre al flujo y eliminando el efecto de res-

balamiento que produce una película de agua

absorbida en la pared del poro. Todo esto trae

como consecuencia una reducción en la per-

meabilidad a los hidrocarburos.

c) Rompimiento de emulsiones Cuando dos líquidos entran en contacto y se

mezclan se llega a formar una esfera que ofre-

ce un área de superficie mínima y una fuerte

tensión interfacial.

Los surfactantes actúan en las emulsiones reducien-

do la tensión interfacial, lo cual permite romper la

rigidez de la película, o neutraliza el efecto de los

agen-tes emulsificantes.

Requerimiento de los surfactantes

Un surfactante debe cumplir con los requisitos si-

guientes:

· Reducir la tensión superficial e interfacial. · Prevenir la formación de emulsiones o romper

las existentes.

· Mojar de agua a la roca del yacimiento consi-

derando la salinidad y el ph del agua utilizada.

· No hinchar o dispersar las arcillas de la forma-

ción.

· Mantener la actividad de superficie a las condi-

ciones de yacimiento.

· Ser compatible con los fluidos de tratamiento y

los fluidos de la formación.

· Ser solubles en el fluido de tratamiento a la

temperatura del yacimiento.

Fluidos de tratamiento

Los fluidos base utilizados en los tratamientos son

oleosos, acuosos, alcoholes, solventes mutuo y solu-

ciones micelares.

En los tratamientos en que se utilizan fluidos oleosos

como acerreador del surfactante, se emplean diesel,

xileno, aromáticos pesados o kerosina con 2 o 3 %

en volumen de un surfactante miscible o dispersable

en aceite.

Para tratamientos de estimulación usando agua como

66


fluido acarreador, se debe utilizar agua limpia con 2 % de KCl o agua salada limpia, con 2 o 3 % en

volumen de un surfactanta soluble o dispersable en

agua.

La utilización de alcoholes, solventes mutuos o soluciones micelares como fluidos base en la estimulación, han demostrado su efectividad en la remoción de bloqueos de agua, aceite o emulsión y depósitos orgánicos. En general estos fluidos se utilizan al 10 % mezclados con fluidos oleosos o acuo- so.

Estimulación ácida

Es en la cual los fluidos de tratamiento reaccionan químicamente disolviendo materiales que dañan la formación y a los sólidos contenidos en la roca. Uti- lizándose para la remoción de daño por partículas de sólidos (arcillas), precipitaciones inorgánicas. Los fluidos a utilizar principalmente son los sistemas áci- dos. El éxito de estos tratamientos se basa en la se- lección del sistema ácido.

Tipos de ácido

Todos los ácidos tienen algo en común, se descom- ponen en ion hidrogeno y en un anion cuando se encuentra disuelto en el agua. El ion hidrogeno generalmente se representa por el símbolo H+ y reaccionan con los carbonatos de la siguiente manera: H+ + CaCO3 ® Ca++ ® H2O + CO2

Además los ácidos tienen sabor amargo y un ph menor a siete.

Acido Clorhídrico (HCl)

El ácido clorhídrico es el mas utilizado para la estimulación de pozos, es una solución de hidrocloro en forma de gas en agua y se disocia en agua rápi- damente y completamente hasta un limite del 43 % en peso a condiciones estándar y esto le da la condi- ción de ácido fuerte. En el mercado se encuentra hasta una concentración del 32 % en peso y se le conoce como ácido muriatico.

La reacción básica entre el ácido clorhídrico y la caliza es la siguiente:

y la reacción con la dolomita es similar pero la com-

posición química es ligeramente diferente:

4HCl + CaMg(CO3)2 CaCl2 + MgCl2 + 2 H2O +

2Co2

Acido Fluorhidrico

Este acido es el unico que permite la disolucion de

minerales silicos como las arcillas, feldespatos cuar-

zo, etc. En el mercado se puede obtener en solucio-

nes acuosas del 40 al 70 % en peso o como un

mate-rial puro en forma de anhidrita.

Acidos orgánicos

Otro de los ácido autilizados en forma individual o en

conjunto con el ácido clorhídrico son el ácido acé-

tico y el fórmico, estos ácidos orgánicos son consi-

derados mucho mas débiles que el ácido clorhídri-

co. Entre estos podemos citar entre los mas comu-

nes:

Acido acetico. Su utilizacion principal por su lenta

reaccion con los carbonatos y el metal es la remosion

de incrustaciones calcareas y en la estimulacion de

calizas y dolomitas a altas temperaturas.

Acido formico. Es mas fuerte que el acido acetico y

suprincipal uso es en la estimulacion de rocas

calcareas en pozos de alta temperatura.

Aditivos

Entre estos se encuentran comúnmente: a) Surfactantes b) Inhibidores de corrosión c) Agentes no emulsificantes d) Agentes controladores de fierro e) Reductores de fricción f) Agentes emulsificantes g) Agentes espumantes h) Solventes mutuos i) Agentes retardadores de reacción, entre otros.

Diseño de una estimulación

La planeación y el diseño de una estimulación no

ácida consiste de los pasos siguientes:

2HCl + CaCo3 CaCl2 + H2O + Co2 1. Evalúe e identifique el tipo de daño, en caso

67


de no lograr su identificación no es recomendable aplicar los tratamientos no-reactivos.

2. Seleccione el fluido de tratamiento y sus aditi-

vos, de acuerdo con las pruebas de compati-

bilidad y análisis de núcleos descritos previa-

mente.

3. Realice una prueba de admisión o inyectabilidad

para determinar los gastos y pre-siones a

manejar, además de los requerimien-tos de

potencia. En el caso de no contar con ellos,

estímelos como se indica a continuación:

a) Calcule la presión de fractura:

3=*×'

Pf = Presión de Fractura (psi). Gf = Gradiente de Fractura (psi/pie ) D = Profundidad (pie)

b) Obtenga la presión máxima:

3PD[ = 3I − (0.433 × ρ × ')

c) Determine el gasto máximo de inyección,

como se indica:

4PD[ = 4.97 × 10

− 6

. K (3I − 3ZV)

/Q (UH / UZ) Donde:

K =Permeabilidad, mD H = Espesor de la formación,pie m = Viscosidad, cp re = Radio de drene, pie rw= Radio del pozo, pg.

4. Determine el volumen de tratamiento de

acuer-do a la longitud del intervalo a tratar y el radio

de penetración de la zona dañada, en general se

reco-mienda una penetración de 2 a 5 pies, y en el

caso de intervalos con longitudes mayores a 50 pies

em-plear desviadores de flujo para que el

tratamiento se realice de manera selectiva.

Emplear la siguiente formula, tanto para tratamientos reactivos como no reactivos cuando estos sean de limpia.

9I = 23.5× φ × KI (U[

2 − UZ

2 )

Para estimulación ácida en areniscas emplear el si-

guiente método para calcular el volumen de fluido de

tratamiento.

En estos tratamientos se utiliza una mezcla de HCl-

HF, siendo el ácido fluorhídrico el que reacciona con

el sílice, para altas temperaturas se recomienda el

uso de HF-ácidos orgánicos.

Dadas las características de la reacción del HF,

estos tratamientos están limitados a penetraciones

de 1 a 3 pies de la pared del pozo.

Debido a las reacciones indeseables que se tienen

con los carbonatos y salmueras de la formación, esta

técnica propone la inyección de cuando menos tres

tipos de fluidos: el de prelavado, el de estimulación y

uno de desplazamiento.

Fluido de prelavado.- El objetivo de este fluido, es

crear una barrera física entre el HF y el agua de la

formación, previniendo la precipitación de

fluosilicatos y fluoaluminatos de sodio y de potasio.

El volumen dependerá del contenido de material

calcáreo y del desplazamiento del agua congénita de

la vecindad del pozo.

El fluido de prelavado consiste generalmente de un

ácido clorhídrico o un ácido orgánico.

El volumen requerido para disolver el material solu-

ble en HCl a una distancia r x está dado por:

9+&/ = 23.5 (1− φ ) KI ;+&/ (U[

2 − UZ

2 )

β

Donde:

VHCl = Volumen requerido, (gal.) XHCl = Fracción en peso del material soluble en HCl. b = Poder de disolución del ácido.

Los cálculos anteriores deben ajustarse a reglas de-

ducidas de la experiencia de campo, ya que no exis-

ten fórmulas exactas para su obtención.

Fluido de estimulación.- El objetivo de este fluido es

68


remover el daño y la mezcla más común es 3% de HF y 12 % de HCl.

c) Finalmente se obtiene el volumen del fluido de

estimulación mediante la siguiente gráfica:

Esta mezcla debe ser debidamente inhibida y formu- lada de acuerdo a pruebas de laboratorio.

Existen varios métodos de simulación para determinar el volumen óptimo de acuerdo con los minerales de la formación y su distribución.

A continuación se presenta el más sencillo:

a) Calcule la penetración del sistema ácido con la

siguiente gráfica:

T E

M

P

E

R

A

T

U

R $&(7,&2 +&/

A

°F

)250,&2 +&/

+&/ +)

PENETRACION DEL SISTEMA ACIDO (pg).

Figura 8 Penetración del sistema ácido

b) El valor obtenido de la penetración debe ser co-

rregido por el gasto de inyección y el contenido

de silicatos, mediante las siguientes gráficas:

G 0 . 1 A

S T

0.05

O

D

0.03

E

I 0.02 N

Y

E

C 0.01 C

I

Ó

N 0.005

U N 0.003 I

T 0.002

A

R

I

O 0.001

0 0 . 2 0 . 4 0 . 6 0 . 8 1 1 . 2 1 .4

(LB/ p ie ) FA C TO R D E C O RREC C IÓ N ( C q )

Figura 9 Factor de corrección por calcio y silicatos

C

30

O

25

N T

E 150 200 250

N 20

I

D 100ºF 300 ºF

O 15

D E

10

S I

5

L

I

C 0

A

T 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 O

FAC TO R DE C O RREC C IÓ N PO R CO NTENIDO DE SILIC ATO S

S (%p e so )

Figura 10 Factor de corrección por contenido de

silicatos

1000

E

5 0 0

S

P

E 3 0 0

S

O

2 0 0

R

D E

1 0 0

F O

R

5 0

M

A

C 3 0 I

O 2 0

N

( m ) 1 0

0 1 . 0 3 0 5 0 10.0 50.0 1 0 0 1 0

RADIO EFECTIVO DEL FACTOR DE PENETRACIÓ N ( r 1

2 - r 1 2 ) .

Figura 11 Corrección por radio de penetración Fluido de desplazamiento.- El propósito de este flui-

do es desplazar los precipitados dañinos de la vecin-

dad del pozo, asegurar la reacción total del HF y

faci-litar la remoción de los productos de reacción.

Para obtener el volumen de este fluido, se utiliza la

siguiente formula:

9I = 23.5× φ × KI × U[2 − UZ2

Donde:

φ = Porosidad, (%)

69


Donde rx toma un valor de 4 pies aproximadamente.

El volumen calculado debe estar en un rango de 50 gal/pie ó 1.5 veces el volumen de fluido de estimulación.

Debido a la necesidad de emplear tres sistemas de fluidos para la estimulación de arenas se recomienda el siguiente método:

Determine el volumen y concentración del fluido de prelavado V1 ( gal ):

9S = 23.5 × φ × K U[2 − UZ2

9+&/ = 23.5 (1 − φ ) KI ;+&/ (U[

2 − UZ

2 )

β

Si Vp < VHCL, V1 = VHCL

Si V p > VHCL, V1 = Vp

Como método alterno se puede obtener V1 a través

de la siguiente regla:

Para 0 % de Carbonatos: Utilizar HCl al 5 % y un volumen de 50 gal/pie.

Para 20 % de Carbonatos: Utilizar HCl al 15 % y un volumen de 100 gal/pie.

a) Calcule el tiempo de inyección del prelavado:

WL (PLQ) = 0.023805 × 9O JDO

TL PD[ (%30) Calcule el volumen del sistema ácido HF-HCl (o HF- ácido orgánico ), V2 ( gal ).

b) Obtenga la penetración en arena limpia (Pa)

de la figura 8.

c) Corrija el valor de Pa por gasto, multiplicándo-

lo por el factor de corrección (Cq) obtenido de la

figura 9.

3DT = &T × 3D SJ

d) Calcule el radio de penetración rx (pg ).

U[= UZ+ 3DT

Encuentre el radio efectivo del factor de penetración

ra (pg).

UD = U[2 − UZ2

Con el valor de ra y la gráfica de la figura 10,

obtenga el volumen unitario de ácido, Va.

e) Finalmente calcule el volumen del sistema áci-

do V2 (gal.).

9 2= 9D× KI

Calcule el tiempo de inyección t2 para el volumen del sistema ácido.

W2 (PLQ ) = 0.023805

×

92 TL PD[

Determine el volumen de desplazamiento V3, para

un radio de penetración mínima de 4 pies ( r3 = 4 +

rw ). 9S = 23.5 × φ × K U32 − UZ2

El volumen V3 debe estar entre 50 gal/pie y 1.5

veces el volumen V2.

Calcule el tiempo de inyección t3 para el volumen

V3, utilizando la formula ya descrita.

Calcule el volumen para desplazar estos fluidos des-

de la boca del pozo hasta el intervalo disparado.

5. Calcule el incremento de productividad espe-

rado para determinar la rentabilidad del tratamiento.

Aplique la siguiente ecuación:

/Q (

U -

[ UZH )

MR /Q ( UH ) N /Q ( UH )

U

Z

N [

UZ

6. Elaborar un programa operativo, que especifi-

que las acciones que se deberán tomar antes, duran-

te y después del tratamiento. Además dicho progra-

ma deberá contener los volúmenes, gastos tiempos,

presiones y tipos de fluidos a manejar, así como los

antecedentes del pozo incluyendo su estado mecáni-

co.

7. Cuando se trate de estimulación no reactivo,

70


cierre el pozo como mínimo 24 horas para permitir que el surfactante actúe según la respuesta esperada. Si el fluido de estimulación fue ácido, induzca el pozo inmediatamente después de terminada la in- yección.

Para la evaluación del tratamiento existen software's especializados para determinar la eficiencia del tratamiento en función de los fluidos utilizados y de la mineralogía de la roca, el cual contiene los modelos de reacción entre el ácido y la roca.

Procedimiento operativo para realizar una estimulación.

1. Actualice el estado mecánico del pozo, el cual

debe incluir: asentamiento de tuberías de explo-

tación, aparejo de producción con diámetros,

librajes y profundidades, anomalías, intervalos

abiertos, etc.

2. Analice el programa proporcionado por su de-

partamento.

3. Elabore un programa operativo alterno para sol-

ventar cualquier problema que se pudiera pre-

sentar durante el desarrollo de la operación (co-

municación de aparejo, fuga en el árbol de vál-

vulas etc.

4. Realice una reunión de seguridad con el perso-

nal involucrado ( jefe de pozo, producción, se-

guridad industrial, servicio a pozos, compañías,

etc. ), explique la importancia y los alcances de

la operación.

5. Asigne tareas y funciones específicas al perso-

nal que intervendrá.

6. Supervise la instalación y prueba hidráulica de

las unidades de bombeo y líneas de control, si-

guiendo el procedimiento descrito en la Sección

1.1.

7. Represione el espacio anular con la mitad de la

presión máxima de inyección esperada, para

de-tectar anomalías.

8. Recircule los productos de tratamiento antes de

bombearlos al pozo, para su homogeneización

(30 min. como mínimo) Recupere una muestra

de los fluidos de tratamiento.

9. Efectúe la inyección de los fluidos de tratamien-

to según programa, monitoreando continuamen-

te la presión en la TP y el espacio anular.

10. Al terminar el programa de bombeo, verificar

presiones de cierre, final y la estabilizada des-

pués de 10 min. de cerrado el pozo.

11. Descargue las presiones del espacio anular si la

presión final es <= a 3000 psi. y desmantele las

unidades de bombeo.

12. Seleccione el estrangulador dependiendo de la

presión final obtenida y habrá el pozo a la bate-

ría registrando el comportamiento de la presión.

13. Recupere y analice muestras continuamente

para monitorear la limpieza del pozo.

14. Evalúe el desempeño del personal y compañías

que participaron en la operación.

15. Elabore el reporte final de la operación, el cual

debe incluir: presiones, volúmenes y gastos de

inyección durante la estimulación.

Nota.- En pozos donde no exista línea de

escurrimiento, se deberá contar con el permiso de

quema a cielo abierto para efectuar los desfogues

del pozo.

XII. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

El Fracturamiento hidráulico puede ser definido

como el proceso en el cual la presión de un fluido es

apli-cado a la roca del yacimiento hasta que ocurra

una falla o fractura, generalmente conocido como

rom-pimiento de formación. Al mantener la presión

del fluido hace que la fractura se propague desde el

punto de rompimiento de la roca creando un canal

de flujo que provee un área adicional de drene. Al

fluido uti-lizado para transmitir la presión hidráulica

se le co-noce como fluido fracturante.

Conceptos básicos

a) Ley de Hooke

Si una barra de longitud L se somete a una fuerza de

71

Terminación y Mantenimiento de Pozos tensión P, se observará que dentro de ciertos límites, su deformación longitudinal (d ) es proporcional a la fuerza aplicada (P)e inversamente proporcional al área transversal de dicha barra y se representa por:

Modulo de Elasticidad

Este parámetro se obtiene de la forma siguiente La deformación axial unitaria estada por:

ε δ

/

y el esfuerzo axial unitario por σ 3

$

de la ley de hook, se despeja E y se sustituyen los conceptos anteriores, queda:

(

3 /

, (

σ

expresado generalmente en psi

ε $ δ

b) Relación de Poisson

Toda elongación axial (e) siempre se acompaña de una contracción lateral (b), a esta relacion se le denomina relación de Poisson, y se representa por:

υβ

ε

La cual es constante para un material dado, dentro de un margen de comportamiento elástico. Recibe el nombre de su investigador, quien se basó en la teoría molecular de la estructura de los materiales. Su valor varía entre 0.1 a 0.4.

c) Análisis de esfuerzos

A fin de facilitar la comprensión y el planteamiento matemático del sistema básico de esfuerzos que ac- túan en un fracturamiento hidráulico, se recurrirá a un modelo te6rico simple.

Considérese una porci6n de formación en forma de barra, aislada imaginariamente, sujeta a la acción de esfuerzos biaxiales, sx y sy , aplicados sobre un par de ejes normales (x , y). Se analizará la distribución y acci6n de estos esfuerzos sobre un plano inclinado (plano de fractura), que divide al cuerpo en dos blo-

ques, figura 12. En estas condiciones puede

conside-rarse que los efectos finales se deben a dos

esfuerzos resultantes.

σ y

σ n

φ

σ x

τ

Figura 12 Barra de formación sujeta a la acción

de los esfuerzos en los ejes x y y. a) Un esfuerzo sn, normal al plano inclinado; es de-

cir, que actúa perpendicularmente sobre las caras de

la fractura. Se llamará j al ángulo que forma la direc-

ción de este esfuerzo con la horizontal.

b) Un esfuerzo cortante, i que tiende a provocar un

efecto de cizallamiento entre los dos bloques, y que

estará aplicado so bre la intersección del plano (x, y)

con el plano de fractura.

Tanto sx como sy tendrán componentes en la direc-

ción del esfuerzo normal y en la del esfuerzo cortan-

te, figura 13.

σ y

φ

σ n v

τ

n φ

σ n

σ n’

φ

σ x

τ φ

τ ’

Figura 13 Descomposición de los esfuerzos en

los ejes X y Y

72

Antes de empezar el análisis del sistema, es conveniente recordar que un esfuerzo es el cociente entre una fuerza y el área sobre la cual actúa; es decir,

(VIXHU]R = )XHU]D

$UHD

En este caso, lógicamente, resultaría difícil trabajar directamente con los esfuerzos, ya que éstos están referidos a superficies distintas que deben ser consideradas. Por ello se transformará todo el sistema de esfuerzos en su sistema corresponden te de fuerzas (figura 14), aunque finalmente los resultados se ex- presarán en función de los esfuerzos.

P

y

φ v

Pn

Pτ n

φ

P n

P’

n

φ

P

x

P

τ φ

P

τ ’

Figura 14 Sistema equivalente de fuerzas

Esfuerzo Normal

En la figura 15 puede observarse que el esfuerzo horizontal sx es aquel que actúa perpendicularmente sobre la proyección vertical A de] plano de fractura, por lo que la fuerza horizontal P estará dada por:

Px = σ x . Av

De un razonamiento análogo, se obtiene que la fuerza vertical Py es:


Py = σ y . Ah

Mientras que, al actuar el esfuerzo normal (sn) sobre

la superficie de fractura Ah , la fuerza normal se defi-

nirá mediante la expresión:

Pn= σ n . An

Por otra parte, en la figura 15 se observa que, siendo el

espesor w constante, las relaciones entre las áreas Av ,

Ah y An son las mismas, respectivamente, que entre

las longitudes Lv, LhL y Ln, de ahí se tiene que:

Av = An Cos ϕ

Ah = An Sen ϕ Por lo que sustituyendo en las ecuaciones respecti-

vas, se tiene :

Px = σ x . Av Cos ϕ

Py = σ x . Av Sen ϕ De lo anterior se deducen las ecuaciones que repre-

sentan al esfuerzo normal y cortante en el plano de

fractura cuando la barra esta siendo sometida simul-

táneamente a dos esfuerzos normales entre si (sx y

sy), esquematizadas por las siguientes ecuaciones:

σ y

σ n

L h

φ

σ x

Lv L τ v

Λ n Λ n

W

L h

Figura 15 Area de aplicación de las fuerzas

σ σ σ σ x -

σ

x ) / 2 ϕ

x = ( x + y) / 2 + ( Cos 2

ι σ

x - σ

/ 2 ϕ

= ( y) Sen 2

73


d) Presión de Fractura

La presión de fracturamiento es definida como la pre- sión requerida para mantener abierta la fractura cuando ésta empieza a cerrarse, al ser suspendido el bombeo.

Debe recordarse que al igual que Gf, en un yacimien- to la presión de fracturamiento (Pf) es una función de la presión del mismo (Pfe).

La presión de fracturamiento es conocida como la presión de tratamiento en el fondo (BHTP).

e) Gradiente de fractura

El gradiente de fractura es el cociente presión / profundidad, que define la manera en que varía la pre- sión de fractura con respecto a la profundidad.

En la práctica este gradiente se puede estimar mediante la ecuación siguiente :

donde : Pci es la presión de cierre instantaneo (psi) Ph es la presión hidrostática del fluido (psi) D es la profundidad (pies)

Figura 16 Curva típica de presión en la superficie durante el fracturamiento.

Pruebas de inyectividad

Previa ejecución de cualquier operación de fracturamiento hidráulico, es altamente recomendable realizar una prueba de inyectividad. En caso de

aplicarse la técnica de entrada limitada, dicha prueba

adquiere máxima relevancia ya que permitirá deter-

minar los siguientes parámetros:

1. Gradiente de fractura. 2. Número de perforaciones abiertas. 3. Localización de las zonas no tratadas. 4. Altura de la fractura. 5. Pérdidas de presión por fricción.

Además de permitirnos conocer a priori la existencia

o nó de problemas mecánicos en el pozo.

Las etapas componentes de una prueba de

inyectividad pre-fractura son:

Toma de registros de referencia.- Se deben efectuar

registros de Temperatura y Rayos Gamma antes y

después de la prueba para que sirvan de compara-

ción.

Limpieza de las perforaciones.- Se deberá efectuar

una limpieza de las perforaciones utilizando un ácido

débil o bolas selladoras y determinar el número de

perforaciones abiertas.

Inyección de un fluido enfriador.- Se utiliza un gel de

baja eficiencia en control de filtrado. El objetivo es

provocar un bloqueo del calor proveniente de la for-

mación hacia la fractura, evitando así la ruptura pre-

matura del fluido que lo sigue. El volumen empleado

dependerá de la temperatura del pozo.

Inyección del fluido de fractura.- Se inyecta un fluido

igual al que se utilizará en el fracturamiento. En esta

etapa es importante la aplicación de un trazador

radioactivo para luego correr un registro de rayos

gamma y determinar el desarrollo de la fractura ver-

tical.

En conclusión, las técnicas mencionadas, aplicadas

al fracturamiento hidráulico con sustentante o grava-

das, es excelente alternativa para optimizar la distri-

bución de los fluidos de tratamiento.

Comparación del fracturamiento ácido y

fracturamiento con apuntalante.

Los principios básicos y objetivos de un

fracturamiento ácido son similares que el

fracturamiento con apuntalante, en ambos casos, la

meta es crear una fractura conductiva con longitud

74


suficiente que permita mas área de drene efectiva del yacimiento. La diferencia principal es la forma de alcanzar el canal conductivo. En el tratamiento apuntalado, la arena u otro agente apuntalante es colocado dentro de la fractura para prevenir el cierre cuando la presión es retirada. Un tratamiento ácido generalmente no emplea agente apuntalante, pero el áci- do grava la cara de fractura para dar la conductividad requerida. Como resultado. El ácido esta limitado para formaciones carbonatadas dolomias. Es raramente utilizado en tratamientos para arenas, debido a que aun incluyendo el ácido fluorhidrico no tiene un gra- bado adecuado de cara de fractura. Sin embargo, estos tratamientos han sido exitosos en algunas formaciones arenosa que contenían carbonatos falla- dos naturalmente, la remoción de los depósitos de carbonato muchas veces resultan con conductividad suficiente para obtener un excelente rendimiento del tratamiento.

En algunos casos, especialmente en carbonatos, exis-

to hace difícil la creación de un enjarre que sirva

como barrera. En resumen, la perdida de fluido es

muy uniforme y resulta en la cracionde agujeros de

gusa-no y amplitud de las fracturas naturales, esto

incrementa grandemente el área efectiva cuando la

perdida ocurre y esta perdida es muy difícil de con-

trolar.

Fracturamiento ácido

El fracturamiento ácido es un proceso de

estimulación de pozos en el cual el ácido, general-

mente ácido clorhídrico es inyectado a la formación

carbonatada a una presión suficiente para fracturar

la misma o abrir fracturas naturales existentes. El

ácido fluye a lo largo de la fractura de una manera

no uni-forme disolviendo la roca en la cara de la

misma, la longitud de fractura depende del volumen

de ácido, el ritmo de reacción de este y de las

perdidas de fil-trado en la formación.

te la opción entre tratamientos ácidos y apuntalados. En un fracturamiento ácido generalmente se inyecta Cada uno tiene ventajas y desventajas, si la mejoría un fluido altamente viscoso (gelatina) como colchón de producción es similar puede ser logrado. para generar la fractura y mantenerla abierta duran- Operacionalmente, los tratamientos ácidos son mete todo el tratamiento, seguido del ácido que reac- nos complicados debido a que no se utiliza agente ciona con la formación creando un ancho gravado y apuntalante, además, los riesgos por un arenamiento finalmente un fluido para desplazar el ácido dentro prematuro, problemas de retorno de arena y la lim- de la fractura. La efectividad de un tratamiento de pieza dl pozo no se tienen. El transporte de este tipo lo determina la longitud de fractura grava- apuntalante para un fluido de fractura no es mas pre- da. ocupante, sin embargo, el ácido es mas caro que un fluido no reactivo.

El ácido utilizado como fluido fracturante elimina muchos problemas inherentes al fracturamiento apuntalante, pero se tienen otros problemas de diferente naturaleza. La longitud efectiva de un fracturamiento apuntalado esta limitado por la dis-

Factores que controlan la efectividad de un trata-

miento de fracturamientto ácido.

Existen dos factores principales que controlan la

efec-tividad de un tratamiento ácido, la longitud de

frac-tura y la conductividad de la misma.

tancia en que el apuntalante puede ser transpor- Longitud de fractura efectiva. Este parámetro esta tado hacia dentro de la fractura. En una manera controlado por las características de las perdidas del similar, la longitud efectiva de un fracturamiento fluido, el ritmo de reacción del ácido y el gasto del ácido esta limitado por la distancia en que el áci- ácido en la fractura. do viaja a lo largo de la fractura antes de que esta sea gravada. a Altas temperaturas, esto puede ser Conductividad de fractura. Este parametro es la un problema, sin embargo, la mayor barrera para culminacion del tratamiento, en el se basa la efec- una efectiva penetración de fractura para el ácido tividad del mismo, ya que para obtener canales parece ser la perdida de filtrado excesiva. La per- altamente conductivos, depende de la forma en dida de filtrado es un gran problema cuando se que el acido reacciona con la formacion y la for- usa ácido y es muy difícil su control. La constante ma en que este grava las caras de la fractura al erosión de la cara de fractura durante el tratamien- cierre de la misma al termino del tratamiento.

75

Terminación y Mantenimiento de Pozos Modelos de tratamiento

Existen varios modelos matemáticos para la predic- ción de los resultados de tratamientos del ácido fracturamiento, Barron et al en 1962 desarrollaron el primer intento para la modelacion de un tratamiento de fracturamiento ácido, en el cual se baso en el ritmo de reacción del ácido durante la inyección del mismo entre dos placas paralelas de mármol, para la medición de la distancia de penetración.

Los modelos de Roberts y Guin, Niroide et al y Nierode y Williams y Van domselaar et al, fueron diseñados para predecir eficientemente la distancia de penetra- ción del ácido, basándose en la kinetica de superficie, condiciones de flujo en la fractura y la perdida de filtrado del fluido en la cara de la fractura.

Mecanismos de penetración del ácido

El objetivo de un fracturamiento ácido es la de crear una fractura con penetración suficiente y ancho gravado, la simulación de este fenómeno es mas complejo que la predicción de propagación de fractura con apuntalante.

La longitud de fractura depende de gran manera de la perdida de fluido y del coeficiente de difusividad, el cual esta en función de la temperatura y del nume- ro de Reynolds.

En la practica el proceso se realiza en dos partes, primeramente se inyecta un fluido con una viscosidad tal que permita propagar y mantener abierta la fractura, a este fluido se le conoce como colchón, seguido como colchón, y segundo

Fluidos de tratamiento

los fluidos mas comunes para realizar un fracturamiento acido es la gelatina, ya sea base aceite o agua, la cual es utilizada como colchon y cuya finalidad es crear y propagar la fractra e interdigitarse con el acido para el logro de mayor penetracion del mismo.

El acido comunmente clohidrico a una concentraciuon del 15 %, en diversas formulaciones, ya que este se puede mezclar con alcohol o con

emulsificantes según sea el caso particular.

Aditivos

Los aditivos mas comunes para la preparación de los

sistemas ácidos y gelantes son los siguientes:

a) Surfactantes. b) Desviadores químicos. c) Controladores de perdida de fluido. d) Controladores del rimo de reacción. e) Agentes gelificantes f) Inhibidores de corrosión g) Inhibidores de ion fierro

Diseño de tratamiento

En el diseño de un fracturamiento ácido todos los

factores que afectan en éxito del mismo deben ser

considerados.

En pozos con baja a moderada temperatura, la per-

dida de fluido puede ser el factor de mayor impor-

tancia.

En pozos con alta temperatura, el factor mas impor-

tante a considerar es la distancia de penetración del

ácido, que puede estar afectado por el alto ritmo de

reacción y en este caso los ácidos retardados pue-

den ser la alternativa.

Otro de los aspectos a considerar es la mecanica de

rocas y los parametros de mayor importancia son el

modulo de young, la relacion de poisson y el estado

de esfurzos a que esta sometida la formacion.

Fracturamiento con apuntalante

Un tratamiento de fracturamiento consiste esencial-

mente en el rompimiento de la formación producto-ra

mediante un fluido a un gasto mayor que pueda

admitir matricialmente la roca. La inyección continua

de dicho fluido permite ampliar y extender la fractu-

ra, cuando se alcanza una amplitud tal, se le agrega

un material solido al fluido para que lo acarre y evitar

al termino del tratamiento cierre la fractura dejando

un empaque altamente permeable. El fluido emplea-

do recibe el nombre de fluido fracturante y el sólido

es conocido como agente apuntalante

76

Terminación y Mantenimiento de Pozos Usos del fracturamiento hidraulico

La finalidad de un fracturamiento es la de establecer o restablecer las condiciones de flujo que faciliten la afluencia de fluidos del pozo a la formacion o viceversa.

Este tipo de tratamiento se utiliza basicamente en :

a) En formaciones de baja permeabilidad b) Permitir que los fluidos producidos o inyectados

atraviesen un daño profundo

c) En el campo de la recuperacion secundaria

para el mejoramiento del indice de inyectividad

del pozo y la creacion de canales de flujo de

alta conductividad en el area de drene del pozo

pro-ductor.

Fluidos fracturantes

compatibles con la mayoría de las formaciones y los

fluidos contenidos en ellas.

Los fluidos a base de aceite refinado pueden tener

una ventaja que es la economica, ya que este al ser

recuperado en la superficie despues del tratamiento,

pude ser reutilizado o vendido. Por supuesto que tie-

ne desventajas y la principal es que, puede ser

arries-gado utiliarlo baja ciertas condiciones.

Fluidos base agua

Este tipo de fluidos es el mas utilizado en la actuali-

dad, ya que se obtiene de diversas fuentes de sumi-

nistro, pero se debe verificar porque podria conte-

ner solidos en suspension que afectarian el compor-

tamiento del fluido mezclado con sus aditivos.

Aditivos

Existe una gran variedad de fluidos que se utilizan en el tratamiento y para seleccionarlo adecuadamente es necesario analizar las propiedades del fluido a utilizar, las condiciones de presion y temperatura del pozo, caracteristicas de los fluidos de formacion y el tipo de roca.

Propiedades

Las propiedades que debe tener:

a) Bajo coeficiente de perdida b) Alta capacidad de acarreo del apuntalante c) Bajas perdidas de presion por friccion en las

tuberias y altas en la fractura

d) Facil remocion despues del tratamiento e) Compatibilidad con los fluidos de formacion f) Minimo daño a la premeabilidad de la formacion

y fractura.

Tipos

En los fracturamientos hidraulicos se utilizan basicamente dos tipos de fluidos, los base aceite y base agua.

Fluidos base aceite

Estos pueden ser aceites crudos o refinados, la ventajas que ofrecen son: no inhiben las arcillas, tienen baja tensión interfacial en el sistema roca fluido, son

Existen una gran variedad de aditivos utilizados en los

fluidos fracturantes y son la clave para la obtencion de

las propiedades requeridas para el éxito del trata-

miento, entre los mas comunes tenemos:

a) Polimeros. Utilizados para incrementar la visco-

sidad del fluido y puede ser del tipo Guar,

Hidroxipropil guar (HPG),

carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG) , entre

los mas comunes. b) Activadores de viscosidad. Son agentes

reticuladores que unen las cadenas formadas

por el polimero y elevan considerablemente la

vis-cosidad del fluido, entre los mas comunes

se tie-nen los boratos, aluminatos, zirconatos. c) Controladores de ph. Este aditivo es muy impor-

tante ya que es el que le da la estabilidad al flui-

do con respecto a la temperatura. Entre los mas

comunes se tiene el fosfato de sodio, acido

acetico, carbonato de sodio entre otros. d) Quebradores. Estos agentes se utilizan principal-

mente para seccionar los enlaces de las cadenas

polimericas al termino del tratamiento y los mas

utiliados son los oxidantes, enzimas y acidos e) Surfactantes. Se utilizan basicamente para

redu-cir la tension superficial e interfacial y la

presion capilar en el espacio poroso. f) Bactericidas. Utilizados escencialmente para

pre-venir el ataque de bacterias a los pilimeros. g) Estabilizadores de arcillas. Utilizados basicamente

para la prevencion de migracion de arcillas, en-

77


tre los mas comunes es el cloruro de potasio. h) Controladores de perdida de fluido. Estos agen-

tes basicamente controlan la filtracion del fluido

hacia la formacion durante el tratamiento, el

mas comun es la arena silica. i) Reductores de friccion. Este aditivo se emplea

para reducir la perdida de presion por la friccion

generada por el efectodel bombeo durante la

operacion, tanto el la tuberia como en los dispa-

ros.

Apuntalantes

Del conjunto de materiales utilizados en el fracturamiento hidraulico elagente apuntalante o sustentante es el unico que permanecera en la fractura manteniendola abierta y estableciendo un canal conductivo para la afluencia de los fluidos de formacion hacia el pozo.

Estos materiales son diseñados para soportar los esfuerzos de cierre de la formacion, sin embargo, se debe seleccionar de acuerdo a los esfuerzos a que estara sometido y a la dureza de la roca, ya que si se tienen esfuerzos de cierre altos, este se podria trituraro en formaciones suaves este se puede embeber y el grado de ocurrencia de estos factores depende del tamaño y resistencia del apuntalante, la dureza de la formacion y los esfuerzos a que estara sometido.

Propiedades

De acuerdo a las propiedades físicas se han dividido en dos grupos:

Apuntalantes Elasto - Frágiles

En esta clasificacion las deformaciones que sufre el material son casi nulas con los esfuerzos aplicados sobre él hasta que viene la ruptura, ejemplo: arenas de silice

Apuntalantes Elasto - Plásticos

En esta la deformación del material es proporcional a los esfuerzos aplicados sobre el mismo, la curva del esfuerzo contra la deformación presenta una primera fase elástica y porteriormenete, el comportamiento de la deformación es plástica.

Tipos

Existen principalmente dos tipos de apuntalantes, los

naturales y los sintéticos.

Apuntalantes Naturales. Principalmente se encuen-

tran las arenas de silicie y soportan bajos esfuerzos

de cierre de la fractura, hasta un límite de 4,000 psi.

Apuntalantes Sintéticos. Este grupo se caracteriza

por contener apuntalantes de gran resistencia a

cierres de formación al cerrarse la fractura, en la

actualidad se han desarrollado apuntalantes para

resistir esfuer-zos de cierre hasta 14,000 psi. Estos

pueden ser recubiertos con capas de resina curable

y precurable, según sea la necesidad.

Fracturamiento con espumas.

Por sus propiedades la espuma es un fluido ideal para

el fracturamiento de formaciones de baja permeabili-

dad, productoras de gas o sensibles al agua.

Dichas propiedades son:

· Alta capacidad de acarreo del sustentante. · Baja perdida de filtrado. · Baja pérdida de presión por fricción. · Alta viscosidad en la fractura inducida. · El daño a la formación es prácticamente nulo, de-

bido a que el liquido filtrado es mínimo y sin resi-

duos. · Limpieza rápida después de la intervención.

Aunado a estas propiedades, el ácido espumado ex-

hibe un efecto de retardo del ritmo de reacción, lo

que es favorable para lograr fracturas con alta pene-

tración.

La calidad de la espuma usada es del 70 al 90 %, ya

que en este rango su viscosidad es alta. Abajo del 65 % de calidad, la espuma es propiamente agua con

gas atrapado y arriba del 95 % se convierte en nie-

bla.

A pesar de las características mencionadas, las

espu-mas se tornan inestables a temperaturas

mayores de 80 ºC, lo que limita su aplicación.

78


Por otra parte el nitrógeno requerido se incrementa exponencialmente con la presión, incrementando sustancialmente los costos cuando la presión superficial es superior a 300 kg/cm2.

Fracturamiento con gas altamente energizado

Ésta avanzada tecnología esta basada en el uso del propelente científico, desarrollado por la industria aeroespacial. Esta técnica es una estimulación diná- mica, desarrollada con el objeto de incrementar la permeabilidad de la formación en las cercanías del pozo, revirtiendo así el daño existente.

La combustión del propelente, contenido dentro de un cilindro hueco (la herramienta de Radial Frac), produce un pulso de presión controlado del orden de 2,500 a 25,000 psi, originado por la expansión de gas (CO2), el cual esta confinado solamente a la zona de interés por la hidrostática de la columna de fluido dentro del pozo; y por el diseño de la herramienta, que al deflagrar hace que la energía se disipe lateralmente, o sea hacia la formación.

La velocidad de propagación del gas está controlada de tal manera, que resulta ser menor que la onda expansiva provocada por una explosión y mayor que la causada por una fractura hidráulica, logrando penetraciones efectivas que van de los 5 a los 53 pies en todas direcciones.

Esta expansión de energía produce múltiples fisuras en la periferia del pozo, dando como resultado un marcado aumento de la permeabilidad en dicha zona.

La velocidad de propagación de la energía, es la que le da la característica al tipo de fractura originada, por lo tanto se tienen tres tipos de fracturas que son:

Fractura estática.- Este tipo de fracturas son las ocasionadas por el fracturamiento hidráulico, en donde la energía es transmitida de segundos a milisegundos. En este caso la longitud de la fractura no puede ser controlada.

Fractura explosiva.- Este tipo de fractura ocurre cuando toda la energía es transmitida en microsegundos y la formación no puede absorberla toda en ese tiempo, lo que provoca que la misma se pulverice, ocasionando un daño severo en el pozo por compactación (similar al daño por disparo), reducien-

do la permeabilidad casi en su totalidad.

Fractura dinámica.- En este caso la energía es con-

trolada por el sistema Radialfrac y la energía es

trans-mitida en un rango de milisegundos a

microsegundos.

Aplicaciones de la técnica.- Como es sabido, la pre-

sión en una formación productora decrece a medi-da

que el flujo de fluidos se aproxima al pozo. Sin

embargo, una zona alterada con menor permeabili-

dad localizada en la periferia del pozo, provoca una

drástica caída de presión (DP), disminuyendo en

gran medida la capacidad de movimiento de los

fluidos hacia el pozo, es en esta corta distancia de

algunas pulgadas o pocos pies, donde se origina el

estrangu-lamiento e imposibilidad de hacer producir

una for-mación. Así la técnica Radialfrac puede

aplicarse con éxito en:

· Remoción del daño total películar. · Remoción del daño causado por disparos. · Como sustitución de la estimulación primaria. · Optimización del fracturamiento hidráulico.

Descripción de la Herramienta.- La herramienta

Radialfrac consta de un cilindro hueco (resina endu-

recida), relleno de un propelente sólido, teniendo en

su parte central y a lo largo de todo el cilindro, una

barra de ignición encargada de iniciar la combustión

del propelente, la que se activa eléctricamente

desde la superficie. La combustión del propelente se

hace en forma progresiva, dando así una mayor

superfi-cie de contacto durante la combustión, un

mayor volumen consumido en función del tiempo y

una mayor energía isotrópica disponible también en

fun-ción del tiempo.

El propelente es más seguro que las mezclas

explosi-vas, ya que sólo combustionará cuando la

barra de ignición sea sometida a un pulso eléctrico

que origi-ne calor.

Diámetro (pg) Longitud (m) Temp. (°F) 3 a 3 ½" 1.8 a 3.60 400

Puntos de Interés durante el proceso:

Para el buen funcionamiento de la herramienta, el

pozo debe tener como mínimo 13 perforaciones por

metro y una columna de fluido que origine una pre-

79


sión hidrostática de por lo menos 500 psi.

La herramienta es bajada al punto de interés y acti- vada eléctricamente desde la superficie mediante una unidad de cable.

Ventajas.

1. Bajo costo. 2. Remoción de múltiples tipos de daño. 3. Tratamiento a zonas específicas. 4. No contaminante. 5. Crea fracturas multidireccionales. 6. No daña las tuberías ni al cemento. 7. Opera a través del aparejo de producción.

Recomendaciones.

El éxito en la aplicación de ésta técnica, sólo depende de la buena elección del pozo candidato. La mejor opcion será aquel pozo donde se constate fehacientemente la existencia de daño y que tenga el suficiente potencial productivo.

Diseño

Para realizar un diseño de tratamiento deben contemplarse varios factores, tipo de formacion en funcion de los esfuerzos a que será sometido el apuntalante y la compatibilidad de los fluidos de tratamiento con el sistema roca fluido de la formación. Se debe contar con la informacion de yacimiento tal como: permeamilidad, porosidad, presion de yacimiento, factor de daño, temperatura de yacimiento, espesor del estrato a estimular, etc.

Además de la información de yacimiento se debe conocer el estado mecanico del pozo, como: la profundidad de los disparos, diametro y densidad de carga del mismo, aparejo de produccion,etc.; historial de perforacion y mantenimiento del pozo, asi como, la informacion de los tratamientos previos realizados en el mismo pozo o en el área e historial de produccion.

Toda la informacion se accesa a un software para determinar el diseño optimo y pasarlo al analisis de produccion pronosticada y al analisis economico para determinar la rentabilidad del tratamiento.

Evaluación del tratamiento

Es un tópico de suma importancia ya que a traves de

los analisis post tratamiento se puede regular u

optimizar los trabajos futuros, para este analisis final

de los tratamientos se dispone de toda la informacion

para tal efecto.

Software

El software tecnico nos sirve para diseñar el trata-

miento en funcion de los parametros de yacimiento,

con este mismo podemos rediseñar el tratamiento

con los parametros reales obtenidos al final de la

operación en funcion del comportamiento de la

presion, gasto, concentracion de apuntalante.

Lo anterior sirve como marco de referencia de las

diferencias del estado de esfuerzos a que esta

some-tida la roca de formacion.

Trazadores radioctivos

Una herramienta de actualidad son el utilizar trazadores

radiactivos, los cuales reflejaran una idea de cómo se

desarrollo el crecimiento de la fractura, y por correla-

ciones en funcion de la actividad radiactiva indicar el

ancho alcanzado al cerrrse la fractura. Otro dato de

sumo interes es la distribucion del apuntalante.

Curvas de variación de presión

El analisis del comportamiento de las presiones re-

gistradas en el pozo tanto abierto como fluyendo,

reflejan la conductividad alcanzada por el

fracturamiento y del factor de daño logrado al final de

este.

XIII. ANÁLISIS DE PROBLEMAS DE

POZOS ¿Qué es un problema de pozo?

Dependiendo de la economía de la situación en par-

ticular un problema de pozo puede estar relacionado

a limites específicos con la baja producción de acei-

te o gas, alta relación gas-aceite, alto porcentaje de

agua, problemas mecánicos o beneficios insuficien-

tes. Los problemas de inyección o de pozos de depó-

sito pueden estar relacionados con las altas presio-

80


nes de inyección y los bajos gastos de inyección o con problemas mecánicos. Antes de considerar pozos individuales el analista debe de tener la certeza de que el problema existe y que no es un problema del yacimiento. El análisis de los problemas de pozos puede ser manejado sobre la base de o por el estudio de un pozo individual.

La conclusión de tal estudio debe usualmente resultar en una de las siguientes recomendaciones:

1) Trabajos de reparación. 2) Continuar produciendo el pozo hasta que el gas

o aceite declinan a un volumen predeterminado

a su limite económico. 3) Mantener la presión del yacimiento. 4) Realizar operaciones de recuperación mejorada. 5) Realizar operaciones de abandono del pozo.

Probablemente la más grande dificultad es iniciar el análisis del problema de un pozo después de que un trabajo de reparación ha empezado. Un análisis cuidadoso debe ser terminado antes de que un equipo de reparación sea movido a la localización, debido a que este análisis regularmente es menos costoso que la operación.

Pozos con problema

Los problemas pueden usualmente ser clasificados como gasto de producción limitada, excesiva pro- ducción de agua, excesiva producción de gas en pozos de aceite, y fallas mecánicas. Los problemas de pozos de gas y aceite son similares; sin embargo, la alta producción de agua es más difícil de manejar en pozos de gas.

Gasto de producción limitado.

Los gastos de producción limitados pueden resultar de : 1) Baja permeabilidad del yacimiento 2) Baja presión del yacimiento con respecto a la

profundidad.

3) Daño a la formación. 4) Taponamiento del agujero, tubing o de las lí-

neas de flujo.

5) Alta viscosidad del aceite. 6) Excesiva presión contra la formación. 7) Inadecuado levantamiento artificial. 8) Problemas mecánicos.

Baja permeabilidad del yacimiento

La baja permeabilidad del yacimiento puede ser una

característica total del yacimiento, o puede estar li-

mitada a solo una porción del yacimiento. Si la baja

permeabilidad ha sido derivada de una producción

limitada, este problema debe ser considerado junto

con otras posibles causas de la baja productividad.

En un yacimiento de baja permeabilidad, la produc-

tividad del pozo declina rápidamente si los fluidos

cercanos al agujero son producidos a un alto gasto.

Si los datos geológicos o de yacimiento no indican

rápidamente la baja permeabilidad del yacimiento,

medidores de flujo y pruebas de incremento de pre-

sión pueden realizarse para diferenciar entre baja

permeabilidad y daño a la formación.

Presión baja del yacimiento

Si las mediciones de presión del yacimiento han sido

llevadas a cabo de forma rutinaria, la presión de ya-

cimiento en ese pozo debe ser conocida. Caso con-

trario, no se debe de llevar a cabo la toma de pre-

sión, lo que se debe de considerar es el empuje do-

minante en el yacimiento y como este mecanismo

está asociado con el problema real o aparente del

pozo que está siendo investigado.

Daño a la formación

Anteriormente ya se definió el daño a la formación y

sus diferentes presentaciones en las etapas de pro-

ducción de un pozo. Sin embargo el problema aquí es

determinar el grado de daño del pozo, las proba-bles

causas de ese daño y finalmente la investiga-ción para

aliviar cualquier problema serio de daño. Como

sabemos el daño a la formación puede ser indicado por

medio de las pruebas de producción, pruebas de

incremento y decremento, la compara-ción con pozos

vecinos y un análisis cuidadoso de la historia de

producción, mismo que incluya las ope-raciones de

terminación y los trabajos de reparación, así como las

operaciones de servicio. Si existen múl-tiples zonas

abiertas en una terminación simple los registros de

producción corridos en pozos fluyentes o con sistema

artificial frecuentemente muestran al-gunas zonas

permeables las cuales pueden contri-buir pequeña o

grandemente con el deterioro de la producción. Un

estudio del yacimiento puede ser re-querido para

diferenciar entre (1) declinación de la

81


producción debido a la formación gradual del taponamiento y (2) declinación debido a la pérdida de presión del yacimiento. La comparación de pozos vecinos quizá no sea suficiente para detectar el taponamiento gradual debido a que todos los pozos pueden estar sujetos a condiciones similares de daño.

Taponamiento del tubing, el agujero y las perforaciones.

Cuando la baja productividad es indicada en un pozo con sistema artificial y una historia de producción alta, la primera consideración que debe hacerse es verificar la operación eficiente de ese sistema. De todos los tipos de pozos la probabilidad de las líneas de flujo, el tubing, el agujero y los disparos deben ser evaluadas. El taponamiento como sabemos puede ser causado por engravamiento o arena de fractura, finos, lodo, roca de la formación, parafinas, asfaltenos, incrustaciones restos de pistolas, u otros detalles adicionales. La remediación de esto depende del tipo de problema aunque en algunas ocasiones resulta en sacar y cambiar el sistema artificial de producción.

Aceite con alta viscosidad

La alta viscosidad del aceite puede ser normal para un yacimiento en particular. Si el yacimiento está produciendo por gas disuelto, la viscosidad del aceite se debe incrementar en la proporción en que el gas es liberado del aceite. Si el pozo tiene problemas de producción debido a las emulsiones aceite -agua de alta viscosidad en o cerca del agujero, puede ser eco- nómico romper o invertir la emulsión con surfactantes de alta viscosidad.

Excesiva presión contra la formación

La contrapresión excesiva puede ser detectada por los gastos de producción bajos en los pozos que producen de yacimientos cercanos a la presión de depresionamiento. La excesiva contrapresión de la formación puede deberse a lo limitado de las perforaciones, el taponamiento del agujero, el tubing, las líneas de flujo subsuperficiales o superficiales conec- tados al sistema de producción del pozo. La remediación de este tipo de problemas incluyen: para pozos con alta capacidad, el enfoque usual es incrementar el tamaño del tubing, las líneas de flujo o el separador; en yacimientos de aceite que tiene apre-

ciable pérdida de presión, la eficiencia del sistema

artificial mas la reducción del separador, tubing, o la

presión en la TR deben incrementar la producción; si

la tubería o el agujero o los disparos están parcial-

mente taponados, la remoción de las restricciones

por medio de limpieza deben incrementar la produc-

ción; los re-disparos frecuentemente son el mejor

enfoque.

Problemas con los sistemas artificiales

Si la declinación en los pozos se debe a insuficiente

presión de fondo con relación al peso de la columna de

fluido fluyente, los sistemas artificiales de produc-ción

son regularmente el mejor enfoque. Si estos ya han

sido instalados, un diseño o aplicación inapropiada o el

mal funcionamiento del equipo es una causa frecuente

de la producción reducida de aceite. Si el exceso de

agua es el problema, los traba-jos de reparación para la

remediación son una posi-ble alternativa. En un pozo

fluyente con baja presión en superficie, el bacheo de

fluido o el colgamiento en la tubería puede ser el

problema. Por lo tanto es necesario, suavear o levantar

el pozo por varios días para determinar la correcta

relación agua-aceite. Exis-te problemática diversa que

aparece en el uso y apli-cación de los sistemas

artificiales de producción en los pozos. El enfoque que

debe prevalecer en la solu-ción de estos problemas es

el análisis riguroso de las fallas de estos sistemas

mediante estadística que per-mita visualizar las áreas

de oportunidad para la mejo-ra del proceso.

Problemas de producción de agua en pozos de

aceite y gas.

Estos problemas pueden resultar por el empuje natu-ral

de agua o la agravada conificación o digitización.

Fuentes extrañas incluyen las fugas en las TR´s o las

fallas en las cementaciones primarias y/o forzadas, así

como el fracturamiento o la acidificación dentro de

zonas de agua adyacentes. En aquellos pozos

terminados dentro de una transición cercanos a zo-nas

con empuje de agua no se puede esperar que

produzcan gas libre de agua. Los efectos de digitización

y de conificación causados por el agua son más

marcados en zonas estratificadas y en hori-zontes

donde el empuje hidráulico está presente. Cuando

problemáticas de este tipo se presentan se debe de

analizar rigurosamente las posibilidades de corrección o

de la producción alternativa de esta agua

82


junto con el aceite, ya que en algunos casos la remediación resulta solo en forma temporal y genera por otra parte, altos costos en intervalos de tiempo cortos.

Problemas de gas en pozos de aceite.

La fuente primaria de gas en los pozos de aceite es:

1) El gas disuelto en el aceite. 2) Casquetes de gas primarios o secundarios. 3) Flujo de gas a través de canales desde otras

zonas del yacimiento arriba o abajo de la zona

productora.

El comportamiento normal de la relación gas-aceite correspondiente al mecanismo de empuje para cualquier yacimiento debe ser considerado en el análisis del problema del pozo. En un yacimiento con empuje de gas, la saturación de gas se incrementa a medida que el aceite es explotado y continua y por lo que la presión del yacimiento declina. Cuando este gas es liberado el aceite, el gas fluye al agujero, y si la declinación de la presión continua, el gas tiende a superar la dominante movilidad del fluido hasta que el gas desaparece. Si no hay barreras al flujo vertical en un yacimiento con casquete de gas, una declina- ción a la presión del yacimiento puede permitir que el gas se expanda dentro del intervalo productor de aceite. Con alta caída de presión en el agujero, la conificación por gas puede ocurrir en pozos de gas.

Tópicos de Terminación

Se entiende por Terminación de un pozo petrolero a las actividades encaminadas a explotar los yacimientos, a través de las tuberías de revestimiento de ex- plotación, contando con la introducción, anclaje y empacamiento del aparejo de producción para dejarlo produciendo por el método más cobeniente.

Básicamente una Terminación consiste en establecer en forma controlada y segura la comunicación entre el yacimiento y la superficie, cuidando de proteger las tuberías de revestimiento que representan la vida del pozo, aprovechando así óptimamente la energía del yacimiento.

En el sistema petrolero existen dos clases de termi- nación:

a) Terminación de Explotación (T.E)

Se le denomina así al acondicionamiento del primer

pozo perforado en una nueva estructura

posiblemen-te productiva de hidrocarburos.

b). Terminación de Desarrollo (T.D)

Se le llama así al acondicionamiento de los demás

pozos perforados a diferentes profundidades

después del primero, en una nueva estructura o en

otras ya probadas, productoras de aceite y gas.

Entre estos últimos se presentan variantes, como lo

son los pozos de avanzada que sirven para definir

los límites del yacimiento y los inyectores de agua

(TIA), gas (TIG) o vapor (TIV) para procesos de

recu-peración secundaria.

Esta interpretación incluye una serie de actividades

que consisten principalmente en:

- Asegurar el control del pozo. - Verificar las condiciones de las tuberías de

revesti-miento y su corrección en caso de falla.

- Introducción del aparejo de producción o inyec-

ción.

- Instalar y probar el sistema superficial de control

(árbol de válvulas).

- Disparar los intervalos a probar para comunicar el

yacimiento con el pozo.

- Efectuar pruebas de producción o inyección, se-

gún sea el caso, incluyendo estimulaciones e

inducciones.

Todo lo anterior permite la definición del pozo como

productor o inyector y en última instancia su aban-

dono, previo taponamiento.

Las dos clases de Terminaciones que vimos (Explo-

ración y Desarrollo), pueden llevarse a cabo de di-

versas formas.

Terminaciones en agujero abierto

Anteriormente se terminaban los pozos en agujeros

sin revestir. Ahora esta práctica se ha abandonado,

efectuándose solamente en yacimientos con baja

presión en una zona productora donde el intervalo

saturado de aceite y gas sea demasiado grande. Es-

tas Terminaciones son recomendables para forma-

83


ciones calizas.

El procedimiento consiste en introducir y cementar la tubería de revestimiento de explotación (TR) arriba de la zona de interés, continuar con la perforación del tramo productor y preparar el pozo para su ex- plotación.

Terminación con tubería de revestimiento perforada

Actualmente es el mejor procedimiento para terminar un pozo, ya que ofrece mayores posibilidades para efectuar reparaciones subsecuentes a los intervalos productores. Pueden probarse indistintamente algunas zonas de interés y explotar varias al mismo tiempo, efectuando los disparos productores en las paredes de las tuberías de revestimiento de explota- ción convencionales y cortas "liners", por medio de pistolas de chorro de distintos tipos, accionadas con equipos de Cable Eléctrico, ajustando las profundidades con registros especiales.

La preparación del pozo consiste en seleccionar un diseño adecuado de tuberías de revestimiento que se introducen y cementan, de acuerdo al programa elaborado para cubrir las profundidades de los tramos productores. Posteriormente se prepara el pozo con el aparejo de producción seleccionado para su explotación.

Terminaciones con bombeo mecánico

Este sistema artificial de producción es generalmente el último de los sistemas que se utilizan en la vida productiva de un pozo, ya que despues de tener una primera etapa de vida fluyente y si las condiciones de presión y de indice de productividad es la adecuada seguiría en orden de explotación el sistema de bombeo eléctricocentrifugo, posteriomente el sistema de bombeo hidráulico, continuando con el sistema de bombeo neumático y terminando con el sistema artificial de bombeo mecánico y sistema tiben éstos últimos dentro de sus ventajas tiene las siguientes:

· Operación eficiente en pozos de mínima produc-

ción.

· Capacidad de agotar el yacimiento. · Buena eficiencia del sistema

La figura 17 representa una terminación típica con

sistema artificial de bombeo mecánico, los mismos

accesorios tiene el sistema tieben, cambia en estos

en bimba caliente y cavidad progresiva.

75

75

1,3/(

6(//26 =$3$7$

$1&/$ 0(&

&$1'$'2 6(3$5$'25 '(

*$6

% /,1(5 µ

75

5(7 &072 %$.(5

75

Figura 17- Terminaciones con bombeo mecánico.

Terminación con bombeo neumático

Este aparejo es un diseño artificial de explotación,

empleado en pozos donde la presión del yacimiento

no es suficiente para elevar y hacer llegar el aceite a

la bateria de separación.

El método de elevación con gas está basado en la

energía del gas comprimido en el espacio anular, sien-

do ésta la fuerza principal que hace elevar el aceite.

Para incrementar la producción en los pozos, el bom-

beo neumático se efectúa de diferentes formas, sien-

84


do éstas: · La perforación de un orificio en la tubería de pro-

ducción.

· Perforación y colocación de insertos de orificios

en la tubería de producción.

· Valvulas de inyección de gas montadas en

mandriles para tubería de producción.

· Bombeo neumático de flujo continuo. · Bombeo neumático de flujo intermitente.

Existen tres tipos de válvulas más utilizadas:

· Operada por presión (balanceada). · Operada por fluido (desbalanceada). · De flujo continuo

Los tipos de aparejos de bombeo neumático son los siguientes:

· Aparejo de bombeo neumático sencillo · Aparejo de bombeo neumático sencillo selecti-

vo.

· Aparejo de bombeo neumático doble termina-

ción.

· Aparejo de bombeo neumático doble selectivo.

La figura 18 muestra un aparejo típico de termina- ción con sistema artificial de bombeo neumático.

XV. TÉCNICA Y EQUIPO PARA LA TERMINACIÓN 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 desarrollo para los pozos petroleros.

¿Qué es una terminación permanente de un pozo?

El concepto total de este tipo de terminación tiene como objetivo eliminar la necesidad de sacar la tu- bería durante la vida del pozo. La figura siguiente muestra el arreglo básico de una terminación permanente del pozo con y sin empacador.

Una característica esencial de este tipo de termina- ción es el asentamiento de la tubería en el fondo y arriba de la zona de interés futura más alta anticipada.

TR 9 5/8”, 300

J-55, 36

Lb/pie

1a. VALV. R-20 541 m

2a. VALV. R-20 948 m

1326m

3a. VALV. WF-14R

4a. VALV. WF-14R 1662m

CAMISA DESL.

ZAP.CONECTORA 1670m

N.ASIENTO RN

EMP.L-SET 65/8” 1680m

1689/1715m

1780/1797m

NIPLE 1808m

CAMPANA 1810/1837 m

TP 2 7/8” 8HR 184 2m

RESTOS RET. EZ- 190 0m

DRILL

1950 m

Figura 18 Terminación con bombeo neumático. Los primeros desarrollos de estas terminaciones ne-

cesitaron hacer factible el sistema de explotación ac-

tual con relación a pensar en todos los requerimien-tos

tecnológicos futuros de la terminación; entre es-tos

desarrollos se pueden citar: 1) Pensar en la perfo-

ración de la tubería aunado al concepto de perfora-ción

bajobalanceada (presión diferencial los dispa-ros) para

proporcionar disparos libres de restos de pistolas. 2)

Una extensión de tubería concéntrica corrida y anclada

mediante cable para permitir la cir-culación al punto

deseado en el pozo. Posteriormente

85


esta extensión fue sustituida por el uso de la sarta completa de diámetro más pequeño, la cual debía ser corrida a través de la sarta normal de producción utilizando un equipo de reparación. 3) Pensar en el caso de la pérdida de fluido, la baja presión de fractura, la cementación forzada, en el sentido mismo de que en este tipo de terminación se verificaran correctamente las propiedades de la lechada así como del cemento fueran colocadas en el punto deseado en los disparos o en un canal detrás de la tubería y el exceso de cemento revertido fuera del pozo mediante circulación inversa. 4) Los dispositivos de registro, las válvulas de gas lift, los tapones puente y otras herramientas necesarias diseñadas para correrse a través de esta tubería o con cable.

¿En qué consisten las terminaciones con tubingless?

Este sistema regularmente involucra la cementación de uno o más sartas de 2 ½", 2 3/8" o 3 ½" como TR de producción en el agujero descubierto. La siguiente figura muestra una comparación entre las terminaciones convencionales y con tubingless en un campo con capas múltiples.

El esfuerzo original se suma al concepto de reduc- ción de la inversión durante la terminación de un pozo; sin embargo los mayores beneficios económi- cos han sido la reducción en los cotos por concepto de reparaciones y de servicios a pozos, con especial aplicación en las terminaciones triples en yacimientos múltiples de tipo lenticular o en pozos costafuera con terminación doble. Este tipo de terminaciones no necesariamente está restringidas a pozos de vida corta, de bajo volumen o de baja recuperación. Tam- bién los campos de gas con capas múltiples o individuales son excelentes candidatos para la terminación con tubingless. El tamaño del agujero y de la TR debe ser diseñado para obtener el gasto óptimo de retorno con relación a la vida del pozo.

Consideraciones de diseño

A diferencia de los pozos convencionales este tipo de pozos requiere considerar tres aspectos relevantes:

- Diseño de tuberías de revestimiento. - Diseño de la cementación. - Diseño de las conexiones superficiales.

Diseño de tuberías de revestimiento

En el diseño de las tuberías de revestimiento superfi-

cial e intermedia se emplean los mismos criterios uti-

lizados en los pozos convencionales; mientras que

en el diseño de la tubería de explotación (TP 3 1/2 ó

2 7/8") deben hacerse consideraciones especiales,

ya que la tubería de producción en este tipo de

pozos tiene doble función, una de ¡levar los fluidos

produ-cidos a la superficie y otra de servir de tubería

de revestimiento, además de ser capaz de soportar

los esfuerzos generados durante el fracturamiento hi-

dráulico, debe diseñarse adecuadamente para que

cumpla eficientemente sus funciones.

En la etapa de producción la tubería está sujeta a

incrementos de temperatura, que a su vez causan

incrementos de longitud y fuerzas compresivas, que

por lo general afectan la estabilidad de¡ tubo en la

parte no cementada (parte superior), causando pan-

deo helicoide, lo cual puede provocar obstrucción en

la introducción de herramientas de línea de acero y

en la bajada o en la recuperación de pistolas,

adicionalmente a las fallas de los copies por compre-

sión de la tubería.

Para evitar el pandeo de la tubería durante la

produc-ción del pozo es necesario aplicar una

tensión adi-cional a su peso flotado. Para ello,

después de espe-rar el tiempo de fraguado del

cemento, la tubería debe sujetarse a una tensión

adicional para instalar las co-nexiones definitivas.

Durante el fracturamiento la tubería se somete al es-

fuerzo de presión interna así como a un esfuerzo de

tensión adicional a su peso flotado, el cual debe eva-

luarse para seleccionar la tubería adecuada. Por lo

anterior, no se recomienda el uso de conexiones con

extremo liso ya que ésto reduce en forma considera-

ble la resistencia a la tensión.

Cuando las condiciones de corrosión son críticas no

se recomienda este diseño de pozo ya que podría

resultar en una reducción de su vida útil, el diseño de

la tubería de producción para el pozo "tubingless" fue

realizado mediante un análisis triaxial utilizando el

programa Weilcat que consideró los eventos de

cementación, tubería vacía, efectos de

fracturamiento y de producción del pozo.

86

Terminación y Mantenimiento de Pozos Cementación

Ya que la cementación es la operación crítica, en este tipo de pozos, se debe garantizar el éxito de la cementación primaria. Para ello se revisaron los aspectos relevantes del proceso de cementación, dentro de los cuales resaltan por su importancia el acondicionamiento del lodo previo a la cementación, mezcla de la lechada, técnica de desplazamiento y movimiento de la tubería durante la operación de cementación.

Durante el viaje de reconocimiento previo a la corrida de la tubería, las propiedades reológicas del lodo, viscosidad plástica y punto de cedencia, deberán reducirse a los niveles mínimos permisibles en el pozo. Es recomendable mezclar la ¡echada de cemento en baches para, obtener una Techada homogénea en densidad y propiedades reológicas, así como una distribución uniforme de los aditivos.

Realizar el desplazamiento de la lechada al máximo gasto posible, sin que la densidad equivalente de cir- culación rebase los límites del gradiente de fractura, Antes de soltar el tapón de desplazamiento, las lí- neas de cementación deben lavarse hasta la cabeza de cementación para evitar la presencia de cemento detrás del tapón de desplazamiento. Durante la ope- ración de cementación, debe aplicarse movimiento de rotación y reciprocación a la tubería, para incrementar la eficiencia del desplazamiento y asegurar el éxito de la operación.

Dos puntos son de especial importancia en la cementación de la tubería de producción, en los pozos "tubingless":

- Dejar represionada la tubería durante el fraguado, con una presión suficiente para evitar el pandeo en la parte cementada, la cual es función de la difecencia entre las presiones hidrostáticas de los fluidos en el interior de la tubería y el espacio anular. - Efectuar el desplazamiento con el fluido de termi- nación (salmuera) y evitar la operación con tubería flexible de cambiar el lodo de desplazamiento por el fluido de terminación.

Conexiones superficiales

En el pozo "tubingless" las conexiones se simplifican de la siguiente manera: Una vez perforada la primera etapa se instala un cabezal roscable, posteriormen-

te se perfora la segunda etapa para cementar una

tubería que se cuelga en el cabezal roscable, se ins-

tala una brida doble sello de y finalmente se instala

el cabezal de la tubería de producción de 3 1/2". De

tal manera que, de un árbol de válvulas

convencional de 13 3/8" x 9 518" x 7 x 2 7/8" en el

pozo "tubingless" se simplifican las conexiones

utilizando un árbol de válvulas 9 518" x 7" x 3 1/2".

Consideraciones para su aplicación

Los pozos "tubingless" entre otras aplicaciones se

han utilizado en la última década para la explotación

de arenas compactas (baja permeabilidad) de gas

en el Sur de Texas en campos similares a los que

confor-man la Cuenca de Burgos, donde se

requieren bajos costos de perforación a fin de hacer

rentable su ex-plotación, y son aplicables en:

Campos de bajo ries-go donde hay suficiente

conocimiento del área, cuan-do la corrosión y/o

incrustaciones no son críticos y cuando se tiene un

alto índice de éxito en las cementaciones primarias.

El diseño "tubingless" ofrece las siguientes ventajas:

- Reducción del volumen de lodo, fluidos de termi-

nación y cemento

- Menor cantidad de acero.

- Menor costo de barrenas utilizadas.

- Reducción del volumen a utilizar en los tapones

de arena para los fracturamientos múltiples,

- Limpieza más rápida y eficiente del pozo

después del fracturamiento.

- Las reparaciones mediante "through-tubing" en

estos pozos son más baratas que las técnicas

con-vencionales.

- Se elimina el uso de empacadores, equipo de ter-

minación de línea de acero y las fallas mecánicas

asociadas.

El diseño "tubingless" así como ofrece las ventajas

anteriores, también Presenta las siguientes desven-

tajas:

- Requiere un estricto control de calidad en la

cementación primaria, ya que la geometría redu-

87


cida complica la corrección de la cementación . - Su aplicación está limitada por profundidad (3200

m).

- Las reparaciones mayores resultan más compli-

cadas debido al diámetro reducido.

Prácticas operativas durante la cementación y manejo de TR como tubingless.

Las prácticas utilizadas generalmente cuando se trabaja con terminaciones con tubingless deben considerar los problemas mecánicos de correr múltiples sartas, mismas que requieren TR´s con accesorios especiales para el manejo y control de brotes. Tam- bién durante la cementación de sartas múltiples se debe considerar la sección de los espacios anulares debido a que estos alientan la canalización en este tipo de terminación y un desplazamiento inefectivo del lodo, así como la centralización de la tubería, su movimiento y las propiedades de l punto de cedencia y viscosidad plática de las lechadas. Se debe evitar TR´s con cople a profundidades grandes, para ofre- cer menor resistencia al flujo de la lechada.

Algunas de las prácticas operativas más recomendables incluyen el acondicionamiento minucioso del lodo para optimizar las propiedades antes de que salga por efecto de la introducción del tubingless, en caso de terminación doble roscar y correr ambas sartas simultáneamente empleando cuñas y elevadores dobles, en terminaciones triples correr primero dos sartas juntas seguida por la tercera, utilizar centradores y escariadores externos especialmente frente al intervalo de interés, utilizar un dispositivo de torque para asegurar el adecuado y eliminar la prueba de presión en cada junta del tubo, mantener en movimiento de la tubería durante la cir- culación del lodo para descartar problemas de pegadura, la lechada de cemento debe de acercarse al comportamiento de un fluido newtoniano tanto como sea posible, utilizar colgadores tipo cuña siempre para asegurar que cada sarta esté en tensión, probar con presión todas las sartas para detectar una posible comunicación.

Pozos con terminación tubingless

Las prácticas normales señalan que debemos realizar la terminación del pozo sin que el equipo de per- foración 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 con-

trario es recomendable utilizar un equipo de repara-

ción pequeño.

Como resultado de los diámetros pequeños de las TR´s

se debe de analizar detenidamente la disponibi-lidad de

las pistolas para asegurar la penetración y el tamaño

del agujero. Ver la factibilidad de empleo de alguna

técnica de disparo con presión diferencial para evitar el

suaveo y mejorar la productividad del pozo. Cuando se

tiene sartas múltiples se debe de tomar en cuenta la

localización cuidadosa de los extremos para evitar la

perforación de las TR´s adyacentes. Para las

terminaciones sencillas correr el registro radioactivo en

cada sarta cerca de los disparos, después el regis-tro

gamma-neutrón en una sarta para localizar los coples

en todas las sartas. Cada sarta puede ser per-forada

con la profundidad de correlación con el re-gistro

radioactivo previo.

Sistemas artificiales y accesorios para las

termina-ciones con Tubingless

Para este tipo de terminaciones se puede utilizar cual-

quiera de los siguientes tipos de sistema artificial en

etapas maduras de explotación del pozo. 1) Bombas

para TR, existen instalaciones de bombas para TR

regularmente para diámetros de 2 7/8", los factores más

importantes a considerar es si la TR estará sujeta al

desgaste interno por la acción de las varillas, si todo el

gas debe de pasar a través de la bomba, si se esperan

partículas de arena, incrustaciones o parafi-nas que

deriven en pegadura de la bomba y causen trabajos de

reparación costosos o la posibilidad de pérdida del

pozo. 2) Bombeo con varillas dentro de sartas tipo

macarroni, en este sistema se utiliza una bomba tipo

inserto, y las ventajas de utilizar el bom-beo dentro de

una sarta extra tipo macarroni son la reducción del

desgaste de la TR, el gas puede ser ventilado

incrementando con ello la eficiencia de la bomba, los

inhibidores de corrosión y las parafinas pueden ser

circulados mas abajo a través del espacio anular TR-

tubing (2 7/8-1 ¼), la arena se puede confi-nar en la

tubería facilitando con esto la pesca si la bomba se

pega, 3) Bomba de tubería con varilla hueca, este

sistema tiene un manejo de volumen res-tringido

comparado con una bomba de TR, el des-gaste de la

tubería y la TR son similares, 4) Bombeo Hidráulico e s

similar al tradicional pero en forma miniaturizada., 5)

Gas lift, existen sistemas de inyec-

88


ción de gas utilizando válvulas hasta con 1 ¼".

Aplicación de pozos "tubingless" en el campo Arca- buz- Culebra

Una vez determinada la factibilidad técnica y econó- mica de la perforación de pozos "tubing.less", para la explotación de los campos de la Cuenca de Burgos, el Proyecto Integral de la Cuenca de Burgos en forma conjunta con la línea funcional del Distrito Reynosa, programó la perforación de este tipo de pozos.

A la fecha se han perforado y terminado 36 pozos "tubingless" distribuídos de la siguiente manera: 27 en el campo Arcabuz-Culebra, 4 en el campo Corin- dón~ Pandura, 3 en el campo Cuitláhuac y 2 en el campo Mojarreñas.

Se realizó un análisis de la perforación de este tipo de pozos en el campo Arcabuzculebra por tener el mayor número de aplicaciones, suficiente para determinar los beneficios de este nuevo diseño.

El objetivo de la perforación de estos pozos fué continuar el desarrollo del campo Arcabuz -Culebra cons- tituido por secuencias de arenas y lutitas de la for- mación Wilcox del Eoceno Medio e Inferior.

Terminación

Posterior a la espera de fraguado del cemento, se descargó la presión del interior de la tubería .se des- manteló preventores y se instaló el niple y bola col- gadera dejando de 4 a 6 ton"de tensión adicional al peso flotado de ¡a tubería, y finalmente se instaló y probó el medio árbol de válvulas. Posteriormente, se tomó el registro de evaluación de la cementación (CBL-VDL) y se efectuaron los disparos de la primera arena a probar, utilizando pistolas de 2 118", 13 cargas/m., fase 60 grados, Después de desmantelar el equipo de perforación se realizaron los fracturamientos en las arenas de interés, aislando cada intervalo fracturado con tapones temporales de arena, los cuales fueron removidos finalmente utilizando tubería flexible. Por lo general, se explotan hasta 2 arenas simultáneamente en este campo.

Factores que han contribuído al proceso de

optimización.

Adicionalmente a la optimización del diseño del

pozo, la mejora en tiempos y costos obedece a los

siguien-tes factores:

- Sistemas de fluídos de control más adecuados.

- Uso de barrenas PDC de mayor durabilidad y

mayor velocidad de penetración. Utilización de

sartas "tubingless" de 3 1/2" para perforar la últi-

ma etapa del pozo..

- Eliminación de viajes de reconocimiento cuando

el pozo lo permite, Mejora en la coordinación de

operaciones y servicios.

- Actitud del personal con mente abierta para

acep-tar el proceso de cambio.

89


Bibliografia Reservoir Stimulation (Michael J. Economides & Kenneth G. Nolte). Petroleum Production Systems (Michael J. Economides & A. Daniel Hill & Christine Ehlig- Economides). Manual de Estimulación Matricial de Pozos Petrole- ros (Carlos Islas Silva). Ingeniería de fluidos de control en TRP (Gerencia de Reparación y Terminación de Pozos e IMP) Ingeniería de fluidos de control (Gerencia de Perfora- ción y Mantenimiento de Pozos) Apuntes de Terminación de pozos II (Ing. Rafael Vi- ñas) Manual de Empacadores Baker Manual de Empacadores Camco Manual de Diseño y procedimientos de disparos (Per- foración y Mantenimiento de Pozos 1999) Manual de operaciones de cementación de 1987

(IMP) Principios y aplicaciones de la interpretación de registros (Schlumberger) Evaluación de la producción (apuntes de la Universi- dad Autonoma de México) Apuntes de Bombeo Mecánico (Leopoldo Pérez Ruiz, superintendencia de Producción Tampico) Plan nacional de capacitación obrera, Reparación de Pozos 1, nivel 3 (Pemex e IMP México) Catalogo general, piezas y accesorios, bombas de varilla (Compañía TRICO) Problemas y alternativas de solución del sistema de bombeo mecánico (Gilberto Sandoval Hernández) Apuntes de bombeo mecanico, recopilación de in- formación de sistemas probados, Poza Rica, Repara- ción y Terminación de Pozos) Procedimientos de Terminación y Reparación de Po- zos, Poza Rica ( José C. de León Mojarro, Gerencia de Perforación y mantenimiento de Pozos, 1997) Apuntes de estimulación de pozos (Garaicochea P. Francisco, Facultad de Ingría. UNAM) Production operations, well completions, workover and stimulation , Volume 1 and 2 (Thomas O. Allen and alan P. Roberts)

90


91


92



INTRODUCCIÓN, DEFINICION Y CLASIFICACIÓN

La etapa de producción de un pozo necesita una serie de operaciones que en realidad constituyen su ter- minación. Durante su vida productiva es necesario su reacondicionamiento para aprovechar correctamente la energía del yacimiento, así como eliminar problemas mecánicos que impidan su producción, o su inyección, en el caso de pozos para recupera- ción mejorada, hasta llegar finalmente a su taponamiento definitivo.

Aquí se explicarán los aspectos generales del mantenimiento de pozos. Se definirán los tipos de inter- vención, así como las secuencias operativas que se realizan para alargar la vida productiva del yacimien- to.

Definición

Son todas aquellas intervenciones realizadas en los pozos para mantener la producción, mejorar la re- cuperación de hidrocarburos, o cambiar los horizon- tes de producción aprovechando al máximo la ener- gía propia del yacimiento.

Clasificación

De acuerdo con el objetivo de la intervención, el mantenimiento de pozos se clasifica como mayor o me- nor.

XIV. REPARACIÓN MAYOR

Es la intervención al pozo que implique la modifica- ción sustancial y definitiva de las condiciones y/o ca- racterísticas de la zona productora o de inyección. Dichas operaciones se realizan con equipos de repa- ración convencional o con equipos especiales, (tu- bería flexible, unidades de registros). Los tipos de intervención pueden ser, entre otros:

Cambios de intervalos por invasión de fluidos no

deseados.

Se realiza mediante el aislamiento del intervalo, de

manera temporal o definitiva, con tapones mecáni-

cos o de cemento, o por medio de cementaciones a

presión. Dichas intervenciones pueden efectuarse

con equipo convencional de reparación, con tubería

flexi-ble, unidades de registros o a través del aparejo

de producción (figura 19).

Estado Mecánico Estado Mecánico

Antes Posterior

Figura 19 Colocación de un tapón por circulación para

aislar un intervalo.

93

Terminación y Mantenimiento de Pozos Ejemplo 1:

Suponga que se requiere colocar un tapón de cemento que cubra de 4,300 a 4,100 m para aislar el intervalo de 4,175-4,150 m. Se usarán 50 sacos de cemento clase G al 30 % en peso de arena sílica por saco de cemento; se utilizará como bache espaciador agua dulce que cubrirá un espacio de 200 m lineales por arriba de la cima de cemento.

Se tienen como datos adicionales:

a) El rendimiento de la lechada de cemento es de 51.9 l/sc. b) La cantidad de agua requerida por saco es de 29

l/ sc.

c) La densidad de la lechada será de 1.87 gr./cc. d) Diámetro interior de la TR de 7 5/8", de 39 lbs/pie

de 6.625 pg.

e) Diámetro interior de la TR de 5 pg de 4. 276 pg. f) Diámetro interior de la tubería de trabajo o de per-

foración de 3.5 pg de 2.992 pg. Longitud 3,480 m.

g) Diámetro interior de la tubería de 2 7/8 pg de

2.256 pg. longitud 820 m.

Solución:

1. Como primer paso se requiere calcular la capaci-

dad de cada una de las tuberías, para lo cual se em-

plean las siguientes fórmulas:

&DSWS 0.5067['2

LWS (1)

&DSH.D. = 0.5067['2L.WU − '2HWS (2) Donde:

Ditp.- Diámetro interior de la TP (Tubería de perfora- ción) (pg) Detp.- Diámetro exterior de la TP(pg) Ditr.- Diámetro interior de la TR (Tubería de revestimiento) (pg) Captp.- Capacidad de la tubería TP(l/m) Cape.a..- Capacidad del espacio anular (l/m)

Aplicando las ecuaciones (1) y (2), tenemos:

a) Capacidad de la TP de 2 7/8 pg igual a 2.578 l/m. b) Capacidad de TP de 3.5pg = 4.536 l/m. c) Capacidad de la TR de 5 pg igual a 9.26 l/m.

d) Capacidad del espacio anular entre TR de 5 pg y

TP de 2 7/8 pg igual a 5.076 l/m.

2. El cálculo del volumen de los baches

espaciadores se realiza multiplicando la capacidad

de la tubería por la longitud del bache, en este caso:

Volumen del 1er bache de 200m lineales (espacio

anular entre TP de 2 7/8 y TR de 5pg) igual a

200x5.076=1015.2 l

Volumen del segundo bache espaciador de 200 m

lineales (interior de la TP de 2 7/8 pg) igual a

200x2.578=515.6 l Volumen total de los baches espaciadores de

1530.8 l.

3. Cálculo del volumen de lechada:

9FPWR

5VF

[1R.VF (3)

Donde:

Vcmto. Volumen de lechada de cemento (l) Rsc.Rendimiento de la lechada de cemento (l/sc) Nosc. Número de sacos

Volumen de lechada=51.9x50=2,595 l.

4. Agua necesaria para preparar la lechada de ce-

mento:

$JXD =

9RODJ[VF

[1R.VF (4)

Donde:

Volagua.- Volumen de agua (l)

Agua requerida= 29x50=1450 l.

5. -Cálculo de la altura de lechada de cemento en la

TP y espacio anular entre TP y TR.

+

=

9FPWR

= 2595

(5)

OHFK

. &DSH.D. + &DS73 5,076 + 2.578

Hlech=339 m.

La altura de la lechada de cemento indica, que tanto

en el espacio anular como en el interior de la TP,

94


estarán cubiertos por cemento al bombear los fluidos al pozo.

6. Cálculo del volumen de fluido para desplazar la

lechada de cemento. Esto es simplemente la

multiplicación de la capacidad de la TP, por la

longitud de la tubería de trabajo descontando la

longitud del bache y del cemento. En este caso es

igual a:

4.536x 3480+(820-200-339)x2.578=16,509 l.

Procedimiento operativo

a) Bajar la sarta de trabajo a la profundidad de

colocación del tapón de cemento; en este caso,

4300 m.

b) Verificar la apertura y cierre de los rams anula-res

en el conjunto de preventores; esto es debido a que

durante la operación se requiere circular en inverso.

c) Instalar las unidades con cemento, la pipa con

agua y la unidad de alta presión.

d) Probar conexiones superficiales de control con la

presión de prueba API. Deberá instalarse una línea

de la unidad de alta presión hacia la TP, para

circular directo y otra hacia el cabezal de producción

para circular inverso.

e) Con la sarta en el fondo, circular cuando menos

un ciclo completo, para homogeneizar columnas en

el espacio anular y en la TP.

f) Efectuar una junta de seguridad entre el personal

involucrado en la operación con la finalidad de asig-

nar tareas específicas al personal y evitar riesgos in-

necesarios.

g) Bombear el primer bache de separación; en este

caso, los 1,015 l de agua.

h) Mezclar y bombear el cemento, verificando en

todo momento que la densidad de la lechada sea la

requerida. Para el ejemplo de 1. 87 gr./cc, un volu-

men de 2,595 l de cemento.

i) Bombear el segundo bache separador; en este

caso de 515 l de agua.

j) Desplazar el cemento con el volumen de fluido cal-

culado para el ejemplo de 16,509 l.

k) Levantar la sarta a la profundidad donde se pre-

tende dejar la cima de cemento (en este caso a

4,100m).

l) Cerrar los rams anulares del preventor y circular el

volumen del pozo en inverso a través del cabezal de

producción, desalojando el exceso de lechada de

cemento.

m) Abrir el preventor y sacar la tubería de trabajo a

la superficie.

Obturamiento de intervalos por baja productividad o

alta relación agua-aceite o gas-aceite.

Cuando un intervalo ha declinado su producción, o sus relaciones agua-aceite o gas-aceite han au-

mentado a límites económicamente no maneja-bles,

es necesario obturarlo por medio de cementaciones

a presión.

La cementación a presión es la operación mediante

la cual una lechada de cemento es forzada bajo pre-

sión en un punto específico del pozo. El objetivo es

llenar todas las perforaciones con cemento o cana-

les atrás de la tubería, para obtener un sellado entre

la TR y la formación.

Existen dos técnicas para llevar a cabo una

cementación forzada: a baja y a alta presión.

La cementación a baja presión consiste en la colo-

cación del cemento sobre el intervalo disparado,

más la aplicación de la presión necesaria para

formar un enjarre de cemento deshidratado dentro

de las per-foraciones y la formación.

La cementación a alta presión comprende el

fracturamiento de la formación y el bombeo de la

lechada de cemento dentro de la formación, hasta

alcanzar y mantener una presión superficial deter-

minada.

Ejemplo 2:

Se tiene la necesidad de obturar un intervalo me-

diante una cementación a presión a través del inter-

valo 5425-5475m, el cual se encuentra invadido de

95


agua salada para continuar con la explotación del yacimiento en una zona superior.

Información adicional:

a) Intervalo disparado 5425-5475 m b) Profundidad interior 5,500 m c) Fluido de control agua densidad 1 gr./cc d) Cantidad de cemento a utilizar 80 sacos. e) Densidad de la lechada de diseño 1.87 gr./cc f) Rendimiento del cemento 51.7 l/sc g) Cantidad de agua requerida para la lechada de

cemento 29 l/sc

h) Tubería de explotación o de revestimiento (TR) de

5 pg. Capacidad de 9.26 l/m; diám. Int.=4.276pg

i) Profundidad de anclaje del retenedor 5415 m j) Diámetro interior de la tubería de trabajo o de per-

foración (TP) de 3.5 pg de 2.992 pg, longitud 3201m,

diámetro interior de la tubería de 2 7/8 pg de 2.256

pg, longitud 2214 m

k) Diámetro interior de la tubería de perforación de 2

7/8 pg=2.256pg. Longitud 2214m

1.Como primer paso se recomienda calcular los vo- lúmenes de fluido en el pozo, motivados por el bombeo de cemento. De las ecuaciones (1) y (2), tenemos:

La capacidad de la tubería de 2 7/8 pg es 2.578 l/m, por lo tanto el volumen será la multiplicación de la capacidad por su longitud de 2,214m. En este caso es de 5,707 l.

La capacidad de la TP de 3.5pg es 4.536 l/m, por su longitud de 3,201 m, el volumen es 14,520 l.

Una vez obtenidos los volúmenes de TP de 2 7/8 y 3.5 pg, la suma de éstos equivale al volumen total de tubería. En este caso:

5707+14520=20,227 l

De la ecuación (3), el volumen de lechada de cemen- to es de 4,136 l. De la ecuación (5) la altura de cemento dentro de la TP de 2 7 /8 pg es de:

4136

Hcemento = 0 + 2.578 = 1604 m 2. Ahora bien, otro dato importante es conocer el

volumen de desplazamiento y de inyección que se

requiere para forzar los fluidos hacia la formación:

9G

=

973

−

9FPWR (6)

Donde:

Vd. es el volumen de desplazamiento

VTP. es el volumen de la TP Vcmto. es el volumen de lechada de cemento

Esto es: Vd=20,227-4136=16091 l

El volumen del fluido de control requerido para for-

zar la lechada de cemento hacia la formación está

dado así:

9LQ\

=

9FPWR

−

975 (7)

Donde:

Viny. es el volumen de inyección

VTR.-es el volumen de la TR

La multiplicación de la capacidad de la tubería de

revestimiento de 5", por la diferencia entre profundi-

dades de anclaje de la herramienta cementadora y

la base del intervalo disparado, en este caso,

9.26lts/m x (5475-5415)m=555.6 l.

En el ejemplo se considera un retenedor de cemen-

to; en caso de utilizar un cementador recuperable

(tipo RTTS), al volumen de desplazamiento se adi-

ciona el volumen entre el cementador y la cima del

intervalo por obturar.

Finalmente, aplicando la ecuación (7), el volumen de

fluido para forzar la lechada hacia la formación es:

4136-555.60= 3,580.4 l

3. El siguiente paso es calcular las presiones

hidrostáticas ejercidas en el pozo por los diferentes

fluidos (baches espaciadores agua, lodo, lechada de

cemento, etc.).

La presión hidrostática frente a la formación es la

ejercida por la columna de fluido en la interface con el

cemento, más la del cemento mismo. La ecuación

general para el cálculo de presiones hidrostáticas es:

96

Terminación y Mantenimiento de

3KII ρ I[' (8) 10 Donde:

D es la profundidad de interés (m). rf .- es la densidad del fluido en (gr./cc)

Si se sustituyen valores, la presión hidrostática que la columna de cemento ejerce es

1604 x 1.87 =299.9 kg / cm2 10

mientras la columna de agua en la interface con el cemento, está dada por la diferencia de profundidad de anclaje del retenedor y la columna de cemento; es decir, 5,415 - 1604 = 3811m, equivalente a 381.1 kg/cm2. La suma de estas presiones es igual a 299.9+388.1=681 kg/cm2.

Para el ejemplo considérese que se determinó mediante una prueba de admisión previa con una pre- sión de ruptura de la formación de 850 kg/cm2, por lo que la presión en superficie necesaria para forzar el cemento hacia la formación es:

(9)

Donde: 3V = Pr− (3KII + 0V)

Ps. es la presión en superficie Pr. es presión de ruptura Phff. es la presión frente al intervalo productor Ms. margen de seguridad

Si se sustituyen valores y se considera un margen de seguridad de 21 kg/cm2, Ps=850-(680+21)=148 kg/cm2

Procedimiento operativo en campo

a) Armar la herramienta cementadora (retenedor de

cemento).

b) Bajar la herramienta con la sarta de trabajo hasta

la profundidad de anclaje; en este caso, 5415m.

c) Efectuar una junta de seguridad entre el personal

involucrado en la operación, con la finalidad de asig-

nar tareas especificas al personal y evitar riesgos in-

necesarios.

d) Anclar la herramienta cementadora en presencia

del operador o personal técnico de la compañía de

servicio, según sea el caso, de acuerdo con los pro-

cedimientos especificados para la misma

e) Cerrar los rams anulares del preventor y probar la

hermeticidad del espacio anular. Se recomienda un

50 % de la presión de superficie calculada para for-

zar la lechada de cemento hacia la formación.

f) Instalar las unidades con cemento, pipa con agua

y unidad de alta presión.

g) Probar conexiones superficiales de control con la

presión máxima de trabajo de las mismas.

h) Abrir preventores y desenchufar el soltador del

retenedor. Se recomienda levantar la sarta de 2 a 3

m, para verificar su libre movimiento.

i) Efectuar una prueba de admisión para garantizar

la circulación de fluidos a través de la válvula del

retenedor y formación.

j) Bombear, en caso de requerirse, bache lavador.

(Para el ejemplo no se considera).

k) Mezclar y bombear el cemento, verificando en

todo momento que la densidad de la lechada sea la

re-querida. Para el ejemplo de 1. 87 gr./cc, y un

volu-men de 4,136 l. de cemento.

l) Bombear segundo bache separador, en caso de

emplearse.

m) Desplazar el cemento con el volumen de fluido

calculado para el desplazamiento; para el ejemplo

de 16,09l l.

n) Bajar y enchufar el soltador en el retenedor, y car-

gar el peso necesario para evitar la comunicación en

el espacio anular.

o) Cerrar los preventores y bombear el volumen de

inyección, el cual depende de las presiones en su-

perficie alcanzadas. Represionar gradualmente el

es-pacio anular mientras se realiza la inyección, de

acuerdo con el comportamiento de la presión de in-

yección.

p) Una vez concluida la inyección, abrir los

preventores y levantar la sarta de trabajo de 2 a 4 m,

97


para desenchufar el soltador y cerrar la camisa de circulación del retenedor.

q) Circular en inverso para desalojar el exceso de

cemento y limpiar la tubería de trabajo.

r) Sacar la sarta de trabajo a superficie.

el intervalo productor. Igualmente cuando se tienen

arenas productoras con presiones de fondo simila-

res que no constituyen un riesgo de convertirse en

zonas ladronas por diferencia de presión.

Todo lo relacionado con este tema se detalla en la

sección titulada terminación de pozos.

Obturamiento parcial de intervalos Estado Mecánico Estado Mecánico

Antes después

Retenedor a 5415m

Retenedor a 5415m

5425-5475m

5425-5475m

PI= 5500m

PI= 5500m

Figura 20. Ejemplo de una operación de cementación presión.

El obturamiento parcial de intervalos reali-

zado de manera intencional y con la finali-

dad de evitar la producción de fluidos no

deseados (agua o gas), se conoce como

exclusión. Este problema se origina por

una diferencia en la movilidad de los flui-

dos en el yacimiento.

En la vecindad del pozo, el gas y el agua

tienen mayor movilidad que el aceite. La

explotación irracional genera un

incremen-to en la producción de estos

fluidos, lo que ocasiona problemas en su

manejo. Cuan-do esto sucede es

necesario el reacon-dicionamiento del

pozo mediante el obturamiento parcial del

intervalo produc-tor.

La técnica de aplicación para estas inter-

venciones es similar a la anteriormente

explicada en el inciso. Sin embargo, en

este caso se requieren operaciones

adicio-nales como:

a) Moler la herramienta cementadora utili-

zada y rebajar el cemento,

b) Descubrir el intervalo productor y pro-

bar su obturamiento con un 60% de la

presión máxima de la tubería de reves-

timiento.

Incorporación y ampliación de intervalos

Algunas veces, al realizar pruebas de variación de presión y de análisis nodal, se determina la existencia de daño en el pozo por convergencia de fluidos, mismos que se corrigen mediante redisparos y/o ampliación del intervalo productor. Por otro lado, cuando los requerimientos de producción lo deman- dan y el espesor del yacimiento lo permite, se amplía

c) Redisparar la cima o base del intervalo (alta rela-

ción gas-aceite o agua-aceite, según sea el caso).

El inconveniente de aplicar dicha técnica es el radio

de penetración del cemento en la formación, por lo

que no siempre es efectiva.

En general los problemas de producción de fluidos

no deseados, pueden agruparse en tres grupos:

98


a) Problemas de canalización de agua o gas de dife-

rentes estratos.

b) Conificaciones de agua y gas.

c) Problemas en la vecindad del pozo (malas

cementaciones primarias).

El éxito en una exclusión depende básicamente de la identificación del problema. Esto se logra mediante el análisis de registros de producción, historias de producción, etcétera.

Las gráficas convencionales de corte de agua contra el tiempo, se emplean para mostrar cambios drásti- cos en la producción de agua, que pueden indicar fallas repentinas en el pozo o la irrupción de un canal altamente conductivo al agua. Sin embargo, la información proporcionada por estas gráficas es limitada. Las gráficas log-log (relación agua-aceite o (WOR o water-oil-ratio) contra el tiempo son útiles para identificar las tendencias de producción y los mecanismos que originan los problemas de produc- ción de agua o gas, debido a que la derivada de la WOR contra el tiempo se usa para diferenciar si la excesiva producción de agua o gas, es ocasionada por problemas de canalización o conificaciones. La figura 21 ejemplifica el comportamiento descrito.

H W L

H

F

&RQLILFDFLyQ

D

D X

J D

Q

&DQDOL]DFLyQ y

L

F

D O

H

5

7LHPSR 'tDV Figura 21. Gráfica log-log de la derivada WOR contra el tiempo para una canalización y conificación

En la actualidad existen nuevas técnicas para realizar exclusiones, como la aplicación de cementos micro finos combinados con sistemas de geles, que permiten mayor penetración dentro de la formación y espacios restringidos como canales fracturas o microánulos.

El volumen del fluido que se debe utilizar está en

función directa de la longitud del intervalo dispara-

do, que se encuentra en comunicación con la for-

mación. Sin embargo, una práctica de campo es

emplear de 30 a 90 sacos de cemento micro matriz,

por cada 20 pies de intervalo expuesto, mientras

que la cantidad de gel por emplear es una función

del radio de penetración que se pretende alcanzar.

Después de determinar la procedencia del agua y

los volúmenes por utilizar se debe analizar la conve-

niencia de realizar el trabajo, debido a la reducción

de permeabilidad ocasionada por la inyección del

sistema gel- cemento.

Ejemplo 4:

Se considera meter una sarta de perforación de

3.5pg, con un empacador probador recuperable tipo

RTTS para tubería de revestimiento de 7 5 /8" a

4015 m, y excluir el agua salada del intervalo 4325-

4270m, el cual presenta un corte de agua del 80%.

Median-te registros geofísicos se determinó una

porosidad del 12%. La tubería de explotación es de

5", como lo indica la figura 22. Se planea emplear

geles y ce-mento. Calcular el volumen de cemento

micro fino y la cantidad de gel requerido si se

consideran 10 pies de penetración del gel.

Solución:

Para calcular el gel requerido de acuerdo con la pe-

netración planeada se tiene:

9I = 0.5067 × φ × KI (US 2 − UZ2 ) (15)

Donde:

Vf. volumen de geles (l) f es la porosidad en fracción

hf. es la altura del intervalo disparado(m) rw. es el radio del pozo (pg) rp.- radio de penetración requerida (pg)

Sustituyendo valores, el volumen de gel es de: Vf=0.5067x0.12x(4325-4270)2x ( (10x12)2-2.5)2=48075 l

Si se considera la utilización de 40 sacos de cemen-to micro matriz por cada 20 pies de intervalo dispa-rado se tiene: 1m=3.28 pies

No sc= [ (4325 - 4270) x 3.28]x 40 = 360.8 Sacos de 20 cemento

99


AGAVE 301

EDO. M ECANICO ACTUAL

2 4 " 5 0 m

1 6 " 6 0 5 m

10 3/4" 2 5 4 2 m

E m p . R T T s 7 5 / 8

"

4 0 1 5 m

B.L 5" 4 0 1 2 5 m

7 5/8"

4 1 5 0 m

4 2 8 5 - 4 2 7 0 m

4 3 2 5 - 4 3 1 6 m

M e r c u r y " K " 5 " 4 3 9 8 m

4 4 9 2 - 4 4 4 5 m

5 4 5 9 9 m

"

aprovechar la infraestructura existen-

te, como el estado mecánico o la loca-

lización, con el fin de abrir una venta-

na en el pozo y redireccionarlo hacia

las zonas sin drenar. Esta opción re-

sulta obviamente más barata que la

de perforar pozos intermedios. La

figura 23 muestra un plano estructural

y de cimas en el cual se plantea la

perfora-ción de varias reentradas.

La profundidad de apertura de una

ventana corresponde al punto de ini-cio

de desviación y depende básica-mente

de los requerimientos plantea-dos en el

objetivo de la intervención, tales como

desplazamiento, coordena-das,

profundidad vertical desarrollada, etc.

La figura 24 presenta una sección

vertical de una reentrada.

Una vez definido el punto de inicio de

la desviación, el siguiente paso es de-

cidir la forma de abrir la ventana. En

la actualidad existen varias técnicas

para llevar a cabo esta operación, las

cuales dependen básicamente de las

condiciones del pozo. Estas son eva-

luadas mediante registros geofísicos

(adherencia de cemento, desgaste de

tubería, requerimientos de diámetro

de agujero y tubería de explotación).

Sin embargo, se pueden agrupar en

dos grupos: el primero, es empleando

un cortador de tubería hidráulico y el

se-gundo mediante una cuchara

mecá-nica y una sarta de molienda

diseña-da especialmente para abrir

una ven-tana en un costado de la

tubería de revestimiento. La figura 25

muestra es-tas herramientas.

Apertura de ventana con cortador de

tubería o molinos de sección.

Figura 22 Estado mecánico para el ejemplo de aplicación de ex- El principio básico de operación de es- clusiones.

tas herramientas es la presión hidráu-

Reentradas lica de circulación y rotación; poseen la ventaja de

que al aplicar presión se pueden localizar los coples

Cuando termina la vida productiva de un pozo y exis- de la tubería de revestimiento, con lo cual es posible

ten zonas del yacimiento aún sin drenar, se puede efectuar el ajuste de la profundidad por cortar.

100


352<(&72 $*$9( %/248( 685(67( 6(&&,21 (6758&785$/ /21*,78',1$/ & &

$&7,920863$& ',6(f2 < (9$/8$&,21 '( 352'8&&,21

N.R. -3000 m.

3000

3500

4000

4500

5000

AGAVE - 65 LOC. AGAVE - 303

M. PARAJE SOLO

3965

3984

4085

PT. 4085

P.P. 4300

C.A.A.M.B.N.M. DEFINIDO POR AGAVE 301

pozo pr oduciendo en agujer o descubierto, actualmente dañado por der r umbe en la zona productor a. Qo = 509 BPD Qg = 6.69 MMPCD R.G.A.= 2,339 M3/M3 Presion T .P= 117 Kg/cm2 Est.= 9/16"

AGAVE - 301 AGAVE - 221-A AGAVE - 223

M.PARAJE SOLO

3752 O EN

3860 C

EO

K.S.

3947 4045 4085

4135

4162 K.I. P.T.4217

C.A.A.4300

M.B.N.M.

Qo = 660 BPD P.T.4543

P.T. 4671 Qg = 9.64 MMPCD .E.m

55-A C

.E.m

51

4,0

00

.E.m516,000

R.G.A.= 2,599 M3/M3

512,000

4

1,962,000

57 65 2 Pr esion T.P= 140 Kg/cm 2 m .N. 0

Qo = 1434 BPD 0

Est.= 5/8"

63

Qg = 14.81 MMPCD 4

9

0 0

3 4 1 311

0

0 0

R.G.A.= 1,839 M3/M3 LOC.

LOC.

0

2 303 0

0 4

203 0

Presion T .P= 182 Kg/cm2 73

73D

3

38 301 Est.= 1/2" 70

302

1,960,000 0 0

m.N. LOC.242

232 0 3

6

0

201 221A

1,958,000

222

221

C´ 223

-

m.N. 4

- 6

0 - 4 0

241 4

4 0

2 0 4 0

0

-

0 - 00

0 0

6

3

-4

8

0

1,956,000 0 m.N. dib.: gpe. morales Nov. /1997

a) Plano estructural del campo, y planteamiento de un pozo intermedio

7 3 D

4100

LOC.303

LOC.242

2 3 2 2 0 1

39 00

3 0 1

0 0

7

3

3600

3800

2 2 1

3 0 2

4000

3900

3800

221A

2 2 3

-4600

Plano de cimas de campo y planteamiento de reentradas, para drenar mayor área del yacimiento.

Figura 23. Plano de cimas y estructural del campo Agave, región Sur y planteamiento de pozos intermedios.

101


3UR\HFFLyQ 3UR\HFFLyQ

0 Programa

200

1

200 : (

Objetivo

150

X=513,669.46

6

400 Y=1’960,244.85

100

600

800 Rumbo N 72º W

50

Desplazamiento 300 m

1,000 0

1,200 Conductor X=513,983.40

Y=1’960,142.89 -50

1,400

1,600

-100

1,800 -150

-400 -300 -200 -100 0 100

Programa

2,000

2,200

2,400

'DWRV GHO SURJUDPD

2,600

2,800

3,000

3,200

3,400

Vent ana Prof . inici o des v. Prof . vert. cima EOCEN O. Prof . des . ci ma EOCENO Desp. BRECH AS EC OCEN O. Severidad Angul o má xi mo Rumbo Prof . vert. total Prof . des . total Desp. total

3010-3050 m 3010 m 3630 m 3662 m 300 m 2.° / 30 m 22.12° N 72.00 W 3980 m 4040 m 330 m

3,600

3,800

4,000

4,200

0 100 200 300 400 500

75 V SURJUDPDGDV

Diámetr MV MD

5" 3015 3106 3 1/2" 3040 3135

Figura 24 Ejemplificación de una reentrada, sección vertical y desplazamiento horizontal.

102


a).- Cortador de tubería interno accionado hidráulica- mente

ce una fuerza que mantiene las cuñas abiertas,

hasta terminar el corte. Cuando esto sucede se

observa una disminución de presión y la molienda

continúa aplicando el peso requerido hasta moler la

sección de tubería deseada. La figura 26 presenta

un diseño de sarta típica para la apertura de ventana

emplean-do cortadores de tubería.

Tubería de perf´n

Martillo Hico.

Drill collar´s

Cortador de

Tubería

Estabilizador Desviador de

flujo

Drill collar´s

Molino Cónico

b) Cuchara empleada con sarta de molienda para

la apertura de ventanas.

Figura 25 Herramientas utilizadas para la apertura de ventanas (cortesía Baker Oíl Tools).

Para su operación en campo, se aplica rotación y se mantiene una presión de circulación constante, previamente determinada. La presión de bombeo ejer-

Figura 26 Diseño de sarta típica para una apertura

de ventana XVII. CONSIDERACIONES PARA LA APERTURA

DE VENTANAS

Antes de iniciar o programar una operación de corte

y molienda de tubería es necesario tomar en cuenta

las siguientes consideraciones:

1) Tener fondo suficiente por abajo del punto donde

terminará la ventana. Se recomienda como míni-

mo 50 m, con el objetivo de que los recortes de

tubería que se precipiten no lo obstruyan durante

la operación de molienda.

103


2) Tomar registro de adherencia de cemento con

coples (CBL/CCL) en la tubería donde se

pretende efectuar la ventana.

3) Utilizar, por lo menos, la misma densidad del lodo

con la cual se perforó el pozo original en el inter-

valo que se abrirá la ventana.

4) Se recomienda una viscosidad del lodo 10-20 cp

(de 70 segundos) y un punto de cedencia de 35-

50 lbs/100 pies2) con la finalidad de mantener un

óp-timo acarreo del recorte, y así cuantificar el

volu-men de acero recuperado y controlar en

superfi-cie el avance de la sección molida.

5) Tener las bombas equipadas con las camisas ne-

cesarias para el gasto requerido de lodo (de 400 a

500 gpm).

6) Probar hidráulicamente con la presión de tra-bajo

el tubo vertical (Stand Pipe), y unión gira-toria

(Swivel).

Procedimiento operativo para apertura de ventanas con corta tubo.

a) Anotar las dimensiones de la herramienta cortadora

de tubería en la bitácora de operación del equipo.

b) Conectar a la sarta de molienda de acuerdo con el

diseño típico mostrado en la figura 26. Consi-

derar el número de lastrabarrenas (drillcollars),

suficientes para proveer del peso requerido para

la molienda.

c) Probar hidráulica y mecánicamente en superficie,

la apertura y cierre de las cuñas del cortador de

tubería.

d) Bajar la herramienta con la tubería de perforación

necesaria hasta la profundidad programada.

e) Iniciar el bombeo con el gasto requerido para la

operación de la herramienta y localizar el cople de

tubería de revestimiento a la profundidad de

apertura de la ventana.

f) Levantar la sarta de 3 a 4 m arriba del cople de la

TR donde se desea abrir la ventana, marcar la tu-

bería de perforación como la profundidad de ini-

cio de la ventana.

g) Verificar el peso de la sarta hacia arriba y hacia

abajo y estática, además de las r.p.m.

h) Con la herramienta situada a la profundidad de

inicio de ventana, aplicar rotación a la sarta

incrementando paulatinamente, hasta alcanzar de

100 a 120 r.p.m.

i) Iniciar el bombeo incrementando lentamente has-

ta alcanzar 400-500 gpm.

j) Verificar el torque de la tubería, lo cual indicará

que el corte está iniciando. Una vez que disminu-

ya, será la señal que el corte se ha realizado.

k) Iniciar la molienda o desbaste de la TR con una

carga de 1 a 2 ton de peso sobre los cortadores.

Se debe evitar cargar mayor peso pues puede

dañar el desempeño de los cortadores.

l) Anotar el avance metro a metro y tomar en cuen-

ta el tiempo de atraso para la recuperación del

corte de acero. Si la recuperación de recorte en

superficie no corresponde al volumen de acero

molido con respecto al avance, es recomenda-ble

suspender la molienda y circular el tiempo

necesario para limpiar el pozo y continuar con la

ventana.

m) Verificar los parámetros de molienda (peso sobre

cortadores, gasto, ritmo de molienda, tiempo de

los últimos tres metros molidos).

n) Una vez que se haya cubierto la longitud requeri-

da de ventana (normalmente de 20-30 m), circu-

lar el tiempo necesario para garantizar la limpieza

de la ventana.

o) Sacar la herramienta y revisar sus cortadores en

superficie. Es posible que durante la opera-ción

se requieran viajes de limpieza con tubería franca.

Esto dependerá del comportamiento reológico del

lodo y del avance de la molien-da.

p) Colocar un tapón por circulación de cemento

como apoyo a la sarta navegable para desviar el

pozo, de acuerdo con el procedimiento y cál-culos

ya especificados. Este deberá cubrir por lo menos

20 m arriba del punto de inicio de la ventana.

104


q) Sacar la sarta de trabajo a superficie, y en la

espe-ra de fraguado armar la herramienta

desviadora de acuerdo con la figura 27.

ventana o window mill, molinos sandía o water-

melon). La figura 28 presenta los esquemas de di-

chas herramientas.

T

u

b

e

r

í

a

h

a

v

i

- w

e

i

g

h

t

Drill collar Antimagnético

MWD

M

o

t

o

r

d

e f

o

n

d

o

Drill collar corto

Barrena

Figura 27. Sarta navegable típica para la construc- ción de ángulo para perforar en dirección.

Apertura de ventanas con herramienta desviadora tipo cuchara.

La apertura de ventanas con herramientas desvia- doras tipo cuchara difiere del método con cortadores de tubería. Sin embargo, las consideraciones mencionadas anteriormente también son válidas en este caso. Las diferencias radican, básicamente, en el procedimiento operativo para la apertura de la ventana, debido a que se requieren herramientas adicionales, como un empacador de cuchara, la cuchara misma y los molinos necesarios para la apertura de la ventana (iniciador o started mill, molino

Tornillo de sujeción

a) Empacador de cuchara b) Cuchara desviadora

c).- Diferentes tipos de Molinos

Molino Iniciador Molino sandia o

(Started mill ) (Watermelon)

Molino ventana o

Figura 28 Herramientas comúnmente empleadas

para la apertura de ventanas con cuchara des-

viadora (Cortesía de Baker Oil Tools).

105


Procedimiento operativo para apertura de ventanas con cuchara desviadora.

a) Escariar el pozo cuando menos 50 m abajo de la

profundidad de anclaje del empacador.

b) El anclaje del empacador para la cuchara puede

llevarse a cabo con unidades de registros

geofísicos o con la tubería de trabajo; sin embar-

go se recomienda hacerlo con la unidad de re-

gistros, debido a que la operación se realiza más

rápido.

Figura 29. Esquematización del anclaje de un empacador para cuchara.

c) Tomar un registro giroscópico para ubicar el pozo

de acuerdo con las coordenadas objetivo plan-

teadas, además de hacer la impresión de la guía

del empacador para orientar la cuchara en super-

ficie.

d) Armar y orientar la cuchara en superficie, con el

molino iniciador y la sarta de trabajo. Medir cada

uno de sus componentes, anotar dichas medidas

en la bitácora de operación del equipo.

e) Bajar la cuchara a la profundidad del empacador a

una velocidad de introducción constante. Se de-

ben evitar, en lo posible, los frenados bruscos de

la tubería al sentarla en cuñas para hacer la co-

nexión. f) Verificar los pesos de la sarta hacia arriba, hacia

abajo y estática 50 m antes de llegar a la

profundi-dad del empacador.

g) Efectuar el ajuste y enchufar la guía de la cuchara

dentro del empacador.

h) Cargar peso a la cuchara (normalmente se requiere

de 8 a 10 ton) para romper el perno de sujeción del

molino iniciador con la cuchara. La figura 30 mues-

tra una ejemplificación del proceso de ruptura del

tornillo de sujeción en el anclaje de la cuchara.

M o l i n o i n i c i a d o r

T o r n i l l o d e s u j e c i ó n

C u c h a r a D e s v i a d o r a

G u í a d e c u c h a r a

E m p a c a d o r

Figura 30 Anclaje de cuchara para la apertura de la

ventana.

i) Levantar el molino iniciador. Se recomienda de 1

a 2 m arriba de la cuchara, y marcar la profundi-

dad en la tubería.

j) Conectar la flecha e iniciar la circulación de fluidos

y rotación de la herramienta de acuerdo con las

condiciones determinadas previamente.

k) Operar el molino iniciador sobre la tubería de re-

vestimiento y la cuchara más o menos 1 m. El

objetivo es marcar la tubería y hacer huella para

operar el molino ventana.

106


T o rn illo de su jeció n

Figura 31. Ejemplificación de anclaje de cuchara.

l) Sacar el molino iniciador a superficie, armar y

meter el molino ventana junto con los molinos

sandía, para abrir y conformar la ventana. La fi-

gura 32 muestra un diseño típico de sarta.

Tubería

hevi - weight

Molino Sandia

o Watermelon

Molino Ventana

m) Una vez realizada la ventana, el siguiente paso es

el cambio de sarta por una navegable, similar a la de la

figura 9, para construir el ángulo requerido y

direccionar el pozo hacia el rumbo establecido. La fi-

gura 33 presenta una ejemplificación de dicho proceso.

Figura 33 Ejemplificación del direccionamiento de

un pozo.

Profundizaciones

Este tipo de intervenciones se realiza cuando:

1. Los pozos son terminados en la cima de la

forma-ción productora.

2. Se tienen antecedentes de acumulaciones de hi-

drocarburos a profundidades mayores.

Básicamente, el proceso consiste en romper la za-

pata y perforar hasta la profundidad programada.

Algunas veces, la presencia de pescados dificulta

esta operación; en tal caso se recomienda realizar

una ventana en la tubería de revestimiento de

acuer-do con el procedimiento visto en el inciso III,

y salir lateralmente hasta la profundidad de interés.

Figura 32 Ejemplificación de una sarta típica para abrir una ventana.

La planeación del trabajo de profundización requie-

re de información adicional a la utilizada para un

107


mantenimiento convencional, tales como registros geofísicos de correlación de pozos vecinos, históri- co de barrenas, ritmos de penetración, etcétera.

Los registros geofísicos son fundamentales para el cálculo de los gradientes de presión de poro y fractura. Estos dan la pauta para la selección adecuada la densidad del lodo, con lo que se evitan problemas durante la profundización; al mismo tiempo, los gradientes de presión se emplean para diseñar la tu- bería de revestimiento que se va a emplear en esta etapa del pozo.

Por otro lado, el histórico de barrenas y los ritmos de penetración sirven para hacer una buena selección de al comparar su comportamiento en formaciones similares. Así se reduce el número de viajes para cambio de barrena y, por lo tanto, se puede calcular con mayor precisión el tiempo requerido para perforar el intervalo que se va a profundizar.

Cuando se tiene un pozo con intervalos abiertos, y se desea efectuar una profundización, es necesario obturar todos los intervalos y probarlos hidráulica- mente de manera que se garantice la hermeticidad del pozo antes de efectuar la profundización.


a) Con un molino del diámetro adecuado, se debe

reconocer hasta la profundidad interior del pozo y

rebajar los accesorios de la tubería de revesti-

miento (zapata guía, cople de retención etcétera).

b) Efectuar viaje de limpieza con canastas

chatarreras y tubería de trabajo; circular en el

fondo del pozo el tiempo necesario para evitar

que la barrena su-fra daños durante su operación,

si es necesario, considerar correr baches viscosos

c) Armar sarta de perforación de acuerdo con los

requerimientos del objetivo (sarta penduleada,

em-pacada, etcétera).

d) Una vez alcanzada la profundidad de interés,

efec-tuar viaje corto y acondicionar el agujero

para to-mar registros eléctricos y sacar la barrena

a la su-perficie.

e) Tomar los registros programados: DI/ RG= Doble Inducción/Rayos Gamma

SÓNICO DIGITAL/RG= Sónico digital/rayos gamma

DLL/RG= doble laterlog/rayos gamma SP/RG= potencial espontáneo/rayos gamma FDC-

CNL/RG= registro sónico de densidad-registro de neutrón compensado/rayos gamma FMI/

RG= registro de imágenes/rayos gamma

f) Armar el liner con la tubería de revestimiento has-

ta la profundidad perforada, la cual podría tener la

siguiente distribución: zapata flotadora c/doble

válvula, un tramo de T.R, cople flotador un tramo

de T.R, cople de retención, la cantidad de tramos

de T.R. requeridos, conjunto colgador, tubería de

perforación.

g) Probar el equipo de flotación una vez armado el

líner. Esto es, bombear por el interior de la tubería

un fluido de menor densidad, con el objetivo de

crear una diferencial entre la columna hidrostática

del interior de la tubería y el espacio anular. El

equi-po de flotación trabajará adecuadamente en

la me-dida que impida el flujo del espacio anular

hacia el interior de la tubería de perforación (TP).

h) Introducir el liner hasta la profundidad programada

de acuerdo con los procedimientos establecidos.

i) Efectuar el ajuste de tubería. Se recomienda dejar

la zapata +/- 1 m arriba del fondo perforado cir-

cular para homogenizar las condiciones

reológicas del lodo a la entrada y salida.

j) Instalar cabeza de cementar y anclar el conjunto

colgador de T.R. de acuerdo con los procedimien-

tos de operación.

k) Efectuar una junta de seguridad entre el personal

involucrado en la operación para asignar tareas

específicas para evitar incidentes que puedan po-

ner en riesgo el éxito de la operación.

l) Efectuar cementación de T.R. de acuerdo con el

diseño elaborado.

m)Efectuar las operaciones subsecuentes para una

terminación del pozo.

Taponamiento definitivo

Existen dos razones básicas para taponar un pozo: La primera, cuando el pozo ha terminado su vida

108


productiva. En este caso se colocan varios tapones con longitudes de 150 a 200 m. Normalmente, el primero de ellos se coloca arriba del último intervalo disparado; otro, a la profundidad media del pozo: 200 m debajo de la superficie del pozo. En ocasiones se disparan las tuberías de revestimiento superficiales y se circula el cemento hasta observar salir a la superficie. Lo anterior para garantizar que el pozo, en todos sus espacios anulares, quede hermética- mente sellado. Finalmente se recuperan las conexiones superficiales como cabezales de producción y se coloca una placa con los datos del pozo (nombre, profundidad, equipo que intervino, fecha del taponamiento, etcétera).

La segunda razón se da en pozos exploratorios de manera intencional cuando resultan secos o con pobre impregnación de hidrocarburo. En este caso, la diferencia es que, además, se trata de recuperar la mayor cantidad de tubería de revestimiento. La colo- cación de los tapones y selección de la profundidad de los mismos es similar a las mencionadas anteriormente.

A veces, durante las intervenciones de reparación suceden accidentes mecánicos que hacen incosteable continuar con la reparación y entonces es necesario taponar los pozos.

Reparación menor

Es aquella intervención cuyo objetivo es corregir fallas en el estado mecánico del pozo y restaurar u optimizar las condiciones de flujo del yacimiento, pero sin modificar sustancial y definitivamente la situación de la zona productora o de inyección; puede realizarse con equipo de mantenimiento convencional o especial.

A continuación se enumeran las operaciones más comunes de mantenimiento menor a pozos:

· Reacondicionamiento de aparejos de producción o

inyección

· Cambio de aparejo o empacador por comunica-

ción o daño

· Limpieza de pozo: - Aparejo de producción o inyección - Fondo del pozo · Corrección de anomalías de tuberías de revesti-

miento

· Estimulaciones · Fracturamientos · Inducciones · Mantenimiento a conexiones superficiales

XVIII. REQUERIMIENTOS PARA LA PROGRAMA-

CIÓN Y DISEÑO DEL REACONDICIONAMIENTO

DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN

La programación en las operaciones de mantenimien-to

de aparejos de producción requiere de informa-ción

básica del pozo, tales como: tipo y característi-cas de

aparejo de producción (fluyente, bombeo neumático,

etc.; diámetros y longitudes de tubería, así como

profundidad del empacador, diámetros y profundidades

de las válvulas de inyección.

Con los datos anteriores, y con las características de los hidrocarburos y las condiciones del pozo, el in-geniero de diseño deberá efectuar un análisis de los esfuerzos a los cuales estará sometido el aparejo de producción, para determinar así los tipos de rosca, peso, grado y tipo de tubería, así como los acceso-rios que se van a utilizar. Se deben tomar en cuenta,

2 2

además, los porcentajes producidos de HS y CO.

El análisis de esfuerzos debe contemplar operaciones

futuras, como estimulación, limpiezas o inducción, pues

éstas generan elongación y contracción en el aparejo.

Por ejemplo, para pozos con empacador permanente,

se debe calcular la longitud óptima de las unidades

selladoras para evitar la comunicación del aparejo du-

rante una estimulación o inducción por los movimien-

tos de la tubería; cuando el pozo esté en producción, la

elongación no debe generar un peso tal sobre el

empacador que dañe la tubería.

Consideraciones para el desarrollo de un

programa de mantenimiento de pozos

1) El programa de intervención deberá considerar

todas las posibles desviaciones que pueda sufrir

en su desarrollo el programa, hasta lograr el obje-

tivo. Por ejemplo, si al desenchufar las unidades

selladoras, o desanclar el empacador, las unida-

des no despegan, qué alternativas se pueden em-

plear (vibración de tuberías, corte químico, corte

térmico, etcétera.

2) En el proceso de introducción del aparejo se re-

quiere efectuar una medición precisa de los tra

109

Terminación y Mantenimiento de

mos de tubería y accesorios para realizar el ajuste adecuado. Para lo anterior cada tubo deberá mostrar con pintura un número consecutivo y su longitud: del primero al último tramo.

3) Deberá realizar el ajuste de tubería, tomando

como referencia la profundidad de anclaje del

empacador. De este modo sabremos cuántos

tramos de tube-ría se deben introducir para dejar

los accesorios a las profundidades solicitadas.

Reacondicionamiento de aparejos

En la explotación de los yacimientos, ya sea por ener- gía propia o con el auxilio de sistemas artificiales, la optimización en la recuperación de los hidrocarburos es un factor importante. Por esta razón se debe poner atención al diseño y mantenimiento de los aparejos de producción.

El aparejo de producción es el conjunto de accesorios y tuberías que se introducen al pozo para que los hidrocarburos producidos por los intervalos abiertos fluyan a la superficie de manera controlada.

Existen diferentes tipos de aparejos de producción, entre los más usuales podemos mencionar:

· Fluyentes · Inyectores · De bombeo neumático · De bombeo mecánico · De bombeo electrocentrífugo · Sartas de velocidad · Émbolo viajero

Debido a las condiciones o requerimientos de optimización de la producción, el reacondicionamiento de aparejos es una de las operaciones más comunes en el mantenimiento de pozos.

Aparejos para pozos fluyentes

Se componen, principalmente, de un empacador permanente o recuperable, una válvula de circu- lación y la tubería de producción. Se emplean en la etapa inicial del pozo, cuando los yacimientos tienen la energía suficiente para elevar los hidrocarburos a la superficie y hacerlos llegar a la bate- ría.

El diseño de este tipo de aparejo está sujeto a las

condiciones de flujo de los intervalos productores,

así como a los programas futuros de explotación del

pozo. La figura 34 muestra un estado mecánico tipo,

para pozos costa afuera en donde se requiere, ade-

más, utilizar una válvula de control de presión

subsuperficial.

16"

500 m

10 3/4" 2800m

Emp. int

413-08

B.L. 5"

7 5/8" 3929.62m

MK 4050-4017 m

4061 m MK 4070m MK 408 0m

4150-4105m

T.R. 5" 4236 m

Figura 34 Estado mecánico de un pozo costa afuera

con aparejo de producción fluyente

Aparejos para pozos inyectores

Su distribución mecánica es semejante a los

fluyentes. Constituyen el medio para hacer llegar los

fluidos de inyección de la superficie al yacimiento.

Se emplean para mantener la energía del

yacimiento e incrementar el factor de recuperación

de hidrocar-buros.

110


Aparejos para pozos de bombeo neumático Aparejos para pozos de bombeo mecánico

Es un diseño artificial de producción, empleado en pozos donde la presión del yacimiento no es suficiente para elevar y hacer llegar los hidrocarburos a la superficie. Está basado en la energía suministrada por un gas a través del espacio anular hacia el interior de la tubería mediante una válvula de inyección, que es la fuerza principal para elevar al aceite. Estos aparejos se componen, básicamente, de los mismos accesorios que los de producción fluyentes, con la diferencia de que se les instalan válvulas de inyec- ción de gas, distribuidas estratégicamente en la tu- bería de producción. La figura 35 ejemplifica un estado mecánico de un pozo con aparejo de bombeo neumático.

Básicamente, consiste en instalar en el fondo de la

tubería de producción una bomba que succiona acei-te

debido al movimiento reciprocante de un émbolo,

generado desde la superficie a través de una sarta de

varillas metálicas, por una viga oscilante (balan-cín)

accionada por un motor o unidades superficia-les

actuadas hidráulica o neumáticamente. La figura 36

ejemplifica el tipo de aparejo mencionado.

(48,32 683(5),&,$/

'( %20%(2

9$5,//$ 38/,'$

78%(5À$ '(

352'8&&,œ1

V á lvulas de Iinyecció n

E m pacador Superiors

E m pacador Inferiori

Figura 35 Estado mecánico de un pozo terminado con aparejos de bombeo neumático.

EMBOLO

EXTENSIÓ N

CILINDRO

NIPLE ASIENTO EXTENSIÓ N

ANCLA MECÁ NICA

ANCLA DE GAS

Figura 36 Estado mecánico para un pozo terminado

con aparejo de bombeo mecánico

Aparejo para pozos con bombeo electrocentrífugo

Este sistema se aplica cuando la energía del yacimien-

to no logra enviar los hidrocarburos a la superficie y

queda en el interior del pozo. Consiste en extraer los

hidrocarburos mediante el equipo eléctrico superfi-cial

(transformador, tablero de control, cable superfi-cial) y

subsuperficial (bomba centrífuga, motor eléc

111


trico, protector del motor, cable sumergible, separador de gas). A continuación se mencionan cada uno de sus componentes:

El transformador proporcionará el voltaje requerido por el motor, mientras que el tablero controlará que no exista variación en el voltaje en la corriente eléc- trica que será conducida por el cable.

gada dentro de éste, que aumenta la velocidad de

flujo en los hidrocarburos por la reducción de área

efectiva. Una ejemplificación de dicho sistema se

muestra en la figura 38.

Los accesorios subsuperficiales forman parte del aparejo. El cable conduce la energía que acciona el motor de la bomba centrífuga que a su vez envía el liquido a la superficie. El gas libre afecta a la bomba por lo que se requiere instalar un separador de fondo.

&$%(=$/

&$%/( '( 32'(5

%20%$

3527(&725

02725

30"

16"

% / ¥

10 3/4”

(03$&$'25 3(50$1(17( ¥ % / ¥

7 5/8”

,17(59$/2 352'8&725 %73 .6

P.I. 5”

150.0 m

6$57 $ '( 7) ¥

550.00 m

P

P

P P

P

0 ' 0 9

P

P

Figura 37 Aparejo de bombeo electrocentrífugo.

P.T. =3600 M.D. ( 3222.0 M.V.)

Figura 38 Sarta de velocidad con tubería flexible de 1

1/2".

Aparejo para pozos con sarta de velocidad Ejemplo 5:

Su función es reducir el área efectiva de flujo del pozo sin necesidad de recuperar el aparejo de pro- ducción fluyente. Se coloca una tubería flexible col-

Se requiere reacondicionar un aparejo de produc-

ción fluyente 4 ½" a bombeo neumático de 4 ½" - 3

½" con 3 mandriles, en un pozo donde se tiene un

112


empacador permanente de 7 5/8" a 3,500 m. Profundidad de los mandriles de BN.

1° Mandril 3 ½" (2.70 m) a 3,200 m 2º Mandril 4 ½" (2.70 m) a 2,460 m 3° Mandril 4 ½" (2.70 m) a 1,948 m

La amplitud de diámetro de tubería 3 ½" - 4 ½" será a 2,950 m.

Tubería de producción rango 2 (9 a 10 m de longitud) con un promedio de 9.40 m y 5 tramos con longitudes cortas para ajuste.

a) Efectuar el análisis para seleccionar las tuberías de

producción, determinando roscas, peso y grado de

acuerdo con los esfuerzos, tipo de hidrocarburos y porcentaje de HS y CO .

2 2

b) Determinar la longitud de las unidades selladoras,

de acuerdo con las operaciones futuras. Para el

ejem-plo se meterán 4.80 m quedando .95 m arriba

del empacador el tope localizador.

c) Calcular el número de tramos de tubería 3 ½" a

meter después de las unidades selladoras (leer la lon-

gitud de cada tramo en la bitácora de operaciones).

3500-1.30=3498.70 m 298.7 mts. = 31.77 tramos

9.40 mts. 3,498.70 - 3,200 = 298.7 m

Se considera introducir 32 tramos, con lo cual se tendría 1.78 m de defasamiento (0.19x9.4=1.78 m) hacia arriba, lo cual no afecta el desempeño de la válvula de inyección de gas.

Cima del 1er. mandril 3198.25 - 2.70 = 3195.55m. Longitud de tubería 3 ½" al enlace 4 ½".

3,195.55 - 2950 = 245.55 m

Se meterán 26 tramos 3 ½", quedando la cima del enlace 3 ½" - 4 ½" de .75 m a 2,950.40 m:

Colocación del 2° mandril.

2950.40 - 2460 = 490.40 m 490.40

52.17 WUDPRV 9.40

Se instalarán 52 tramos 4 ½" más el mandril, quedando la cima a:

2950.40 - 491.50 = 2458.90

m Instalación del 3er. mandril.

2458.90 -1948.00 = 510.90 m 510.90

54.35 WUDPRV 9.40

Se meterán 54 tramos 4 ½" más el mandril, quedan-

do la cima a: 2458.90 - 510.30 = 1948.60 m

Longitud del 3er. mandril al colgador de tubería: El colgador de tubería mide .38 m

1948.22 207.25 WUDPRV

9.40 Se meterán 207 tramos más un tramo corto de 2.40

m y el colgador, quedando el tope localizador .97 m

arriba del empacador y los mandriles .02 m arriba de

las profundidades determinadas anteriormente.

Es muy importante supervisar que el apriete de ros-

cas sea el adecuado y que los accesorios estén

insta-lados correctamente.

Cambio de aparejo o empacador por comunica-ción

o daño.

Debido a las características de flujo de los hidrocar-

buros y de los sólidos que arrastran a los mismos

hidrocarburos o a los fluidos de inyección, el apare-

jo, el empacador y sus accesorios se deterioran por

corrosión o desgaste y provocan así comunicación

al espacio anular.

Si la comunicación se da en el aparejo de produc-

ción o en las unidades selladoras el problema se re-

suelve cambiando el aparejo.

En otras ocasiones, el aparejo se colapsa por dife-

rentes causas. De cualquier modo, el flujo se restrin-

ge o no se pueden correr herramientas para toma de

información y así se hace necesario recuperar el

aparejo para restablecer las condiciones originales.

Si la comunicación es en el empacador, se puede

eliminar por molienda y pesca, cuando es perma-

nente, o sacar con el aparejo cuando es recupera-

ble. Posteriormente se coloca otro, cambiando un

poco la profundidad de anclaje, debido a que la

tubería de revestimiento en ese punto tiene mar-cas

de cuñas del antiguo empacador o efectos de la

molienda.

113


El diseñador debe efectuar un análisis y una selec- ción muy cuidadosa de los materiales del nuevo aparejo o empacador para evitar que el problema se repita (materiales especiales con mayor resistencia a los esfuerzos, H2S, CO2, arena).

asfálticas y parafínicas, presentes en mayor o menor

proporción, que se depositan dentro de la tubería,

obturándola parcial o totalmente.

d) Limpiezas de fondo del pozo

Algunas formaciones, como las arenas

consolidadas, producen junto con los hidrocarburos,

pequeñas partículas de arenas o sedimentos que

por gravedad se depositan en el fondo del pozo y

llegan a obstruir el intervalo abierto, generan

tapones dentro de la tubería y disminuyen

paulatinamente el flujo hasta dejar de producir.

Una práctica muy común para la remoción y limpie-

za, tanto del aparejo como del fondo del pozo, es

utilizar la unidad de tubería flexible con bombeo de

fluidos para acarreo, desincrustantes o limpiadores,

así como correr herramientas de limpieza a través

del aparejo de producción

Figura 39 Aparejo de producción con comunicación, colapso y empacador dañado.

Existe también otro tipo de operaciones denomina- das de mantenimiento menor en las que no se requiere utilizar el equipo convencional de mantenimiento. Pueden utilizarse otros equipos considerados especiales como la tubería flexible, el generador de espuma, el generador de aceite caliente y la línea de acero. Dichas operaciones pueden ser:

Limpieza de pozo

Limpieza de aparejo de producción o inyección:

Se ha comprobado que los cambios de temperatura, presión, composición química del aceite y el contacto con sustancias de bajo pH propician desequilibrio y la consecuente precipitación de sustancias

Figura 40 Unidad de tubería flexible (cortesía de

Dowell-Schlumberger). La unidad terrestre de tubería flexible consta, princi-

palmente de:

· Cabina de control · Carrete de tubería · Unidad de potencia · Inyector de tubería · Sistema de prevención · Sistema de Izage · Unidad transportadora

114

Terminación y Mantenimiento de Pozos Si es unidad marina está conformada por los siguientes módulos:

· Cabina de control. · Carrete de tubería · Unidad de potencia · Inyector de tubería · Carretes de mangueras · Sistema de prevención

La unidad se distribuye en la localización interconec- tando con mangueras el panel de control con el carrete, el inyector, los preventores y la unidad de potencia.

Se interconecta el carrete de tubería con el sistema de bombeo.

Sobre el medio árbol de válvulas del pozo se instala el preventor y sobre éste el inyector de tubería.

Se mete la tubería flexible al inyector y baja a través de los preventores, se prueba el sistema con 350 kg/ cm2 y se procede a efectuar la operación.

Se baja la tubería flexible con circulación del fluido que se va a utilizar, removiendo y limpiando hasta dejar libre el aparejo de producción o el fondo del pozo a la profundidad deseada.

Los fluidos de regreso del pozo deberán estar direccionados al quemador. Se deberá evitar parar el bombeo pues se correría el riesgo de atrapamiento por el asentamiento de las partículas desalojadas.

En caso de parafinas o incrustaciones se bajan herramientas cortadoras o de remoción, ya sea con la unidad de tubería flexible o con equipo de línea de acero, repasando varias veces las restricciones hasta dejar libre el aparejo, ver figura 41.

Corrección de anomalías de tubería de revestimiento

Las principales fallas observadas en las tuberías de revestimiento son desprendimiento, rotura o aplas- tamiento (colapso). Las causas que las originan pueden ser fatiga o desgaste del acero, efectos de corro- sión o esfuerzos excesivos de la formación sobre la tubería.

Este tipo de anomalías es de alto riesgo y pueden ocasionar la pérdida del pozo. Para su mantenimien-

Tubería Flexible

Cabeza Inyectora

Lubricador

Conexió n Rápida

Preventores

Válvula de Sondeo del

Á rbol de válvulas

Figura 41 Inyector de tubería flexible instalado en un

árbol de válvulas (Cortesía de Dowell-Schlumberger,

modificada). to se requiere reintegrarlo nuevamente en condicio-

nes óptimas de servicio.

Las anomalías en tuberías de revestimiento se pue-

den determinar y localizar con registros eléctricos o

pruebas de presión con empacador y tubería de tra-

bajo.

Existen dos formas de resolver este problema:

a) Efectuar una recementación a la anomalía con un

empacador recuperable o un retenedor de cemen-to,

rebajando y finalmente probando hasta asegurar

que está obturado.

b) Aislando la anomalía con una tubería de revesti-

miento cementada de menor diámetro, ver figura 42.

Ejemplo 6:

Supongamos que se requiere dar mantenimiento al

pozo que se muestra en la figura 43, en el cual se

ha determinado una anomalía a 3110 m y en donde

se observa un represionamiento de 75 kg/cm2 en el

es-pació anular TR-TP.

115


A) Tubería de revestimiento colapsada B) Correcció n de anomalía con recementació n .

C) Correcció n de anomalía prolongando la tubería de revestimiento.

Figura 42 Anomalía y corrección de tuberías de revestimiento.

a) Con tubería de trabajo y

molino cónico para tubería

de revestimiento de 9 5/8"

conformar la anomalía. b) Con tubería de trabajo y

za-pata para empacador 9

5/8", moler sistema de

anclaje de empacador. c) Con pescante de agarre in-

terno recuperar restos de

empacador. d) Con molino cónico para tu-

bería de revestimiento de

7" conformar o rimar

camisa soltadora (C-2). e) Con tubería de trabajo y

niple efectuar viaje de

limpie-za hasta la

profundidad in-terior. f) Meter y cementar prolonga-

ción de tubería de revesti-

miento de 7" con una nueva

boca de tubería 50 m arriba

de la zona de riesgo. g) Calibrar tubería de revesti-

miento de acuerdo con el

diámetro del empacador

que se va a instalar. Solución:

1. Controlar el pozo regresando fluidos a formación

(si existe pérdida, obturar con un tapón de sal o

de carbonato de calcio pues se requerirá circular) 2. Instalar válvula de contrapresión tipo "H". 3. Probar hermeticidad del sello anular del colgador

de tubería.

4. Desfogar presión del espacio anular. 5. Desmantelar medio árbol y conexiones superficia-

les de control.

6. Instalar y probar preventores. 7. Levantar aparejo de producción hasta desenchu-

far las unidades de sello de empacador.

8. Circular fluido de control en directo hasta llenar

pozo.

9. Recuperar aparejo de producción.

Existen dos alternativas para reparar la anomalía:

1. Prolongar y cementar la tubería de revestimiento

de 7" hasta cubrir la anomalía.

NOTA: Según los requerimientos de producción se

podrá instalar un empacador de 7" a la profundidad

del antiguo empacador o uno de 9 5/8" arriba de la

nueva boca de tubería.

2. Conformar y recementar la anomalía.

a) Con tubería de trabajo y molino cónico para tube-

ría de revestimiento de 9 5/8" conformar la ano-

malía. b) Efectuar recementación de anomalía con

empacador recuperable o retenedor de cemento.

c) Con molino para tubería de revestimiento 9 5/8"

rebajar y probar la recementación con una pre-

sión del 60% de la resistencia a la presión interna

de la tubería de revestimiento (este valor depen-

derá de las condiciones de la tubería y del mismo

pozo). d) Calibrar tubería de revestimiento con el diámetro

adecuado para correr el empacador de produc-

ción 9 5/8".

116


´

(67$'2 0(&$1,&2 $$5%2/ '( 95%2/ '( 9$$/98//98/$$6 6

´ ´ $$5%2/ 95%2/ 9$$/96 /96 ¥¥ [ [ ¥¥ 0 0 ´

´ &&$$%(=%(=$$/ 352' / 352' ¥¥ [ [ ¥¥ 0 0

&&$$55(7( &55(7( &$$%(=%(=$$/ ),3 / ),3 ¥¥ 0 [ 0 [ ¥¥ 0 0

%5,'%5,'$$ ' 6(//2 ),3 ' 6(//2 ),3 ¥¥ 0 [ 0 [ ¥¥

&&$$% 62/'% 62/'$$%/( ),3 %/( ),3 ¥¥ 0 0

P

99$$

´/9 77/9 77$$¥¥ 0 # P 0 # P

K-55, 94 # P

´ $$3 352'8&&,21 3 352'8&&,21

¥¥¥¥

[[

´ L-80, 47#

;; P 33

$$ ))

N-80, 77/72 # 22

''

P ,,

88 // ))

$120$/,

‘$ $ 076

(03 5(&83 ¥¥ /% 3 # P /% 3 # P

% / ¥ P

´ N-80/TAC-110, 53.5 # P

É ,17(59 É ,17(59$$/2 % 3 /2 % 3 P ' P '

5(7 &072 32 3$$55$$ 7 5 7 5 ¥¥ /% 3 # P /% 3 # P

% / % / ¥¥ P P

ℑℑ 3(5',' 3(5','´$$ 3 3$$5&,5&,$$/ # / # P P

É ,17(59 É ,17(59$$/2 /2 .. 6 6 P ' P 9 P ' P 9

É ,17(59 É ,17(59$$/2 /2 .. 0 0 .. , , 0 ' 0 9 0 ' 0 9

É ,17(59 É ,17(59$$/2 /2 .. , , 0 ' 0 9 0 ' 0 9

N-80, 29 # P

P-110, 18 # P

P

3 7 3 7 P ' P ' P 9 P 9

Figura 43 Estado mecánico de un pozo con anomalía en el espacio anular.

117


e) Meter nuevo aparejo de producción. Realizar la

misma secuencia operativa que una terminación (si

se obturó el intervalo productor efectuar su limpieza

con la unidad de tubería flexible).

Mantenimiento a conexiones superficiales

Los lineamientos en seguridad y protección ambiental exigen que los pozos cuenten con conexiones superficiales en óptimas condiciones.

Sin embargo, con la operación y el paso del tiempo se van deteriorando, así es que requieren, de entrada, mantenimiento preventivo, hasta llegar al mantenimiento correctivo que se da cuando se sustituye el accesorio o elemento.

Esta labor también se clasifica como mantenimiento menor y puede efectuarse de acuerdo con el riesgo y necesidades implícitas en la operación. Se debe utilizar equipo convencional o herramientas especiales.

Ejemplo 7:

Cambio de válvula del cabezal por la siguiente pro-

blemática:

· La válvula no abre o cierra (no funciona el meca-

nismo).

· El maneral gira sin abrir la válvula (perno roto).

Objetivo: Cambiar las válvulas del cabezal para

man-tenerlas en óptimas condiciones de operación,

y ase-gurar el control del pozo por espacio anular.

Figura 44 Mantenimiento a conexiones superficiales.

Estas operaciones incluyen, principalmente, cambio de cabezal, de medio árbol de válvulas, de válvulas, de yugos opresores, de colgador de tubería y de anillos metálicos.

A continuación se muestran varios ejemplos de mantenimiento a conexiones superficiales.

Sello

Figura 45 Válvula mecánica de árbol de producción o

laterales de cabezal Consideraciones previas a la operación

1. Efectuar una reunión de trabajo acerca de la ope-

ración que se va a realizar.

2. Contar con el apoyo del Departamento de Seguri-

dad y Protección Ambiental.

3. Verificar que el contrapozo esté limpio y no tenga

fluidos inflamables ni viscosos.

4. Tener válvulas compatibles en diámetros y libraje.

Revisar sus pistas de sellos y probar su presión

de prueba. 5. Contar con las herramientas necesarias para el

cambio de las válvulas.

118


6. Tener con anillos selladores compatibles. 7. De ser necesario, tener un lubricador para insertar

tapones en el orificio lateral del cabezal de pro-

ducción, revisado y probado (taper machine).


1.- Si la válvula(s) no abre (n) se podrán reparar o cambiar utilizando un lubricador o herramienta para perforar la compuerta. 1.1- Verificar el funcionamiento interno del mecanismo de la válvula. 1.2- Operar hasta abrir o cerrar la válvula.

· Si el volante de la válvula no gira se procede a

cambiar rodamientos dañados.

· Si el volante de la válvula gira:

a) El perno del vástago está roto, entonces cambiar

el perno.

Procedimiento para cambiar el perno de corte del vástago o rodamiento.

Esta operación puede efectuarse mientras la válvula esté bajo presión en la línea:

1. Afloje la cachucha de rodamientos con una llave

Stilson 24. Tenga cuidado de que gire libremente,

y elimine la cachucha. 2. Con un punzón quite el perno del adaptador. Ase-

gúrese de que el adaptador no esté dañado.

3. Elimine el adaptador del vástago (revisar condi-

ciones).

4. Extraiga los dos juegos de pistas y rodamientos

del adaptador del vástago.

Para la instalación de nuevos rodamientos:

5. Lubrique los nuevos rodamientos y pistas. Colo-

que cada rodamiento entre un par de pistas. Cui-

de que estén completamente limpias. 6. Limpie y lubrique el adaptador. 7. Instale un juego de rodamiento y pistas en el lado

inferior del adaptador y otro juego en el superior.

8. Inserte el adaptador del vástago sobre el extremo

del vástago y alinee el orificio para el perno del

adaptador con el vástago. 9. Con un punzón, empuje el perno asegurándose

que no sobresalga del hombro del adaptador; ten-

ga precaución de no golpear los rodamientos, las

pistas, o el adaptador del vástago. 10. Reemplace el anillo "o" del adaptador si es nece-

sario.

11. Inspeccione la cachucha para asegurarse que

nin-guna pista se haya quedado pegada con la

grasa en el interior. 12. Limpie la cachucha y lubrique la rosca. 13. Instálela con una llave Stilson 24". 14. Gire el adaptador, en contra de las manecillas

del reloj, para asegurarse que la compuerta está

des-pegada del fondo del cuerpo; esto confirmará

que el hombro de respaldo del vástago ya no

está en contacto con el hombro del bonete. 15. Inyecte grasa por la cachucha hasta que el exce-

so salga a través del orificio de alivio.

16. Opere la válvula para abrir y cerrar. 17. Si por alguna razón no se repara la válvula y se

decide reemplazarla, se debe considerar lo

siguiente: 17.1 Desfogue lentamente la presión de la TR por la

otra rama del cabezal de producción. 17.2 Si la válvula dañada está instalada inmediata-

mente al cabezal y está abierta, instale en la

brida de la válvula exterior un lubricador para

insertar un tapón en la rosca del cabezal, y po-

der efectuar el cambio de válvula. 17.3 Seleccione previamente el tapón que va a usar

considerando el diámetro de la válvula que se

reemplazará.

NOTA: El anillo "o" del adaptador puede permitir la

instalación del rodamiento y pistas superiores.

Existen otras operaciones de mantenimiento correc-

tivo que implican mayor riesgo. En éstas se utilizan

más barreras de control como el cambio de cabezal

o del árbol de válvulas, para evitar un siniestro.

Ejemplo 8:

A continuación se muestra una secuencia para cam-

bio de cabezal de producción.

Consideraciones previas a la operación:

a) Efectuar una reunión de trabajo. b) Contar con personal de seguridad y protección

ambiental.

c) Mantener el contrapozo limpio de líquidos infla-

mables, accesorios y herramientas.

119


<XJRV 2SUHVRUHVo

6DOLGDV /DWHUDOHVl

6HOORV 6HFXQGDULRVs

Figura 46 Cabezal de producción (Cortesía Cía. Cameron).


1. Si el colgador de tubería de producción no despe-

ga del cabezal:

a) Verificar que los yugos del cabezal estén retraídos

en un 100%.

b) Tensionar el aparejo de producción lo máximo

permisible, de acuerdo con la resistencia a la ten-

sión de la tubería de producción. c) Si el pozo lo permite, represionar por espacio anu-

lar para ejercer una fuerza adicional a la tensión.

d) Colocar sobre la bola colgadora algún solvente

(diesel, aflojatodo).

e) Llamar al técnico del fabricante.

2. Si no se logró recuperar el colgador:

a) Preparar un nuevo cabezal similar al instalado. b) Si el pozo no tiene circulación, colocar tapón de

sal y probarlo con 70 kg/cm2.

c) Si el pozo tiene circulación, circular un tiempo de

atraso.

d) Observar que el pozo esté debidamente controla-

do. 3. Si se tiene instalado un equipo convencional de

mantenimiento.

a) Levantar el aparejo de producción y sentarlo en

cuñas sobre rotaria.

b) Eliminar la válvula de contrapresión tipo "H". c) Quitar el seguro de la mesa rotaria. d) Girar la sarta a la izquierda para desconectar lo

más cerca posible al niple colgador.

e) Eliminar todos los birlos que enlazan el cabezal de

producción con el siguiente cabezal.

f) Eliminar el conjunto de preventores. g) Levantar el cabezal con la bola colgadora junto

con la TP que se desconectó, hasta que salga el

siguiente cople. h) Revisar condiciones del anillo sellador y pistas del

siguiente cabezal.

i) Sentar en cuñas de plato el aparejo de produc-

ción sobre el cabezal siguiente, cuidando que no

se dañe el traslape de la TR. j) Desconectar el tramo superior junto con el cople

siguiente.

k) Con una doble maniobra al block, colgar el nuevo

cabezal.

l) En un tramo de tubería de producción conectar el

niple colgador, e instalarle la válvula de contrapre-

sión tipo "H" y el anillo sellador. m)Conectarse con el aparejo de producción a través

del cabezal colgado. n) Levantar el aparejo para eliminar las cuñas de plato. o) Sentar el nuevo cabezal y apretarlo. p) Ajustar e instalar el colgador de tubería. q) Sentar la bola colgadora y el niple colgador sobre

cabezal de producción.

r) Reinstalar el conjunto de preventores y las

conexio-nes superficiales.

s) Probar el cabezal, el conjunto de preventores y

las líneas superficiales.

Ejemplo 9:

Cambio de yugos dañados en el cabezal de producción Consideraciones previas a la operación:

Medio Á rbol de Válvulas

Línea de Control de la VSC

Colgador de tubería

Cabezal de Producción

Línea de 1/4” de la VSC

Figura 47 Conexiones superficiales de un pozo pro-

ductor marino (Cortesía de la Cía. Cameron).

a) Efectuar una reunión técnica. b) Contar con personal de Seguridad y Protección

Ambiental.

c) Involucrar al personal técnico de la compañía.

120


d) Mantener el contrapozo limpio de fluidos infla-

mables.


1.- Cuando por alguna razón, uno de los yugos esté dañado, la presión pase por alguno de ellos o no se pueda retraer, se procederá a la reparación o cambio del mismo. El procedimiento es el siguiente:

a) Verificar que no haya presión entrampada entre el

cabezal y el bonete. Utilizar la herramienta ade-

cuada para activar la válvula de contrapresión, si-

tuado en la brida del cabezal. b) Una vez despresionado, se procede a extraer el

yugo, sacando 100% también la contra -tuerca

c) Al recuperar el yugo verificar que: C.1. La rosca interior donde se alojó el yugo esté limpia y en condiciones. C.2. No tenga empaques alojados en su interior.

2.- Si se requiere cambiar el yugo:

a) Colocarle empaques nuevos de tipo grafitado y

metálico. b) Introducir el yugo empacado en la rosca interior del

orificio del cabezal hasta hacerlo llegar al inte-rior del

cabezal; posteriormente volverlos a retraer. c) Instalar contra -tuerca al yugo.

Ejemplo 10:

Por último se muestra el procedimiento para un cambio de cabezal de producción por daño (sellos secundarios en malas condiciones, pistas de anillo metálico dañadas, tazón dañado).

Consideraciones previas a la operación:

a) Efectuar reunión de trabajo y seguridad. b) Contar con el apoyo del Departamento de Seguri-

dad y Protección Ambiental para verificar presen-

cia de gas, y protección al equipo. c) Mantener el contrapozo limpio de líquidos infla-

mables y viscosos.

d) Que el área de trabajo esté libre de herramientas

o accesorios que no se vayan a utilizar.

e) Contar con todas las herramientas y accesorios

que se van a usar y verificar que todo sea com-

patible en cuanto a marca, tipo, libraje, y diá-

metros.

0HGLR »UERO GH 9iOYXODV

1LSOH &ROJDGRU

<XJRV 2SUHVRUHV

&ROJDGRU GH 7XEHUtD

Figura 48. Cabezal de producción de un pozo pro-

ductor terrestre (Cortesía Cía. Cameron)

Procedimiento operativo 1.- Con pozo

controlado y sin tubería dentro.

a) Introducir tapón ciego recuperable (de acuerdo

con el diámetro y libraje de la ultima TR que se

tenga) a +/- 1000 metros. b) Anclar y probar hermeticidad con 1000 psia. c) Desmantelar piso falso, mesa rotaria y cartabones. d) Colgar 2 estrobos de acero de 1" x 15 metros

cada uno en polea viajera.

e) Desmantelar conjunto de preventores y líneas su-

perficiales.

f) Eliminar 100% los birlos y el cabezal de produc-

ción. g) Revisar y limpiar pistas de sello del siguiente cabezal. h) Revisar traslape de TR (tazón del cabezal, bisel,

golpes, corte recto). De ser necesario, eliminar

con una lima raspaduras o imperfecciones en el

traslape de TR, que puedan dañar los sellos se-

cundarios del nuevo cabezal de producción. i) Instalar anillo nuevo y bajar lentamente el cabezal

hasta sentarlo en el cabezal inferior cuidando que

al entrar al traslape de la TR entre uniforme en el

área de los sellos del cabezal. j) Apretar los birlos (de 4 en 4 y en forma de cruz)

del cabezal con válvulas instaladas.

k) Probar hermeticidad de los sellos secundarios y

el anillo por el orificio de prueba.

l) Si la prueba es satisfactoria, desmantelar las ma-

niobras de los estrobos. m)Instalar las válvulas laterales del cabezal, previa

revisión de la pista de sellos.

121


n) Instalar y probar el conjunto de preventores y las

líneas superficiales.

o) Probar cabezal de producción con probador de

copas.

p) Si el equipo es "IH" instalar cartabones, rotaria y

piso falso.

q) Recuperar al 100 % el tapón ciego. r) Continuar con programa operativo.

Estimulaciones, fracturamiento e inducciones

Después de la terminación, de un mantenimiento mayor o durante el propio desarrollo de la vida productiva de los pozos, se requiere, por lo general, restaurar o mejorar las condiciones de flujo del intervalo productor o inyector. Los medios más utilizados son las estimulaciones y fracturamientos, considerados también como mantenimiento menor.

Los aspectos más relevantes sobre esta técnica, se detallan en el punto 5 de la sección de termina- ción.

Consideraciones generales para la elaboración del programa de mantenimiento a pozos

Al planear y desarrollar el programa de mantenimien- to de un pozo se requiere tomar en consideración las siguientes aspectos:

a) Objetivo de la intervención. b) Requerimientos básicos de información. c) Secuencia operativa. d) Problemas comunes en el área. e) Tipo de pozo (terrestre o marino). f) Costo de la intervención.

Objetivo de la intervención

Determinar los alcances de la intervención con base en las características específicas requeridas en el reacondicionamiento del pozo.

Requerimientos básicos

Al efectuar un programa de intervención de mantenimiento, el diseñador debe realizar una recopi- lación completa de los antecedentes del pozo y de los datos de tomas de información (registros de producción, toma de muestras, calibraciones), tales como:

1. Estado mecánico. 2. Columna geológica real. 3. Posición estructural con respecto a pozos veci-

nos.

4. Perfil de desviaciones. 5. Características de los fluidos:

a) Utilizados durante la perforación. b) De control.

6. Presión y temperatura de fondo. 7. Tipo y características de los fluidos producidos. 8. Conexiones superficiales. 9. Intervalos con posibilidades de producción. 10. Antecedentes de perforación. 11. Antecedentes de terminación. 12. Antecedentes de reparaciones. 13. Intervenciones sin equipo. 14. Historia de producción y características de flui-

dos producidos.

El análisis de la información recabada, junto con el

objetivo de la intervención, nos permite contar con

un panorama amplio en cuanto a aspectos de la

planeación, como tiempo, costo y riesgo: factores

importantes en la toma de decisiones.

Secuencias operativas

Es el conjunto de eventos ordenados secuencial-

mente para alcanzar el objetivo planteado en la

inter-vención, dentro del marco de seguridad al

personal y de protección al medio ambiente y

optimizando los recursos existentes para efectuar la

intervención en el menor tiempo y costo posibles.

Diferencia en secuencia operativa de mantenimiento

entre pozos terrestres y costa-afuera

Podemos considerar que las secuencias operativas de

mantenimiento entre pozos terrestres y marinos son las

mismas, a excepción de que los marinos, por norma de

seguridad, requieren contar con una vál-vula en sus

aparejos de producción subsuperficial de control,

también llamada de "tormenta." El mane-jo de dicho

accesorio requiere de operaciones adi-cionales que

finalmente marcan la diferencia.

Válvula subsuperficial de control

Las Válvulas Subsuperficiales de Control (VSC) son

accesorios utilizados, por norma de seguridad, como

barreras de control en los pozos costafuera de la di-

122


visión marina. Están diseñadas para cerrar automá- ticamente el flujo de hidrocarburos a superficie, al ocurrir cualquier siniestro en las conexiones superficiales o en la localización.

Este accesorio se instala a +/-150 m bajo el colgador de tubería y se acciona hidráulicamente desde la superficie a través de una tubería de alta presión de ¼", flejada al aparejo de producción.

La mayoría de las VSC abren totalmente con una presión aproximada de 120 kg/cm2, pero ya en ope- ración, el panel general que acciona todas las válvu- las de los pozos existentes en la plataforma, maneja una presión de 240 kg/cm2 para mantenerlas abiertas.

Cabezal de Producción

Válvula Subsuperficial de

Control

Línea de Inyecció n de

Aceite Hidráulico

Colgador de Tubería

Tubería de Control de ¼”

Figura 49 Válvulas subsuperficiales de control (Cortesía Cías. Ava y Halliburton).

Al despresionarse el sistema a una presión menor de 85 kg/cm2, la válvula cierra automáticamente.

A diferencia de los pozos terrestres, todas las secuencias operativas de mantenimiento, tanto mayor como menor en los pozos costaafuera, deben efectuar las siguientes operaciones adicionales, tanto en la recu- peración, como en la instalación de dicha válvula.

Instalación de la válvula subsuperficial de control (VSC)

1. Al recibir la VSC en plataforma, probar su apertu-

ra y cierre con 350 kg/cm2.

2. Efectuar ajuste definitivo del aparejo.

Figura 50 Diagrama esquemático de un aparejo de pro-

ducción con una válvula subsuperficial de control ins-

talada. (Cortesía Cía. Seal Tide).

3. Levantar aparejo e instalar la VSC (ajustar para

que quede a +/- 150 m).

4. Instalar la VSC en el aparejo de producción co-

nectando el piñón a la caja de la tubería.

5. Conectar la tubería de ¼" a la VSC y probar inter-

conexión y apertura con 350 kg/cm2.

6. Meter aparejo de producción con la VSC abierta

(tubería de ¼" represionada con 210 kg/cm2).

7. Instalar colgador de tubería al aparejo de produc-

ción; cerrar VSC desfogando la presión de la tu-

bería de ¼". 8. Interconectar la tubería de ¼" al colgador de tu-

bería; probar efectividad de interconexión con

350 kg/cm2. 9. Sentar colgador en el cabezal de producción. 10. Desmantelar preventores y líneas superficiales

de control. 11. Instalar y probar medio árbol de válvulas con 350

kg/cm2. 12. Con la bomba hidráulica manual, efectuar prueba al

sistema hidráulico árbol de válvulas-colgador de

tube-ría, niple de control y línea de ¼". 13. Conectar la línea de inyección de aceite hidráuli-co

del panel general de control de las VSC de la

plataforma al medio árbol de válvulas.

123

Terminación y Mantenimiento de Pozos Recuperación de la VSC

1. Controlar pozo. 2. Instalar válvula de contrapresión tipo "H" en el col-

gador de tubería.

3. Desconectar la línea de inyección de aceite

hidráu-lico del medio árbol de válvulas al panel

general de control de las VSC de la plataforma. 4. Desmantelar medio árbol de válvulas. 5. Instalar y probar preventores y líneas superficiales

de control.

6. Levantar aparejo de producción, desconectar lí-

nea de inyección de aceite hidráulico del colgador

de tubería; eliminar colgador de tubería de pro-

ducción. 7. Recuperar aparejo de producción hasta la VSC

eliminando tubería de inyección de aceite hidráu-

lico de ¼". 8. Desconectar línea de inyección de aceite hidráuli-

co de la VSC.

9. Desconectar y eliminar la VSC.

Cancelación de la VSC

En las operaciones de recuperación de aparejos que requieran trabajos especiales como colocar tapones mecánicos, cortes de tubería (químico, térmico o mecánico), con cable o línea, se debe cancelar la VSC y mantenerla permanentemente abierta.

1. Instalar y probar la unidad de línea de acero. 2. Calibrar 5m abajo de la VSC con un diámetro

igual al del cancelador.

3. Bajar canceladora y alojarla en el perfil especial

de la VSC.

4. Represionar aparejo de producción hasta despla-

zar el mandril o camisa de la VSC.

5. Recuperar canceladora.

Secuencias operativas más comunes en el mantenimiento de los pozos.

En las operaciones de mantenimiento, tanto mayores como menores, se ejecutan operaciones comunes para todas las intervenciones. A continuación describiremos estas secuencias operativas:

· Control del pozo. · Eliminación del árbol de válvulas e instalación de

preventores.

· Secuencia operativa especifica de la interven-

ción.

· Eliminación de preventores e instalación del árbol

de válvulas.

· Operaciones adicionales (inducción, disparos, re-

gistros, tomas de muestras, etcétera).

Control del pozo

Antes de efectuar cualquier operación dentro del

pozo es necesario que se encuentre totalmente bajo

control. Para lograrlo, se bombea fluido contra for-

mación de una densidad tal que su columna

hidrostática genere una presión mayor a la presión

del yacimiento.

Control de un pozo con circulación

Datos requeridos antes del control

a) Registros de presión de fondo, que se obtienen

del programa de intervención.

b) Análisis cromatográficos de los fluidos del pozo

(gases, H2S, CO2, etcétera). c) Estado mecánico del pozo, condiciones del apa-

rejo de producción, capacidades internas de pre-

sión de las conexiones superficiales de control.

d) Solicitar la certificación de la prueba de conexio-

nes superficiales.

e) Capacidades de volúmenes y presión del equipo

de bombeo que se va a emplear.

f) Conocer si el pozo admite, y si es así, con qué

presión se controlará el pozo hasta la camisa o se

regresarán fluidos contra formación. Se con-

sidera que el aparejo de producción está debi-

damente enchufado y probado hasta su

hermeticidad.

De los siguientes datos obtendremos el tipo de flui-

do que se ha de emplear, la densidad de control, la

presión inicial de circulación, la presión final de cir-

culación, la máxima presión permisible durante el

control, el volumen necesario de lodo con los már-

genes de seguridad necesarios (el volumen del pozo

más un 100%).

124


Cálculos que se deben realizar para el control Pctp = Presión de cierre en T.P.

h).- Calculamos la disminución de presión

a) Densidad de control de los registros de presión

'3 = 3,& − 3)&

de fondo con la ecuación 8. (35)

b) Los valores reológicos del fluido de control que

se va a utilizar se obtienen con el auxilio del Donde:

viscosímetro fann 35 A.

c) Caídas de presión de acuerdo con los valores DP = Disminución de presión en Kg.

reológicos, densidad de control, estado mecánico PIC = Presión inicial de circulación

del pozo y gasto que se ha de emplear durante el PFC = Presión final de circulación

control. Determinar las caídas de presión en el sis-

tema en función del modelo matemático que se i) Calculamos el régimen de bombeo

ajuste al comportamiento reológico del fluido. Este # GH HPERODGDV SDUD OOHQDU OD WS

valor será igual a la PRESIÓN FINAL DE CIRCULA- 5E (36)

'LVPLQXFLyQ GH Pr HVLyQ CIÓN.

d) Determinar el volumen de la T.P. que se realiza con

a ecuación 1. De aquí se obtiene el número de emboladas necesa-

rias para disminuir 1 Kg/cm² de presión.

Para determinar el volumen de la T.P. simplemente

multiplicamos el valor de los l/m por la profundidad Ejemplo 11:

a donde se realizará el control.

Se tienen los siguientes datos para el control de

e) Para el espacio anular, utilizaremos la ecuación 2. un pozo:

f). Cálculo del desplazamiento de la bomba tríplex · Presión inicial de circulación = 95 Kg/cm²

· Caídas de presión calculadas o presión final de cir-

1pulg3= 0.01639lx0.785 x 0.01639 x 3= 0.0386 culación =53 Kg/cm²

'HVSOD]DPLHQWR(OWV / HPE) '2 [ / [ ( [ .0386.0386 (32)

· Disminución de presión = 42 Kg/cm²

· Núm. de emboladas para llenar la T:P: = 2,800

· Núm. de emboladas para llenar el E:A: = 8,300

donde: · Núm. de emboladas para llenar el pozo = 11,100

0.0386 factor de conversión Calculamos el régimen de bombeo: D= Diámetro de la camisa, pg

5E 2800

L= Longitud de la carrera, pg = 66 emboladas

E= Eficiencia de la bomba 42

Se requieren 66 emboladas para disminuir 1 Kg/cm²

f) Calculamos el número de emboladas para llenar la de presión en la T.P.

T.P.

# (PE. 9ROXPHQ GH OD WS (OWV) Para representar la disminución de presión cada 4

(33) Kg/cm² multiplicamos el número de emboladas ne- /LWURV [ (PERODGD

cesarias para disminuir 1 Kg/cm² por 4 y el valor será

Litros x embolada, son los litros por embolada calcu- de 266 emboladas para disminuir 4 Kg/cm² la repre-

lados, que desplaza la bomba. sentación tabular o gráfica será de la siguiente ma-

nera, ver tabla 3:

g) Cálculo de la presión inicial de circulación

3,& 3VLVWHPD 3F Secuencia operativa para el control de un pozo con

WS

(34) circulación

Donde: Efectuar la reunión técnica y de seguridad con el

PIC= Presión Inicial de Circulación. personal involucrado en la operación, para asignar-

DP= Caídas de presión calculadas les las diferentes actividades que les corresponden.

125


perforaciones de la TP (Tubing (PERODGDV 3UHVLyQ HQ .J FPð 3UHVLyQ HQ /EV SXOJð

Puncher). DFXPXODWLYDV

4.- En este punto, si la densi-

dad de control fue calculada

hasta los disparos, cerrar la TR

totalmente y continuar hasta

bombear la capacidad desde la

camisa hasta la cima de los dis-

paros. Una vez bombeada la

capacidad, parar el bombeo

para comprobar que la presión

en la TP sea cero, lo cual indi-

caría que la densidad de con-

trol es la adecuada; en caso

contrario, recalcular nuevamen-

Tabla 3 Representación tabular de la cédula de bombeo. te la densidad de control.

5.- Si la densidad de control fue

) 80 calculada hasta la camisa, una

vez bombeada la capacidad, ha-

2

(Kg

/cm

cer una pausa y cerrar totalmen-

60

te la TR para comprobar que la

presión en la TP sea cero. En

caso contrario recalcular la den- n

40 sidad de control, abrir ligeramen-

Pre

sió

te el estrangulador y reiniciar el bombeo ajustando la presión de

20 circulación calculada (Presión Fi-

nal de Circulación) con auxilio del

estrangulador.

0 6.- Continuar la circulación man-

0 266 532 798 1064 1130 1596 1862 2128 2394 2660 2800 5000 7000 900011100 teniendo constante la presión

Emboladas Acumulativas

en la TP, hasta que el fluido con

la densidad de control llegue a

Figura 51. Representación gráfica de la cédula de bombeo. superficie. Abrir o cerrar el es-

trangulador según sea necesa-

rio. En cuanto el fluido de con-

1.- Abrir el estrangulador y simultáneamente iniciar trol empiece a salir en superfi-

cie monitorear constantemente la densidad de sa- el bombeo del fluido de control con densidad y

lida y circular hasta homogeneizar las columnas gasto calculados previamente.

del fluido; en este caso el estrangulador deberá

2.- Ajustar el estrangulador hasta obtener el valor estar completamente abierto.

calculado de la PRESIÓN INICIAL DE CIRCULA- 7.- Una vez homogenizadas las columnas con el

CIÓN en la TP con el gasto calculado. estrangulador completamente abierto, suspender

3.- Continuar el bombeo del fluido de control mante- el bombeo del fluido y mantener completamente

abierto el pozo para determinar cualquier aporta- niendo la presión de bombeo (calculada en la cé-

ción del mismo.

dula de control) con el auxilio del estrangulador

hasta que el fluido de control llegue a la camisa o

126

Terminación y Mantenimiento de Pozos 8.- Es recomendable mantener el pozo completamente abierto el mismo tiempo que durará la remoción del árbol de válvulas; si no se observa manifestación, se procederá a circular un tiempo de atraso, monitoreando la densidad de salida del fluido de control.

9.- Sí el pozo está bajo control proceder a desmantelar el árbol de válvulas.

En pozos despresionados donde se desee evitar la pérdida de fluido o lograr circulación es necesario obturar el intervalo productor. Actualmente es una práctica muy común obturar con tapones de sal granular. Este procedimiento se detalla en otro capítulo.

Eliminación del árbol de válvulas e instalación de preventores

Después de asegurarse de que el pozo está controlado, y comprobar que se tiene en la localización el sistema de preventores completo y probado, se procede a la operación de desmantelar el árbol de vál- vulas e instalar y probar preventores con las líneas superficiales de control.

La secuencia operativa es la siguiente:

1. Instalar válvula de contrapresión Tipo "H". 2. Desconectar líneas de control de las ramas latera-

les del árbol de válvulas.

3. Retraer los anillos opresores (yugos) y eliminar

tor-nillos superiores del cabezal de producción.

Si el pozo es terrestre:

4. Instalar tramo corto de la TP al bonete superior

(cachucha) del medio árbol. 5. Tensionar el aparejo dentro de los límites calcula-

dos hasta levantar el árbol de válvulas lo suficiente

como para instalar las cuñas de plato (spider). 6. Levantar el anillo metálico amarrándolo a los agu-

jeros de la brida inferior del carrete colgador, y

colocar las cuñas de plato en el tramo de la TP

apoyando todo el peso del aparejo sobre ellas. 7. Desconectar el árbol de válvulas y colocarlo fuera

del área de las subestructuras.

8. Conectar tramo de la TP (madrina) al colgador de


9. Tensionar la sarta y recuperar cuñas. 10. Apoyar la sarta por medio del colgador en el ca-

bezal de producción y desconectar el tramo de la

TP. Pasar al punto 11.

Si el pozo es marino:

4. Estrobar perfectamente el árbol de válvulas y en-

gancharlo al block viajero de la grúa de la plata-

forma. 5. Tensionar y levantar el árbol hasta desenchufar

su parte inferior del cuello superior del colgador

de tubería. 6. Con la grúa colocar el árbol de válvulas en su

base para transporte. Pasar al punto 11. 11. Instalar arreglo de preventores. 12. Conectar líneas de operación de los preventores

a la unidad operadora.

13. Instalar líneas superficiales de control a

preventores.

14. Probar preventores y líneas superficiales de con-

trol a la presión requerida.

15. Instalar campana, línea de flote y charolas de re-

colección de fluidos.

Secuencias operativas específicas programadas en

la intervención de mantenimiento

Estas secuencias son específicas para este proceso

y se diferencian en función del objetivo de la

interven-ción. En las descripciones de las diferentes

opera-ciones de mantenimiento, tanto mayor como

menor, se explicó cada una de ellas a detalle.

Eliminación de preventores e instalación del árbol de

válvulas

1. Efectuar ajuste de aparejo.

Si el pozo es terrestre:

2. Desconectar el cople del tramo último e instalar el

colgador de tubería envolvente y cople colgador.

3. Efectuar prueba de hermeticidad de la conexión. 4. Conectar un tramo madrina al cople colgador, eli-

minar las cuñas y medir el espacio mesa rotaria.

5. Verificar el peso del aparejo de arriba hacia abajo

y estático.

6. Marcar en el tramo de la TP el resultado de restar,

al espacio de la mesa rotaria, la longitud del cople

colgador. 7. Bajar lentamente el colgador envolvente y el cople

colgador a través de los preventores.

127


8. Alojar correctamente el colgador de tubería en el

cabezal de producción (la marca colocada en el

tramo de la TP debe coincidir con la superficie de

la rotaria). 9. Efectuar prueba de hermeticidad a los sellos

"Multi V".

10. Desconectar el tramo madrina al cople colgador. 11. Instalar la válvula de contrapresión tipo "H" en el

cople colgador.

12. Desmantelar la charola de recuperación de flui-

dos, línea de flote y campana de circulación

13. Desconectar líneas superficiales de control y lí-

neas hidráulicas a preventores.

14. Desmantelar preventores. 15. Verificar que la válvula de contrapresión esté co-

rrectamente instalada.

16. Eliminar anillo metálico. 17. Introducir los tornillos de sujeción (yugos) en el

cabezal de producción.

18. Conectar tramo de TP en el cople colgador. 19. Levantar el aparejo de producción lo necesario

para instalar las cuñas de plato o herramienta de

la compañía para colocar el cople colgador. 20.Desconectar el tramo de la TP y limpiar el cople

colgador. 21. Conectar un tramo de la TP al bonete superior

del árbol de válvulas y levantarlo. 22.Limpiar el interior y la pista para el anillo del carre-

te colgador; colocar el anillo metálico nuevo debajo de la brida del carrete colgador.

23.Efectuar prueba hidráulica de los sellos entre el carrete colgador y el cople colgador.

24.Tensionar el aparejo de producción para retirar las cuñas de plato o herramienta de la compa- ñía.

25.Confirmar que los tornillos de sujeción estén en posición correcta sobre el bisel del colgador de tubería.

26.Bajar lentamente el medio árbol para instalarlo en el cabezal de producción, alineando las válvulas laterales del árbol de válvulas.

27.Recuperar válvula de contrapresión tipo "H". 28.Aplicar el procedimiento de prueba al conjunto

instalado.

Si el pozo es marino:

El procedimiento se describe a detalle en el punto "INSTALACIÓN DE LA VSC".

Operaciones adicionales a las operaciones específi- cas de la intervención

Después de haber cumplido con el seguimiento ope-

rativo específico de la intervención, de haber des-

mantelado preventores y de haber instalado el árbol

de válvulas, se realizan varias operaciones antes de

entregar el pozo a producción: disparos, redisparos,

inducción, estimulación, fracturamiento toma de

muestras, registros, etc.

Dichas operaciones pueden ser solicitadas por el

área de producción, antes, durante o al final de la

inter-vención, de acuerdo con la experiencia del

campo o los resultados de análisis posteriores al

mantenimien-to.

A continuación se enumeran algunas, clasificadas

como operaciones adicionales a la intervención de

mantenimiento a pozos.

Inducciones

Cuando los hidrocarburos producidos por la forma-

ción no llegan por sí mismos a la superficie, se reali-

zan varias actividades para disminuir la presión

hidrostática a favor del yacimiento y permitir que

éstos se manifiesten. Estas secuencias operativas

se denominan métodos de inducción.

Actualmente se conocen varios métodos para indu-

cir un pozo, su aplicación depende de las caracterís-

ticas y el estado mecánico del pozo. Los más comu-

nes son:

Inducción mecánica

Es el método más antiguo conocido en la industria

petrolera. Consiste en deslizar una barra pesada

METODOS DE

INDUCCION

MECANICA POR POR

DESPLAZAMIENTO IMPLOSION

A TRAVES DE

CON TUBERIA L A CAMISA O VALVULA

FLEXIBLE DE CIRCULACION

Figura 52 Métodos de inducción.

128


provista de un elemento de empaque o copas, a tra- vés del aparejo de producción. En su viaje ascendente, y debido al peso del fluido, las copas se ajus- tan al diámetro interior del aparejo, permitiendo con esto el desalojo del fluido que se encuentre por en- cima de ellas.

La longitud aproximada que se vacía en cada viaje es de 150m, si el fluido desalojado es agua, pero a medida que aumenta la densidad del fluido, disminuye la longitud vaciada.

Las principales desventajas de este método son:

* Alto riesgo operativo por no utilizar equipo de control

* No se puede emplear en aparejos de producción

combinados

* La presión de trabajo de las copas en muy baja (10

a 15 kg/cm²)

* El primer flujo del pozo es a cielo abierto

* El daño ecológico por derrames es considerable

Debido a los riesgos que este método representa, y a la introducción de nuevas técnicas de inducción, su empleo ha sido eliminado.

Inducción por desplazamiento a través de la camisa o válvula de circulación

Este método consiste en abrir la camisa de circula- ción y desplazar los fluidos contenidos en el aparejo de producción hacia el espacio anular por fluidos de menor densidad. Posteriormente cerrar la camisa, probar hidráulicamente el cierre de la misma y aforar el pozo a la batería con el estrangulador adecuado, en función de la presión final de bombeo y del fluido desplazante.

Como fluido desplazante se utiliza comúnmente agua dulce, salmueras sódicas o cálcicas y nitrógeno gaseoso. La elección depende de la densidad del fluido de control.

Los parámetros requeridos para efectuar con eficiencia y seguridad una inducción son:

1. Presión final de bombeo. El conocimiento de este

parámetro permitirá seleccionar adecuadamente el

equipo de bombeo y la presión de prueba de las

conexiones superficiales, con el fin de evitar riesgos

innecesarios durante el desarrollo operativo de la in-

ducción.

2. Volumen de fluido para desplazar. La obtención

previa de este parámetro evitará que se generen

ope-raciones inconclusas y anómalas por falta de

fluido y sobre-desplazamiento del mismo.

El cálculo de estos parámetros para fluidos líqui-

dos

(agua dulce, salmueras) es simple y ampliamente

conocido. Sin embargo, el manejo de gases es más

complicado y requiere mayor atención. Para ex-

plicarlo con claridad se desarrolla un ejemplo de

cálculo con el método tradicional y el analítico.

Ejemplo 12:

Se requiere efectuar un desplazamiento del fluido de

lavado por nitrógeno a través de la camisa de

circulación, en un pozo con las siguientes carac-

terísticas:

· Profundidad de la camisa 5280m (17,318 pies)=L · Profundidad de los disparos 5,800m · Temperatura a nivel de disparos 147 °C · Extremo del aparejo combinado 5,310 m · Longitud de TP de 2 3/8" 4.6 lb/pie 1500 m(Cap. 2.019 l /m) · Longitud de TP de 3 1/2" 9.2 lb/pie 3200 m (Cap. 4.54 l /m) · Longitud de TP de 3 1/2" 12.7 lb/pie 600 m (Cap. 3.831 l / m) · Densidad del fluido de lavado 1.0 gr/cm3=d

Antes de presentar el ejemplo, es necesario conocer

las propiedades más importantes del NITRÓGENO

GASEOSO, debido a que es el gas más utilizado en

las operaciones de producción de petróleo.

Calcular la presión final de bombeo y el volumen

necesario de nitrógeno para efectuar el desplaza-

miento. Método tradicional Paso 1. Calcular la presión hidrostática ejercida por

el fluido hasta la camisa de circulación:

3K 1.422(/ [ G) (37)

=1.422(5280 x 1) =7508 psi

129


Símbolo químico Peso ató mico Peso molecular del N2 Densidad a 20 ° C Punto de ebullició n Temperatura crítica Presió n crítica Punto de vaporizació n 1 kg de líquido rinde

Pureza Contenido humedad Toxicidad Combustibilidad

N 14.0067 28.016 0.001165 gr/cc -196.8 °C -147.1 °C

34.61 kg/cm2

29.81 °C

0.861 m3

de gas a condiciones normales 2.5 ppm ( v ) NULA NULA

Pf = 1.422 ( 5,280 x 1 ) + 14.7 = 7,523 psia

Paso 2. Calcule la presión final de bombeo para una

presión supuesta:

Pfb = Pf - Psupta. (41)

Pfb = 7,523 - 1,000 = 6,523 psia

Paso 3. Calcular la presión promedio:

Pm ( Pf Pfb )

(42)

2

P ( 7523 6523) 7,023 SVLa

m 2

Paso 2.- En la tabla 4 localice el valor más cercano a 17,318 pies ( 17,000 pies ); éste es de ( 7,241 psi ) y en la parte superior de esta columna encontrará el valor de 5,000 psi, que corresponde a la presión en la cabeza.

Paso 3. De la tabla 5, con una profundidad de 17,318 pies y una Pw > 4000 psi, encontramos el factor de peso del nitrógeno Fc de 1.4077. Dividiendo la pre- sión de fondo calculada entre 1.4077 nos dá la pre- sión en la cabeza ó presión final de bombeo:

3IE

3K 7241

(38)

=

= 5333 psi 1.4077

)F Paso 4.- Obtener el factor de volumen del Nitrógeno. En la tabla 6 se localiza el valor más cercano a 5,333 psi ( 5,300 psi ),y a 17,318 pies ( 18,000 pies ) ; en su intersección se encuentra el valor de 265.9 m3/m3, que corresponde al factor de volumen buscado.

Paso 5. Calcular el volumen de Nitrógeno necesario. Para esto se debe conocer el volumen total del aparejo hasta la camisa y multiplicarlo por el factor de volumen encontrado en el paso anterior:

912 9WS [ )Y (39)

VlN2= (2.019 x 1500 + 4.54 x 3.200 + 3,831 x 600 = 19855

VN2= 19.855 x 265.9 = 5280 m3

Método analítico Paso 1. Calcule la presión de fondo hasta la camisa.

3I 1.422 / [ G 3DW (40)

Paso 4. Determine la temperatura de fondo (hasta la

camisa)

Tf = GT x L + Ts (43) Gradiente termico (GT) = 2.0202° C/100 m

Tf = 0.0202 x 5280 + 30 = 136.7 °C

Paso 5.- Calcular la temperatura promedio:

Tm (TF2

Ts

)

T

(136.7 30 ) (44)

83.35 &

m 2

( Tm ) en °R =( 1.8 x °C )+ 492 (45)

Tm = (1.8 x 83.35) + 492 = 642 °R

Paso 6. Con los datos calculados de Tm, Pm y la

figura 53, obtenga la Zm:

Para este caso: Zm = 1.32 Paso 7. Calcular la presión final de bombeo corre-

gida:

3IEF

3I 7523 (46)

H [ =

ex

Donde:

/ 5280

[ 0.06[

= 0.06

= 0.3738 7 [= 83.55 x 1.32

(47)

130


Sustituyendo valores:

x = 0.3738 ex= e0.3738= 1.4532

Pfbc = 5,177 psia = 7523,

1.4532

Paso 8. En este paso se compara la presión calculada en el paso 3, con la calculada en el paso 7 y si la diferencia es mayor de 400 psia, recalcular a partir del paso 3, tomando como presión supuesta la obtenida en el punto 7. Para este caso la diferencia es mayor, por lo que efectuaremos otro cálculo:

3P 3I 3 sup WD

2 (48)

7523 5177

3P 6,350 SVLD

2 Paso 6.- obtener el valor de Zm para la nueva Pm:

Para este nuevo caso: Zm = 1.27

Paso 7.- Calcular la presión final de bombeo corregi- da:

Pfbc

3I (49)

H[

[

/ 5280

0.06 [

= 0.06

= 0.3885 7 [= 642 x 1.27

P 7523 (50)

5,101psia

0.3885 fbc

H

P supta = 5177 psia y Pfb calculada = 5101 psia

Como la diferencia de presiones es menor que 400 psia, continuamos.

Paso 8. Obtenga la presión media a partir de la ultima presión calculada:

7523 5101 3P 6,312 SVLD

2 Paso 9. Calcular el volumen de nitrógeno:

912 35.7 [ 3P [

9WS

5,444P3

=P [7P

Comparación de resultados

Método Pfinal de Bombeo Vol. de N2

Tradicional 5,333 psia 5,286 m3

Analítico 5,101 psia 5,444 m3

Al comparar los resultados obtenidos con ambos

métodos, se observa que las diferencias son míni-

mas. Esto a nivel operativo no representa ningún

ries-go, por lo tanto, la selección del método que se

ha-brá de utilizar para obtener estos parámetros

depen-derá del diseñador.

Inducción por empuje o implosión

Como se mencionó anteriormente, los métodos de

inducción tienen como función principal redu-cir al

máximo la fuerza ejercida hacia la formación por la

presión hidrostática de los fluidos conteni-dos en el

pozo.

El método de inducción por empuje o implosión con-

siste en inyectar los fluidos contenidos en el pozo, más

un determinado volumen de nitrógeno, hacia la for-

mación a través del intervalo abierto. Debido a que el

nitrógeno es un gas inerte no reacciona con la forma-

ción, y al ser descargado, produce un efecto de suc-

ción. Así arrastra en su viaje de retorno cantidades

considerables de sólidos y aunado a la disminución

casi total de la presión hidrostática, aumentará la apor-

tación de los fluidos de formación hacia el pozo.

Sin embargo, para poder utilizar este método se de-

ben tomar en cuenta dos aspectos importantes:

a) La presión de inyección b) Los fluidos contenidos en el pozo

Ambos aspectos deberán ser bien estudiados. Si no

se conocen profundamente será imposible uti-lizar

este método. Los parámetros requeridos para efectuar una

implosión son los siguientes:

1. La presión final de inyección (Pfi) 2. Capacidad total del pozo (Vtp) 3. Volumen de Nitrógeno para efectuar el desplaza-

miento hasta el intervalo (VN2d)

131


Tabla 4 PRESIÓN DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITRÓGENO, TENIENDO LA PRESIÓN DE SU-

PERFICIE Y LA PROFUNDIDAD

Prof (pies)/Pw (psia) 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

500 509 1017 1527 2036 2547 3059 3572 4060

1000 517 1035 1553 2073 2594 3117 3644 4121

1500 526 1052 1580 2109 2641 3175 3715 4180

2000 534 1070 1606 2145 2687 3233 3785 4240

2500 543 1087 1633 2181 2733 3291 3855 4299

3000 552 1104 1659 2217 2780 3348 3925 4358

3500 560 1122 1685 2253 2825 3405 3994 4417

4000 569 1139 1712 2289 2871 3462 4049 4475

4500 577 1156 1738 2324 2917 3518 4102 4533

5000 586 1174 1764 2360 2962 3574 4156 4591

5500 595 1191 1791 2395 3008 3630 4209 4649

6000 603 1208 1817 2431 3053 3686 4263 4706

6500 612 1226 1843 2466 3098 3742 4316 4763

7000 621 1243 1869 2501 3143 3797 4368 4820

7500 629 1260 1895 2537 3187 3852 4421 4877

8000 638 1278 1921 2572 3232 3906 4474 4933

8500 647 1295 1947 2607 3276 3961 4526 4989

9000 655 1312 1974 2642 3321 4008 4578 5045

9500 664 1329 2000 2677 3365 4055 4630 5101

10000 673 1347 2026 2712 3409 4101 4681 5157

10500 681 1364 2051 2764 3453 4148 4733 5213

11000 690 1381 2077 2781 3497 4194 4784 5268

11500 699 1399 2103 2816 3541 4240 4836 5323

12000 707 1416 2129 2851 3585 4286 4887 5378

12500 716 1433 2155 2885 3629 4332 4938 5433

13000 725 1451 2181 2920 3672 4378 4989 5488

13500 734 1468 2207 2954 3716 4424 5039 5542

14000 742 1485 2232 2989 3759 4470 5090 5597

14500 751 1502 2258 3023 3802 4515 5141 5651

15000 760 1520 2284 3057 3845 4561 5191 5705

15500 769 1537 2310 3092 3888 4606 5241 5760

16000 777 1554 2335 3126 3931 4651 5291 5813

16500 786 1572 2361 3160 3974 4697 5341 5867

17000 795 1589 2387 3139 4013 4742 5391 5921

132


Continuación Tabla 4 PRESION DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITRÓGENO, TENIENDO LA PRESION DE SUPERFICIE Y

LA PROFUNDIDAD

Prof (pies)/Pw (psia) 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000

500 4566 5071 5575 6080 6584 7088 7591 8095

1000 4631 5141 5650 6159 6667 7175 7682 8190

1500 4696 5211 5725 6238 6750 7262 7773 8284

2000 4761 5281 5799 6316 6833 7348 7863 8377

2500 4825 5350 5873 6394 6915 7434 7952 8470

3000 4889 5419 5946 6472 6996 7519 8041 8562

3500 4953 5487 6019 6549 7078 7604 8130 8653 4000 5017 5555 6092 6626 7158 7689 8218 8744

4500 5080 5623 6164 6703 7239 7773 8305 8835

5000 5143 5691 6236 6779 7319 7857 8392 8925

5500 5205 5758 6308 6855 7399 7940 8479 9015

6000 5267 5825 6379 6930 7478 8023 8565 9104

6500 5330 5892 6450 7005 7557 8106 8651 9193

7000 5391 5958 6521 7080 7636 8188 8737 9282

7500 5453 6024 6591 7155 7714 8270 8822 9370 8000 5514 6090 6662 7229 7792 8351 8906 9457

8500 5575 6156 6732 7303 7870 8433 8991 9544

9000 5636 6221 6801 7376 7947 8513 9075 9631

9500 5697 6287 6871 7450 8025 8594 9158 9718

10000 5758 6352 6940 7523 8101 8674 9241 9804

10500 5818 6416 7009 7596 8178 8754 9324 9890

11000 5878 6481 7078 7669 8254 8833 9407 9976

11500 5938 6545 7146 7741 8330 8913 9489 10061 12000 5998 6609 7214 7813 8406 8992 9571 10146

12500 6057 6673 7282 7885 8482 9070 9653 10230

13000 6117 6737 7350 7957 8557 9149 9735 10315

13500 6176 6801 7418 8029 8632 9227 9816 10399

14000 6235 6864 7485 8100 8707 9305 9897 10483

14500 6294 6927 7553 8171 8781 9383 9977 10566

15000 6353 6990 7620 8242 8855 9460 10058 10649

15500 6411 7053 7687 8313 8929 9537 10138 10732 16000 6470 7116 7753 8383 9003 9614 10218 10815

16500 6528 7179 7820 8454 9077 9691 10298 10898

17000 6586 7241 7886 8524 9150 9768 10377 10980

133


Continuación Tabla 4 PRESION DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITROGENO, TENIENDO LA PRESION DE SUPERFICIE Y

LA PROFUNDIDAD

Prof (pies)/Pw (psia) 8500 9000 9500 10000

500 8598 9101 9604 10106

1000 8696 9201 9707 10212

1500 8793 9301 9809 10317

2000 8889 9400 9911 10421

2500 8985 9499 10012 10525

3000 9080 9597 10113 10628

3500 9174 9694 10213 10730 4000 9268 9791 10312 10832

4500 9362 9887 10411 10934

5000 9455 9983 10509 11034

5500 9547 10078 10607 11135

6000 9640 10173 10705 11235

6500 9731 10267 10802 11334

7000 9823 10361 10898 11433

7500 9913 10455 10994 11531 8000 10004 10548 11090 11630

8500 10094 10641 11185 11727

9000 10184 10733 11280 11824

9500 10273 10825 11374 11921

10000 10362 10917 11469 12018

10500 10451 11008 11562 12114

11000 10539 11099 11656 12210

11500 10627 11189 11749 12305 12000 10715 11280 11841 12400

12500 10802 11370 11934 12495

13000 10889 11495 12026 12589

13500 10976 11549 12118 12683

14000 11062 11638 12209 12777

14500 11148 11726 12300 12871

15000 11234 11815 12391 12964

15500 11320 11903 12482 13057 16000 11405 11991 12572 13149

16500 11490 12078 12662 13241

17000 11575 12166 12752 13333

134


Tabla 5 FACTOR PARA DETERMINAR EL PESO DE UNA COLUMNA DE NITRÔGENO

Prof. Pw<4000 Pw>4000 Prof. Pw<4000 Pw>4000 (pies) (psia) (psia) (pies) (psia) (psia)

100 1.0038 1.0024 4100 1.1521 1.0983

200 1.0075 1.0048 4200 1.1558 1.1007

300 1.0113 1.0072 4300 1.1594 1.1031

400 1.0150 1.0096 4400 1.1631 1.1055

500 1.0188 1.0120 4500 1.1668 1.1079

600 1.0226 1.0144 4600 1.1705 1.1103

700 1.0263 1.0168 4700 1.1742 1.1127

800 1.0301 1.0192 4800 1.1778 1.1151

900 1.0338 1.0216 4900 1.1815 1.1175

1000 1.0376 1.0240 5000 1.1852 1.1200

1100 1.0413 1.0288 5100 1.1889 1.1223

1200 1.0451 1.0312 5200 1.1926 1.1247

1300 1.0489 1.0336 5300 1.1962 1.1271

1400 1.0526 1.0360 5400 1.1999 1.1295

1500 1.0564 1.0384 5500 1.2036 1.1319

1600 1.0601 1.0408 5600 1.2072 1.1343

1700 1.0638 1.0432 5700 1.2108 1.1367

1800 1.0674 1.0456 5800 1.2144 1.1391

1900 1.0711 1.0480 5900 1.2180 1.1415

2000 1.0748 1.0504 6000 1.2216 1.1439

2100 1.0785 1.0528 6100 1.2252 1.1463

2200 1.0822 1.0552 6200 1.2288 1.1487

2300 1.0858 1.0576 6300 1.2324 1.1511

2400 1.0895 1.0600 6400 1.2360 1.1535

2500 1.0932 1.0624 6500 1.2396 1.1559

2600 1.0969 1.0648 6600 1.2431 1.1583

2700 1.1006 1.0671 6700 1.2466 1.1607

2800 1.1042 1.0695 6800 1.2502 1.1631

2900 1.1079 1.0719 6900 1.2572 1.1655

3000 1.1116 1.0743 7000 1.2607 1.1679

3100 1.1153 1.0767 7100 1.2642 1.1703

3200 1.1190 1.0791 7200 1.2642 1.1727

3300 1.1226 1.0815 7300 1.2678 1.1751

3400 1.1263 1.0839 7400 1.2713 1.1775

3500 1.1300 1.0863 7500 1.2748 1.1799

3600 1.1337 1.0887 7600 1.2783 1.1823

3700 1.1374 1.0911 7700 1.2818 1.1847

3800 1.1410 1.0935 7800 1.2854 1.1871

3900 1.1447 1.0959 7900 1.2889 1.1895

4000 1.1484 1.0959 8000 1.2924 1.1919

135


Continuación Tabla 5

Prof. Pw<4000 Pw>4000 Prof. Pw<4000 Pw>4000

(pies) (psia) (psia) (pies) (psia) (psia)

8100 1.2960 1.1943 12600 1.4551 1.3022

8200 1.2996 1.1967 12700 1.4586 1.3046

8300 1.3032 1.1991 12800 1.4622 1.3070

8400 1.3068 1.2014 12900 1.4657 1.3094

8500 1.3104 1.2038 13000 1.4692 1.3118

8600 1.3140 1.2062 13100 1.4726 1.3142

8700 1.3176 1.2086 13200 1.4761 1.3166

8800 1.3212 1.2110 13300 1.4795 1.3190

8900 1.3248 1.2134 13400 1.4830 1.3214

9000 1.3284 1.2158 13500 1.4864 1.3238

9100 1.3319 1.2182 13600 1.4898 1.3262

9200 1.3354 1.2206 13700 1.4933 1.3286

9300 1.3390 1.2230 13800 1.4967 1.3310

9400 1.3425 1.2254 13900 1.5002 1.3333

9500 1.3460 1.2278 14000 1.5036 1.3357

9600 1.3495 1.2302 14100 1.5070 1.3381

9700 1.3530 1.2326 14200 1.5105 1.3405

9800 1.3566 1.2350 14300 1.5139 1.3429

9900 1.3601 1.2374 14400 1.5174 1.3453

10000 1.3636 1.2398 14500 1.5208 1.3477

10100 1.3671 1.2422 14600 1.5242 1.3501

10200 1.3706 1.2446 14700 1.5277 1.3525

10300 1.3742 1.2470 14800 1.5311 1.3549

10400 1.3777 1.2494 14900 1.5346 1.3573

10500 1.3812 1.2518 1500 1.5380 1.3597

10600 1.3847 1.2542 15100 1.5414 1.3621

10700 1.3882 1.2566 15200 1.5449 1.3645

10800 1.3918 1.2590 15300 1.5483 1.3669

10900 1.3953 1.2614 15400 1.5518 1.3693

11000 1.3988 1.2638 15500 1.5552 1.3717

11100 1.4023 1.2662 15600 1.5586 1.3741

11200 1.4058 1.2686 15700 1.5621 1.3765

11300 1.4094 1.2710 15800 1.5655 1.3789

11400 1.4129 1.2734 15900 1.5690 1.3813

11500 1.4164 1.2758 16000 1.5724 1.3837

11600 1.4199 1.2782 16100 1.5758 1.3861

11700 1.4234 1.2806 16200 1.5793 1.3885

11800 1.4270 1.2830 16300 1.5827 1.3909

11900 1.4305 1.2854 16400 1.5862 1.3933

12000 1.4340 1.2878 16500 1.5896 1.3957

12100 1.4375 1.2902 16600 1.5927 1.3981

12200 1.4410 1.2926 16700 1.5958 1.4005

12300 1.4446 1.2950 16800 1.5990 1.4029

12400 1.4481 1.2974 16900 1.6021 1.4053

12500 1.4516 1.2998 17000 1.6052 1.4077

136


Tabla 6 FACTOR DE VOLUMEN PARA DETERMINAR LOS M3 DE NITRÓGENO POR M3 DE LIQUIDO

Psup Profundidad en pies

(psia) 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000

1100 73.24 73.21 73.17 73.14 73.11 73.08 73.06 73.04 73.02

1200 79.76 79.70 79.64 79.58 79.52 79.47 79.42 79.38 79.33

1300 86.27 86.19 86.10 86.02 85.94 85.87 85.80 85.73 85.65

1400 92.79 92.68 92.57 92.46 92.35 92.25 92.15 92.05 91.96

1500 99.31 99.17 99.03 98.89 98.76 98.63 98.51 98.39 98.27

1600 105.59 105.42 105.24 105.07 104.91 104.75 104.60 104.45 104.29

1700 111.88 111.67 111.46 111.26 111.05 110.87 110.69 110.50 110.31

1800 118.16 117.92 117.67 117.44 117.20 116.98 116.76 116.54 116.32

1900 124.45 124.17 123.89 123.62 123.34 123.09 122.84 122.59 122.34

2000 130.73 130.42 130.10 129.79 129.49 129.20 128.92 128.64 128.36

2100 136.70 136.36 136.01 135.67 135.32 135.01 134.69 134.37 134.05

2300 148.63 148.23 147.81 147.40 146.99 146.61 146.22 145.83 145.44

2400 154.60 154.16 153.72 153.27 152.82 152.40 151.98 151.56 151.14

2500 160.57 160.10 159.62 159.13 158.65 158.18 157.73 157.28 156.83

2600 166.15 165.66 165.15 164.64 164.13 163.65 163.16 162.67 162.18

2700 171.73 171.21 170.68 170.14 169.60 169.09 168.57 168.05 167.53

2800 177.31 176.77 176.20 175.64 175.08 174.54 173.99 173.44 172.89

2900 182.89 182.32 181.73 181.14 180.55 179.98 179.40 178.82 178.24

3000 188.47 187.88 187.27 186.65 186.03 185.42 184.80 184.19 183.59

3100 193.61 193.00 192.39 191.68 190.81 189.98 189.16 188.38 187.59

3200 198.75 198.13 197.51 196.71 195.59 194.54 193.52 192.57 191.59

3400 209.03 208.39 207.74 206.76 205.16 203.66 202.25 200.94 199.58

3500 214.17 213.53 212.86 211.78 209.94 208.22 206.61 205.13 203.58

3600 218.40 217.39 216.38 215.08 213.20 211.45 209.81 208.30 206.75

3700 222.62 221.26 219.90 218.38 216.46 214.68 213.01 211.47 209.93

3800 226.85 225.13 223.41 221.68 219.73 217.91 216.21 214.63 213.10

3900 231.07 229.00 226.93 224.98 222.99 221.14 219.41 217.80 216.28

4000 235.30 232.79 230.45 228.28 226.25 224.37 222.61 220.97 219.45

4100 239.40 236.93 234.45 232.24 230.17 228.24 226.45 224.77 223.22

4200 243.50 240.98 238.46 236.20 234.09 232.12 230.29 228.58 226.99

4300 247.61 245.03 242.46 240.15 238.00 235.99 234.13 232.38 230.75

4400 251.71 249.09 246.47 244.11 241.92 239.87 237.97 236.19 234.52

4500 255.81 253.05 250.47 248.07 245.84 243.75 241.81 239.99 238.29

4600 259.65 256.84 254.22 251.78 249.51 247.38 245.41 243.55 241.82

4700 263.49 260.63 257.97 255.48 253.18 251.01 249.00 247.11 245.35

4800 267.33 264.42 261.71 259.19 256.84 254.65 252.60 250.68 248.88

4900 271.17 268.21 265.46 262.89 260.51 258.28 256.19 254.24 252.41

5000 275.01 272.00 269.21 266.60 264.18 261.91 259.79 257.80 255.94

5100 278.61 275.56 272.73 270.08 267.62 265.32 263.17 261.15 259.26

5200 282.21 279.12 276.24 273.56 271.06 268.73 266.54 264.49 262.58

5300 285.81 282.68 279.76 277.04 274.50 272.14 269.92 267.84 265.90

5400 289.41 286.24 283.27 280.52 277.94 275.55 273.29 271.18 269.22

5500 293.01 289.79 286.79 284.00 281.39 278.96 276.67 274.53 272.54

137


Tabla 7 FACTORDEVOLUMENPARADETERMINARLOSM3DENITRÒGENOPORM3DELIQUIDO

Psup Profundidad en pies

(psia) 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000

5600 296.39 293.13 290.10 287.27 284.63 282.17 279.85 277.68 275.66

5700 299.77 296.48 293.40 290.54 287.87 285.38 283.03 280.83 278.78

5800 303.16 299.82 296.71 293.82 291.11 288.58 286.21 283.98 281.90

5900 306.54 303.16 300.01 297.09 294.35 291.79 289.39 287.13 285.02

6000 309.92 306.50 303.32 300.36 297.59 295.00 292.57 290.28 288.13

6100 313.10 309.65 306.44 303.45 300.65 298.03 295.57 293.25 291.08

6200 316.29 312.80 309.55 306.53 303.70 301.06 298.57 296.23 294.03

6300 319.47 315.95 312.67 309.62 306.76 304.08 301.57 299.20 296.98

6400 322.66 319.10 315.78 312.70 309.81 307.11 304.57 302.18 299.93

6500 325.84 322.25 318.90 315.79 312.87 310.14 307.57 305.15 302.88

6600 328.84 325.22 321.84 318.70 315.76 312.97 310.31 307.80 305.45

6700 331.85 328.19 324.79 321.62 318.65 315.80 313.04 310.45 308.02

6800 334.85 331.17 327.73 324.53 321.53 318.62 315.78 313.11 310.60

6900 337.86 334.14 330.68 327.45 324.42 321.45 318.51 315.76 313.17

7000 340.86 337.11 333.62 330.36 327.31 324.28 321.25 318.41 315.74

7100 343.70 339.92 336.43 333.05 329.89 326.79 323.73 320.87 318.19

7200 346.54 342.73 339.25 335.74 332.46 329.30 326.22 323.34 320.64

7300 349.38 345.54 342.06 338.43 335.04 331.80 328.70 325.80 323.10

7400 352.22 348.35 344.88 341.12 337.61 334.31 331.19 328.27 325.55

7500 355.06 351.16 347.69 343.81 340.19 336.82 333.67 330.73 328.00

7600 357.81 353.76 350.12 346.22 342.57 339.18 336.01 333.05 330.29

7700 360.56 356.36 352.55 348.62 344.96 341.54 338.36 335.37 332.57

7800 363.31 358.97 354.99 351.03 347.34 343.91 340.70 337.70 334.86

7900 366.06 361.57 357.42 353.43 349.73 346.27 343.05 340.02 337.14

8000 368.81 364.17 359.85 355.84 352.11 348.63 345.39 342.34 339.43

8100 371.15 366.48 362.14 358.11 354.36 350.88 347.60 344.53 341.60

8200 373.49 368.79 364.43 360.38 356.61 353.11 349.81 346.72 343.77

8300 375.82 371.11 366.72 362.64 358.85 355.33 352.01 348.92 345.94

8400 378.16 373.42 369.01 364.91 361.10 357.56 354.22 351.11 348.11

8500 380.50 375.73 371.30 367.18 363.35 359.77 356.43 353.30 350.28

8600 382.71 377.92 373.46 369.33 365.48 361.88 358.52 355.38 352.32

8700 384.92 380.10 375.63 371.47 367.60 363.99 360.62 357.46 354.36

8800 387.12 382.29 377.79 373.62 369.73 366.10 362.71 359.53 356.41

8900 389.33 384.47 379.96 375.76 371.85 368.21 364.81 361.61 358.45

9000 391.54 386.66 382.12 377.91 373.98 370.32 366.90 363.69 360.49

9100 393.63 388.73 384.17 379.94 376.00 372.32 368.89 365.66 362.50

9200 395.72 390.80 386.22 381.98 378.02 374.33 370.88 367.64 364.51

9300 397.80 392.86 388.27 384.01 380.03 376.33 372.86 369.61 366.52

9400 399.89 394.93 390.32 386.05 382.05 378.34 374.85 371.59 368.53

9500 401.98 397.00 392.37 388.08 384.07 380.34 376.84 373.56 370.54

9600 403.96 398.96 394.32 390.01 385.99 382.24 378.73 375.44 372.40

9700 405.94 400.92 396.26 391.94 387.90 384.14 380.62 377.32 374.26

9800 407.91 402.88 398.21 393.87 389.82 386.05 382.51 379.19 376.11

9900 409.89 404.84 400.15 395.80 391.73 387.95 384.40 381.07 377.97

10000 411.87 406.80 402.10 397.73 393.65 389.85 386.29 382.95 379.83

138


Figura 53 Factor de compresibilidad del nitrógeno

1.6

º F = 1.8 x º C + 32

º R = º F + 460

80 ºC

1.5

100 ºC

125 ºC

150 ºC

200 ºC

1.4 250 ºC

300 ºC

350 ºC

1.3

1.2

DE

OR

FA

CT

1.1 IB

ILID

AD

CO

MP

RE

S

1.0

UR

AR

AT

MP

EE

T

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

)Zm

(

10,000

PRES IÒN MEDIA ( PS I )

DIAME

139


4. Volumen de nitrógeno que se inyectará al pozo

(VN2i)

5. Volumen total de nitrógeno necesario (VTN2)

Ejemplo No. 13:

A continuación se resolverá un ejemplo de un pozo en donde se desea efectuar una implosión, y cuyos datos son los siguientes:

Paso 4. Obtener el volumen de nitrógeno de inyec-

ción: debido a que no se cuenta con un modelo

matemático práctico para efectuar este cálculo, se

ha empleado con bastante aceptación y buenos re-

sultados el siguiente criterio :

Si: Pfb ³ 3,000 psia, utilizar de 500 a 1,500 m3 de

nitrógeno, dependiendo del comportamiento de la

presión de inyección. Pr esió n de fon do está tica Presió n de in yecció n Prof. de los disparos Fluidos en el pozo

Nivel de fluidos (BL) Base Lin er de 5" 18 lb/pie

E m pacador de 7 5/8"

Camisa de 3

1/ 2"

Lon g. TP 3 1/2

" 9.2 lb/pie Lon g. T P 3

1/2" 12.7

lb/pie

362 kg/cm ². 23 kg/cm ² con agua .

5,100 mts. aceite, gas y agua de formació n . 3,600 mts. 4,000 mts. 3,992 mts. 3974 m ts. 3200 m ts. 792 m ts.

Si: Pfb < 3,000 psia, utilizar de 1,000 a 3,000 m3 de

nitrógeno.

Utilizando el criterio anterior, para nuestro ejemplo

usaremos 1,000 m3 de nitrógeno.

Paso 5. Obtener el volumen total de nitrógeno re-

querido :

VTN2 = VN2 + ViN2 = 5,679 + 1,000 = 6,679 m3 N2

Procedimiento de ejecución para inducir a través de

la válvula de circulación o camisa deslizable Cálculos:

Paso 1. Partiendo de la presión de fondo de 362 kg/ cm² (5,148 psia), la profundidad de los disparos a 5,100 m (16,728 pies) y con el auxilio de la Tabla 4 (mostrada anteriormente) obtener el valor de Pw, el cual es de 3,500 psia y será igual a la presión final de bombeo (Pfb)

Paso 2. Calcular el volumen total del pozo. Para esto obtendremos los volúmenes en la TR de 5", en la TP de 3 1/2" y se sumarán ambos valores.

Vtotal = VTR + VTP

VTR = Cap TR x L y VTP = Cap TP x L

Vtotal = 27.70 m3

Paso 3. Calcular el volumen de nitrógeno para efectuar el desplazamiento hasta los disparos: utilizando la Tabla 6 y los valores de Pw = 3,500 psia y L = 16,728 pies se obtiene el factor de volumen del nitró- geno, el cual se multiplica por el volumen total del pozo para obtener el volumen de Nitrógeno.

VN2 = Vtotal x Fv = 27.70 x 205

VN2 = 5,679 m3 de N2

1. Elaborar un estado mecánico actualizado del pozo

en el que se detallen diámetros y librajes de las

tuberías, profundidades de los accesorios, dispa-

ros, etc.

2. Realizar los cálculos requeridos. Verifique la resis-

tencia al colapso del aparejo de producción y cal-

cule la presión final de bombeo, y el volumen de

fluido desplazante para solicitar adecuadamente

los servicios y evitar incidentes durante la opera-

ción.

3. Efectuar una reunión de trabajo y seguridad. An-

tes de dar inicio al desarrollo operativo, explicar el

objetivo, riesgos y cuidados que se deberán

mantener durante su desarrollo, así como asignar

responsabilidades específicas al personal que in-

tervendrá directa e indirectamente en ella (inge-

niero de proyecto, jefe de pozo, personal de servi-

cio a pozos, seguridad industrial, producción, etc)

4. Efectuar la prueba hidráulica correspondiente a

las conexiones superficiales de acuerdo con el

pro-cedimiento ya descrito

5. Instalar las unidades involucradas, supervisando

su buen funcionamiento, y verificando que cum-

plan las normas de seguridad establecidas.

140

Terminación y Mantenimiento de Pozos 6. Calibrar el aparejo de producción con un sello de

plomo acorde con el diámetro de la operadora con la

cual se abrirá la camisa de circulación. Para evi-tar

confusiones en el caso de presentarse anoma-lías

en el aparejo, el sello de plomo deberá estar limpio

de marcas en su área frontal y lateral.

7. Para efectuar la apertura de la camisa de circula-

ción:

a) Supervisar el armado de la operadora y bajarla

hasta detectar la camisa. Una vez detectada,

represionar el aparejo con una presión mayor a la

de circulación en ese punto y mantener las válvu-

las del cabezal de producción abiertas.

b) Efectuar los movimientos de apertura hasta ob-

servar abatimiento de la presión y circulación por

las válvulas del cabezal de producción. Esto indi-

cará que la camisa ha sido abierta.

8. Para recuperar la operadora, revisar en qué con-

diciones se encuentran los pernos, las cuñas, etc.

9. Para efectuar el desplazamiento:

a) Si el desplazamiento es entre líquidos, se reco-

mienda circular hasta observar limpio el líquido de

salida.

b) Sí el desplazamiento es de un líquido por gas se

utilizará únicamente el volumen calculado, para

evitar un sobre desplazamiento.

10.Cerrar la camisa de circulación. Terminado el des-

plazamiento, armar la operadora en posición in- vertida, bajarla hasta localizar la camisa y efectuar movimientos ascendentes para el cierre. El paso libre de la operadora a través de la camisa será un indicativo de que ha sido cerrada .

11.Recuperar la operadora. Si al sacar la operadora existe duda en el cierre, antes de aforar el pozo se deberá efectuar una prueba con presión, utilizando de 35 a 70 kg/cm2 arriba de la presión final de bombeo.

12.Aforar o descargar el pozo hacia la batería. Para el aforo del pozo es conveniente, seleccionar adecuadamente el estrangulador para evitar daños al aparejo de producción. El diámetro del estrangulador dependerá de la presión final de bombeo.

Un criterio adecuado para su selección es el si-

guiente:

M á s a lta 1/16 " < 3500 p s i

< 3 0 0 0 p si 1/8" > 1 5 0 0 p s i

< 1 5 0 0 p si 1/4" > 1 0 0 0 p s i

< 1 0 0 0 p si 1/2" 0 p si

Si el pozo fluye, el criterio de selección es diferen-te:

En pozos con una presión y una RGA (relación

gas/aceite) alta, se recomienda estabilizar el flujo

por un estrangulador de ½." En pozos con pre-sión

baja y una RGA alta, el estrangulador reco-mendado

es de ¼".

13. Calificar el desempeño del personal que inter-

vino.

14. Elaborar el reporte final. El ingeniero de proyec-

to o el encargado de la operación deberá elabo-

rar un reporte final, en el que detallará el desa-

rrollo secuencial con tiempos; además deberá

llenar la hoja de certificación del trabajo realiza-

do por los prestadores de servicio.

Procedimiento de ejecución para inducir con la tu-

bería flexible

1. Elaborar un estado mecánico actualizado del

pozo, en el que se detallen: diámetros y librajes

de las tuberías, profundidades de los accesorios,

dispa-ros, etc.

2. Realizar los cálculos requeridos, tales como la

pre-sión final de bombeo y el volumen de fluido

desplazante, con el fin de solicitar adecuadamen-

te los servicios y evitar incidentes durante la ope-

ración.

3. Efectuar una reunión de trabajo y seguridad.

Antes de iniciar al desarrollo operativo, se de-ben

explicar el objetivo, riesgos y cuidados que se

deberán mantener durante su desarrollo, así

como asignar responsabilidades específicas al

personal que intervendrá directa e indirectamen-te

en la misma (ingeniero de proyecto, jefe de pozo,

personal de servicio a pozos, seguridad industrial,

producción, etc).

141


4. Revisar las conexiones superficiales. Se deberán

examinar el medio árbol de válvulas, las válvulas

del cabezal de producción, el árbol de estrangula-

ción y la línea de aforo o descarga a la batería.

De ser necesario, probarlas hidráulicamente.

5. Instalar las unidades involucradas. Se instalarán

todas las unidades que participarán en la induc-

ción, supervisando su buen funcionamiento y la

prueba de presión efectuada a dichas unidades.

6. Introducir la tubería flexible. Bajar la tubería flexi-

ble hasta la profundidad previamente determina-

da, con circulación continua desde el inicio si se

trata de líquidos, y a partir de 1000m si el despla-

zamiento se realiza con nitrógeno. Cuidar conti-

nuamente la presión de trabajo y el peso de la tu-

bería.

7. Desplazar en el fondo. Una vez que la tubería ha

llegado a la profundidad deseada, se deberá bom-

bear el volumen previamente calculado; se

incrementará el gasto sin rebasar la presión de tra-

bajo y efectuar movimientos periódicos ascenden-tes

y descendentes para evitar atrapamientos de la

tuberías flexibles. Se recomienda recuperar

muestras del fondo para su análisis.

8. Extraer la tubería flexible. Al terminar el despla-

zamiento de fondo, se procederá a sacar la tu-

bería manteniendo el bombeo de fluido hasta la

superficie o a 1000m si el bombeo se realiza con

Nitrógeno.

9. Condiciones de la línea de descarga. Durante la

inducción, esta línea deberá permanecer franca

(sin estrangulador), para evitar el efecto de contra

presión y una posible inyección de fluido al inter-

valo abierto. Si se observa manifestación o apor-

tación del intervalo se utilizará un estrangulador,

en función de su diámetro de la presión y caracte-

rísticas del fluido producido.

10. Desmantelar las unidades utilizadas. Terminada

la inducción se desmantelarán las unidades que

intervinieron, y se efectuará la evaluación corres-

pondiente tanto al equipo como al personal que

intervino.

11. Elaborar el reporte final. El ingeniero de proyecto

o el encargado de la operación, deberá elaborar

el reporte final. Ahí detallará el desarrollo

secuencial y los tiempos empleados. Llenará la

hoja de certificación del trabajo realizado por los

prestadores de servicio.

Toma de muestras

La recuperación de las muestras es de gran impor-

tancia para la industria petrolera. Para lograrlo se

han desarrollado las siguientes técnicas:

TECNICAS DE MUESTREO

DE FONDO A BOCA DE POZO

DE FLUIDOS DE SOLIDOS DE FLUIDOS

Figura 54. Técnicas de muestreo. La elección de la técnica que se va a utilizar depen-

derá de los requerimientos de análisis que se harán

a las muestras (físicos, químicos, presión, volumen,

temperatura).

Muestreo de fondo de pozo

Su objetivo es la recuperación de muestras para el

análisis y evaluación de los fluidos producidos, así

como para determinar sus características bajo con-

diciones de yacimiento.

Dependiendo del objetivo, el muestreo de fondo

pue-de utilizarse para, ver figura 55.

En ambos casos del muestreo de fluidos, la herramienta

utilizada para su ejecución es el tipo "WOFFORD". Ésta

consiste en un barril cilíndrico de acero inoxidable con una

válvula de cierre mecánico en cada extremo; es operada

mediante una tijera, y al actuar sobre una cabeza de

golpe, libera los seguros y permite el cierre de ellos, una

vez recuperada la muestra.

El cierre del muestreo también se puede efectuar

automáticamente colocando un reloj que hace dis-

parar el mecanismo a un tiempo programado pre-

viamente, que puede ser de hasta tres horas. Este

reloj se coloca, generalmente, cuando se toman

muestras para efectuar análisis PVT.

142

MUESTREO DE FONDO

PARA


La recuperación de las muestras en la superficie se

realiza con la finalidad de efectuar análisis físicos. La

extracción de los fluidos del muestrero se hará abrien-

do la válvula inferior manualmente y permitiendo que

se libere la presión dentro del muestrero. Los líqui-dos

se recibirán en un contenedor limpio.

ANÀLISIS ANÀLISIS " PVT " Y LA OBTENCIÒN

FÌSICOS Y

QUÌMICOS CROMATOGRÀFICO DE SÒLIDOS

Figura 55. Muestreos de fondo.

Muestreo de fondo para análisis físicos y químicos

El muestreo de fondo tiene mayor aplicación en pozos que no fluyen inicialmente o que están despresionados, así es que es necesario conocer la aportación de los fluidos del yacimiento. Las profundidades recomendables para la toma de muestras son las siguientes:

Primera muestra. Generalmente se toma al nivel medio del intervalo; sin embargo, en la práctica no es posible hacerlo en forma confiable debido a las diferencias entre las profundidades registradas por la línea de acero con las profundidades reales del pozo. Lo anterior se debe a que no se cuenta con un dispositivo para correlacionar y afinar la profundidad. Por esta razón se recomienda tomar la muestra 20m arriba de la cima del intervalo.

Si no se considera lo anterior, puede suceder que la muestra no sea de los fluidos que aporta el yacimien- to, sino del fluido de lavado que queda abajo de la base del intervalo, con lo que se generan viajes adicionales.

Segunda Muestra. Se recomienda tomarla 100m arriba de la cima del intervalo en prueba cuando se tiene solo uno, y en la cima del siguiente si se tienen intervalos adicionales.

Tercera Muestra. En general esta es la última y se hace al nivel de fluidos líquidos detectados con el registro de gradientes. En algunos casos, cuando se requiere mayor información, se toma en el cambio de agua a aceite dependiendo de la necesidades de información que se desee conocer.

La información obtenida al efectuar estos análisis

es: porcentaje de agua, de aceite y de sólidos, así

como la densidad, el pH, y la salinidad y solubilidad

de los sólidos. En algunas ocasiones no es posible

obtener estos datos en forma completa debido a que

el volumen que recupera en el muestrero es de 650

cm3.

Cuando se realiza la muestra de un pozo, es indis-

pensable tomar un registro de gradientes previo al

muestreo, con la finalidad de determinar el nivel de

líquidos dentro del pozo y el posible contacto agua-

aceite.

Antes de tomar la muestra, se debe cerrar el pozo y

esperar un tiempo de estabilización. En el caso de los

pozos productores, el momento apropiado es inme-

diatamente después de concluir la curva de incremen-

to; en el caso de pozos que no aportan producción,

después de descargar la presión del Nitrógeno o la

presión de gas que se haya acumulado en el pozo. El

tiempo de estabilización recomendable antes de to-mar

la prueba es de 8 a 12 h.

Muestreo de fondo para análisis "PVT"

Para efectuar un muestreo para análisis PVT

(presión, volumen, temperatura), se requiere crear

ciertas con-diciones con la finalidad de que el fluido

tenga una composición lo más cercana a la del

fluido original del yacimiento, las más comunes son:

a) Limpieza del pozo

El primer paso para acondicionar un pozo que va a ser

muestreado es verificar que el fluido producido no

contenga residuos de las sustancias utilizadas durante

la perforación, terminación o de algún tratamiento de

limpieza. Los criterios que se aplican para determinar

que un pozo está limpio de acuerdo con las muestras

tomadas en superficie son los siguientes:

1. El contenido de agua debe ser menor al 5 % y el

de sólidos al 0.5 %.

143


2. La salinidad del agua producida debe ser igual a

la salinidad del agua de formación.

3. Si se realizó un tratamiento con ácido, el pH debe

ser igual a 7.

4. El volumen que haya producido el pozo debe ser

de 5 a 10 veces el volumen del pozo.

Cuando se cumplen los criterios anteriores, concluye el periodo de limpieza; sin embargo, si el tiempo en que se limpió el pozo fue menor a 12 horas, se debe dejar fluir un 50% adicional.

b) Producción normal

Una vez que haya terminado el periodo de limpieza se recomienda dejar fluir al pozo a través del estrangulador por el cual va a producir o por uno que permita registrar la presión de fondo fluyendo, hasta que se estabilice. Para la medición de la misma y del gas- to se emplea un separador cercano a la boca del pozo o un medidor de fondo para evitar errores por condiciones de la línea de descarga.

c) Reducción paulatina de la producción

Después del paso anterior, es necesario que el pozo fluya sucesivamente a través de varios estranguladores de diámetro cada vez más reducido. Se debe medir su producción y registrar su presión de fondo, para que las condiciones de producción se estabilicen en cada estrangulador.

Esta reducción paulatina de la producción es necesaria debido a que en el yacimiento, la presión disminuye en la vecindad del pozo al fluir hasta llegar por abajo de la presión de saturación, lo que ocasiona la liberación de gas y la variación en la composi- ción de la fase líquida en el pozo.

Con la disminución del diámetro del estrangulador, el abatimiento de presión en el fondo del pozo es menor, lo cual origina que la cantidad de gas libre disminuya y la composición del aceite sea cada vez más cercana a la del aceite en el yacimiento.

La selección de los estranguladores sucesivos se hará de tal manera que en cada cambio la producción se reduzca 30% ò 50%, con el más pequeño a través del cual pueda obtenerse un flujo estable. La disminución

de la RGA en la producción será indicativo de que el

pozo ha sido acondicionado adecuadamente.

d) Variación de la relación gas/aceite (RGA)

Esta variación se da cuando se reduce el diámetro

del estrangulador, y la caída de presión dentro del

yacimiento se va haciendo más pequeña hasta que

el valor de la RGA prácticamente no cambia al fluirlo

en los últimos dos o tres estranguladores.

Una vez concluida esta última etapa del acondiciona-

miento, el pozo deberá cerrarse preferentemente has-

ta que se estabilice la presión de fondo cerrado, con lo

cual se logrará que el aceite dentro del pozo tenga una

composición prácticamente igual a la del yacimiento.

Si al reducir el diámetro de los estranguladores la

RGA aumenta en lugar de disminuir, entonces el in-

tervalo estará disparado en el casquete del

yacimien-to y no será posible efectuar el muestreo, a

menos que se aísle el intervalo y se abra otro.

Obtención de la muestra de fondo

Para la toma de muestra se utiliza el muestrero

WOFFORD con cabeza de golpe y para el cierre de

las válvulas, con mecanismo de reloj. Este tipo de

muestreros se baja con equipo de línea y el procedi-

miento es el siguiente:

1. Se introduce en el lubricador y se conecta al

preventor instalado en el medio árbol.

2. Se abre lentamente la válvula de sondeo para per-

mitir que se llene de fluido todo el interior de lubricador.

3. Se espera a que se estabilice la presión para

iniciar la introducción del muestrero al pozo, a una

veloci-dad de 120m/min como máximo. Se deben

evitar cambios bruscos que podrían activar de golpe

el mecanismo o alterar el funcionamiento del reloj y

poner especial cuidado de que, al llegar a la profun-

didad de muestreo, se reduzca la velocidad para evi-

tar un cierre accidental de las válvulas o de tomar la

muestra a una profundidad inadecuada.

4. Cuando el muestrero esté en profundidad, deberá

subirse unos 10 ó 20m y volver a bajar. Esta opera-

ción se deberá repetir tres veces si se trata de aceite

ligero, y diez si se trata de aceite pesado.

144


MUESTRERO DE FONDO WOFFORD

PARA RECUPERAR FLUIDOS

Figura 56. Muestrero de Fondo

5. Se cierran las válvulas rompiendo el perno de

corte por medio de jalones bruscos de la línea de

acero si la cabeza es de golpe o esperando que el

cierre se haga automático al concluir el tiempo

programado del re-loj.

6. Una vez tomada la muestra, la velocidad de recu-

peración del muestrero debe ser moderada hasta el

momento en que entre al aparejo de producción. A

partir de ahí se puede incrementar la velocidad con-

siderablemente y nuevamente se vuelve a reducir

hasta parar totalmente 10m abajo de la cabeza del

pozo, los cuales se terminan de subir a mano para

evitar que el muestrero choque con el lubricador y

se rompa la línea de acero.

7. Cuando el muestrero está en la parte superior del

lubricador, se cierra la válvula de sondeo, se descarga la

presión del lubricador y se desconecta del medio árbol de

válvulas para extraer el muestrero de su interior.

Para verificar que el muestrero se encuentra hermé-

tico se recomienda introducir sus extremos en agua

para verificar que no haya manifestación de burbu-

jeo; en caso contrario, la muestra deberá

desecharse y repetir la toma de la misma. Se

recomienda tomar de tres a cuatro muestras de

fluidos con la finalidad de que se tengan por lo

menos dos con característi-cas similares.

Extracción y traspaso de la muestra

Para extraer el fluido del muestrero se requiere el si-

guiente equipo:

* Una bomba de desplazamiento de Mercurio * Un recipiente de Mercurio * Un manómetro * Una cabeza de traspaso * Una línea flexible de acero inoxidable de 1/8" * Seis válvulas de acero inoxidable para alta presión * Una botella de traslado

El procedimiento inicia con:

1. La instalación de la cabeza de traspaso en la

válvu-la inferior del muestrero.

2. Se instala la línea de 1/8" de la bomba de

mercurio a la cabeza de traspaso.

3. Se purga el aire del sistema con mercurio.

4. Se inicia a inyectar mercurio al sistema con volú-

menes de 1 cm3, registrando el volumen de mer-

curio consumido contra presión registrada.

5. Se abre el muestrero continuando la inyección de

145


mercurio hasta donde se observe un quiebre de la 4. Instalar una línea entre las válvulas y se llenan las

curva. Éste indicará la presión de saturación de la mues- líneas de mercurio para purgar el aire probando

tra, a partir de la cual para cada cm3 de mercurio in- por partes cada sección entre válvulas.

yectado se harán grandes incrementos de presión.

5. Abrir la válvula 4 y se comienza a inyectar mercu-

6. Se traspasa la muestra del muestrero a una botella rio al interior del muestrero hasta alcanzar la pre-

de traslado, siguiendo cualquiera de los dos pro- sión con la que se va a desplazar la muestra, aproxi-

cedimientos más importantes: uno, llamado tras- madamente 70 kg/cm² superior a la presión de

paso forzado, aplicado en la región Sur; y el se- saturación para lograr que la muestra se manten-

gundo, denominado traspaso por gravedad. ga en fase líquida.

Traspaso Forzado 6. Abrir la válvula 5 y llevar la presión del sistema

hasta el valor de la presión de traspaso.

El equipo utilizado para efectuar el traspaso se mues-

tra en el siguiente esquema: 7. Efectuar el traspaso forzado que consiste en sacar mercurio de la botella abriendo ligeramen-

te la válvula 7 e inyectando simultáneamen-

6 te mercurio al muestrero. Se debe mante-

ner la presión de traspaso y recuperar el

BOTELLA DE

MANOMETRO

RECIPIENTE

mercurio de la botella de traspaso a través

TRASLADO DE MERCURIO de la válvula 7 a un recipiente graduado.

3

El procedimiento concluye cuando se ha-

7 yan inyectado 670 cm3 pues en este mo-

RECIPIENTE

1 mento se tendrá la seguridad de que se ha

GRADUADO 2

traspasado toda la muestra que tiene un

5

BOMBA DE

volumen máximo de 650 cm3.

4 MERCURIO

MUESTRERO ACEITE Muestreo de fondo para recuperar sólidos WOFFORD

MERCURIO

Aquí es importante destacar que los proble-

mas de abatimiento en la producción son con-

REPRESENTACION ESQUEMATICA DEL TRASPASO FORZADO DE FLUIDOS secuencia de varios factores, entre otros, de la DEL MUESTRERO DE FONDO A LA BOTELLA DE TRASLADO acumulación de asfeltenos y parafinas, la in- crustación de sales, carbonatos y, en casos muy

Figura 57. Traspaso de muestra. severos, de formación proveniente de roturas

en tuberías de revestimiento (figura 58)

Para efectuar el traspaso se recomienda el siguiente

procedimiento: El muestreo de fondo para recuperar sólidos se efec-

túa, generalmente, en pozos que se encuentran en

1. Llenar la botella de traslado con mercurio y operación. Constituyen la primera información váli-

represionarla con una presión de 70 kg/cm² arriba da para determinar las causas que provocan reduc-

de la presión de saturación. ción en la producción.

2. Cerrar las válvulas 2, 4 y 5, colocar el muestrero Esta técnica es muy rápida y confiable. Se efectúa

ligeramente inclinado formando un ángulo de 15° con la línea de acero y nos permite decidir en forma

a 20° con respecto a la vertical; la cabeza de tras- acertada las acciones que deberán seguirse en la

paso debe estar en la parte superior y con la vál- solución de un problema de esta naturaleza.

vula 4 hacia abajo.

El equipo utilizado para efectuar este muestreo com-

3. Fijar la botella de traspaso en posición vertical con prende un barril metálico que viene en dos tamaños

una diferencia de nivel de 0.6 a 1.2m arriba de la de diámetro exterior 1 5/8," máximo, o de 1 ¼" míni-

cabeza del muestrero. mo; dispone interiormente de una canica que actúa

146


como "check" para retener en su interior la muestra una vez que ha sido recuperada. Esta herramienta trabaja conjuntamente con la acción de un operador de golpe (tijera o martillo). Para realizar esta técnica se requieren de cinco a seis golpes que se aplican sobre la resistencia de sólidos para llenar el interior del barril y posteriormente, si es necesario, para re- cuperarlo en caso de atraparse en los sólidos.

Normalmente las muestras recuperadas en superficie son pequeñas; pero su volumen es suficiente para efectuar el análisis y determinar la naturaleza, y así poder preparar sistemas de fluidos y solventes para lograr su remoción en forma eficiente.

Muestreo de fluidos a boca de pozo

Esta técnica se aplica únicamente a los pozos fluyentes, y como en el caso del muestreo de fondo, se realiza con dos propósitos principales: el primero, para definir el intervalo en forma rápida cuando se han logrado las condiciones de limpieza y de estabi- lización de su producción; el segundo, para efectuar análisis PVT cuando el yacimiento contiene gas y condensado o aceite volátil. Las muestras que se obtienen de ellos no son representativas de los fluidos que contiene el yacimiento debido a la gran va- riación composicional que sufren cuando cambian sus condiciones de presión y temperatura. Las muestras de aceite y gas tomadas del separador más próxi- mo a la boca del pozo se comprimen para simular su comportamiento desde sus condiciones originales

MUSTRERO DE FONDO CAMCO

Figura 58. Muestrero de Fondo

hasta las condiciones de separación en superficie.

Para efectuar análisis físicos, las muestras se obtie-

nen directamente de una línea alterna a la línea de

quema pues mientras el pozo se encuentra en etapa

de limpieza, los productos deben ser quemados.

En el extremo de la línea alterna se coloca un reci-

piente limpio y grande, como una cubeta de 20 l de

capacidad para captar el volumen de muestra líqui-

da necesaria para efectuar los análisis (1 a 3l). Es

con-veniente realizar un análisis del gas que

produce el pozo para determinar si contiene gases

tóxicos o venenosos como el H2S, con la finalidad

de proteger al personal que recuperará la muestra

con el equipo necesario.

Una vez obtenida la muestra en el recipiente, se agita y

se coloca en recipientes limpios y transparentes de 1 l

de capacidad para apreciar visualmente la separación

de los componentes líquidos y sólidos, así como su

color. Se recomienda hacer la recuperación de las

muestras cada hora con un registro de la fecha y hora

en que se tomó la presión en la cabeza del pozo y el

diámetro del estrangulador. El muestreo se suspende

cuando dejen de salir sedimentos y agua, o cuando los

porcentajes de los mismos ya no varíen, y la pre-sión

en la cabeza del pozo se haya estabilizado.

La recuperación de las muestras en superficie para el

análisis PVT es más complicado; por tal motivo, se

realiza por el personal responsable del laboratorio de

yacimientos. Ellos se encargan de preparar las botellas

metálicas para alta presión en donde recu-perarán, por

separado, las muestras de gas y de acei-te

directamente del separador más cercano a la boca del

pozo. Las condiciones de separación en superfi-cie

(presión y temperatura) deberán darse a través de un

sistema cerrado compuesto de válvulas de aguja y

líneas de acero inoxidable de 1/8". Este pro-cedimiento

generalmente es lento: se lleva de una a dos horas por

cada muestra que se recupera; como mínimo se

recomiendan tres de cada fase.

Antes de recuperar las muestras, las líneas y

válvulas se purgan y se saturan de fluidos, mientras

que las botellas se preparan en el laboratorio al

vacío para recuperar las muestras.

La recuperación de las muestras de gas para determi-

nar el contenido de gases tóxicos se realiza directa-

mente en el equipo para su medición y análisis; así,

esto se detallará en el tema de análisis de muestras.

147

Terminación y Mantenimiento de Pozos Procedimientos operativos para el muestreo

Procedimiento para el Muestreo de Fluidos en el Fondo.

1. Abrir el pozo inmediatamente después de haber

sido disparado o de haberse efectuado una induc-

ción con el fin de que descargue los fluidos que

contenga, y fluya.

2. Si el pozo fluye, pasar al punto 14 de este

procedi-miento.

3. Si el pozo no fluye, observarlo abierto al quema-

dor durante 8 h. para que la formación aporte flui-

dos al pozo.

4. Durante las 8 h.de observación del pozo, preparar

botellas, de 1 l de capacidad, limpias y de ser po-

sible transparentes, así como un recipiente de

mayor capacidad, limpio y seco, para captar la

muestra directamente del muestrero de fondo.

5. Cerrar el pozo e instalar la Unidad de Línea de

Acero (ULA).

6. Calibrar el pozo con el máximo diámetro permisi-

ble de acuerdo con su estado mecánico.

7. Con la *amerada (herramienta para tomar los re-

gistros de presión de fondo) y la ULA, tomar regis-

tro de gradientes hasta el nivel medio de los

dispa-ros y la temperatura del fondo del pozo.

8. El personal de servicio a pozos debe interpretar la

carta metálica para determinar el nivel de fluidos

líquidos en el pozo, así como la temperatura de

fondo de acuerdo con los termómetros coloca-dos

en la amerada.

9. Preparar el muestrero de fondo WOFFORD.

10.Baje el muestrero el número de veces que sea necesario para recuperar las muestras que se pro- gramaron previamente.

11.Cada muestra tomada se recupera en el recipiente contenedor grande y de este se pasa a cada botella preparada para recibirlos.

12 Si se han obtenido las muestras programadas, se

entregan estas al químico del pozo o al analista

de producción para efectuarle sus aná-lisis

necesarios.

13.Si se concluyó el muestreo, desmantele la ULA.

14.Si el pozo fluye y se requieren muestras para aná-

lisis PVT, dejarlo hasta que se limpie y se estabilice

su presión por diferentes estranguladores.

15.Una vez que el pozo se haya estabilizada, se

redu-ce paulatinamente el diámetro del

estrangulador por donde fluye el pozo hasta que

se estabilice la RGA producida.

16.Cerrar el pozo y tomar registro de presiones de fondo

hasta que se estabilice la presión de fondo cerrado.

17.El personal de servicio interpretará el registro de

gradientes para determinar las contactos aceite-

sólidos y el contacto agua-aceite, así como la pro-

fundidad a donde se va a tomar la muestra.

18.Preparar el muestrero de fondo WOFFORD y el

equipo con el que se va a traspasar la muestra.

19.Introducir el muestrero dentro del lubricador, co-

nectarlo y abrir la válvula de sondeo lentamente

para llenar el interior de lubricador hasta alcanzar

la presión en cabeza con el pozo cerrado.

20. Bajar el muestrero al fondo donde se va a recu-

perar la muestra, no excediendo la velocidad

máxima de 120 m/min. Antes de efectuar el cie-

rre de las válvulas, subir el muestrero

lentamente unos 10 ó 20m y volverlo a bajar a la

profundi-dad programada. Se repite esto unas

tres veces cuando el pozo contiene aceite ligero;

cinco, cuando se trata de aceite normal y diez

veces si se trata de aceites pesados.

21. Desconectar el lubricador y recuperar el muestrero

de su interior. Verificar la hermeticidad del

muestrero introduciendo sus extremos en agua

para corroborar que no haya burbujeo.

22. Si el muestrero está hermético pasar al punto 24

del procedimiento.

* amerada - Nombre de herramienta utilizada para tomar los registros de presión de fondo

148

Terminación y Mantenimiento de Pozos 23. Si está hermético el muestrero, desechar la mues-

tra, reacondicionar nuevamente el muestrero y

regresar al punto 19 del procedimiento.

24. Traspasar la muestra del muestrero WOFFORD

a la botella de traslado, con el auxilio del

personal, del equipo de la ULA y del laboratorio

de yaci-mientos.

25. Si se recuperaron tres muestras a la misma pro-

fundidad, desmantelar la ULA

26. Entregar las muestras a yacimientos para que

efec-túen los análisis PVT.

27. Terminar el procedimiento de recuperación de

muestras de fondo. Elaborar un reporte de las

muestras tomadas.

Procedimiento para Recuperar Muestras de Fluidos en Superficie

a) Para efectuar análisis físicos.

1. Instalar la toma de gas en el medio árbol de válvu-

las con línea de acero inoxidable de 1/8".

2. Determinar la concentración de H2S en el gas pro-

ducido.

3. Si la concentración de H2S es peligrosa, disponer

del equipo de protección necesario para trabajar

en condiciones peligrosas.

4. Instruir al personal sobre el uso adecuado del equi-

po de protección y sobre el manejo de los fluidos.

5. Instalar una línea para recuperar las muestras en

una posición tal que los vientos favorezcan la di-

sipación del gas sin poner en riesgo al personal

que toma las muestras.

6. Instalar el equipo de protección contra-incendio

cerca de la toma de las muestras.

7. Preparar botellas limpias y transparentes de 1 l

de capacidad para depositar las muestras.

8. Disponer de un recipiente limpio de regular capa-

cidad para la captación de las muestras (cubeta

de 18 l).

9. Disponer de un depósito para recolectar las

mues-tras que se van analizando y desechando

(tan-ques cerrados de 200 l).

10.Llevar el control del muestreo en una libreta en

donde se anote fecha, hora, presión y el estran-

gulador por donde está fluyendo el pozo, al mo-

mento de recuperar la muestra.

11.Cada vez que se vaya a recuperar una muestra,

abrir el paso a los fluidos dejándolos que fluyan

hasta que se considere que se desalojaron todos

los remanentes de la muestra anterior.

12.Cada vez que se recupere una muestra, ésta

debe ser de 3 l aproximadamente.

13.Agitar y homogenizar perfectamente la muestra

para posteriormente llenar dos botellas de un li-

tro cada una

15.Entregar una muestra al químico del pozo para que

efectúe los análisis físicos; la otra queda en obser-

vación para que sea comparada con las muestras

tomadas antes y después, y determinar la variación

del contenido de agua y sólidos con el tiempo du-

rante la limpieza y estabilización del pozo.

16.Elaborar un reporte de la cantidad de muestras

tomadas, con la fecha, hora y el estrangulador

por el cual estaba fluyendo el pozo.

Procedimiento para Recuperar Muestras para Aná-

lisis "PVT"

1. Se debe esperar a que el pozo esté estabilizado y

limpio y fluyendo al separador de producción más

cercano. De ser posible, contar con un separador

portátil cerca de la cabeza del pozo.

2. Instalar un arreglo de válvulas de aguja de 1/2" y

líneas de 1/8" de acero inoxidable a las salidas

del separador de producción por donde se vayan

a obtener las muestras.

3. Preparar las botellas de acero inoxidable para alta

presión tipo bala para recibir las muestras. Las

que se llenaran con gas deben estar totalmente

purgadas al vacío y las que recibirán aceite deben

purgar todo el aire con agua y quedar llenas con

este líquido.

149


4. Purgar el sistema de líneas y válvulas para

desalo-jar el aire y dejarlo lleno de aceite o gas,

según sea la muestra que se vaya a recuperar.

5. Instalar la botella en forma vertical al sistema de

válvulas y líneas . 6. Para recuperar las muestras de gas se conecta la

toma de la muestra en la válvula superior de la bote-

lla, se abre la válvula de la toma y después la válvula

de la botella; posteriormente, se cierran las válvulas

en el siguiente orden: primero, la del separador;

después, la de la botella y por último la de la toma.

7. El procedimiento se repite hasta recuperar un mí-

nimo de tres muestras. En cada una de ellas, se

registra la presión y la temperatura en la cabeza

del pozo, el diámetro del estrangulador por el cual

está fluyendo, la presión y temperatura de separa-

ción, y si se está registrando el pozo, la presión y

temperatura del fondo del pozo.

8. Comprobar la hermeticidad de las botellas in-

troduciéndolas en agua para verificar que no

tengan fugas.

9. Para recuperar las muestras de aceite, instalar las

botellas verticalmente y hacer la toma de los flui-

dos por su válvula inferior.

10.Abrir 100% la válvula superior de la botella, la vál-

vula de la toma de fluidos y, finalmente, la válvula inferior, que permitirá la entrada de aceite al mismo tiempo que se desaloja 100% el agua del interior de la botella; dejar salir un poco de aceite para asegurar que únicamente queda aceite en el interior de la botella. Una vez concluido el llenado, cerrar las válvulas en el siguiente orden: válvula del separador, válvula inferior de la botella, vál- vula superior y, por último, la inferior de la botella

11.Desconectar la botella y comprobar su hermeticidad

12.Repetir el procedimiento hasta haber recuperado un mínimo de tres muestras en buenas condiciones; registrar los datos mencionados en el punto 7 del procedimiento.

13.Descargar los fluidos del sistema de líneas y válvu- las y desconectarlo del separador de producción.

14.Se entregan las muestras al personal de

yacimien-tos y concluye el muestreo.

Procedimiento para recuperar muestras de sólidos

en el fondo del pozo.

1. Verificar el estado actual del pozo (para definir las

condiciones de flujo) y definir el rango de trabajo del

equipo de control que se va a utilizar, de acuerdo

con la máxima presión de cabeza esperada.

2. Determinar el diámetro interior mínimo del apare-

jo de producción y el drift, que significa "espacio

anular mínimo para que pase una herramienta a

través de una tubería".

3. Instalar el equipo de control para efectuar la ope-

ración (lubricadores y preventores).

4. Probar el equipo de control (con unidad de prue-

ba o con unidad de alta presión), con una presión

del 20% arriba de la máxima esperada.

5. Calibrar el pozo con un sello de diámetro exterior

igual o menor al *drift del aparejo de producción

para detectar la cima del tapón de sedimentos for-

mado o de la acumulación de asfaltenos y parafi-

nas precipitados. Tomar una impresión y definir el

tipo de resistencia.

6. Efectuar una primera corrida con el barril

muestrero para determinar nuevamente la cima

de la acu-mulación de sólidos; una vez

confirmada, operar el barril muestrero con golpes

(cinco a seis golpes máximo), sobre la resistencia

para obligar a los sólidos a entrar en el barril.

7. Sacar el barril muestrero, y si la recuperación fue

exitosa, tomar una segunda muestra para

análisis.

8. Si la operación resultó infructuosa, correr un

calibrador de menor diámetro para definir si real-

mente la resistencia se debe a la acumulación de

sólidos o a algún problema mecánico en el apare-

jo de producción.

9. Una vez definido el problema o recuperadas las

muestras, cerrar el pozo y desmantelar el equipo

de control.

* drift - Espacio anular mínimo para que pase una herramienta através de una tubería

150


10.Elaborar el reporte con la fecha y la profundidad a la que fueron recuperadas las muestras.

Problemas comunes

Son aquéllos derivados de las condiciones del pozo o de la secuencia operativa. Tienen muchas proba- bilidades de ocurrencia durante el desarrollo de la intervención, por lo que en los programas operativos deben considerarse el tiempo requerido para corre- girlos, así como las causas que los originan para su prevención. A estos problemas comunes algunos veces se les llama riesgos de operación. Por otro lado, existen riesgos internos que son imponderables y no pueden ser programados, pero que finalmente afectan los resultados de la intervención. En- tre los más comunes están:

Pescas Moliendas Perforación de tuberías (tubing o casing puncher) Vibraciones de sarta Corte de tuberías (mecánico, térmico o químico)

Estos problemas ocasionan pérdidas de tiempo, operaciones fallidas y taponamiento de pozos por acci- dente mecánico. A su vez originan una recuperación de hidrocarburos inadecuada o la erogación de mayores recursos para la explotación del yacimiento (reentradas, pozos nuevos, etc).

Problemas de pescas

Un problema de pesca se define como el conjunto de operaciones o procedimientos realizados dentro de un pozo con el objetivo de remover o recuperar materiales, herramientas o tuberías que impiden o afectan el desarrollo secuencial durante la interven- ción del pozo.

Es uno de los problemas más importantes que afectan el desarrollo de la intervención en un pozo. Pue- den ocurrir por varias causas, las más comunes son: las fallas de algún componente del equipo superficial, subsuperficial, accesorios de trabajo (llaves, cu- ñas etc) y, en algunos casos, por operaciones mal efectuadas y descuidos humanos.

La mayoría de fallas en el equipo superficial se originan por falta de mantenimiento en las dados, resor- tes y pernos de las cuñas que se encuentran en mal estado, falla del embrague de alta y baja del malaca-

te, falta de potencia hidráulica en las bombas que

limitan la limpieza del fondo del pozo, e indicadores

de peso descalibrados.

Las fallas en el equipo subsuperficial se deben a

ope-raciones inadecuadas en los accesorios

introducidos al pozo, tales como molinos, zapatas,

pescantes etc. Se originan por falta de conocimiento

por parte del personal o por descuido o falta de

habilidad de la persona que ejecuta la operación.

Como se puede ver el factor humano predomina en

muchas de las causas que originan situaciones de

pesca. Por esta razón se recomienda que toda

herramienta introducida en el pozo debe medirse y

que en la bitácora de operación se anoten todas sus

características: diámetro interior, exterior, lon-gitud,

etc.

La pesca para la recuperación de herramientas del

pozo no es una ciencia, así es que existen varias al-

ternativas para solucionar un mismo problema. Sin

embargo, la de mayor probabilidad de éxito es aquélla

que considera todas las características del pescado

que se pretende recuperar. Por otro lado, la disponi-

bilidad de pescantes es menor en la medida que el

diámetro del pescado es más pequeño, mientras que

para pescados grandes se tienen varios pescantes

disponibles. En ese caso la elección debe considerar la

herramienta de mayor resistencia a la tensión.

La mayoría de las herramientas de pesca están

dise-ñadas para introducirse con tubería. Operan

con ro-tación y movimientos recíprocos, o con una

combi-nación de ambos. La manera como se atrapa

o suel-ta un pescado, las bocas de los mismos, así

como las condiciones de atrapamiento de éstos,

indicarán la herramienta de pesca adecuada para su

recupera-ción. Estas herramientas se clasifican

dentro de los siguientes grupos:

Pescantes de agarre exterior

Pescantes de agarre interior Pescantes para herramientas y materiales

sueltos Pescantes para línea y cable de acero

Pescantes de agarre exterior

Son herramientas diseñadas para agarrar el pescado

exteriormente. Su afianzamiento se basa en el meca-

nismo de cuñas que tiene en el interior del pescante;

ejemplos de este grupo son los bowen y las tarrajas.

151


Se fabrican para ser operados con rotación derecha o izquierda y en diferentes tipos de tamaños; pueden aplicarse a pescados sueltos o fijos (tarrajas).

Cuando el pescado está suelto se recomienda un pescante bowen serie 150, el cual es bajado con tu- bería hasta la boca del pescado. Se introduce en el interior del pescante hasta la sección de cuñas, cuando la sarta de pesca es levantada, las cuñas o grapas afirman el pescado, para entonces trabajarlo con ten- sión hasta liberarlo y sacarlo a la superficie. En el caso de que no pueda ser recuperado, la sarta de pesca puede girarse a la derecha y entonces soltar el pescado.

Los pescantes de agarre externo, como los bowen, utilizan cuñas de canasta o de espiral. La selección del tipo de cuñas depende de las condiciones del pescado. Las cuñas de canasta, por su forma y fabri- cación, son de agarre corto: un labio superior evita que el pescado entre en la totalidad del barril en el pescante lo que permite poder soltar el pescado cuando sea necesario. Un requisito indispensable para el empleo de pescantes con cuñas de canasta es lavar la boca del pescado, además de que el diámetro de la boca sea homogéneo. Esta característica es indispensable pues el pescante penetra unas cuantas pulgadas sobre la boca del pescado. Cuando se usan cuñas de espiral, la condición de la boca del pescado no es tan importante debido a que el pescado entra en el interior del pescante hasta la cima del barril.

En la actualidad se encuentran disponibles varios tipos de guías de pescantes, como zapatas guías y molinos de control, que son empleados para guiar la boca del pescado hacia el interior del pescante (figura 59).

Las tarrajas pertenecen al segundo tipo de pescantes de agarre exterior. Una tarraja es, básicamente, un cilindro que en su interior tiene una cuerda ahusada o cónica; algunas, aceptan en su interior el paso de herramientas de cable o línea acerada Su uso se recomienda en pescados fijos y bocas irregu- lares, pues para operarlas se requiere aplicar rota- ción y peso: se hace una rosca al cuerpo del pescado para su afianzamiento y recuperación. Cuando el pescado es afianzado y no es posible su recupera- ción se puede recuperar la sarta de pesca tensionando hasta barrer las cuerdas, o en su caso, hasta accio- nar la herramienta de percusión (figura 60).

TOP SUB

CUÑ AS DE CUÑ AS DE

CANASTA ESPIRAL

MOLINO DE CONTROL

GUIA DE PESCANTE

Figura 59 Pescante de agarre exterior bowen (Corte-

sía Bowen Oil Tools).

Figura 60 Pescante de agarre exterior tipo tarraja (Cor-

tesía de Houston Engineer, Inc). Pescantes de agarre interior

Básicamente están compuestos por machuelos y ar-

pones. Son herramientas que penetran en el interior

del pescado y que cuentan con un mecanismo o di-

seño de agarre interior.

Los arpones están diseñados para operar en tensión.

Tienen la particularidad de que al correrse en el inte-

rior del pescado, las cuñas están en posición retraí-da.

Al posicionarse dentro del pescado, el mecanis-mo de

"J" es operado con rotación izquierda de 2 a 3

152

vueltas por cada 1,000m de profundidad para expan- dir la cuñas y afianzar el cuerpo del pescado. Cuan- do éste no puede recuperarse, el arpón puede libe- rarse mediante la rotación derecha para retraer las cuñas (figura 61).

CONEXIÓ N SUPERIOR

CUÑ AS DEL ARPON

GUIA O NARIZ DEL ARPÓ N

Figura 61 Pescante de agarre interior tipo arpón (Corte- sía Bowen Oil Tools)

Los machuelos son herramientas que en su exterior tienen una rosca cónica de un rango de menor a mayor diámetro, con un orificio en el extremo inferior para la circulación de fluidos. La construcción de las roscas puede ser a la derecha o izquierda y son empleados para pescar en el interior de tube- rías. Su operación es semejante a la de tarrajas, pues requieren de rotación y peso para afianzar el pescado (figura 62).

Pescantes para agarrar herramientas sueltas

Estas herramientas se utilizan para agarrar materiales sueltos en el interior del pozo, tales como: cuñas de tubería, dados de llaves rotos, pedazos de cable, conos y baleros de barrenas.

El diseño de la canasta de circulación inversa apro- vecha precisamente la circulación inversa que produce el fluido de control cuando sale de la canasta en forma de jet hacia el fondo del pozo para dirigirse hacia la parte interior de la canasta. Arras- tra con ello los objetos por recuperar y quedan


atrapados en el interior de la canasta. Su opera-ción

inicia de 1 a 2 m arriba del fondo del pozo, con la

circulación del fluido; posteriormente se aplica

rotación y se baja hasta el fondo del pozo. En ese

punto se aumenta el gasto de circulación, y

finalmente se suspende el bombeo y se lanza una

canica metálica. Cuando la canica llega a su asiento

se aumenta el gasto y se proporciona ro-tación y

peso (se recomienda de 60 r.p.m. y 1 a 2 ton de

peso), se calcula el tiempo de circulación requerido,

y se saca la canasta a la superficie (fi-gura 63).

Figura 62 Pescante de agarre interior tipo machuelo

(Cortesía Houston Engineer, Inc)

Pescantes para línea y cable de acero

Se emplean para recuperar alambre acerado, ca-ble

eléctrico y cable de acero. Su diseño es senci-llo y

práctico. La mayoría constan de gavilanes, aunque

en el caso de arpones para línea llevan, además,

una arandela o disco de diámetro igual al interior de

la tubería de revestimiento en donde se pretende

pescar, con el objetivo de evitar que el pescado de

línea pase por arriba del arpón. Su operación

consiste en detectar a través del indica-dor de peso

cualquier resistencia, y bajar con ro-tación a partir de

ese punto cargando peso de 0.5 a 1 ton, hasta

observar incremento en la torsión. En ese momento

se suspende la rotación y se eli-mina la torsión

permitiendo regresar las vueltas necesarias para,

posteriormente, levantar la sarta de pesca y

tensionar y recuperar el pescado. Otro tipo de

herramienta para pescar estos materiales es la

zapata de fricción, la cual se construye a par-tir de

un tramo de tubería. Su interior se prepara con

puntas o ranuras y son operadas por fricción; al

aplicar peso atrapan una porción de la herra-mienta

por recuperar.

153


Tipo A.- Tipo B.- Tipo C.- Tipo D.-

Para formaciones usado para lavar usada para cortar Usada para cortar

suaves dentro de TR en el fondo formació n

dentro de TR’s

Figura 63 Canasta de circulación inversa (Cortesía Bowen Oill Tools).

Los lavadores de tubería se emplean para lavar exteriormente el cuerpo de tubería de un pozo, como parte de la preparación de la pesca. Generalmente son fabricados de cuerpo de tubería de revestimien- to de resistencia especial y conexión resistente a la torsión. La cantidad de tubería lavadora se da en fun- ción de los espacios anulares existentes entre la tu- bería lavador, el agujero y el pescado que se va a lavar.

Las zapatas lavadoras forman parte del aparejo de lavado de las tuberías. Son manufacturadas de tu- bería lavadora revestida en su parte inferior con material especial para moler sobre la boca del cuerpo tubular que se va a pescar. La forma y características de los cortadores y del recubrimiento depende de la necesidad del lavado y del pescado por recuperar. Así pues, existen zapatas para lavar en agujero descubierto, y en el interior de pozos ademados, por lo que cada una cubre una necesidad especifica. La figura 64 presenta varios tipos de zapatas para diferentes condiciones de pesca.

Moliendas

Una operación de molienda puede emplearse en casi todas las operaciones de pesca; sin embargo, algunas moliendas resultan infructuosas, debido a la cantidad que se va a moler del pescado, el tipo de molino usado y las condiciones de operación.

Tipo E.- Tipo F.- Tipo G.- Tipo M.-

usada para cortar Para formaciones Para Agujero abierto Diseñ ada para cortar

metal dentro de TR’s y dentro de TR’s cemento, formació n y

metal dentro de TR’s

Figura 64 Zapata lavador recubierta con carburo de

tungs-teno para lavar tuberías en pozos ademados y

agujero abierto (Cortesía de Gotco International).

Los molinos deben diseñarse para trabajos espe-

cíficos. Son herramientas que no tienen partes mo-

vibles en su cuerpo y que se podrían quedar en el

pozo como resultado de la molienda y de su mis-mo

desgaste. Para su operación se requiere de cierto

torque; la cantidad depende del diámetro del molino

y del material que se va a moler, del ritmo de

penetración y del peso sobre el molino. Un torque

excesivo puede ocasionar daño en las juntas de la

sarta de trabajo, que a la postre origi-na otros

problemas.

Los molinos están construidos con una pieza de

metal recubierta en el fondo con cortadores de

diferentes materiales como carburo de tungsteno, o

metal muncher (metal más resistente que el carburo

de tungsteno). La selección del tipo de cortador

depen-de del material que se va a moler. Son

construidos en tres diferentes configuraciones del

fondo (plano, cóncavo, cónico de aletas). Además

deben diseñar-se con canales o puertos de

circulación que no res-trinjan el flujo de fluido y que

impidan levantar los recortes molidos.

154


Los molinos tipo junk mill son los más versátiles debido a su capacidad para moler cemento, todo tipo de tubería y empacadores de producción. Están revestidos por carburo de tungsteno o metal muncher. Se disponen con fondo plano, cóncavo y convexo, y con cuello de pesca y estabilizadores (figura 65).

9 presentan sus características para diámetro de 1 9/

16". Debido a que las cargas puncher requieren de

poca penetración y un diámetro de agujero relativa-

mente grande, es necesario modificar el diseño de las

cargas tradicionales, en la forma del revestimien-to a

un diseño parabólico. La figura 66 presenta un diseño

típico de una carga amortiguada o puncher. La

selección de la carga puncher depende principal-mente

del espesor de tubería que se pretende perfo-rar y la

temperatura del pozo. El espesor de tubería influye en

el diámetro de la carga, debido a que los espesores

grandes necesitan mayor cantidad de ex-plosivo y, por

consiguiente, mayor diámetro de car-ga; la temperatura

determina el tipo de explosivo en la carga.

Figura 65 Molino tipo junk mil l(Cortesía Gotco International).

Perforación de tuberías (tubing o casing puncher)

La utilización de cargas puncher o amortiguadas, es recomendado para perforar la tubería de perforación o de producción, sin dañar la tubería de revestimien- to circundante; es decir, cuando se desea tener una penetración controlada del disparo, son bajadas dentro de un tubo conductor recuperable. Su empleo se recomienda en los siguientes casos:

1. Para establecer circulación cuando la tubería de

perforación está atrapada.

2. Para perforar la tubería de producción cuando no

es posible abrir la camisa de circulación.

3. Para perforar la tubería de producción arriba del

empacador cuando el aparejo no cuenta con ca-

misa de circulación.

Las pistolas puncher o amortiguadas están disponibles en varios diámetros. Las más comunes son las de 1 ½", 1 3/8" y 1 9/16", resistentes a diferentes condiciones de temperatura. Se consideran estándar a aquéllas que trabajan hasta 350°F (Tipo RDX), y de alta temperatura hasta 470°F (Tipo PSF). La tablas 8 y

Figura 66 Carga tipo puncher o amortiguada

Consideraciones en la selección y operación de

car-gas puncher

Debido a que las pistolas puncher son similares a

las pistolas entubadas para disparos de producción

es importante tomar en cuenta las siguientes

recomen-daciones:

a) Usar un dispositivo posicionador para pegar la pis-

tola contra la tubería con el objetivo de hacer más

eficiente la operación de disparo; en caso contra-

rio la tubería podría no ser perforada.

155


b) Tratar de disparar lo más cercano al cople, debido

a que el up-set de la tubería centra la misma y así

se evitan daños a la de revestimiento. Sin embar-

go, no se debe disparar sobre un cople.

c) Verificar el nivel y densidad de fluidos dentro del

pozo. En caso de una gran diferencial de presión se

requerirá utilizar equipo de control de presiones

d) Determinar el número de disparos en función del

área total del flujo requerido para la caída de pre-

sión que se va a manejar en los disparos. Normal-

mente cuatro cargas por metro son suficientes; sin

embrago, en puntos en donde la carga está cerca

del límite se recomienda aumentar la densi-dad

de los disparos. Tipo de Espesor de Diámetro Penetración

carga Tubería promedio máx. en la

( pg) (pg) tubería

exterior

(pg)

Pequeñ a 0.19 0.37 0.10

(Naranja) 0.37 0.19 0.04

Mediana 0.38 0.37 0.07

(Blanco) 0.49 0.22 0.04

Grande 0.50 0.23 0.05

(Azul) 0.60 0.21 --

Tabla 8. Cargas puncher para temperatura estándar en diámetro de 1 9/16".

Ejemplo 14:

Se requiere establecer circulación en un pozo cuya sarta de perforación se encuentra atrapada a una profundidad de 3 400m, el diámetro de la tubería es de 3 ½", grado X, de 13.3 lbs/pie, la temperatura en el pozo es de 200°F.

Solución:

De acuerdo con el diámetro, temperatura del pozo y peso de tubería, se tiene un espesor de pared de 0.368 pg. En función de la temperatura puede emplearse la tabla 8, seleccionando un tipo de carga pequeña con código naranja, cuya penetración es de 0.37 pg. Sin embargo, es recomendable manejar un margen de seguridad para asegurar el éxito de la operación. Se recomienda 12.5% del espesor, es decir:

Tipo de Espesor de Diámetro Penetración

carga Tubería( pg) promedio(pg) máx. en la

tubería

exterior(pg)

Pequeñ a 0.15 0.37 0.02

(Verde) 0.34 0.25 --

Mediana 0.34 0.34 0.02

(Café) 0.49 0.18 --

Grande 0.49 0.24 0.03

(Verde) 0.55 0.22 --

Tabla 9. Cargas puncher para alta temperatura hasta

470 F en diámetro de 1 9/16". Espesor de tubería = 0.368x1.125=0.414 pg

Por lo que la carga seleccionada tendría que ser una

carga mediana con código blanco.

Vibraciones de sartas

Una condición indeseable en el pozo es el pegado o

atrapamiento de la tubería. Estas situaciones pueden

suceder en cualquier etapa durante la intervención de

un pozo o a lo largo de su vida productiva. Un descuido

humano o la falla mecánica de las herra-mientas y

accesorios utilizados en la intervención pueden

ocasionar este problema. Así es que las de-cisiones

para resolverlo son determinantes para lo-grar la

continuidad en las operaciones.

Una técnica ampliamente usada en estos casos es la

detonación de una carga explosiva (cordón detonante o

vibración) en una junta de tubería que se encuen-tra

con torsión arriba del punto de atrapamiento. El golpe

de la explosión afloja la unión, cuando se tiene torsión

inversa, se logra la desconexión.

Las pegaduras más comunes en sartas de trabajo y

aparejos de producción son:

a) Pegado por presión diferencial b) Pegado por fraguado prematuro de cemento c) Pegado por pérdida de circulación d) Pegado por ojo de llave e) Pegado por derrumbe de agujero f) Pegado por producción de arena g) Pegado por lodo h) Pegado por condición mecánica (empacadores pe-

gados, tubería pegada, por tornillos dados de cu-ñas

y, en general, por objetos extraños en el pozo)

156


Una vez que se detecta una pegadura de tubería es necesario tomar un registro de punto libre, con la finalidad determinar la profundidad o punto exacto de pegadura. Las herramientas usadas para la medi- ción basan su funcionamiento en las propiedades de los materiales elásticos susceptibles de deformarse cuando son sometidos a un esfuerzo.

Una tubería de perforación o producción en un pozo está sometida a un esfuerzo de tensión, ocasionado por el propio peso. Dicho esfuerzo se distribuye linealmente por toda la tubería, desde un máximo en la superficie hasta un mínimo (cero) en el punto de atrapamiento. Cuando se aplica un jalón a una tube- ría atrapada esta sufre una elongación proporcional a la tensión aplicada. Por lo tanto, es posible hacer una estimación de la profundidad de atrapamiento, por medio de una prueba de elongación.

Una prueba de elongación consiste en aplicar ten- sión sobre el peso de la tubería, midiendo la elongación producto de ese esfuerzo. La longitud de atrapamiento se calcula con:

/ 0.88[H[: [10− 5

(51)

) Donde:

L= longitud libre de tubería (m) e = Elongación (cm) W = peso unitario de la tubería(lbs/pie) D F= Sobre tensión aplicada a al tubería (lbs) La longitud calculada con la ecuación anterior es la mínima libre en el pozo, debido a que los efectos de fricción crean puntos de seudoatrapamiento, más severos en pozos desviados. El procedimiento para una prueba de elongación es el siguiente:

1) Calcular el peso flotado de la tubería hasta el pun-

to de atrapamiento.

2) Calcular una tensión adicional de acuerdo con el

tipo y diámetro de la tubería. 3) Marcar la tubería al nivel del piso de trabajo (mesa rotaria) 4) Aplicar sobre-tensión y medir la distancia entre la

primera marca y la segunda.

5) Libere la tubería de la sobretensión regresándola

a la primera marca.

6) Aplique la ecuación no.51 para calcular la longi-

tud mínima libre.

7) Repita los pasos 4, 5, 6, y compare las longitudes

calculada, con el fin de determinar con mayor pre-

cisión la longitud libre de tubería.

Los valores de tensión recomendados para la tube-

ría de producción y de perforación son presentan en

la tabla 10.

Diámetro Tipo de Tensión Recomendada

(pg) Tubería (Lbs)

2 3/8 Producción 10,000-15,000

2 7/8 Producción 14,000-20,000

3 ½ Producción 20,000-30,000

4 ½ Producción 28,000-42,000

2 7/8 Perforación 20,000-25,000

3 ½ Perforación 30,000-35,000

4 1/2 Perforación 35,000-40,000 Tabla 10. Tensión adicional recomendada para pruebas

de elongación.

El torque en superficie se relaciona con el desplaza-

miento angular o giro. Éste varía linealmente con la

profundidad; es decir, desde un máximo en la su-

perficie hasta un mínimo en el punto de atrapamiento.

Esto se da en función de la longitud libre de tubería, del

torque, del módulo de elasticidad transversal y del

momento de inercia de la tubería. Es decir: 7[/

(52) θ 27,060

Donde: (V[, q = Desplazamiento angular o giro (grados). T = Torque de tubería (Lbs-pie). Es = Modulo de elasticidad transversal (psi) I = Momento de inercia de la tubería (pg4)

El momento de inercia está dado por:

, = Π

'H4−'L4 (53)

32 Donde: De = Diámetro exterior de la tubería (pg). Di = Diámetro exterior de la tubería (pg).

Determinación de la cantidad de explosivo para

efec-tuar una vibración de sarta

Para desenroscar la tubería en el punto deseado, se

detona un paquete de cordón explosivo cerca del

cople con el fin de proveer la fuerza necesaria para

desconectar la tubería. La cantidad de cordón explo-

sivo depende principalmente de la profundidad (pre-

sión hidrostática) y del diámetro de la tubería. La ta-

bla 11 proporciona la cantidad de cordón explosivo

recomendado para diferentes diámetros de tubería y

157


profundidades. Dicha tabla supone una densidad promedio del fluido de control de 1.2 gr./cc, además de tener el pozo lleno de fluido. (No existe condición de pérdida de fluido).

Consideraciones para la desconexión de tuberías

Antes de efectuar un trabajo de string shot o vibra- ción de tubería es recomendable tomar en cuenta las siguientes consideraciones:

1) Mantener la tubería (cople por desconectar) en

tensión.

2) Tubería apretada. 3) Aplicar torque izquierdo al cople que se va a des-

conectar.

4) Posicionar el cordón con la cantidad de explosivo

adecuado.

Teóricamente, la junta por desconectar debe encontrarse en una condición de punto neutro (sin tensión ni compresión). Sin embargo, la experiencia demues- tra que es mejor tenerla ligeramente a tensión. Para determinar la cantidad de tensión aplicada a la tube- ría se tiene que:

Calcular el peso flotado de la tubería hasta el pun- to de desconexión (longitud mínima libre), adicionar un sobrejalón, se recomienda el 10 % del peso calculado. Sin embargo, este método tiene el inconveniente de que la longitud mínima pudiera ser errónea debido a la fricción ocasionada por la tu- bería en los puntos de contacto con las paredes del pozo. Otra alternativa tiene que ver con el peso marcado por el indicador antes de pegarse la tu- bería, restar el peso flotado del pescado que se va a dejar en el pozo y agregar el 10% por

sobretensión.

El segundo factor para asegurar el éxito de la desco- nexión es apretar la tubería. Esto evita que se desco- necte al momento de aplicar torsión izquierda, por lo que se recomienda apretar la tubería con un 30% adicional al torque óptimo de apriete, o al que se usará para la desconexión. El número de vueltas a la derecha (apriete), depende del diámetro, peso y profundidad. Sin embrago, una regla de campo es aplicar una vuelta por cada 300 m, en tuberías de perfo- ración, mientras que en tuberías de producción se recomienda 1 ½ vueltas.

El tercer factor en la desconexión de tuberías tiene que

ver con la torsión izquierda en la junta por desconec-

tar. Cuando se tienen pozos desviados, ésta hace difí-

cil la transmisión de la torsión hasta la junta por desco-

nectar. En estos casos se recomienda transmitir la tor-

sión por etapas. Una práctica recomendable es aplicar ½ vuelta por cada 300m de longitud de tubería de

per-foración, y 1 vuelta para tuberías de producción.


a) Hacer una prueba de elongación y determinar la

longitud mínima.

b) Tomar un registro de punto libre. Ajustar pesos

con base en resultados del registro.

c) Calcular la cantidad de cordón explosivo. d) Determinar el número de vueltas para el apriete y

desconexión.

e) Verificar el apriete de tubería. f) Introducir la varilla con el cordón explosivo. Se

recomiendan de 200 a 300m.

g) Aplicar el torque izquierdo a la tubería y dejarla en

el peso calculado para la desconexión.

h) Registrar el torque aplicado. i) Bajar el cordón explosivo hasta el punto que se va

a desconectar y disparar.

j) Observar en el torquímetro algún cambio en la tor-

sión registrada. k) Tomar un registro de coples antes de sacar la varilla l) Levantar o bajar la tubería para comprobar la

desconexión; en caso necesario, completarla con

torsión izquierda.

Cortadores de tubería

Cortador térmico (tipo jet)

Es básicamente una carga moldeada y revestida de

forma circular, que al detonar produce un corte limita-

do en la tubería. La forma del tubo en el corte queda

ligeramente abocinada por lo que puede requerirse

conformar la boca del pez. Como requisito es necesa-

rio que la tubería sea calibrada previamente al drift,

para su utilización. La figura 67 muestra este tipo de

cortador y la forma del corte que produce.

Cortador de tubería químico

A diferencia del cortador térmico, éste deja un corte

limpio sin protuberancias dentro y fuera del tubo.

158


Tubería Diámetro Profundidad( m)

Tipo (pg) 0-1000 1000-2000 2000-3000 3000-4000 4000-

2 3/8 1 1 1 2 2

Producción 2 7/8 1 1 2 2 3

3 ½ 1 1 2 2 3

4 ½” 2 2 2 3 3

2 3/8-2 7/8 1 2 3 4 4-6

Perforación 3½-4 2 3 4 4-6 5-8

4 ½-6 9/16 2 4 4-6 5-9 6-12

6 5/8 3 4-5 5-7 6-10 7-14

3 ½ 2-4 2-5 3-7 3-8 4-9

Drilles 4 1/8-5 ½ 2-4 3-6 4-8 4-10 5-12

5 ¾-7 3-6 4-8 5-10 6-12 7-15

7 ¼-8 1/2 4-6 5-9 6-12 7-15 8-18

Arriba de 9 6 6-12 6-12 8-15 8-18

Tabla 11 Número de hilos de cordón explosivo de 8 granos/pie

Su principio de operación consiste en expulsar vio- lentamente un líquido corrosivo de la herramienta hacia la tubería. Normalmente consta de un iniciador, un propelente sólido, un catalizador y trifluoruro

de bromo (BrF3). Cuando se inicia la explosión, el

propelente fuerza al BrF3 a través del catalizador y de una cabeza de corte a alta presión y temperatura. El BrF 3 es expulsado a través de varios orificios de la herramienta contra la pared de la tubería que se va a cortar. La figura 68 muestra la herramienta y el corte efectuado.

A continuación se mencionan algunas consideraciones que se deben tomar en cuenta al operar un cortador químico:

1) La herramienta debe permanecer inmóvil duran-te

el corte, para lo cual cuenta con un dispositi-vo de

anclaje. 2) El rango de corte en tuberías mínimo es de 0.742

pg.

3) Es necesario contar con fluido dentro de la tube-

ría para efectuar el corte. 4) En lodos densos se tienden a tapar los agujeros de

la herramienta y puede operar deficientemente.

XIX. COSTO DE UNA INTERVENCIÓN

Debido a la transformación de PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN en líneas de negocios, la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, como enti- dad prestadora de servicios, requiere conocer los costos de la intervención a los pozos. Por lo tanto es

de suma importancia que en la planeación se realice

un análisis tomando en consideración los porcenta-

jes de riesgo involucrados, que permitan la genera-

ción de ganancias.

Figura 67 Cortador térmico (superior), forma del cor-

te efectuado (inferior) El costo total de la intervención estará compuesto

por: a) Costo de los materiales b) Costos de los servicios c) Costo por la utilización, mantenimiento y depre-

ciación del equipo

159


Figura 68 Cortador de tubería químico (superior). Corte efectuado (inferior)

Utilidad .- Es la diferencia entre el costo y el precio,

normalmente se maneja en porcentaje. Riesgo.- Son aquellos eventos imponderables que

pueden o no ser del conocimiento del Diseñador y

afectan el estado de resultados de la intervención,

por lo deben ser considerados en el costeo del pozo.

Por ejemplo los conceptos manejados en el costeo

en una intervención de mantenimiento mayor de

reentrada, se listan a continuación:

Concepto

Costo día/equipo

Materiales

Tubería de revestimiento Accesorios de tubería de revestimiento

Tuberías de producción Accesorios para aparejo de producción

Empacadores y retenedores Molinos, escariadores, barrenas y herramientas de percusión Combinaciones

Servicios

Apertura de ventana Ahora bien, para hablar de costos debemos tener Perforación direccional. clara las diferencias entre los conceptos costo y gas- Prueba de lubricador to, precio y utilidad. Apriete computarizado (llave y computadora) TR`s y TP

Disparos Gasto. Es el flujo de efectivo que se ve reflejado di- Estimulación rectamente en caja. En algunos casos se puede igua- Registros lar al costo; esto es, cuando los servicios utilizados Instalación de bola y niple colgador en la intervención son proporcionados por la com- Cementación de TR`s y TXC (Tapón por Circulación) pañías de servicio. En caso contrario, cuando son Mantenimiento, instalación y prueba del ½árbol por administración, siempre serán menor al costo. Nitrógeno

Costo. Es el flujo de efectivo reflejado en caja, más los gastos contables como depreciación de los equipos, servicios y productos proporcionados por otras entidades, tales como servicio medico, telecomuni- caciones, combustibles, lubricantes, etc.

Precio. Es el costo del servicio proporcionado. Se establece de acuerdo con el comportamiento del mercado y engloba los conceptos de gasto, riesgo y utilidad.

Pruebas hidráulicas Herramientas especiales Tubería flexible Unidad de alta presión Unidad Línea de Acero (registro de gradientes y

muestras)

Transporte de:

a) Equipo (desmantelar transportar e instalar ) b) Personal, accesorios y material diverso

160


c) Fluidos de control d) Material químico e) Tuberías

Anclaje de empacadores en:

Fluidos a) Para perforación b) Para terminación c) Filtrado de fluidos de terminación

Servicios de Ingeniería Indirectos y de administración

Bibliografía

1. Short, "Jim", J.A.;" Fishing and Casing Repair,

Edi-torial Pennwell, 19.

2. Kemp Gore;" Oilwell Fishing Operations: Tools

and Techniques", Second Edition Golf Publishing

Compañy.1990. 3. Wells Michael;"Perforating Design" Curso Villa-

hermosa TAB. Octubre 1999.

4. Chang K.S.; " Water Control Diagnostic Plots";

SPE 30775.

5. Rasso Zamora Carlos y Najera Romero Salvador;

" Determination of the Drilling Cost and Well

Maintenance System in Pemex Perforación y

Man-tenimiento de Pozos"; SPE 40045. 6. Subiaur Artiachi Servio Tulio;" Disparos Diseño y

Procedimientos", PEP, REGION Sur, Gerencia

de Perforación y Mantenimiento de Pozos,

Primera Edición 1995.

7. Niño Chaves Mario A;" Manual de Empacadores

y Retenedores", PEP, REGION Sur, Gerencia de

Perforación y Mantenimiento de Pozos, Primera

Edición 1995. 8. Sánchez Zamudio Miguel y Velez Martínez Ma-

nuel;" Diseño Manejo y Selección de Tuberías de

Producción", PEP, REGION Sur, Gerencia de

Per-foración y Mantenimiento de Pozos, Primera

Edi-ción 1995. 9. Mora Ríos Alfonso y López Valdéz Israel;"

Manual de evaluación de Formaciones , PEP,

REGION Sur, de Perforación y Mantenimiento de

Pozos, Prime-ra Edición 1995. 10. Reparación de Pozos I Nivel 3 Coordinación de

Mantenimiento de Pozos. 11. Reparación de Pozos II Nivel 3 Coordinación de

Mantenimiento de Pozos. 12. Reparación de Pozos III Nivel 4 Coordinación de

Mantenimiento de Pozos. 13. Reparación de Pozos IV Nivel 4 Coordinación de

Mantenimiento de Pozos. 14. Manual de Procedimientos Técnico Operativos en

Campo, Tomos I, II, III, IV, V, PEP; Perforación y

Mantenimiento de Pozos, Sugerencia de Termi-

nación y reparación de Pozos. 15. Garaicochea P. Francisco; " Apuntes de Estimu-

lación de Pozos ", Facultad de Ingeniería UNAM. 16. Garaicochea P. Francisco y Benitez H. Miguel A"

Apuntes de Terminación de Pozos", Facultad de

Ingeniería UNAM. 17. Composite Catalog of Oil Field Equipment and

Services, 1998-99, 43rd, Edition Published by World

Oil, Golf Publishing Compañy.

161

reparacion y terminacion de pozos

Documents