terminacion de pozos - generalidades.doc

8/2/2019 Terminacion de Pozos - Generalidades.doc

1/42

Eduardo A. Aguirre & Yoel A. Vivas Completacin de Pozos

www.monografias.com

Completacin de pozos

1. Resumen2. Sarta de produccin o eductor

3. Empacadura de produccin4. Equipos de subsuelo.5. Completacin de pozos.6. Mtodos de levantamiento artificial.7. Reacondicionamiento, recompletacin (ra/rc) y servicios a pozos8. Tcnicas de control de arena.9. Anlisis de declinacin de produccin.10.Referencias bibliogrficas11.Abreviaturas12.Glosario de trminos

RESUMENLa completacin de un pozo representa la concrecin de muchos estudios que, aunque realizados por

separado, convergen en un mismo objetivo: la obtencin de hidrocarburos. La Ingeniera Petrofsica,Ingeniera de Yacimientos y de las ciencias de produccin y construccin de pozos; han venidorealizando, en los ltimos aos, un trabajo en equipo permitiendo una interaccin de las ramas queconforman la ingeniera de petrleo.La eleccin y el adecuado diseo de los esquemas de completacin de los pozos perforados,constituyen parte decisiva dentro del desempeo operativo, productivo y desarrollo de un Campo. Laeficiencia y la seguridad del vnculo establecido entre el yacimiento y la superficie dependen de lacorrecta y estratgica disposicin de todos los parmetros que lo conforman, de esta manera podrahablarse de la productividad del pozo en funcin de la completacin, que incluye un anlisis de suscondiciones mecnicas y la rentabilidad econmica que justifique su existencia.Antes de conocer la teora de completacin de pozos, es importante conocer con detalle algunosconceptos fundamentales en el rea a estudiar:

1.1 SARTA DE PRODUCCIN O EDUCTOR[1].Estas constituyen arreglos de tubulares y equipos de fondo; pueden ir desde arreglos sencillos hastaarreglos muy complicados. Su objetivo primordial es conducir los fluidos desde la boca de lasperforaciones hasta la superficie. Los Grados API para tubera mayormente empleados son: J-55, C-75, C-95 y P-105. Los grados C-75 y C-95 son diseados para soportar ambientes cidos, son msresistentes y costosos que el J-55, este ltimo presenta un buen comportamiento en ambientesbsicos. Existen dos tipos de conexiones, para tuberas de produccin, abaladas por la AmericanPetroleum Institute (API). La conexin API NU (NOT -UPSET), que consta de una rosca de 10vueltas, siendo la conexin menos fuerte que la tubera. La conexin de tubera EUE (EXTERNAL

UPSET), dicha conexin posee mayor resistencia que el cuerpo de la tubera y es ideal para losservicios de alta presin.

1.2. EMPACADURA DE PRODUCCIN

[2]

.Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubera eductora y elrevestimiento de produccin, a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadurapor el espacio anular, hacia arriba. Estas empacaduras son utilizadas bajo las siguientes condiciones:

a) Para proteger la tubera de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta produccin opresiones de inyeccin.

b) Para proteger la tubera de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.c) Para aislar perforaciones o zonas de produccin en completaciones mltiples.d) En instalaciones de levantamiento artificial por gas.


2/42


e) Para proteger la tubera de revestimiento del colapso, mediante el empleo de un fluido sobrela empacadura en el espacio anular entre la tubera eductora y el revestimiento de produccin.

1.2.1. MECANISMO BSICO.Para que una empacadura realice el trabajo para el cual ha sido diseada, dos cosas deben suceder:primero un cono debe ser empujado hacia las cuas a fin de que ellas se peguen a la pared delrevestidor y segundo el elemento de empaque (gomas) debe ser comprimido y efectuar un sello contra

la pared del revestidor. Sus componentes bsicos son:a) Elementos sellantes: Estos elementos son normalmente construidos de un producto degoma de nitrilo y se usan en aplicaciones tales como: instalaciones trmicas, pozoscretcicos y pozos productores de gas seco. Se ha comprobado que los sellos de goma denitrilo son superiores cuando se utilizan en rangos de temperaturas normales a medias.Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime de manera tal queforma un sello contra la pared de la tubera de revestimiento. Durante esta compresin, elelemento de goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la tubera.Esta expansin junto con la maleabilidad del mencionado elemento ayudan a que estosvuelvan a su forma original al ser eliminada la compresin sobre la empacadura. Algunasempacaduras incluyen resortes de acero retrctiles moldeados dentro del elemento sellantepara resistir la expansin y ayudar en la retraccin cuando se desasiente la empacadura.Existen cuatro tipos de elementos sellantes que se usan de acuerdo al tipo de servicio: ligero,

mediano, duro y especiales. (I, II, III y IV, respectivamente).

Tabla 1-2. Tipo de Elementos Sellantes.

TiposElementosSellantes

Presin deTrabajo

(lb/pulg2)

Temperaturade trabajo

(F)I Un solo elemento 5000 250

II Dos o mas 6800-7500 275

III Dos o mas 10000 325

IVEspeciales para CO2

y H2S15000 450

b) Cuas: Las cuas existen en una gran variedad de formas. Es deseable que posean un reasuperficial adecuada para mantener la empacadura en posicin, bajo los diferenciales depresin previstos a travs de esta. Las cuas deben ser reemplazadas si ya se han utilizadouna vez en el pozo.

c) Elementos de asentamiento y desasentamiento: El mecanismo ms simple deasentamiento y desasentamiento es el arreglo de cerrojo en J y pasador de cizallamiento

que requiere solamente una ligera rotacin de la tubera de produccin al nivel de laempacadura para el asentamiento y puede, generalmente, ser desasentada por un simplelevantamiento sobre la empacadura. Este procedimiento es aplicable a las empacadurasrecuperables.

d) Dispositivos de friccin: Los elementos de friccin son una parte esencial de muchos tiposde empacaduras para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas. Pueden ser flejes, en

resortes o bloque de friccin, y si estn diseados apropiadamente, cada uno de estosproporciona la fuerza necesaria para asentar la empacadura.e) Anclas hidrulicas: Las anclas hidrulicas o sostenedores hidrulicos proporcionan un

mtodo confiable para prevenir el movimiento que tiende a producirse al presentarse unafuerza en la direccin opuesta de las cuas principales. Por ejemplo, una empacadura decuas simples que se asiente con peso puede moverse hacia arriba en el hoyo, cuando selleva a cabo una acidificacin o fractura, sin embargo, este movimiento se puede evitarmediante el uso de sostenedores hidrulicos o de una ancla hidrulica.

Revestidor

Elemento Sellante


3/42


Fig. 1-4. Empacaduras.

1.2.2. TIPOS DE EMPACADURAS.Los diferentes tipos de empacaduras pueden ser agrupados en clases principales; luego se puedensubdividir de acuerdo a mtodos de asentamientos, direccin de la presin a travs de la empacaduray nmero de orificios a travs de la empacadura. De esta forma se tienen: Recuperables,

Permanentes, Permanentes Recuperables.Existen alrededor de 10 fabricantes de empacaduras, sin embargo, en la industria petroleranacional las ms utilizadas son de las marcas, Baker, Otis, Camco, en dimetros de 4 , 5, 7 y 9 5/8pulgadas.1.2.2.1. Empacaduras Recuperables.Son aquellas que se bajan con la tubera de produccin o tubera de perforacin y se pueden asentar:por compresin, mecnicamente e hidrulicamente. Despus de asentadas pueden ser desasentadasy recuperadas con la misma tubera. Las empacaduras recuperables son parte integral de la sarta deproduccin, por lo tanto, al sacar la tubera es necesario sacar la empacadura.Las empacaduras recuperables se pueden clasificar tomando en cuenta la direccin del diferencial depresin en:

a) Empacaduras de recuperables compresin: Una empacadura de compresin se asientaaplicando el peso de la tubera de produccin sobre la empacadura y se recupera

tensionando. Por estas razones, no se desasienta aplicando una fuerza hacia abajo, bienaplicando peso de la tubera de produccin (compresin) o bien aplicando presin por elespacio anular sobre la empacadura. Sus caractersticas particulares las hacen apropiadaspara resistir diferenciales de presin hacia abajo. Son principalmente utilizadas en pozosverticales, relativamente someros y de baja presin. Pueden soportar presiones diferencialesdesde abajo si se les incorpora un anclaje hidrulico de fondo dentro del ensamblaje de laempacadura.


4/42


Fig. 1-5. Empacaduras de Compresin.

b) Empacaduras recuperables de tensin:Estas empacaduras se asientan rotando la tuberade produccin de vuelta a la izquierda y luego tensionando. Para recuperarla, se deja caerpeso de la tubera de manera tal de compensar la tensin y luego se rota la tubera a laderecha de vuelta, de manera que las cuas vuelvan a su posicin original. Se usan enpozos someros y donde se anticipen presiones diferenciales moderadas desde abajo. Laspresiones desde abajo solo sirven para incrementar la fuerza de asentamiento sobre laempacadura. Son usadas preferiblemente en pozos de inyeccin de agua y en pozossomeros, donde el peso de la tubera de produccin no es suficiente para comprimir elelemento sellante de una empacadura de asentamiento por peso o empacadura acompresin.

Fig. 1-6. Empacaduras de Tensin.

c) Empacaduras recuperables de compresin tensin:Estas empacaduras se asientan porrotacin de la tubera ms peso o con rotacin solamente. No se desasientan por presionesaplicadas en cualquier direccin, por lo tanto pueden soportar un diferencial de presin desdearriba o desde abajo. Para recuperarlas, solamente se requiere rotacin de la tubera deproduccin hacia la derecha. Cuando se usan en pozos de bombeo mecnico se dejan entensin y actan como anclas de tubera. Cuando se utilizan en pozos de inyeccin de aguapermiten mantener la tubera de produccin en peso neutro, lo que elimina la posibilidad deque se desasienten debido a la elongacin de la tubera o por contraccin de la misma. Su


5/42


mayor desventaja se debe a que como deben ser liberadas por rotacin de la tubera, si hayasentamiento de partculas slidas sobre el tope de la empacadura se hace imposible realizarcualquier trabajo de rotacin, sin embargo, eso se soluciona usando un fluido libre departculas slidas como fluido de empacadura.

d) Empacaduras recuperables sencillas y duales de asentamiento hidrulico: Elasentamiento de las empacaduras sencillas se realiza cuando existe un diferencial de presin

entre la tubera de produccin y la tubera de revestimiento. La principal ventaja de lasempacaduras recuperables con asentamiento hidrulico, es que la tubera eductora puede sercorrida en el pozo y el cabezal de produccin instalado antes del asentamiento de laempacadura. Estas empacaduras son particularmente apropiadas en pozos altamentedesviados donde la manipulacin de la tubera de produccin puede presentar dificultades.Las empacaduras duales se utilizan en completaciones mltiples cuando se requiere produciruna o ms arenas.

1.2.2.2. Empacaduras Permanentes.Estas se pueden correr con la tubera de produccin o se pueden colocar con equipos de guaya fina.En este ltimo caso, se toman como referencia los cuellos registrados en el perfil de cementacin paraobtener un asentamiento preciso. En caso de formaciones con temperatura de fondo alta (400F-450F), el mtodo ms seguro de asentamiento consiste en utilizar un asentador hidrulico bajado

junto con la tubera de produccin. Una vez asentada la empacadura, se desasienta el asentador

hidrulico y se saca la tubera junto con la tubera de produccin. Las empacaduras permanentes sepueden considerar como una parte integrante de la tubera de revestimiento, ya que la tubera deproduccin se puede sacar y dejar la empacadura permanente asentada en el revestidor. Usualmentepara destruirla es necesario fresarla, por lo que frecuentemente se denomina empacadura perforable.

Fig. 1-7. Empacaduras Permanentes.

1.2.2.3. Unidades Sellantes para Empacaduras Permanentes.Las unidades sellantes que se corren con la tubera de produccin, se empacan en el orificio de laempacadura permanente Tabla 1-3. Adicionalmente existen los niples sellantes con ancla. Este ltimoarreglo permite que la tubera de produccin sea colgada bajo tensin.

Tabla 1-3. Unidades Sellantes para Empacaduras Permanentes.

TipoComponente del

Elemento Sellante

Diferencialesde Presin

(Lppc)

Temperaturas

de Fondo (F)Normales NITRILO 5000 325

V-RYTE VITON-TEFLON 10000 400

MODELADOS NITRILO/VITON 5000 350

K-RYTE KALREZ 15000 450

1.2.3. SELECCIN DE EMPACADURAS.


6/42


Para la seleccin de empacaduras es necesario considerar diversos factores tanto tcnicos comoeconmicos. Generalmente, se escoge la empacadura menos costosa que puede realizar lasfunciones para la cual se selecciona. Sin embargo, el costo inicial de la empacadura no debe ser elnico criterio de seleccin. Es necesario tomar en cuenta los requerimientos presentes y futuros de lospozos para la seleccin de la empacadura, por ejemplo, las empacaduras ms econmicas songeneralmente las de compresin y las de tensin. Las empacaduras hidrulicas suelen ser las ms

costosas. Es necesario tomar en cuenta facilidades de reparacin y disponibilidad. Las empacadurascon sistemas complejos para el asentamiento y desasentamiento deben evitarse, as por ejemplo, lasempacaduras recuperables que se liberan con simple tensin son deseables en muchos casos.La seleccin de una empacadura para un trabajo en particular, debe basarse en el conocimiento delas diferentes clases de empacaduras. Sin embargo, para hacer una seleccin preliminar es necesariorecabar la siguiente informacin y verificar que la empacadura seleccionada cumpla con cada uno delos siguientes aspectos:

a) Tipo de empacadura (Recuperable, Permanentes, Permanentes Recuperables).b) Tipo de completacin.c) Direccin de la presin.d) Procedimiento de asentamiento de la empacadura.e) Procedimiento de desasentamiento de la empacadura.

La seleccin final de la empacadura se basar en un balance entre los beneficios mecnicos y las

ganancias econmicas, resultando preponderante de dicho balance lo que genere mayor seguridadpara el pozo.

1.3. EQUIPOS DE SUBSUELO[2].Son aquellos que se bajan con la tubera de produccin y permiten llevar a cabo trabajos demantenimiento en subsuelo, sin tener que matar el pozo o sacar la tubera de produccin. Tambinproporcionan facilidades para instalar equipos de seguridad en el subsuelo.1.3.1. CLASIFICACIN DE LOS EQUIPOS DE SUBSUELO.Los equipos de subsuelo se dividen de acuerdo a su funcin en la completacin, lo cual se muestra enel esquema siguiente:

Debido a que son demasiados equipos de subsuelo, solo se definirn los que son representativos paraeste trabajo, esto en busca de sintetizar la cantidad de conceptos presentes en esta seccin.

1.3.1.1. Niples de Asiento.

Equipos de subsuelo decompletacin

Niples de asiento

Dispositivos removibles Niples pulidos Acoples de flujo Juntas de erosin y juntas de impacto

Equipos de subsuelo deproduccin

Igualador sustituto Tapones recuperables de

eductor Reguladores de fondo

Estrangulador de fondo Vlvula de seguridad

Equipos de subsuelo deseparacin ycomunicacin

Mangas deslizantes Mandril de bolsillo lateral


7/42


Son dispositivos tubulares insertados en la tubera de produccin y comunes en el pozo a unadeterminada profundidad. Internamente son diseados para alojar un dispositivo de cierre paracontrolar la produccin de la tubera. Los niples de asiento estn disponibles en dos tipos bsicos que

son:a) Niples de asiento selectivo: Su principio de funcionamiento est basado en la comparacindel perfil del niple, con un juego de llaves colocado en un mandril de cierre. Pueden sercolocados ms de uno en una corrida de tubera de produccin, siempre que tenga la mismadimensin interna. Las ventajas de este tipo de niple son: Taponar el pozo hacia arriba o hacia abajo o en ambas direcciones. Permite probar la tubera de produccin. Permite colocar vlvulas de seguridad. Permite colocar reguladores en fondo. Permite colocar un niple de parada. Permite colocar empacaduras hidrulicas.Existen bsicamente dos tipos de niples de asiento selectivo: Niple de asiento selectivo por la herramienta de corrida. Niple de asiento selectivo por el mandril de localizacin.

b) Niples de asiento no selectivo: Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre.Su principio de funcionamiento es de impedir el paso de herramientas de dimetro nodeseado a travs de l (NO-GO), para localizar los dispositivos de cierre, por lo tanto eldimetro exterior del dispositivo debe ser ligeramente mayor que el dimetro interno mspequeo del niple. Estos niples son colocados, generalmente, en el punto ms profundo de latubera de produccin.

1.3.1.2. Niples Pulidos.Son pequeos niples tubulares construidos del mismo material que el niple de asiento, el cual no tienereceptculo de cierre pero es pulido internamente para recibir una seccin de sellos. Estos niplespueden ser usados al mismo tiempo que los niples de asiento, las camisas deslizantes, juntas deerosin y otros equipos de completacin. Su funcin primordial radica en la posibilidad de aislar en

caso de filtraciones en la junta de erosin, haciendo uso de herramientas de guaya fina y mediante unensamblaje.1.3.1.3. Tapones Recuperables de Eductor.Son empleados para taponar la tubera de produccin y tener la posibilidad de realizar as trabajos demantenimiento y reparacin de subsuelo. Existen tres tipos bsicos de tapones recuperables, loscuales son asentados en niples o en la tubera de produccin. Estos tres tipos se clasifican segn ladireccin en que son capaces de soportar presin.

a) Los que son capaces de soportar presin por encima o en sentido descendente.b) Los que soportan presin en sentido ascendente o por debajo.c) Los que soportan presin en ambas direcciones, bajo condiciones de operacin.

En la Tabla 1-4, se muestran en forma esquemtica las aplicaciones recomendadas para taponar latubera eductora. Se presenta en forma funcional las aplicaciones de los tipos de tapones, lasdirecciones de las presiones que deben soportar cuando se realiza determinada operacin en el pozo

y finalmente cual de ellos es aplicable para la operacin presentada.

Tabla 1-4. Aplicaciones Recomendadas para Operaciones ms Comunes con Tapones.


8/42


OperacionesDe Presin por

Arriba

De Presin por

Debajo

De Presin por

Ambos

Sentidos

Reparar equipos de superficie ------- Aplicable Aplicable

Probar tubera eductora por

presurizacin hacia arriba Aplicable ------- -------

Desairear tubera eductora a la

entrada o salida del pozo------- Aplicable -------

Asentamiento de la

empacadura hidrulicaAplicable ------- -------

Circular por encima fluidos Aplicable ------- Aplicable

Separacin de zonas en

completaciones selectivas------- ------- Aplicable

Fracturamiento en

completacionesAplicable ------- Aplicable

Matar pozos ------- Aplicable -------

Mover un montaje dentro o

fuera de localizacin------- Aplicable Aplicable

Para uso como vlvula de pie Aplicable ------- -------

Para probar empacaduras ------- ------- Aplicable

Acidificacin en

completaciones selectivasAplicable ------- Aplicable

Taponamiento de cabezal en

completaciones------- Aplicable Aplicable

Taponamiento de cabezal para

trabajos de reparacin------- Aplicable Aplicable

Tipos de Tapn

Los tapones son piezas indispensables al momento de reparar y completar un pozo, debido a suaplicabilidad durante la prueba de tubera y las operaciones con equipos de superficie.El tapn que soporta presin por debajo consiste en un ensamblaje con un tapn de cabezal cargado

con un resorte, el cual sella sobre un asiento metlico dispuesto en el sustituto igualador, pudindoserealizar este sello tambin con un asiento de goma en adicin con el metal.El tapn de circulacin soporta presin solamente por encima y puede ser circulado a travs de l. Sudiseo vara de acuerdo a los requerimientos, teniendo as dispositivos de cierre con bola y asiento,vlvula de sello o tipo vlvula check de goma. Para finalizar se tiene el tapn de cierre en ambasdirecciones el cual es comnmente empleado para separacin de zonas de completaciones del tiposelectivas.1.3.1.4. Mangas Deslizantes.Son equipos de comunicacin o separacin, los cuales son instalados en la tubera de produccin.Pueden ser abiertos o cerrados mediante guaya fina. Entre las funciones que cumplen estosdispositivos tenemos:

a) Traer pozos a produccin.b) Matar pozos.

c) Lavar arena.d) Produccin de pozos en mltiples zonas.Existe una gran variedad de estos equipos con diferentes aplicaciones, pero con un mismo principiode funcionamiento. Entre ellos tenemos:

a) Tubera de produccin con orificios.b) Con receptculos de asiento y ancla para mandril.c) Con una seccin de sello.d) Con camisa recuperable con guaya.e) Con vlvula recuperable con guaya.


9/42


1.3.1.5. Mandriles con Bolsillo Lateral.Estos son diseados para instalarse en los controles de flujo, como vlvulas para levantamientoartificial con gas, en la tubera de produccin. Existen dos tipos bsicos de estos mandriles. El primertipo, consiste en un mandril estndar, con perforaciones en el lado exterior de la camisa hacia elrevestidor y el fondo de la misma est comunicado con la tubera de produccin. En el segundo tipo,las perforaciones estn en el interior hacia la tubera de produccin y el fondo de la misma est en

contacto con el espacio anular. Las vlvulas que se instalan en estos mandriles se clasifican en dosgrupos: recuperables con guaya fina y no recuperables con guaya fina. Las no recuperables conguaya son poco usadas debido a que el reemplazo de alguna de ellas ameritara sacar la tubera deproduccin, sustituirla y luego introducirla de nuevo en el pozo.

1.4. COMPLETACIN DE POZOS[3].Se entiende por completacin o terminacin al conjunto de trabajos que se realizan en un pozodespus de la perforacin o durante la reparacin, para dejarlos en condiciones de producireficientemente los fluidos de la formacin o destinarlos a otros usos, como inyeccin de agua o gas.Los trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubera lisa o ranurada, larealizacin de empaques con grava o el caoneo del revestidor y, finalmente, la instalacin de latubera de produccin.1.4.1. FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEO DE LA COMPLETACIN DE POZOS.

La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de completacin y lostrabajos efectuados durante la misma. La seleccin de la completacin tiene como principal objetivoobtener la mxima produccin en la forma ms eficiente y, por lo tanto, deben estudiarsecuidadosamente los factores que determinan dicha seleccin, tales como:

a) Tasa de produccin requerida.b) Reservas de zonas a completar.c) Mecanismos de produccin en las zonas o yacimientos a completar.d) Necesidades futuras de estimulacin.e) Requerimientos para el control de arena.f) Futuras reparaciones.g) Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecnico, etc.h) Posibilidades de futuros proyectos de recuperacin adicional de petrleo.i) Inversiones requeridas.

1.4.2. CLASIFICACIN DE LAS COMPLETACIONES DE ACUERDO A LAS CARACTERISTICASDEL POZO.Bsicamente existen tres tipos de completaciones de acuerdo a las caractersticas del pozo, es decircomo se termine la zona objetivo:

a) Hueco Abierto.b) Hueco Abierto con Forro o Tubera Ranurada.c) Tubera de Revestimiento Perforada (Caoneada).

1.4.2.1. Completacin a Hueco Abierto.Este tipo de completacin se realiza en zonas donde la formacin est altamente compactada, siendoel intervalo de completacin o produccin normalmente grande (100 a 400 pies) y homogneo en todasu longitud.Consiste en correr y cementar el revestimiento de produccin hasta el tope de la zona de inters,seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completacin se

realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se espera produccin de agua/gas niproduccin de arena derrumbes de la formacin.

Mandril de LAG

Tubera de produccin

Empacadura

Revestimiento deproduccin

Cemento

Mandril de LAG

Tubera de produccin

Empacadura


Cemento


10/42


Fig. 1-8. Completacin a Hueco Abierto.

Entre las variantes de este tipo de completacin encontramos:

a) Perforacin del hoyo desnudo antes de bajar (correr) y cementar el revestidor deproduccin: En este tipo de completacin las muestras de canal y la interpretacin de losregistros ayudan a decidir si colocar el revestidor o abandonar el pozo por ser no econmico.

b) Perforacin del hoyo desnudo antes de bajar (correr) el revestidor de produccin:Ventajas: Se elimina el costo de caoneo. Existe un mximo dimetro del pozo en el intervalo completado. Es fcilmente profundizable. Puede convertirse en otra tcnica de completacin; con forro o revestidor caoneado. Se adapta fcilmente a las tcnicas de perforacin a fin de minimizar el dao a la formacin

dentro de la zona de inters. La interpretacin de registros o perfiles de produccin no es crtica. Reduce el costo de revestimiento.Desventajas: Presenta dificultad para controlar la produccin de gas y agua, excepto si el agua viene de la

zona inferior. No puede ser estimulado selectivamente. Puede requerir frecuentes limpiezas si la formacin no es compacta.

Como la completacin a hueco abierto descansa en la resistencia de la misma roca para soportar lasparedes del hueco es de aplicacin comn en rocas carbonatadas (calizas y dolomitas).1.4.2.2. Completacin con Forro o Tubera Ranurada.Este tipo de completacin se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido a problemas deproduccin de fragmentos de rocas y de la formacin, donde se produce generalmente petrleospesados.En una completacin con forro, el revestidor se asienta en el tope de la formacin productora y se

coloca un forro en el intervalo correspondiente a la formacin productiva. Dentro de este tipo decompletacin encontramos la siguiente clasificacin:a) Completacin con forro no cementado: En este tipo de completacin un forro con o sin

malla se coloca a lo largo de la seccin o intervalo de inters. El forro con o sin malla puedeser empacado con grava para impedir el arrastre de la arena de la formacin con laproduccin.

Mandril de LAG

Tubera de produccin

Empacadura


Colgador

Forro Ranurado

Mandril de LAG

Tubera de produccin

Empacadura


Colgador

Forro Ranurado


11/42


Fig. 1-9. Completacin con Forro No Cementado.

Entre los requerimientos necesarios para que este tipo de completacin se lleve a cabo, estn lossiguientes: formacin no consolidada, formacin de grandes espesores (100 a 400 pies),formacin homognea a lo largo del intervalo de completacin, etc.Ventajas:

Se reduce al mnimo el dao a la formacin. No existen costos por caoneado. La interpretacin de los perfiles no es crtica. Se adapta fcilmente a tcnicas especiales para el control de arena. El pozo puede ser fcilmente profundizable.

Desventajas: Dificulta las futuras reparaciones. No se puede estimular selectivamente. La produccin de agua y gas es difcil de controlar. Existe un dimetro reducido frente a la zona o intervalo de produccin.

b) Completacin con forro liso camisa perforada: En este caso, se instala un forro a lolargo de la seccin o intervalo de produccin. El forro se cementa y se caonea

selectivamente la zona productiva de inters.

Fig. 1-10. Completacin con Forro Liso o Camisa Perforada.

Ventajas: La produccin de agua / gas es fcilmente controlada. La formacin puede ser estimulada selectivamente. El pozo puede ser fcilmente profundizable. El forro se adapta fcilmente a cualquier tcnica especial para el control de arena.Desventajas:

La interpretacin de registros o perfiles de produccin es crtica. Requiere buenos trabajos de cementacin. Presenta algunos costos adicionales (cementacin, caoneo, taladro, etc.) El dimetro del pozo a travs del intervalo de produccin es muy restringido. Es ms susceptible al dao la formacin.

1.4.2.3. Completacin con Revestidor Caoneado.Es el tipo de completacin que ms se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o ms). Consiste en correr y cementar elrevestimiento hasta la base de la zona objetivo, la tubera de revestimiento se cementa a lo largo de

Mandril de LAG

Tubera de produccin

Empacadura


Colgador

Camisa Cementada

Intervalos caoneados

Mandril de LAG

Tubera de produccin

Empacadura


Colgador

Camisa Cementada


Mandril de LAGMandril de LAGMandril de LAG


12/42


todo el intervalo o zonas a completar, caoneando selectivamente frente a las zonas de inters paraestablecer comunicacin entre la formacin y el hueco del pozo.Ventajas:

La produccin de agua y gas es fcilmente prevenida y controlada. La formacin puede ser estimulada selectivamente. El pozo puede ser profundizable. Permite llevar a cabo completaciones adicionales como tcnicas especiales para el control dearena. El dimetro del pozo frente a la zona productiva es completo. Se adapta a cualquier tipo de configuracin mecnica.

Desventajas: Los costos de caoneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos grandes. Se reduce el dimetro efectivo del hoyo y la productividad del pozo Pueden presentarse trabajos de cementacin. Requiere buenos trabajos de cementacin. La interpretacin de registros o perfiles es crtica.

1.4.3. CONFIGURACIN MECNICA DE LOS POZOS.De acuerdo a la configuracin mecnica del pozo, la completacin del mismo puede clasificarse en

Completacin Convencional y Completacin Permanente. Se entiende por CompletacinConvencional aquella operacin en la cual existe una tubera mayor de 4 pulgadas de dimetroexterno dentro del pozo y a travs de la cual fluyen los fluidos de la formacin hacia la superficie. Lamayora de las partes mecnicas o equipos de subsuelo pueden ser removidos, es decir, no tienencarcter permanente. Respecto a la Completacin Permanente son aquellas operaciones en las

cuales la tubera de produccin y el cabezal del pozo (rbol de navidad), se instalan de tal manera quetodo trabajo subsiguiente se lleva a cabo a travs de la tubera de produccin con equipo manejado acable.1.4.4 FACTORES QUE DETERMINAN EL TIPO DE CONFIGURACIN MECNICA.

a) Tipo de pozo (productor, inyector, etc).b) Nmero de zonas a completar.c) Mecanismo de produccin.d) Procesos de recuperacin secundaria (inyeccin de agua, inyeccin de gas, etc).

e) Grado de compactacin de la formacin.f) Posibilidades de futuros reacondicionamientos.g) Costos de los equipos.

1.4.5. TIPOS DE COMPLETACION DE ACUERDO A LA CONFIGURACIN MECNICA. Completacin sencilla: Este tipo de completacin es una tcnica de produccin mediante

la cual las diferentes zonas productivas producen simultneamente o lo hacen en formanselectiva por una misma tubera de produccin. Este tipo de completacin se aplica dondeexiste una o varias zonas de un mismo yacimiento. En completaciones de este tipo, todoslos intervalos productores se caonean antes de correr el equipo de completacin.Adems de producir selectivamente la zona petrolfera, este tipo de completacin ofrece laventaja de aislar zonas productoras de gas y agua. En caso de que la zona petrolfera notenga suficiente presin como para levantar la columna de fluido hasta la superficie sepueden utilizar mtodos de levantamiento artificial. Entre las variedades de este tipo decompletacin se tiene:

Completacin sencilla convencional: Esta tipo de completacin se realiza para laproduccin una sola zona, a travs de la tubera de produccin.

Completacin sencilla selectiva: Consiste en separar las zonas productoras medianteempacaduras, produciendo a travs de mangas vlvulas de circulacin.


13/42


Fig. 1-12. Completacin Selectiva.

Completacin mltiple: Se utiliza cuando se quiere producir simultneamente variaszonas petrolferas (yacimientos) en un solo pozo, sin mezclar los fluidos. Generalmentereduce el nmero de pozos a perforar.

Ventajas: Pueden obtenerse altas tasas de produccin Pueden producirse varios yacimientos a la vez Existe un mejor control del yacimiento, ya que se pueden probar las diferentes zonas

con miras a futuros proyectos.Desventajas:

En zonas de corta vida productiva, se traduce en mayores inversiones

En caso de trabajos de reacondicionamiento, el tiempo de taladro es elevado. Aumenta el peligro de pesca de equipos y tubera.Entre los principales tipos de completaciones mltiples, se destacan: Completacin doble con una tubera de produccin y una empacadura de produccin:

En este tipo de completacin, la zona superior produce a travs del espacio anular revestidor /tubera de produccin, mientras que la zona inferior produce a travs de la tubera deproduccin. Generalmente, se aplica donde la zona superior no requiera levantamientoartificial, no tenga problemas de arena, corrosin, etc..

Empacaduras

Superior

Inferior

Yacimientos


Tubera de produccin


Empacaduras

Superior

Inferior

Yacimientos


Tubera de produccin


Mandril de LAG

Tubera de produccin

Revestimiento de

produccin


EmpacaduraHidraulica

Vlvula decirculacin

Empacadura DG Permanente

Mandril de LAG

Tubera de produccin

Revestimiento de

produccin


EmpacaduraHidraulica

Vlvula decirculacin

Empacadura DG Permanente


14/42


Fig. 1-13. Completacin Doble con una Tubera de Produccin y una Empacadura deProduccin.

Ventaja: Bajo Costo.Desventajas:

- La zona superior no puede ser producida por la tubera de produccin a menos que lazona inferior est aislada.- El revestidor est sujeto a presin de la formacin y a la corrosin de los fluidos.- La reparacin de la zona superior requiere que se mate primero la zona inferior.- La produccin de arena en la zona superior puede atascar la tubera de produccin- La conversin a levantamiento artificial es difcil de implantar

Completacin doble con una tubera de produccin y dos empacaduras de produccin:Mediante este diseo es posible producir cualquier zona a travs de la tubera de produccin.Esto se lleva a cabo a travs de una herramienta de cruce (cross over chocke) que hace que lazona superior pueda ser producida por la tubera de produccin y la zona inferior por elespacio anular (revestidor-tubera).

Ventajas:

La herramienta de cruce permite que la zona superior sea producida por la tubera deproduccin. La herramienta de cruce permite realizar el levantamiento artificial por gas en la zona superior

Desventajas: El revestidor est sujeto a dao por altas presiones de la formacin y por la corrosin de

los fluidos Se deben matar ambas zonas antes de realizar cualquier trabajo al pozo de reparar la

zona superior. No se pueden levantar por gas ambas zonas simultneamente.

Completacin doble con tuberas de produccin paralelas y mltiples empacaduras deproduccin: Mediante este diseo se pueden producir varias zonas simultneamente y porseparado a travs del uso de tuberas de produccin paralelas y empacaduras dobles.

Fig. 1-14. Completacin Doble con Tuberas de Produccin Paralelas y Mltiples Empacadurasde Produccin.

Ventajas: Se puede producir con levantamiento artificial por gas.


Empacadura Permanente

Vlvula camisade circulacin

Guia Dual

Empacadura Doblepermanente

Superior

Inf

erior

Yacimiento

s




Guia Dual





Guia Dual


Superior

Inf

erior

Yacimiento

s


15/42


se pueden realizar reparaciones con tubera concntricas y con equipo manejado a cable entodas las zonas

Desventajas: Alto costo inicial Las reparaciones que requieran la remocin del equipo de produccin pueden ser muy

costosas

Las tuberas y empacaduras tienen tendencia a producir escapes y filtraciones. Completacin Triple: Estetipo de diseo puede llevarse a cabo utilizando dos ms tuberas

y empacaduras de produccinVentaja: Permite obtener alta tasa de produccin por pozoDesventajas: Dificultad para su instalacin y remocin de los equipos en los futuros trabajos de reparacin. Son muy susceptibles a problemas de comunicacin, filtraciones, etc.

1.5. MTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL[4].Cuando la energa natural de un yacimiento es suficiente para promover el desplazamiento de losfluidos desde su interior hasta el fondo del pozo, y de all hasta la superficie, se dice que el pozo fluye

naturalmente. Es decir, el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presin entre laformacin y el fondo del pozo. Posteriormente como producto de la explotacin del yacimiento lapresin de ste disminuye, esto implica que la produccin de fluidos baja hasta el momento en el cual,el pozo deja de producir por s mismo. De all que surja la necesidad de extraer los fluidos delyacimiento mediante la aplicacin de fuerzas o energas ajenas al pozo, a este proceso se ledenomina Levantamiento Artificial.Existen diversos Mtodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se encuentran los siguientes:Bombeo Mecnico Convencional (BMC), Bombeo Electrosumergible (BES), Bombeo de CavidadProgresiva (BCP), Bombeo Hidrulico (BH) y Levantamiento Artificial por Gas (LAG).A continuacin se describen brevemente los Mtodos de Levantamiento Artificial mencionadosanteriormente:1.5.1. BOMBEO MECNICO CONVENCIONAL.Este mtodo consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de accin reciprocante,

abastecida con energa suministrada a travs de una sarta de cabillas. La energa proviene de unmotor elctrico, o de combustin interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante unsistema de engranajes y correas. El Bombeo Mecnico Convencional tiene su principal aplicacin enel mbito mundial en la produccin de crudos pesados y extrapesados, aunque tambin se usa en laproduccin de crudos medianos y livianos. No se recomienda en pozos desviados, y tampoco esrecomendable cuando la produccin de slidos y/o la relacin gas lquido sea muy alta, ya queafecta considerablemente la eficiencia de la bomba.Una unidad tpica de Bombeo Mecnico consiste de cinco componentes bsicos:

a) El Movimiento primario, el cual suministra la potencia del sistema.b) La unidad de transmisin de potencia o caja reductora de velocidades.c) El Equipo de bombeo en superficie, el cual se encarga de transformar el movimiento rotatorio

(primario) en movimiento linealmente oscilatorio.d) La sarta de cabillas, la cual transmite el movimiento y la potencia a la bomba de subsuelo.

Aqu tambin puede incluirse la sarta de revestimiento y la de tubera de produccin [5].e) La Bomba de subsuelo.

1.5.1.1. La Unidad de Bombeo en Superficie.La Unidad de Bombeo en Superficie incluye en sus componentes los tems a, b ya mencionados en laSeccin1.6.1. Segn la geometra de la Unidad, stas pueden clasificarse como:

Clase I: comnmente denominados como Unidad Convencional de Bombeo. Este tipo deunidad se caracteriza por tener el punto de apoyo de la viga viajera cerca de la cabeza delbalancn, tal como se muestra en la Fig. 1-15.


16/42


Fig. 1-15. Sistema Clase I. Unidad de Bombeo Convencional[5].

Clase III: la geometra de este tipo de unidades se caracteriza por tener un punto de apoyo alfinal de la viga viajera, es decir, lejos de la cabeza del balancn. Dentro de esta clase se ubicanlas unidades balanceadas por aire y las conocidas como Lufkin Mark II. Estas unidades estnrepresentadas en las Figuras1-16 y 1-17.

Fig. 1-16. Sistema Clase III. Unidad de Bombeo Balanceada por Aire[5].

Fig. 1-17. Sistema Clase III. Unidad de Bombeo Lufkin Mark II[5].

1.5.1.2. La Sarta de Cabillas.


17/42


La sarta de cabillas es el sistema que se encarga de transmitir la energa desde el equipo desuperficie, hasta la bomba de subsuelo. La seleccin, el nmero de cabillas y el dimetro de stasdependen de la profundidad a la que se desea colocar la bomba de subsuelo y de las condicionesoperativas. Por ejemplo, para pozos de profundidad mayor a 3500 pies es comn utilizar una sartacompuesta de diferentes dimetros de cabillas.Las cabillas de dimetro menor son colocadas en la parte inferior de la sarta, ya que all la carga de

esfuerzos generados es mnima; asimismo las cabillas de mayor dimetro se colocan en la partesuperior de la sarta porque all es donde se genera la mxima cantidad de esfuerzos. Por lo tanto, lascargas mximas y mnimas de esfuerzos esperados durante el ciclo de bombeo deben ser calculadoslo ms preciso posible, para asegurar que no ocurran fallas en el sistema durante su operacin.Para evitar que ocurran los problemas mencionados anteriormente con la Sarta de Cabillas, el diseode la misma se realiza generalmente siguiendo la Norma API RP 11L [6].1.5.1.3. La Bomba de Subsuelo.La Bomba de Subsuelo est compuesta por los siguientes elementos:

a) Cilindro o Barril.b) Pistn o mbolo.c) Vlvula fija o Vlvula de entrada.d) Vlvula viajera o Vlvula de descarga.

La bomba acta segn el movimiento de la sarta de cabillas y de la unidad de bombeo en superficie.

Las bombas de subsuelo se clasifican en tres tipos:a) Bombas Tipo Tubera.b) Bombas Tipo Inserta.c) Bombas Tipo Casing (se consideran como una versin de las bombas Tipo Inserta, pero de

mayor tamao).La diferencia bsica entre una bomba Tipo Tubera y una Tipo Inserta es la forma en la cual el cilindroo barril es instalado en el pozo. En el caso de las bombas Tipo Tubera el cilindro es conectado a laparte inferior de la sarta de la tubera de produccin, para luego ser introducido en el pozo. Por elcontrario, en el caso de las bombas Tipo Inserta el cilindro forma parte del ensamblaje de la bomba desubsuelo, y es colocado dentro del pozo a travs de la sarta de cabillas.1.5.2. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE.Este Mtodo de Levantamiento Artificial es aplicable cuando se desea producir grandes volmenes defluido, en pozos medianamente profundos y con grandes potenciales.

Sin embargo, los consumos de potencia por barril diario producido son tambin elevados,especialmente en crudos viscosos. Una instalacin de este tipo puede operar dentro de una ampliagama de condiciones y manejar cualquier fluido o crudo, con los accesorios adecuados para cadacaso[7].El equipo de superficie de este sistema de Levantamiento Artificial cuenta con los siguienteselementos:

a) Banco de transformacin elctrica: constituido por transformadores que cambian el voltajeprimario de la lnea elctrica por el voltaje requerido por el motor.

b) Tablero de control: su funcin es controlar las operaciones en el pozo.c) Variador de frecuencia: permite arrancar los motores a bajas velocidades reduciendo los

esfuerzos en el eje de la bomba, protege el equipo de variaciones elctricas.d) Caja de venteo: est ubicada entre el cabezal del pozo y el tablero de control, conecta el

cable de energa del equipo de superficie con el cable de conexin del motor, adems permiteventear a la atmsfera el gas que fluye a travs del cable, impidiendo que llegue al tablero decontrol.

Los principales componentes del equipo de subsuelo son los siguientes:a) Motor elctrico: es la fuente de potencia que genera el movimiento a la bomba para

mantener la produccin de fluidos. Se recomienda colocarlo por encima de las perforaciones.b) Protector o sello: se encuentra entre el motor y la bomba, permite conectar el eje de la

bomba al eje del motor. Adems absorbe las cargas axiales de la bomba y compensa laexpansin o contraccin del motor, no permite la entrada de fluidos al motor.


18/42


c) Seccin de succin: est constituida por la vlvula de retencin y la vlvula de drenaje. Laprimera de ellas disminuye la presin hidrosttica sobre los componentes de la bomba, y lasegunda se utiliza como factor de seguridad para circular el pozo de revestidor a tubera deproduccin o viceversa.

d) Separador de gas: est ubicado entre el protector y la bomba, reduce la cantidad de gas libreque pasa a travs de la bomba. Su uso es opcional y se emplea cuando se prev alta

relacin gas petrleo (RGP).e) Bomba electrosumergible: es de tipo centrfugomultietapas, cada etapa consiste en unimpulsor rotativo y un difusor fijo. El nmero de etapas determina la capacidad delevantamiento y la potencia requerida para ello. El movimiento rotativo del impulsor imparte unmovimiento tangencial al fluido que pasa a travs de la bomba, creando la fuerza centrfugaque impulsa al fluido en forma radial, es decir, el fluido viaja a travs del impulsor en laresultante del movimiento radial y tangencial, generando al fluido verdadera direccin ysentido del movimiento.

f) Cables trifsicos: suministran la potencia al motor elctrico, y deben cumplir con losrequerimientos de energa del mismo. Estn aislados externamente con un protector debronce o aluminio, en la parte media un aislante y cada cable est internamente aislado conplstico de alta densidad.

Es posible la aplicacin de Bombeo Electrosumergible en pozos que se encuentren bajo las siguientes

condiciones: altas tasas de produccin, alto ndice de productividad, baja presin de fondo, altarelacin agua petrleo, y baja relacin gas lquido (RGL). En caso de alta RGL, se puede empleareste mtodo utilizando un separador de gas.1.6.3. BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA.Las bombas de Cavidad Progresiva son mquinas rotativas de desplazamiento positivo, compuestaspor un rotor metlico, un estator cuyo material es elastmero generalmente, un sistema motor y unsistema de acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a travs de cavidades sucesivas eindependientes que se desplazan desde la succin hasta la descarga de la bomba a medida que elrotor gira dentro del estator. El movimiento es transmitido por medio de una sarta de cabillas desde lasuperficie hasta la bomba, empleando para ello un motor reductor acoplado a las cabillas.Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar altos volmenesde gas, slidos en suspensin y cortes de agua, as como tambin son ideales para manejar crudosde mediana y baja gravedad API. Los componentes bsicos de un sistema de Bombeo de Cavidad

Progresiva incluyen:1) Equipos de superficie:a) Cabezal giratorio: su funcin principal es la de soportar el peso de la sarta de cabillas.

Adems, evita que sta ltima retroceda cuando el sistema se apaga.b) Movimiento primario (motor): su funcin principal es la de proveer la energa necesaria para

mover el equipo de superficie, y por ende la sarta de cabillas y la bomba.c) Equipo de transmisin de potencia: a travs de un conjunto de poleas, cadenas y un

sistema hidrulico, se encarga de transmitirle potencia al motor. Tambin se puede incluirdentro de este grupo el Prensaestopas y la Barra Pulida.

2) Equipos de subsuelo: en este grupo de componentes se encuentran la bomba de subsuelo,el ancla de gas, el ancla antitorque y la sarta de cabillas. La bomba de subsuelo consiste deun rotor helicoidal singular que rota alrededor de un mismo eje, dentro de un estator helicoidaldoble de mismo dimetro (menor) y del doble de longitud. El rotor y el estator forman unaserie de cavidades selladas a lo largo de una misma direccin, que se desplazan desde lasuccin hasta la descarga de la bomba.


19/42


Fig. 1-18. Configuracin de una Bomba de Cavidad Progresiva[8].

El desplazamiento de una bomba de Cavidad Progresiva adems de ser funcin de la velocidad derotacin, es directamente proporcional a tres constantes: el dimetro de la seccin transversal delrotor, la excentricidad (o radio de la hlice) y la longitud pitch de la hlice del estator. El

desplazamiento por revolucin puede variar con el tamao del rea de la cavidad.3) Estator de la bomba: con respecto al elastmero del estator, actualmente existen trescomponentes en el mercado para Bombas de Cavidad Progresiva[5], todos estos componentesson formulados a partir de la goma de nitrilo. Los componentes y algunas de sus aplicacionesse muestran a continuacin:

o Nitrilo con concentracin media de Acrilonitrilo: este tipo de elastmero puede seraplicado en crudos de API menores a 28 grados, con altos cortes de agua. As mismo,el material posee excelentes propiedades mecnicas, teniendo como lmite detemperatura de aplicacin 200 grados Fahrenheit.

o Nitrilo de alta concentracin de Acrilonitrilo: este material posee alta resistencia ala presencia de aromticos. Puede ser aplicado en crudos entre 28 y 38 grados API.El material soporta temperaturas de hasta 225 grados Fahrenheit.

o Nitrilo altamente saturado y de alta concentracin de Acrilonitrilo: este tipo de

material no aplica ante la presencia de aromticos. Sus propiedades mecnicas sonexcelentes y soportan temperaturas hasta 275 grados Fahrenheit.

1.5.4. BOMBEO HIDRULICO.Los sistemas de Bombeo Hidrulico transmiten su potencia mediante el uso de un fluido presurizadoque es inyectado a travs de la tubera. Este fluido conocido como fluido de potencia o fluido motor, esutilizado por una bomba de subsuelo que acta como un transformador para convertir la energa dedicho fluido a energa potencial o de presin en el fluido producido que es enviado hacia la superficie.Los fluidos de potencia ms utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismopozo[9].


20/42


Los equipos de superficie comprenden:a) Tanques de almacenamiento, tanques de lavado, separadores y/o tratadores: cuando se

utiliza petrleo como fluido de potencia en un sistema abierto, dicho fluido se obtiene detanques de almacenamiento o de oleoductos, de donde se suministran al sistema de bombeoo de distribucin. Si se est en un sistema cerrado, el fluido de potencia, bien sea agua opetrleo es manejado en un circuito cerrado, el cual debe disponer de su propio tanque de

almacenamiento y equipos de limpieza de slidos, estos equipos operan independientementede las operaciones en las estaciones de produccin.b) Bomba multiplex o triplex: son bombas de accin reciprocante y constan de un terminal de

potencia y un terminal de fluido. El terminal de potencia comprende entre otras partes elcigeal, la biela y los engranajes. El terminal de fluido est formado por pistones individuales,con vlvulas de retencin a la entrada y a la descarga.

c) Vlvulas de control: en general se usan varios tipos de vlvulas de control para regular y/odistribuir el suministro de fluido de potencia a uno o ms pozos.

d) Mltiples de control: se utilizan para dirigir los fluidos directamente a cada uno de los pozos.Una vlvula de control de presin constante, regula la presin del flujo y la cantidad de fluidode potencia que se requiere en cada pozo, cuando se usa una bomba reciprocante.

e) Lubricador: es una pieza de tubera extendida con una lnea lateral para desviar el flujo defluido cuando se baja o se extrae la bomba del pozo. Tambin se utiliza para controlar la

presencia de gases corrosivos que pueden obstaculizar la bajada de la bomba o su remocindel pozo.1.5.4.1. Bombeo Hidrulico Tipo Pistn.En el caso de Bombeo Hidrulico Tipo Pistn, el equipo de subsuelo est formado bsicamente porlos siguientes componentes:

a) Arreglo de tubera: permite clasificar los diferentes tipos de instalaciones del sistema, talescomo: tipo insertable fijo, entubado fijo, bomba libre tipo paralelo y tipo entubado.

b) Bomba hidrulica de succin: el principio de operacin es similar al de las bombas delBombeo Mecnico, slo que en una instalacin de Bombeo Hidrulico Tipo Pistn, la cabillase encuentra en el interior de la bomba. Las bombas hidrulicas se clasifican en bombas deaccin sencilla y las de doble accin. Las de accin sencilla desplazan fluido a la superficie enun solo sentido, es decir, en el movimiento de ascenso o descenso. Las de doble accindesplazan fluido hasta la superficie en ambos recorridos, ya que poseen vlvulas de succin y

de descarga en ambos lados del pistn que combinan acciones de apertura y cierre de lasvlvulas de succin y descarga del mismo[9].

1.5.4.2. Bombeo Hidrulico Tipo Jet.En el caso de Bombeo Hidrulico Tipo Jet, el Mtodo de Levantamiento Artificial es similar al deBombeo Hidrulico Tipo Pistn en cuanto al principio de funcionamiento. En cuanto a las instalacionesy equipos de superficie para ambos Mtodos de Levantamiento Artificial son iguales, la diferenciaprincipal es la bomba de subsuelo.Los principales componentes de la bomba Jet son la boquilla, la garganta y el difusor. El fluido motorentra a la bomba por la parte superior de la misma, inmediatamente el fluido pasa a travs de laboquilla, de este modo toda la presin del fluido se convierte en energa cintica. El chorro de laboquilla es descargado en la entrada de la cmara de produccin, la cual se encuentra conectada conla Formacin. De esta manera, el fluido de potencia arrastra al fluido de produccin proveniente delpozo y la combinacin de ambos fluidos entra a la garganta de la bomba. La mezcla de los fluidos selogra completamente en los lmites de la garganta, debido a que su dimetro es siempre mayor al dela boquilla. En este instante el fluido de potencia realiza una transferencia de energa al fluido deproduccin.La mezcla que sale de la garganta posee el potencial necesario para fluir contra el gradiente de lacolumna de fluido de produccin. Gran parte de ese potencial se mantiene constante como energacintica, y es por eso que la mezcla se hace pasar por una seccin final de operacin, formada por undifusor diseado para proporcionar un rea de expansin y as convertir la energa cintica restante enuna presin esttica mayor que la presin de la columna de fluido de produccin, permitindole a lamezcla, llegar hasta superficie[7].


21/42


Este tipo de Levantamiento Artificial (Bombeo Hidrulico Tipo Jet) puede manejar grandes cantidadesde arena y partculas slidas, adems puede ser instalado a grandes profundidades (hasta18000pies). Tambin es capaz de manejar crudos de alta viscosidad, siempre que se est utilizandocrudo como fluido de potencia.1.5.4.3. Fluido Motor o de Potencia.Los fluidos empleados con ms frecuencia son agua o crudos livianos provenientes del pozo, pero

todo depende de las condiciones del mismo. Por condiciones ambientales y de seguridad es preferibleutilizar agua. Sin embargo, cuando se usan crudos livianos, es posible diluir los crudos pesados yextrapesados del fondo del pozo, disminuyendo su viscosidad. Cuando existe el riesgo de producirseproblemas de corrosin, deposicin de asfaltenos, parafinas y la formacin de emulsiones, es posibleaadir qumicos para prevenir este tipo de problemas si el fluido de potencia es crudo. La inyeccindel fluido de potencia requiere de un sistema hidrulico instalado en superficie, que posee un equipode tratamiento para eliminar el gas y los slidos indeseados que se encuentren en el fluido a serinyectado[5].1.5.5. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS (LAG).Este Mtodo de Levantamiento Artificial opera mediante la inyeccin continua de gas a alta presin enla columna de los fluidos de produccin (Flujo continuo), con el objeto de disminuir la densidad delfluido producido y reducir el peso de la columna hidrosttica sobre la formacin, obtenindose as undiferencial de presin entre el yacimiento y el pozo que permite que el pozo fluya adecuadamente. El

gas tambin puede inyectarse a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie enforma de tapones de lquido (Flujo intermitente). Como variantes de estos mtodos, tambin se handesarrollado otros como la Cmara de Acumulacin, el Pistn Metlico y el Flujo Pistn[5].Una instalacin de LAG consta bsicamente de: la sarta de produccin y el equipo asociado, la lneade flujo, el separador, los equipos de medicin y control, la planta compresora o fuente de gas delevantamiento de alta presin y las lneas de distribucin del gas. El equipo de produccin consiste enuna o varias piezas tubulares denominadas mandriles, los cuales se insertan o enroscan a una vlvulade levantamiento, a travs de la cual pasa el gas destinado a levantar el fluido de produccin.El equipo de subsuelo representa la base para el funcionamiento del LAG y est constituidoprincipalmente por las vlvulas de LAG y los mandriles. Las vlvulas de LAG tienen como funcinpermitir la inyeccin, a alta presin del gas que se encuentra en el espacio anular. De acuerdo a sumecanismo de operacin existen distintos tipos de vlvulas tales como: las cargadas con nitrgeno,las accionadas por resorte, aquellas operadas por la presin del gas inyectado, las operadas por la

presin de los fluidos de produccin, las balanceadas y las no balanceadas[5].El mandril es una seccin tubular que permite colocar la vlvula a la profundidad deseada y permite elpaso del gas, desde el espacio anular hacia la vlvula LAG. Se instala con la tubera de produccin,puede ser de tipo convencional, donde la vlvula va enroscada externamente con un protectorsuperior, para recuperar dicha vlvula es necesario sacar la sarta de produccin. Las instalaciones deLAG pueden ser: cerradas, semicerradas y abiertas. Las cerradas son aquellas provistas deempacadura y vlvula fija de retencin de lquido, las semicerradas poseen empacaduras, pero sinvlvula fija; y las abiertas no utilizan empacaduras, ni vlvula fija. Las instalaciones cerradas ysemicerradas se usan para flujo por la tubera de produccin o por el anular.Este tipo de Mtodo de Levantamiento Artificial permite manejar grandes volmenes de produccin,incluyendo la produccin de agua y sedimentos. Adems cuenta con la flexibilidad de distribuir gas avarios pozos con una sola planta de compresin, y de recuperar las vlvulas con guaya fina o tubera.

1.6. REACONDICIONAMIENTO, RECOMPLETACIN (Ra/Rc) Y SERVICIOS A POZOS[3].El reacondicionamiento y recompletacin se refieren a todos aquellos trabajos que se realizan a lospozos activos o inactivos, cuyo objetivo principal es mejorar las condiciones productivas de losmismos (produccin de hidrocarburos e inyeccin de fluidos). Estos trabajos modifican las condicionesde:

a) Pozo: entre estas actividades se encuentran el caoneo, control de arena, gas y agua,apertura o cierre de arenas, perforacin de ventanas horizontales (Reentry) o verticales

(Redrill), profundizacin, lavado de perforaciones, cambios de mtodo de produccin,

conversin de productor a inyector y viceversa.


22/42


b) Yacimiento: entre estas actividades se encuentran las estimulaciones con inyeccinalternada de vapor, acidificacin de zonas, bombeo de qumicos, fracturamiento y recaoneo.

Todas estas actividades antes mencionadas se pueden realizar con o sin taladro. Esto depende de siel trabajo necesita el manejo de la tubera o si solo se necesita hacer uso de una guaya fina.Los servicios se refieren a todos aquellos trabajos que se realizan a los pozos activos o inactivos,cuyo objetivo principal es mejorar las condiciones productivas de los mismos (produccin de

hidrocarburos e inyeccin de fluidos), sin modificar las condiciones fsicas/ mecnicas del pozo y/oyacimiento. Entre estas actividades tenemos: sacar las varillas y tuberas de produccin, reemplazar elequipo subterrneo, trabajo de limpieza de pozos, trabajos de induccin a produccin, conexin delcabezal del pozo y los trabajos de guaya.

Fallas en el equipo: Muchas veces las fallas mecnicas estn asociadas con el equipo delpozo instalado, tales como: filtraciones en la tubera y la empacadura; fallas del revestimiento yla tubera y el mal funcionamiento del levantamiento artificial. Las indicaciones de la presin desuperficie generalmente indicarn la fuente del problema, pero los estudios de presin ytemperatura son tiles donde se puedan aplicar.

1.7.1.1 Pozos no problemticos.Aunque la correccin de pozos problemticos constituye una gran parte del programa dereacondicionamientos, hay muchas razones por las cuales se hacen reacondicionamientos. Losde mayor importancia son: (1) reterminacin o terminacin mltiple; (2) evaluacin del yacimiento;

(3) instalaciones de servicios.a) Reterminacin, terminacin mltiple: Estos reacondicionamientos son hechos para obtener

produccin adicional en zonas nuevas o para drenar ms efectivamente un yacimientodesarrollado. La revisin peridica del comportamiento del yacimiento, mapas de subsuelo ylas capacidades de produccin del pozo, conducirn frecuentemente a reacondicionamientoseconmicamente atractivos en esta categora. La seleccin del intervalo de produccin debeser considerada cuidadosamente, como se discute bajo la seccin de seleccin del intervalo,para prevenir una produccin prematura de gas o agua y para minimizarreacondicionamientos futuros.

b) Evaluacin del yacimiento: Un control geolgico y del yacimiento, muchas veces requierepruebas exploratorias para localizar contactos o probar arenas de contenidos desconocidos.El anlisis cuidadoso de todos los datos disponibles es necesario para asegurar que el costode este tipo de reacondicionamiento sea justificado.

c) Instalaciones de servicios: Los pozos de inyeccin de gas y agua, pozos de eliminacin yde fuentes de agua, estn incluidos en este grupo. Asociado generalmente con proyectosadicionales de recuperacin o requerido por otras razones, el anlisis generalmente estlimitado a la designacin del pozo ptimo para lograr el resultado deseado. La disponibilidaddel pozo, la localizacin estructural, desarrollo de arena y la seleccin del equipo, estn entrelas mayores consideraciones.

1.7. TCNICAS DE CONTROL DE ARENA.1.7.1. REJILLAS O LINERS RANURADOS

[10].Las rejillas o "liners" ranurados sin empaques con grava, constituyen la manera ms sencilla decontrolar la produccin de arena en pozos horizontales dependiendo lgicamente del grado deconsolidacin de la arena a producir. Este mecanismo debe emplearse, slo si se tiene una arena bien

distribuida y limpia, con un tamao de grano grande, porque de lo contrario la rejilla o forro terminartaponndose. Las rejillas y "liners" actan como filtros de superficie entre la formacin y el pozo,puesto que el material de la formacin se puentea a la entrada del liner. Las rejillas y los "liners"

ranurados previenen la produccin de arena basados en el ancho de las ranuras o aperturas para elflujo, denominado tambin calibre, creando as un filtro que permite la produccin de petrleo.Existen varios criterios para disear las aberturas del "liner" ranurado, en algunos casos, sedimensionan de manera que su tamao duplique el dimetro del grano de arena de formacin en elpercentil cincuenta de la arena (D50), en otros casos, se disean para que su tamao triplique elpercentil diez ms pequeo de la arena (D10). Estos criterios de dimensionamiento se derivan devarios estudios, en los cuales se determin que un grano de arena de formacin forma un puente en la


23/42


abertura de una ranura cuyo tamao sea dos o tres veces el dimetro del grano, siempre y cuandodos partculas traten de entrar en la ranura al mismo tiempo. Evidentemente, la formacin de estospuentes requiere que haya una concentracin suficiente de arena de Formacin que trate de penetrarla rejilla o "liner" al mismo tiempo.Evidentemente, la formacin de estos puentes requiere que haya una concentracin suficiente dearena de Formacin que trate de penetrar la rejilla o liner al mismo tiempo. En otras palabras

funcionan como filtros de superficie, puesto que el material de la formacin se puentea en susuperficie. Las rejillas y liners ranurados previenen la produccin de arena basados en el ancho delas ranuras[10]. La Fig. 1-25presenta un liners ranurado tpico.

Fig. 1-25. Rejilla o Liner Ranurado.

1.7.1.1. Limitaciones de las Rejillas o Liners Ranurados.

Uno de las limitaciones ms rpidamente identificables de las rejillas solas o liner ranurado comouna tcnica de control de arena, es la corrosin de las ranuras antes de que ocurra el puenteo.Si los puentes que se han formado no son estables, pueden romperse cuando cambie la tasa deproduccin o cuando se cierre el pozo. Ahora bien, debido a que los puentes pueden romperse, esposible que la arena de la Formacin se reorganice, lo cual, con el tiempo, tiende a ocasionar laobstruccin de la rejilla o liner. Por tanto, cuando se utilice esta tcnica para controlar arena deFormacin, el dimetro de la rejilla o liner debe ser lo ms grande posible, con el fin de minimizar la

magnitud de la reorganizacin de los granos que pueda ocurrir. Para que una rejilla o liner ranuradosean eficaces, debern utilizarse exclusivamente en formaciones de permeabilidad relativamenteelevada, que contengan poca o ninguna arcilla y cuyos granos de arena sean grandes y estn biendistribuidos. Si la formacin presenta suficiente arcilla, los puentes de arena que se forman en la rejillao en el liner podran obstruirse. Si el rango de tamao de las partculas de arena es amplio y/o

diverso, es posible que la rejilla o liner ranurado se obstruya con granos de arena. Los pozos de petrleo y/o gas con arenas bastantes sucias y con tamaos de granos pequeos, sonnormalmente formaciones no-uniforme. Esto no permitir un apropiado puenteo de la arena de laformacin sobre la rejilla o liner. En la mayora de los casos algn puenteo ocurrir pero con unareduccin de la produccin debido a la invasin de las partculas ms pequeas en las aberturas delas rejillas de alambre enrollado. Esto en efecto limita el uso de rejilla sola o liner como una tcnica

para controlar la arena de la formacin. Otro factor sera el tipo de formacin (friable, parcialmenteconsolidada no consolidada). Las Formaciones friables posiblemente nunca colapsaran alrededor dela rejilla o liner, pero producirn cantidades pequeas de arena durante la produccin del fluido. Lasarenas parcialmente consolidadas y las arena no consolidadas se derrumbarn y llenaran las


24/42


perforaciones y el espacio entre el revestidor y la rejilla con la subsecuente reduccin de lapermeabilidad en las perforaciones y en el espacio del revestimiento/rejilla. La experiencia indica quelas completaciones con rejillas solas en hoyo abierto, la formacin rara vez colapsa totalmente sobrela rejilla, lo que pueda permitir el transporte de material taponante a la superficie de la misma.La productividad inicial de las completaciones con rejillas solas es generalmente buena, pero ladeclinacin de produccin subsecuente es tpica. Las rejillas suelen no ser muy exitosas en muchos

pozos consecuencia del taponamiento de las ranuras de la rejilla y posterior declinacin de laproduccin.La seleccin entre rejilla y liner ranurado se basa fundamentalmente en factores econmicos. El

liner ranurado es menos costoso, pero presenta limitaciones de anchura de las ranuras y, por lo

general, tiene menos rea de flujo disponible. Por su parte, las rejillas pueden tener aberturas muchoms grandes y un rea de flujo mayor, pero resultan ms costosas.Ventajas de las rejillas solas o liners ranurados.

Fciles de correr. Pueden ofrecer un control de arena razonablemente bueno en condiciones adecuadas.

Desventajas de las rejillas solas o liners ranurados. Si el puente que se ha formado no es estable, y se rompe, el liner o rejilla puede obstruirse

con el tiempo debido a la reorganizacin de la arena de Formacin. En pozos de alta tasa hay la posibilidad de que ocurra una falla del liner o rejilla por erosin

antes de que se forme el puenteo. Adecuados nicamente para formaciones de granos grandes y bien distribuidos, alta

permeabilidad y poca o ninguna arcilla.A continuacin la Tabla 1-5presenta los dimetros mximos y ptimos de rejillas para los distintostamaos de revestidor[11]:

Tabla 1-5. Dimetros Recomendados de Rejillas para el Interior del Revestidor.

Tamao del Revestidor.Dimetro Externo (pulg).

Dimetro Mximo deRejilla. Dimetro Externo

de Tubera (pulg).

Dimetro ptimo de Rejilla.Dimetrro Externo de

Tubera (pulg).4 1 1

4 1 1

5 1 1 5 2 3/8 2 3/8

6 5/8 3 2 7/8

7 3 2 7/8

7 5/8 4 2 7/8

8 5/8 5 2 7/8

9 5/8 5 2 7/8

1.7.2. REJILLAS PRE-EMPACADAS[12].Las rejillas pre-empacadas son un filtro de dos-etapas con las envolturas externas e internas de larejilla que entrampan el medio filtrante. El medio filtrante (tpicamente grava) no deja pasar los granosde la Formacin ms pequeos, esta arena acta como agente puenteante cuando se produce arenade Formacin mientras que la envoltura exterior de la rejilla filtra los granos de la Formacin msgrandes, las rejillas pre-empacadas se aplican en zonas donde la utilizacin del empaque con gravaes difcil (zonas largas, pozos muy desviados, pozos horizontales y Formaciones heterogneas). Lasventajas y desventajas de usar rejillas preempacadas son:Ventajas del mtodo:

A pesar de ser pre-empacadas no se aumenta el radio externo de las rejillas. En algunos casos son menos costosas que las tuberas ranuras de gran dimetro. Poseen mayor capacidad de flujo por pie.

Desventajas del mtodo:


25/42


Es muy propensa a daos fsicos durante su asentamiento en el pozo. La grava consolidada es poco resistente a la erosin. La grava consolidada al igual que los sistemas de consolidacin plstica son poco resistentes a

la accin de cidos, vapor, etc. Productividad de los pozos se reduce cuando las aberturas se taponan.

La utilizacin de las rejillas pre-empacadas implica tener presente dos posibles problemas:

a) Taponamiento: si la rejilla no se encuentra protegida es muy probable que la misma se taponecon finos de la Formacin durante el proceso de formacin del puente arena.

b) Daos de la grava pre-empacada: si el pozo es demasiado inclinado, o las rejillas se colocanen pozos horizontales de radio corto se generan fracturas en la grava consolidada quegenerarn un bajo desempeo de la misma.

Las pautas a seguir para utilizar rejillas pre-empacadas son prcticamente las mismas que rigen elempleo de rejillas solas o liners ranurados, Formaciones altamente permeables de granos de arena

grandes y bien distribuidos, con poco o ningn contenido de arcillas u otros finos. Debe considerarsela aplicabilidad de las rejillas pre-empacadas en pozos de radio corto, en los cuales, la gravarecubierta de resina y consolidada podra agrietarse mientras se empuja a travs de los grandesngulos de inclinacin del pozo. Este agrietamiento podra afectar la capacidad de filtracin de arenaque posee la rejilla, lo cual resulta particularmente cierto en el caso de la rejilla pre-empacada simple,donde el agrietamiento de la grava recubierta de resina y consolidada puede hacer que la grava se

salga de la camisa perforada, exponiendo directamente la rejilla interior a la produccin de arena deFormacin.Existen diferentes diseos de rejillas pre-empacadas, los ms comunes incluyen rejillas pre-empacadas de rejilla doble, rejillas pre-empacadas de rejilla sencilla y slim-pak.

a) La rejilla doble: consiste en una rejilla estndar y una camisa adicional sobre la primeracamisa. El espacio anular entre las dos camisas se rellena con grava revestida con resina.Todo el ensamblaje de la rejilla se coloca en un horno y se calienta para permitir que la gravarevestida se consolide.

b) La rejilla pre-empacada sencilla: posee, en primer lugar, una rejilla estndar. En este caso,se instala un tubo perforado especial sobre la camisa. Este tubo est envuelto en un papelespecial para sellar los orificios de salida, y la regin anular entre la camisa y el tuboperforado se llena con grava revestida con resina. El ensamblaje se cura en un horno y se

saca el papel que est alrededor del tubo exterior.c) La rejilla Slim-Pak: es similar a la rejilla estndar, con dos excepciones importantes. Enprimer lugar, alrededor de la parte exterior de la base de tubera perforada se enrolla unarejilla de malla muy fina y se asegura antes de instalar la camisa. En segundo lugar, elespacio entre la camisa y la rejilla de malla fina se llena con arena de empaque revestida conresina. Despus se lleva la rejilla a un horno, para curar la grava revestida y obtener una capafina de grava consolidada entre la camisa de la rejilla y la tubera base.

En la Fig. 1-26, se muestran los tres tipos de rejillas ya mencionadas.


26/42


Fig. 1-26. Tipos de Rejillas Pre-Empacadas.

1.7.3. COMPLETACIONES A HOYO REVESTIDO CON EMPAQUE CON GRAVA [10].El empaque con grava en Hoyo Revestido es una de las tcnicas de control de arena ms

comnmente utilizada por la industria petrolera. Este mtodo de control de arena utiliza unacombinacin de rejilla y grava para establecer un proceso de filtracin en el fondo del pozo. La rejillaes colocada a lo largo de las perforaciones y un empaque de grava con una distribucin adecuada dearena es colocado alrededor de la rejilla y en las perforaciones. Despus de esto, la arena delempaque de grava en las perforaciones y en el anular de la rejilla-revestidor filtra la arena y/o finos de

la formacin mientras que la rejilla filtra la arena del empaque con grava. La Fig. 1-27 muestra unacompletacin tpica a hoyo revestido con empaque con grava:

Fig. 1-27. Esquema de un Empaque con Grava en Hoyo Revestido.


27/42


Una variedad de tcnicas son usadas para colocar la rejilla frente a las perforaciones y controlar lacolocacin de la grava. La eleccin de la tcnica ms adecuada depender de las caractersticasparticulares del pozo tales como profundidad, espesor del intervalo, presin de la Formacin, etc. Losnumerosos sistemas de fluidos y herramientas estn disponibles para mejorar la produccin final delpozo empacado con grava. Las diferentes tcnicas ms conocidas se listan a continuacin:

a) Sistemas convencionales Empacados con agua.

Circulacin en reverso. Circulacin Crossover. Tcnica de Washdown.

b) Sistemas de empaque por lechada de cemento. Tcnica de Squeeze. Tcnica de un viaje. Tcnica de Washdown.

Desafortunadamente, la eficiencia de una completacin con empaque con grava, independientementede la tcnica que se utilice, genera dao al pozo en muchos casos. El dao cercano a la boca delpozo como un resultado de la completacin con empaque con grava podra atribuirse a variosmecanismos o ms probablemente, es el resultado acumulativo de una variedad de ellos. Estospodran incluir el taponamiento del empaque y la prdida del fluido durante la completacin. Eltaponamiento del empaque ocurre principalmente por la migracin de finos desde la formacin, queinvaden el empaque con grava cuando el pozo es colocado en produccin. Asimismo, la prdida defluido durante el empaque con grava es un problema serio, sobre todo en zonas de alta permeabilidad.Esta prdida de fluido puede producir una variedad de mecanismos de daos tales como:

Problemas de depositacin de escama por la interaccin del agua de la Formacin con losfluidos perdidos durante la fase de completacin.

Dao debido a la alta viscosidad de los fluidos perdidos. Dao debido a la presencia de partculas slidas como carbonato de calcio o sal usados como

aditivos para controlar prdidas de fluidos, bombeados antes del empaque con grava, quepueden crear problemas de taponamiento del medio poroso por slidos. Esto tambin creaotros problemas como potencial puenteo en el empaque.

Ventajas de una completacin a hoyo revestido con empaque con grava. Existen facilidades para completacin selectiva y para reparaciones en los intervalos

productores. Mediante el caoneo selectivo se puede controlar con efectividad la produccin de gas y agua. La produccin de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad. Es posible hacer completaciones mltiples.

Desventajas de una completacin a hoyo revestido con empaque con grava. Se restringe las perforaciones del caoneo debido a la necesidad de dejar la rejilla en el hoyo. Taponamiento debido a la formacin de escamas cuando el agua de inyeccin se mezcla con

el fluido de completacin a base de calcio usado durante el empaque con grava. Prdida de fluidos durante la completacin causa dao a la formacin. Erosin / corrosin de la rejilla debido a la arena que choca contra cualquier superficie

expuesta.1.8.4. COMPLETACIONES A HOYO ABIERTO AMPLIADO CON EMPAQUE CON GRAVA [10].

El empaque con grava en Hoyo Abierto Ampliadoimplica perforar por debajo de la zapata o cortar elrevestimiento de produccin a la profundidad de inters, repasar la seccin del hoyo abierto,

amplindolo al dimetro requerido, para luego colocar una rejilla frente al intervalo ampliad o, yposteriormente circular la grava al espac io entre la rejilla o liner ranurado y el hoyo ampliado, de talforma que la rejilla o liner ranurado funcione como dispositivo de retencin de la grava y el empaque

con grava como filtro de la arena de la Formacin [10]. La Fig. 1-28muestra un esquema genrico deuna completacin a Hoyo Abierto Ampliado.


28/42


Fig. 1-28. Completacin a Hoyo Abierto Ampliado.

La operacin descrita, permite aumentar las dimensiones del hoyo. La razn fundamental que justificaesta operacin en un hoyo abierto es la de remover el dao presente en la zona ms cercana al pozo.El hoyo de mayor dimetro tambin aumenta ligeramente la productividad del pozo, pero esta mejorano es muy significativa en la mayora de los casos. La ampliacin del hoyo se puede llevar a cabosimplemente para lograr una mayor holgura entre la rejilla y el hoyo abierto. En cualquier caso, deberrealizarse con un fluido que no cause dao a la Formacin. Los lodos de perforacin tradicionales slodeberan ser utilizados como ltima alternativa y se debern planificar tratamientos para la remocindel dao antes de empacar con grava o poner el pozo a producir.Los problemas de la ampliacin de hoyo tienen que ver ms con problemas operacionales que conaspectos referentes al tiempo de realizacin, costos o productividad.Los empaques con grava en Hoyo Abierto Ampliado permiten evitar todas las dificultades ypreocupaciones asociadas con el empaque de las perforaciones en Hoyos Revestidos y reducen lasoperaciones de colocacin de grava a una tarea relativamente simple, de empacar el espacio anularentre el liner y el hoyo ampliado. Debido a que estos empaques no tienen tneles de perforacin, los

fluidos de perforacin pueden converger hacia y a travs del empaque con grava radialmente (360),eliminando la fuerte cada de presin relacionada con el flujo lineal a travs de los tneles deperforacin. La menor cada de presin que ocurre a travs del empaque en un Hoyo AbiertoAmpliado garantiza prcticamente una mayor productividad, en comparacin con el empaque en HoyoRevestido para la misma Formacin y/o condiciones.

Ventajas de los empaques con grava en Hoyo Abierto Ampliado. Bajas cadas de presin en la cara de la arena y alta productividad. Alta eficiencia. No hay gastos asociados con tubera de revestimiento o caoneo. Menos restricciones debido a la falta de tneles de perforacin.

Desventajas de los empaques con grava en Hoyo Abierto Ampliado. Es difcil excluir fluidos no deseables como agua y/o gas. No es fcil realizar la tcnica en Formaciones no consolidadas. Requiere fluidos especiales para perforar la seccin de hoyo abierto.


29/42


Las rejillas pueden ser difciles de remover para futuras re-completaciones. La habilidad para controlar la colocacin de tratamientos de estimulacin es difcil.

La Fig. 1-29muestra las cadas de presin tericas de los Empaques con Grava en Hoyo Revestido yHoyo Abierto Ampliado, suponiendo los siguientes casos: completamente empacado (Pre-empacado),parcialmente empacado (Sin pre-empaque), perforaciones que se llenan con arena de formacin yhoyo abierto ampliado con empaque con grava. Como la Fig. 1-29 indica, los empaques con grava en

hoyos abiertos ampliados no originan prcticamente ninguna cada de presin adicional, y los fluidosde formacin convergen en el pozo, mejorando la productividad en comparacin con los casos depozos revestidos con empaque[11].

Fig. 1-29. Diferenciales de Presin Debido a los Diferentes Tipos de Empaque.

1.7.4.1. Pautas para la Seleccin de Pozos Candidatos al Empaque con Grava en Hoyo AbiertoAmpliado[10].A pesar de su potencial para lograr pozos de alta productividad, los empaques con grava en hoyoabierto ampliado no son apropiados para todos los yacimientos y Formaciones. La mayor desventajade la completacin en Hoyo Abierto Ampliado es la imposibilidad de aislar fcilmente la produccin nodeseada de agua y/o gas. A diferencia de las completaciones en Hoyo Revestido, las cuales puedenser caoneadas de manera precisa y selectiva slo en las zonas de inters, las completaciones enHoyo Abierto Ampliado ofrecen un control bastante menor sobre cules son los fluidos (agua, petrleoo gas) que estn fluyendo del frente de la Formacin. Adems, en un pozo de Hoyo Revestido, lasoperaciones correctoras (como la cementacin forzada, el taponamiento o empaques dobles) paraaislar la produccin no deseada de fluido, pueden llevarse a cabo con una probabilidad de xitorazonablemente buena. Estas operaciones correctoras, descritas anteriormente, en un Hoyo AbiertoAmpliado (con la posible excepcin del taponamiento) son ms arriesgadas y con mayores

probabilidades de fracaso. Considerando esto, las completaciones en hoyo abierto ampliado son msapropiadas para formaciones que producirn un fluido monofsico (petrleo o gas) durante unperodo largo de tiempo, debido al bajo riesgo que representa el reacondicionamiento para eliminar laproduccin no deseada de algn fluido.Un requerimiento esencial de los empaques con grava en hoyo abierto ampliado es mantener laestabilidad del hoyo durante la fase de completacin. La falta de estabilidad del hoyo es una raznprincipal por la cual se dificulta grandemente el procedimiento de empacar con grava un Hoyo AbiertoAmpliado, con mayor frecuencia en Formaciones no consolidadas y que se dilatan fcilmente. Loshoyos inestables dificultan la corrida del ensamblaje para el empaque con grava y pueden evitar unacolocacin correcta de la grava si la Formacin se derrumba alrededor de la rejilla. Es necesario evitar


30/42


los empaques con grava en Hoyo Abierto Ampliado para las Formaciones con limitaciones de arena ylutitas, especialmente si las ltimas tienden a hincharse y/o derrumbarse. Durante la colocacin de lagrava, la lutita podra mezclarse con la arena del empaque, lo cual reduce la permeabilidad de lagrava y afecta el comportamiento del pozo. Tambin en este caso, la escogencia del fluido decompletacin apropiado puede generar algunos de los problemas asociados con Formaciones quetienen limitaciones de arena y lutita.

El fluido utilizado para la perforacin del Hoyo Abierto es decisivo en el xito de la completacin. Lossiguientes son los requerimientos generales de un fluido de perforacin ideal:a) Compatible con la roca yacimiento (no daino).b) Buenas propiedades de suspensin de slidos.c) Baja prdida de friccin.d) Baja prdida de filtrado.e) Densidad fcilmente controlable.f) Fcilmente disponible.g) Bajo costo.h) No txico.i) Removible fcilmente de la formacin.

Si bien la mayora de los fluidos de perforacin no cumplen con todas esta propiedades, algunos deellos, como los sistemas a base de agua y saturados con sal y los de carbonato de calcio, presentan

buenos resultados durante la perforacin. El aspecto decisivo es que el fluido de perforacin debecausar un dao mnimo en la cara de la formacin. Los fluidos de perforacin cargados de slidosdeben formar rpidamente un revoque muy impermeable para as minimizar las prdidas de filtrado.Es necesario que el revoque se remueva fcilmente antes y despus del empaque con grava. Enalgunos casos, las salmueras limpias han demostrado ser excelentes fluidos de perforacin nodainos. Cuando el Hoyo Abierto vaya ser ampliado, se puede utilizar el lodo estndar como fluido deperforacin, siempre y cuando la operacin de ampliacin remueva la porcin de la Formacininvadida por el lodo y daada.En un Hoyo Abierto Ampliado, la rejilla liner se asienta, generalmente, a un pie o dos del fondo del

pozo. Se debe evitar asentar la rejilla en condiciones de compresin, para evitar su pandeo, el cualsera perjudicial para la centralizacin. Si la rejilla no se asienta en el fondo, o si el fondo del pozo esblando, las presiones hidrulicas creadas durante la colocacin de la grava pueden generar fuerzas

suficientes como para hacer que la rejilla se desplace hacia abajo.

1.8.5. EMPAQUE DE LAS PERFORACION

terminacion de pozos - generalidades.doc

Documents