Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y
Mantenimiento de Pozos
ÍNDICE
I. DISEÑO DE LA TERMINACIÓN DE POZOS
Planeación de la terminación
Programa de operación
Análisis de información
Muestras de canal y corte de núcleos
Gasificación y pérdidas de circulación
Correlaciones
Antecedentes de pruebas durante la perforación
Pruebas de formación
II. ANÁLISIS DE REGISTROS
Registro en agujero descubierto
Registro en agujero entubado
III. TOMA DE INFORMACIÓN
Registros de presión
Registro de producción (PLT)
Registro de evaluación de cementación
IV. CEMENTACIÓN DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO DE EXPLOTACIÓN
Tuberías de explotación
Tuberías de explotación cortas
Operaciones previas a la cementación
Operaciones durante la cementación
Introducción de la tubería de revestimiento
Operaciones posteriores a la cementación
V. DISEÑOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN
Propiedades de la tuberías y de las juntas
Clase de tuberías de producción
Consideraciones de diseño
Accesorios de los aparejos de producción
Equipo de control subsuperficial
Empacadores
Determinación del peso de anclaje
Conexiones superficiales de control
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21
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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
Daño a la formación productora
Efecto de la presión y temperatura sobre las salmueras
Composición y propiedades de las salmueras
Cálculos para el cambio de densidad de salmueras
Corrosividad de las salmueras
Tipos de corrosión
Factores que afectan la tasa de corrosión
31
31
32
32
34
41
42
43
VIII. DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS DE CONTROL
45
Objetivos del desplazamiento
Recomendaciones previas al lavado del pozo
Espaciadores y lavadores químicos
Fluidos empacantes
45
47
48
48
IX. DISEÑO DE DISPAROS
Pistolas hidráulicas
Cortadores mecánicos
Taponamiento de los disparos
Limpieza de los disparos taponados
Control del pozo
Penetración contra tamaño del agujero
Planeación del sistema de disparo
Desempeño de las cargas
Influencia de los factores geométricos sobre la relación de productividad
Procedimento de operación
Selección óptima de disparos utilizando software técnico
X. ESTIMULACIÓN DE POZOS
Determinación del tipo de daño a la formación
Selección del tipo de tratamiento
Análisis de muestras y pruebas de laboratorio
XI. TÉCNICAS BÁSICAS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS
Estimulación matricial
Surfactantes
Tipos de acido
Diseño de una estimulación
Procedimiento operativo para realizar una estimulación
XII. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
2
50
51
51
52
52
54
56
56
56
57
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60
61
61
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64
65
65
66
69
69
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73
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Conceptos básicos
Comparación del fracturamiento ácido y fracturamiento con apuntalante
Fracturamiento ácido
Fracturamiento con apuntalante
Fracturamiento con espumas
Fracturamiento con gas altamente energizado
XIII. ANÁLISIS DE PROBLEMAS DE POZOS
Tópicos de terminación
73
77
78
79
81
82
83
86
XIV. TÉCNICA Y EQUIPO PARA LA TERMINACIÓN CON TUBINGLESS
Consideraciones de diseño
88
89
MANTENIMIENTO DE POZOS
XV. INTRODUCCIÓN, DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN
93
XVI. REPARACIÓN MAYOR
93
Procedimiento operativo
XVII. CONSIDERACIONES PARA LA APERTURA DE VENTANAS
Apertura de ventanas con herramienta desviadora tipo cuchara
Procedimento operativo para apertura de ventanas con cuchara desviadora
95
103
105
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
Control del pozo
Inducciones
Inducción por empuje o implosión
Toma de muestras
Procedimientos operativos para el muestreo
Moliendas
Consideraciones en la selección y operación de cargas puncher
Vibraciones de sartas
Consideraciónes para la desconexión de tuberías
Cortadores de tubería
109
124
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131
142
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156
158
158
XIX. COSTO DE UNA INTERVENCIÓN
Bibliografía
159
161
3
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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, Editorial Pennwell, 19.
2. Kemp Gore;" Oilwell Fishing Operations: Tools and
Techniques", Second Edition Golf Publishing
Compañy.1990.
3. Wells Michael;"Perforating Design" Curso Villahermosa 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 Mantenimiento 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.
4
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 Manuel;" Diseño Manejo y Selección de Tuberías de
Producción", PEP, REGION Sur, Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos, Primera Edición 1995.
9. Mora Ríos Alfonso y López Valdéz Israel;" Manual
de evaluación de Formaciones , PEP, REGION Sur,
de Perforación y Mantenimiento de Pozos, Primera 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 Terminación y reparación de Pozos.
15.Garaicochea P. Francisco; " Apuntes de Estimulación 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Utilidad .- Es la diferencia entre el costo y el precio,
normalmente se maneja en porcentaje.
Terminación y
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.
Mantenimiento de Pozos
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
Figura 68 Cortador de tubería químico (superior). Corte efectuado (inferior)
Ahora bien, para hablar de costos debemos tener
clara las diferencias entre los conceptos costo y gasto, precio y utilidad.
Gasto. Es el flujo de efectivo que se ve reflejado directamente en caja. En algunos casos se puede igualar al costo; esto es, cuando los servicios utilizados
en la intervención son proporcionados por la compañías de servicio. En caso contrario, cuando son
por administración, siempre serán menor al costo.
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, telecomunicaciones, 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.
160
Servicios
Apertura de ventana
Perforación direccional.
Prueba de lubricador
Apriete computarizado (llave y computadora) TR`s y TP
Disparos
Estimulación
Registros
Instalación de bola y niple colgador
Cementación de TR`s y TXC (Tapón por Circulación)
Mantenimiento, instalación y prueba del ½árbol
Nitrógeno
Pruebas hidráulicas
Herramientas especiales
Tubería flexible
Unidad de alta presión
Unidad Línea de Acero (registro de gradientes y
muestras)
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 elección del sistema de terminación deberá considerarse
la información recabada, indirecta o directamente,
durante la perforación, a partir de: Muestra de canal, núcleos, pruebas de formación análisis
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.
Transporte de:
Análisis de información
a) Equipo (desmantelar transportar e instalar )
b) Personal, accesorios y material diverso
Para desarrollar la planeación de la terminación se
deberá de contar con la información del pozo a intervenir y de pozos vecinos, esta estará constituida
de: Registros geofísicos, muestras de canal, corte de
núcleos, gasificaciones, perdidas de circulación, correlaciones, antecedentes de pruebas durante la
perforación, pruebas de formación (DST). Esta información se evaluara con el propósito de determinar cuales son las zonas de interés que contengan
hidrocarburos y a través de un análisis nodal se diseñaran los disparos, diámetros de tubería de producción y diámetros de estranguladores para mejorar la producción del yacimiento.
Muestras de canal y corte de núcleos
Las muestras de canal se obtienen durante la perforación, 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 barrena 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 preferentemente en áreas no conocidas y su operación
consiste:
a. El equipo muestreador es instalado en el extremo inferior de la sarta de perforación y se
introduce hasta el fondo del agujero.
b. La barrena empieza a cortar el núcleo perforando 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 información 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:
6
- Causas naturales. Son aquellas inherentes a la
formación , ejemplo: cavernas o fracturas naturales.
- Causas inducidas. Son provocadas durante la
perforación al bajar rápidamente la sarta de perforación (efecto pistón), al controlar el pozo
alcanzando la presion máxima permisible y al
incremento inadecuado de la densidad de lodo.
Tubería
Tipo
Producción
Perforación
Diámetro
(pg)
2 3/8
2 7/8
3½
4 ½”
2 3/8-2 7/8
3 ½- 4
4 ½-6 9/16
6 5/8
3½
4 1/8-5 ½
5 ¾-7
7 ¼-8 1/2
Arriba de 9
0-1000
1
1
1
2
1
2
2
3
2-4
2-4
3-6
4-6
6
Profundidad( m)
2000-3000
1
2
2
2
3
4
4-6
5-7
3-7
4-8
5-10
6-12
6-12
1000-2000
1
1
1
2
2
3
4
4-5
2-5
3-6
4-8
5-9
6-12
En conclusión las pérdidas de circulación indican las
zonas depresionadas así como también nos da una
aproximación de la presión de fractura de la formación. Así el programa de terminación deberá contener las densidades requeridas para el control adecuado del pozo.
Drilles
Correlaciones
Tabla 11 Número de hilos de cordón explosivo de 8 granos/pie
En la elaboración del programa de terminación es
importante la información que proporcionan los pozos vecinos, esta servirá para ubicar las zonas de interés, así como la geometría de aparejos de producción que se utilizaron, diseño de disparos e historia
de producción de los pozos. Toda la información recolectada 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, rebajado la zapata y se perforen algunos metros, se debe
de determinar el gradiente de fractura de la formación expuesta, así como la efectividad de la
cementación. Principalmente si han existido problemas durante la cementación, como perdidas de circulación 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 ocurre un brote, para determinar las densidades máximas en el pozo.
Otra de las pruebas que se realizan en la perforación
es la prueba de formación con la cual se obtiene información del comportamiento del flujo de fluidos y
de la formación. La información obtenida en las pruebas realizadas en la perforación del pozo son de utilidad para optimizar la planeación de la terminación.
Su principio de operación consiste en expulsar violentamente 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.
3000-4000
2
2
2
3
4
4-6
5-9
6-10
3-8
4-10
6-12
7-15
8-15
40002
3
3
3
4-6
5-8
6-12
7-14
4-9
5-12
7-15
8-18
8-18
de suma importancia que en la planeación se realice
un análisis tomando en consideración los porcentajes de riesgo involucrados, que permitan la generación de ganancias.
A continuación se mencionan algunas consideraciones que se deben tomar en cuenta al operar un cortador químico:
1) La herramienta debe permanecer inmóvil durante el corte, para lo cual cuenta con un dispositivo de anclaje.
2) El rango de corte en tuberías mínimo es de 0.742
pg.
3) Es necesario contar con fluido dentro de la tubería 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 entidad prestadora de servicios, requiere conocer los
costos de la intervención a los pozos. Por lo tanto es
Figura 67 Cortador térmico (superior), forma del corte 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 depreciación del equipo
159
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 vibración 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 desconectar.
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 demuestra que es mejor tenerla ligeramente a tensión. Para
determinar la cantidad de tensión aplicada a la tubería se tiene que:
Calcular el peso flotado de la tubería hasta el punto 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 tubería 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 tubería, 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 desconexión es apretar la tubería. Esto evita que se desconecte 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 perforación, mientras que en tuberías de producción se
recomienda 1 ½ vueltas.
158
El tercer factor en la desconexión de tuberías tiene que
ver con la torsión izquierda en la junta por desconectar. Cuando se tienen pozos desviados, ésta hace difícil la transmisión de la torsión hasta la junta por desconectar. En estos casos se recomienda transmitir la torsión por etapas. Una práctica recomendable es aplicar
½ vuelta por cada 300m de longitud de tubería de perforación, y 1 vuelta para tuberías de producción.
Procedimiento operativo
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 torsión 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 limitado 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 necesario 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.
Pruebas de formación
La prueba de formación consiste en hacer una terminación 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 formación fluyan hacia el pozo y posteriormente a la
superficie. El objetivo de las pruebas de formación
es crear las condiciones favorables para que la formación 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 producción 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 Eléctrico 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 interpretación y análisis de datos de un conjunto de perfiles 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 yacimiento 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 única de la resistividad eléctrica de las formaciones atravesadas, se realizaba por estaciones, se hacían mediciones y la resistividad calculada se trazaba ma-
nualmente en una gráfica, en 1929 se introdujo comercialmente y se reconoció la utilidad de la medición de la resistividad para propósitos de correlación
y para identificar las capas potenciales portadoras
de hidrocarburos. En 1931, la medición del potencial espontáneo (SP) se incluyó con la curva de
resistividad en el registro eléctrico y así sucesivamente
se fueron dando los avances de los diferentes registros 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 (natural e inducida) y numerosos parámetros en agujeros
revestidos.
Registro en Agujero Descubierto
Casi toda la producción de petróleo y gas en la actualidad se extrae de acumulaciones en los espacios
porosos de las rocas del yacimiento, generalmente
areniscas, calizas o dolomitas. La cantidad de petróleo o gas contenida en una unidad volumétrica del
yacimiento es el producto de su porosidad por la
saturación de hidrocarburos. Además de la porosidad y de la saturación de hidrocarburos, se requiere
el volumen de la formación almacenadora de hidrocarburos. Para calcular las reservas totales y determinar si la reserva es comercial, es necesario conocer el espesor y el área del yacimiento para calcular
su volumen.
Para evaluar la productividad del yacimiento, se requiere 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 principales parámetros petrofísicos para evaluar un depósito son: porosidad, saturación de hidrocarburos,
espesor, área, permeabilidad, geometría, temperatura y la presión del yacimiento, así como la litología
que desempeñan un papel importante en la evaluación, 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 fenómenos físicos que ocurren naturalmente en las
rocas in situ. La curva SP registra el potencial eléc-
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Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
trico producido por la interacción del agua de formación innata, el fluido de perforación conductivo y
otras rocas selectivas de iones (lutita) y el registro de
GR indica la radioactividad natural de las formaciones. 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 correlación entre las capas.
¨ Proporciona una indicación de la arcillosidad
de la capa.
¨ Ayuda en la identificación de la litología (mineral).
¨ En el caso de la curva SP, permite la determinación de la resistividad del agua de formación.
¨ En el caso de los Registros GR y NGS (registro
de espectrometria de rayos gamma naturales)
detecta y evalúa depósitos de minerales radioactivos.
¨ En el caso del registro NGS define las concentraciones 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, definiendo 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 llenos con lodos no conductivos, ya que éstos no proporcionan una continuidad eléctrica entre el electrodo del SP y la formación.
8
Registro de RG
El registro de RG es una medición de la radioactividad natural de las formaciones. En las formaciones
sedimentarias el registro normalmente refleja el contenido de arcilla de las formaciones porque los elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas. Las formaciones limpias generalmente
tienen un nivel muy bajo de radioactividad, a menos
que contaminantes radioactivos como cenizas volcánicas 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 entubado lo que lo hace muy útil como una curva de correlación 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 localización de capas con y sin arcilla y, lo mas importante,
para la correlación general.
Las propiedades de los Rayos Gamma son impulsos 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 elementos 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 elementos emite rayos gamma, el número y energía de
éstos es distintivo de cada elemento, al pasar a
través de la materia, los rayos gamma experimentan colisiones de Compton sucesivas con los átomos del material de la formación y pierden energía en cada colisión.Después de que el rayo gamma
ha perdido suficiente energía , un átomo de la formación lo absorbe por medio de efecto fotoeléctrico. Por consiguiente, los rayos gamma naturales se absorben gradualmente y sus energías se
degradan {reducen} al pasar a través de la formación. La tasa de absorción varía con la densidad
de la formación, dos formaciones que tengan la
misma cantidad de material radiactivo por volumen de unidad, pero con diferentes densidades,
mostraran diferentes niveles de radioactividad, las
formaciones menos densas aparecerán algo más
radioactivas.
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 medición 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 tubería 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 tensión sobre el peso de la tubería, midiendo la
elongación producto de ese esfuerzo. La longitud de
atrapamiento se calcula con:
/=
Donde:
(0.88[H[: )
∆)
[10− 5
(51)
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 punto 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 longitud mínima libre.
7) Repita los pasos 4, 5, 6, y compare las longitudes
calculada, con el fin de determinar con mayor precisión la longitud libre de tubería.
Los valores de tensión recomendados para la tubería de producción y de perforación son presentan en
la tabla 10.
Diámetro
(pg)
2 3/8
2 7/8
3½
4½
2 7/8
3½
4 1/2
Tipo de
Tubería
Producción
Producción
Producción
Producción
Perforación
Perforación
Perforación
Tensión Recomendada
(Lbs)
10,000-15,000
14,000-20,000
20,000-30,000
28,000-42,000
20,000-25,000
30,000-35,000
35,000-40,000
Tabla 10. Tensión adicional recomendada para pruebas
de elongación.
El torque en superficie se relaciona con el desplazamiento angular o giro. Éste varía linealmente con la
profundidad; es decir, desde un máximo en la superficie 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:
Donde:
7[/
θ = 27,060
(V [,
(52)
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 − 'L 4 ) (53)
(
32
Donde:
De = Diámetro exterior de la tubería (pg).
Di = Diámetro exterior de la tubería (pg).
Determinación de la cantidad de explosivo para efectuar 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 explosivo depende principalmente de la profundidad (presión hidrostática) y del diámetro de la tubería. La tabla 11 proporciona la cantidad de cordón explosivo
recomendado para diferentes diámetros de tubería y
157
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 embargo, 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 presión que se va a manejar en los disparos. Normalmente cuatro cargas por metro son suficientes;
sin embrago, en puntos en donde la carga está
cerca del límite se recomienda aumentar la densidad de los disparos.
Tipo de
carga
Pequeña
(Naranja)
Mediana
(Blanco)
Grande
(Azul)
Espesor de
Tubería
( pg)
0.19
0.37
0.38
0.49
0.50
0.60
Diámetro
promedio
(pg)
0.37
0.19
0.37
0.22
0.23
0.21
Penetración
máx. en la
tubería
exterior
(pg)
0.10
0.04
0.07
0.04
0.05
--
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:
156
Tipo de
carga
Espesor de
Tubería( pg)
Pequeña
(Verde)
Mediana
(Café)
Grande
(Verde)
0.15
0.34
0.34
0.49
0.49
0.55
Diámetro
Penetración
promedio(pg) máx. en la
tubería
exterior(pg)
0.37
0.02
0.25
-0.34
0.02
0.18
-0.24
0.03
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 herramientas y accesorios utilizados en la intervención
pueden ocasionar este problema. Así es que las decisiones para resolverlo son determinantes para lograr 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 encuentra 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 pegados, tubería pegada, por tornillos dados de cuñas y, en general, por objetos extraños en el pozo)
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 afectada 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 características 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 invadida.
Otras mediciones petrofísicas, como la micro-resistividad, el magnetismo nuclear o la propagación electromagnética, 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 sónicos 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 atravesar 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 dependencia de la porosidad hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. Los tiempos de tránsito sónicos integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos. El registro sónico 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 rugosidad del agujero, las capas de la formación, y las fracturas 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 marcaron los diferentes paquetes de ondas. Aunque los
paquetes de ondas no están totalmente separados
en el tiempo en este espaciamiento, pueden observarse los distintos cambios que corresponden al inicio 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 transmisor a la formación como una onda de presión
de fluido, viaja dentro de la formación a la velocidad 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 transmisor al receptor en la columna de lodo a la velocidad de onda de compresión del fluido del agujero.
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 frecuencia del pulso de sonido, del diámetro del agujero, de la velocidad de cizallamiento de la formación, de las densidades de la formación y del fluido y
de la velocidad de la onda de compresión en el fluido.
9
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 todavía 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.
10
La combinación de mediciones depende de la situación. Por ejemplo, si una formación se compone de
dos minerales conocidos en proporciones desconocidas, la combinación de los registros neutrónico y
de densidad o de densidad y sección transversal fotoeléctrica podrá definir las proporciones de los minerales además de dar un mejor valor de la porosidad. 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 porosidad en base, otra vez, a la combinación de densidad-neutrónica.
Las gráficas de interrelación son una manera conveniente de mostrar cómo varias combinaciones de
registros responden a la litología y la porosidad. También proporcionan un mejor conocimiento visual del
tipo de mezclas que la combinación podrá determinar mejor. Cuando la litología de la matriz es una
mezcla binaria (por ejemplo, arenisca-caliza, calizadolomita o arenisca- dolomita), el punto marcado a
partir de las lecturas de registros caerá entre las líneas de litología correspondientes.
Registros de Densidad
Los registros de densidad se usan principalmente como
registros de porosidad, otros usos incluyen identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de gas, determinación de la densidad de hidrocarburos, 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 partículas de alta velocidad que chocan con los electrones 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 disminuida 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 electrones de la formación, en consecuencia, la respuesta
de la herramienta de densidad está determinada esen-
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 relativamente grande, es necesario modificar el diseño de
las cargas tradicionales, en la forma del revestimiento a un diseño parabólico. La figura 66 presenta un
diseño típico de una carga amortiguada o puncher.
La selección de la carga puncher depende principalmente del espesor de tubería que se pretende perforar 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 explosivo y, por consiguiente, mayor diámetro de carga; 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 revestimiento 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 camisa 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 cargas puncher
Debido a que las pistolas puncher son similares a las
pistolas entubadas para disparos de producción es
importante tomar en cuenta las siguientes recomendaciones:
a) Usar un dispositivo posicionador para pegar la pistola contra la tubería con el objetivo de hacer más
eficiente la operación de disparo; en caso contrario la tubería podría no ser perforada.
155
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
cialmente por la densidad de los electrones (número
de electrones por centímetro cúbico) de la formación. 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.
Tipo A.Para formaciones
suaves
Tipo B.usado para lavar
dentro de TR
Tipo C.usada para cortar
en el fondo
dentro de TR’s
Tipo D.Usada para cortar
formación
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 revestimiento de resistencia especial y conexión resistente a la
torsión. La cantidad de tubería lavadora se da en función de los espacios anulares existentes entre la tubería 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 tubería 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.
154
Tipo E.usada para cortar
metal dentro de TR’s
Tipo F.Para formaciones
y dentro de TR’s
Tipo G.Para Agujero abierto
Tipo M.Diseñada para cortar
cemento, formación y
metal dentro de TR’s
Figura 64 Zapata lavador recubierta con carburo de tungsteno para lavar tuberías en pozos ademados y agujero
abierto (Cortesía de Gotco International).
Los molinos deben diseñarse para trabajos específicos. Son herramientas que no tienen partes movibles en su cuerpo y que se podrían quedar en el
pozo como resultado de la molienda y de su mismo 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 origina 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 depende del material que se va a moler. Son construidos
en tres diferentes configuraciones del fondo (plano,
cóncavo, cónico de aletas). Además deben diseñarse con canales o puertos de circulación que no restrinjan el flujo de fluido y que impidan levantar los
recortes molidos.
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 combinación 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 formación 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 hidrógeno. 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 difunden 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 herramienta de neutrones, un detector en la sonda capta
estos rayos gamma de captura o los neutrones mismos. 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 hidrocarburos, la electricidad puede pasar a través de una
formación sólo debido al agua conductiva que
contenga dicha formación. Con muy pocas excepciones, como el sulfuro metálico y la grafita, la
roca seca es un buen aislante eléctrico. Además,
las rocas perfectamente secas rara vez se encuentran, por lo tanto las formaciones subterráneas tienen 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 sustancia, es la resistencia medida entre lados opuestos de
un cubo unitario de la sustancia a una temperatura
especifica, las unidades de resistividad son el ohmiometros cuadrados por metro, o simplemente ohmiometros (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 impermeables 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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) situado en una de esas esferas y uno en el infinito es
proporcional a la resistividad de la formación homogénea 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 modificación 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 predominante 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 precisos, se requiere una buena información de la porosidad. Las principales aplicaciones son:
12
¨ Localización de zonas de hidrocarburos en
pozos ademados.
¨ Control de proyectos de recuperación secundaria, ya que determina la saturación residual.
¨ Correlación de profundidades de pozos
ademados.
vueltas por cada 1,000m de profundidad para expandir la cuñas y afianzar el cuerpo del pescado. Cuando éste no puede recuperarse, el arpón puede liberarse mediante la rotación derecha para retraer las
cuñas (figura 61).
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 fluidos desde la formación hasta la superficie. Si se encuentra que el pozo no esta produciendo de acuerdo con su capacidad, se deben investigar las causas,
las cuales corresponden a diferentes tipos de problemas, 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 registros de presión de fondo cerrado y fluyendo, realizar
diferentes pruebas de variación de presión como son
la de Incremento ó Decremento, de Interferencia, tomar 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 pruebas 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 permanentes 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 presión en los pozos, es obtener información del sistema roca-fluido y de los mismos pozos, a partir del
análisis de las citadas variación de presión. La información que se puede obtener incluye daño, permeabi-
CONEXIÓN SUPERIOR
atrapados en el interior de la canasta. Su operación 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 rotación 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 (figura 63).
CUÑAS DEL ARPON
GUIA O NARIZ DEL ARPÓN
Figura 61 Pescante de agarre interior tipo arpón (Cortesía Bowen Oil Tools)
Figura 62 Pescante de agarre interior tipo machuelo
(Cortesía Houston Engineer, Inc)
Pescantes para línea y cable de acero
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 tuberías. 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 aprovecha 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. Arrastra con ello los objetos por recuperar y quedan
Se emplean para recuperar alambre acerado, cable eléctrico y cable de acero. Su diseño es sencillo 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 indicador de peso cualquier resistencia, y bajar con rotación 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 elimina 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 partir 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 herramienta por recuperar.
153
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 tubería 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 tensión 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 fabricación, 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 irregulares, pues para operarlas se requiere aplicar rotación 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 recuperación se puede recuperar la sarta de pesca tensionando
hasta barrer las cuerdas, o en su caso, hasta accionar la herramienta de percusión (figura 60).
152
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.
TOP
SUB
CUÑAS DE
CANASTA
CUÑAS DE
ESPIRAL
MOLINO DE
CONTROL
GUIA DE
PESCANTE
Figura 59 Pescante de agarre exterior bowen (Cortesía Bowen Oil Tools).
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 superposición en donde se realiza un desarrollo matemático intenso para llegar a las formulas matemáticas
que se utilizan para el análisis.
El análisis se realiza por curvas tipo que fueron desarrolladas y es un análisis realmente sencillo para proporcionar resultados aproximados.
Registros de presión de fondo cerrado y fluyendo
Registros de producción
Figura 60 Pescante de agarre exterior tipo tarraja (Cortesía de Houston Engineer, Inc).
Pescantes de agarre interior
Básicamente están compuestos por machuelos y arpones. Son herramientas que penetran en el interior
del pescado y que cuentan con un mecanismo o diseño de agarre interior.
Los arpones están diseñados para operar en tensión.
Tienen la particularidad de que al correrse en el interior del pescado, las cuñas están en posición retraída. Al posicionarse dentro del pescado, el mecanismo de "J" es operado con rotación izquierda de 2 a 3
Los registros de producción son los registros que se
pueden tomar después que se han cementado las
tuberías de revestimiento, colocado el aparejo de producción 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, detección de zonas ladronas, canalización de cemento, 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 interpretación, 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 producción, 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 superficie; han sido diseñadas para correrse con cable
y grabar gráficas o cintas magnéticas con información sobre las condiciones del pozo, las cuales proporcionan los datos necesarios para evaluar la eficiencia de la terminación del mismo.
Registro de Molinete
Es un registro medidor continuo de gastos tipo hélice (molinete), que se utiliza para medir las velocidades de los fluidos en el interior de las tuberías de
producción y revestimiento, la herramienta es colocada 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 velocidad de la hélice, que es una función lineal de la
velocidad del fluido respecto a la herramienta, se registra continuamente contra la profundidad.
Este tipo de medidor es más efectivo para mediciones de flujo en una sola fase con gastos de producción 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 afectan 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 primaria 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 cemento. 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 transmisor y un receptor. La onda sonora emitida por el transmisor 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 transmite a la superficie para ser registrada. La amplitud
13
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
de la onda es función del espesor de la tubería y de
la resistencia, de la adherencia y espesor del cemento. En tubería no cementadas, la amplitud es máxima; en tuberías cementadas (completamente circundada 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 circunferencia 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 formación.
IV. CEMENTACIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO DE EXPLOTACIÓN
Durante la Perforación de un pozo petrolero es necesario proteger el agujero, con tuberías de revestimiento, la cual con el cemento integran un conjunto de
seguridad y funcionalidad para el pozo.
La operación de cementación primaria de las tuberías 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
14
ambiente, además las operaciones costosas para corregir esta anomalía. Se debe realizar un programa
bien establecido para llevar a cabo una operación
exitosa, desde su planeación en el gabinete, los materiales, aditivos, diseño del tipo de lechada, baches
lavadores, espaciadores, equipo y accesorios a utilizar, 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 terminar la operación exitosamente.
Tuberías de Explotación
El objetivo es aislar las zonas que contienen hidrocarburos, 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 esbeltos de 3 ½".
Tuberías de Explotación cortas
Existen las Tuberías de explotación cortas ó liner, la
cual es una sección de tubería de revestimiento colocada 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 acuerdo 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 clasifican 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-
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 probabilidades de ocurrencia durante el desarrollo de la
intervención, por lo que en los programas operativos
deben considerarse el tiempo requerido para corregirlos, 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. Entre 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 accidente 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 intervención del pozo.
Es uno de los problemas más importantes que afectan el desarrollo de la intervención en un pozo. Pueden ocurrir por varias causas, las más comunes son:
las fallas de algún componente del equipo superficial, subsuperficial, accesorios de trabajo (llaves, cuñas 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, resortes 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 operaciones 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, longitud, etc.
La pesca para la recuperación de herramientas del
pozo no es una ciencia, así es que existen varias alternativas 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 disponibilidad 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 diseñadas para introducirse con tubería. Operan con rotación y movimientos recíprocos, o con una combinación de ambos. La manera como se atrapa o suelta un pescado, las bocas de los mismos, así como
las condiciones de atrapamiento de éstos, indicarán
la herramienta de pesca adecuada para su recuperación. 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 mecanismo de cuñas que tiene en el interior del pescante;
ejemplos de este grupo son los bowen y las tarrajas.
151
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
4. Purgar el sistema de líneas y válvulas para desalojar 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 botella, 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 mínimo 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 separación, y si se está registrando el pozo, la presión y
temperatura del fondo del pozo.
8. Comprobar la hermeticidad de las botellas introduciéndolas en agua para verificar que no
tengan fugas.
14.Se entregan las muestras al personal de yacimientos 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 aparejo 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 operación (lubricadores y preventores).
4. Probar el equipo de control (con unidad de prueba o con unidad de alta presión), con una presión
del 20% arriba de la máxima esperada.
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 revestimiento, 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 tubería de revestimiento, evitando la deformación y desgaste de la misma, pueden ser del tipo: Guía,
Flotadora, Diferencial, De pétalos y Tipo V.
Coples
Aceleradores. Se utilizan para acelerar el fraguado
de la lechada, y pueden ser: Cloruro de Calcio, Cloruro de Sodio, Yeso Hidratado y Agua de Mar.
Retardadores. Se utilizan para retardar el fraguado
de las lechadas. Cada Compañía de servicio emplea
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 densidad de la lechada de cemento para contener altas
presiones de la Formación y mejorar el desplazamiento 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 materiales que requieran agua, con una gravedad baja
especifica, entre los más comunes tenemos:
bentonita, gilsonita, spherelite.
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 formado o de la acumulación de asfaltenos y parafinas precipitados. Tomar una impresión y definir el
tipo de resistencia.
Son los tapones que se utilizan para realizar una buena limpieza (diafragma) y posteriormente el desplazamiento de la lechada de cemento (sólido) para evitar su contaminación.
10.Abrir 100% la válvula superior de la botella, la válvula 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, válvula superior y, por último, la inferior de la botella
6. Efectuar una primera corrida con el barril muestrero
para determinar nuevamente la cima de la acumulación 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.
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 uniformemente.
11.Desconectar la botella y comprobar su hermeticidad
8. Si la operación resultó infructuosa, correr un
calibrador de menor diámetro para definir si realmente la resistencia se debe a la acumulación de
sólidos o a algún problema mecánico en el aparejo de producción.
9. Para recuperar las muestras de aceite, instalar las
botellas verticalmente y hacer la toma de los fluidos por su válvula inferior.
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 válvulas y desconectarlo del separador de producción.
7. Sacar el barril muestrero, y si la recuperación
fue exitosa, tomar una segunda muestra para
análisis.
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
Centradores
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 tienen: Gilsonita, Cemento Thixotrópico, Flo - Check y
Bentonita - Cemento - Diesel:
Reductores de Fricción. Se utilizan como dispersantes
en las lechadas de cemento para reducir su viscosidad aparente de la lechada.
Operación de Cementación Primaria
Posteriormente del diseño de la tubería de revestimiento, se procede a elaborar y coordinar para llevar 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 básicamente 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 anomalía 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 aspecto 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
16
cementaciones primarias el volumen de fluido
limpiador que se programe y el gasto, debe estar 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 diseño se deben tomar en cuenta el diámetro de
las tuberías de revestimiento así como los diámetros 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 tiempo de contacto; con lodos base agua, un pequeño 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 fluido seleccionado pueda desplazarse en turbulencia a gastos de bombeo razonables para la geometría que presenta el pozo.
Operaciones durante la Cementación
a.- Colocación de Accesorios y revisión de Tramos
Es muy importante verificar la correcta colocación de accesorios, de acuerdo al programa elaborado previamente, así como también es importante 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 condiciones de medida del probador del manual y con el
objeto de seguir el orden de introducción programado.
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 dañado durante su transporte y/ó introducción, así
23. Si está hermético el muestrero, desechar la muestra, reacondicionar nuevamente el muestrero y
regresar al punto 19 del procedimiento.
9. Disponer de un depósito para recolectar las muestras que se van analizando y desechando (tanques cerrados de 200 l).
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 yacimientos.
10.Llevar el control del muestreo en una libreta en
donde se anote fecha, hora, presión y el estrangulador por donde está fluyendo el pozo, al momento de recuperar la muestra.
25. Si se recuperaron tres muestras a la misma profundidad, desmantelar la ULA
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.
26. Entregar las muestras a yacimientos para que efectúen 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 válvulas con línea de acero inoxidable de 1/8".
2. Determinar la concentración de H2S en el gas producido.
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 equipo 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 disipación 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 capacidad para la captación de las muestras (cubeta
de 18 l).
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 litro cada una
15.Entregar una muestra al químico del pozo para que
efectúe los análisis físicos; la otra queda en observación para que sea comparada con las muestras
tomadas antes y después, y determinar la variación
del contenido de agua y sólidos con el tiempo durante 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 Análisis "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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 inducción con el fin de que descargue los fluidos que
contenga, y fluya.
2. Si el pozo fluye, pasar al punto 14 de este procedimiento.
3. Si el pozo no fluye, observarlo abierto al quemador durante 8 h. para que la formación aporte fluidos al pozo.
4. Durante las 8 h.de observación del pozo, preparar
botellas, de 1 l de capacidad, limpias y de ser posible 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 permisible de acuerdo con su estado mecánico.
7. Con la *amerada (herramienta para tomar los registros de presión de fondo) y la ULA, tomar registro de gradientes hasta el nivel medio de los disparos 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 colocados 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 programaron 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 análisis necesarios.
13.Si se concluyó el muestreo, desmantele la ULA.
14.Si el pozo fluye y se requieren muestras para análisis PVT, dejarlo hasta que se limpie y se estabilice
su presión por diferentes estranguladores.
15.Una vez que el pozo se haya estabilizada, se reduce 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 aceitesólidos y el contacto agua-aceite, así como la profundidad 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, conectarlo 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 recuperar la muestra, no excediendo la velocidad
máxima de 120 m/min. Antes de efectuar el cierre de las válvulas, subir el muestrero lentamente
unos 10 ó 20m y volverlo a bajar a la profundidad 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
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 circulación porque el calibrador se quedó dentro del
ademe que ya se introdujo al pozo por lo que
debe proceder a su pesca de inmediato.
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 funcionamiento del equipo de flotación que se programe.
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 implica 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.
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 tubería, por la experiencia y la práctica se ha observado 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 recuperación 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 suspensión cuando permanecen en reposo. La circula-
e.- Verificación del sistema Hidráulico de bombeo
superficial.
Es muy importante verificar el buen funcionamiento de las bombas de los equipos de perforación, así como su limpieza de las mismas con
el objeto de evitar contratiempos en los desplazamientos 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 verificar la instalación correcta de equipos programados 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 diseño 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 efecto de microanillo y se cerrará el pozo hasta el
fraguado inicial de la lechada.
Finalmente se elaborará el reporte final de la operación, 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 mencionarla, indicar si durante la operación la circulación 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 presión, 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 explotación 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
18
se deben calcular las capacidades de los diferentes
Espacios Anulares entre el agujero y el diámetro exterior de la TR de explotación, en este caso se consideró un agujero uniforme, pero en la realidad ésto
varia sustancialmente ya que con la toma de un Registro calibrador se conoce el diámetro real del agujero.
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 profundidad, 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 capacidades 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
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 recuperarlo 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 estabilización 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 variación composicional que sufren cuando cambian
sus condiciones de presión y temperatura. Las muestras de aceite y gas tomadas del separador más próximo a la boca del pozo se comprimen para simular su
comportamiento desde sus condiciones originales
MUSTRERO DE FONDO CAMCO
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
En el extremo de la línea alterna se coloca un recipiente limpio y grande, como una cubeta de 20 l de
capacidad para captar el volumen de muestra líquida necesaria para efectuar los análisis (1 a 3l). Es conveniente 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 presión 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 recuperarán, por separado, las muestras de gas y de aceite directamente del separador más cercano a la boca
del pozo. Las condiciones de separación en superficie (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 procedimiento 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.
Los volúmenes de bache separador y limpiador generalmente es de 3 a 5 m3 y 5 a 10 m3 respectivamente o realmente depende del EA que se va a cubrir.
Para calcular la cantidad de sacos de cemento y de
hasta las condiciones de separación en superficie.
Para efectuar análisis físicos, las muestras se obtienen 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.
Figura 58. Muestrero de Fondo
La recuperación de las muestras de gas para determinar el contenido de gases tóxicos se realiza directamente 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
mercurio hasta donde se observe un quiebre de la
curva. Éste indicará la presión de saturación de la muestra, a partir de la cual para cada cm3 de mercurio inyectado se harán grandes incrementos de presión.
6. Se traspasa la muestra del muestrero a una botella
de traslado, siguiendo cualquiera de los dos procedimientos más importantes: uno, llamado traspaso forzado, aplicado en la región Sur; y el segundo, denominado traspaso por gravedad.
Traspaso Forzado
El equipo utilizado para efectuar el traspaso se muestra en el siguiente esquema:
6
BOTELLA DE
TRASLADO
7
RECIPIENTE
MANOMETRO
3
RECIPIENTE
GRADUADO
BOMBA DE
MERCURIO
4
WOFFORD
1
2
5
MUESTRERO
DE MERCURIO
ACEITE
MERCURIO
REPRESENTACION ESQUEMATICA DEL TRASPASO FORZADO DE FLUIDOS
DEL MUESTRERO DE FONDO A LA BOTELLA DE TRASLADO
Figura 57. Traspaso de muestra.
Para efectuar el traspaso se recomienda el siguiente
procedimiento:
1. Llenar la botella de traslado con mercurio y
represionarla con una presión de 70 kg/cm² arriba
de la presión de saturación.
2. Cerrar las válvulas 2, 4 y 5, colocar el muestrero
ligeramente inclinado formando un ángulo de 15°
a 20° con respecto a la vertical; la cabeza de traspaso debe estar en la parte superior y con la válvula 4 hacia abajo.
3. Fijar la botella de traspaso en posición vertical con
una diferencia de nivel de 0.6 a 1.2m arriba de la
cabeza del muestrero.
146
4. Instalar una línea entre las válvulas y se llenan las
líneas de mercurio para purgar el aire probando
por partes cada sección entre válvulas.
5. Abrir la válvula 4 y se comienza a inyectar mercurio al interior del muestrero hasta alcanzar la presión con la que se va a desplazar la muestra, aproximadamente 70 kg/cm² superior a la presión de
saturación para lograr que la muestra se mantenga en fase líquida.
6. Abrir la válvula 5 y llevar la presión del sistema
hasta el valor de la presión de traspaso.
7. Efectuar el traspaso forzado que consiste en sacar
mercurio de la botella abriendo ligeramente la válvula 7 e inyectando simultáneamente mercurio al muestrero. Se debe mantener la presión de traspaso y recuperar el
mercurio de la botella de traspaso a través
de la válvula 7 a un recipiente graduado.
El procedimiento concluye cuando se hayan inyectado 670 cm3 pues en este momento se tendrá la seguridad de que se ha
traspasado toda la muestra que tiene un
volumen máximo de 650 cm3.
Muestreo de fondo para recuperar sólidos
Aquí es importante destacar que los problemas de abatimiento en la producción son consecuencia de varios factores, entre otros, de la
acumulación de asfeltenos y parafinas, la incrustación de sales, carbonatos y, en casos muy
severos, de formación proveniente de roturas
en tuberías de revestimiento (figura 58)
El muestreo de fondo para recuperar sólidos se efectúa, generalmente, en pozos que se encuentran en
operación. Constituyen la primera información válida para determinar las causas que provocan reducción en la producción.
Esta técnica es muy rápida y confiable. Se efectúa
con la línea de acero y nos permite decidir en forma
acertada las acciones que deberán seguirse en la
solución de un problema de esta naturaleza.
El equipo utilizado para efectuar este muestreo comprende un barril metálico que viene en dos tamaños
de diámetro exterior 1 5/8," máximo, o de 1 ¼" mínimo; dispone interiormente de una canica que actúa
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 requerimiento 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 gráficamente 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 proporcionaron 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 presión, 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 bombeo neumático, bombeo mecánico, bombeo electro-centrífugo y bombeo hidráulico.
Seleccionar, diseñar e instalar un aparejo de producción 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 diámetro interior afecta el área del piñón.
Al seleccionar el diámetro interior y exterior se determinan las áreas del piñón y la caja, estableciendo
los esfuerzos de torsión teóricos, la más grande reducción de estos esfuerzos de una junta durante su.
vida de servicio ocurre con el uso del diámetro exterior. 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
a) Clase Nueva.- Se presenta en sus datos de tensión, 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 espesor 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:
FF = 1 -
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 productora los hidrocarburos a través del sistema de
producción, y es necesario conocer para identificar
el tipo de aparejo a utilizar.
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 mediante la ecuación siguiente:
F = Factor de flotación
d = Densidad del lodo
da = Densidad del acero = 7.8 gr/cm3
PTR o PTP = Peso real de laT.P. o T.R.
Agentes de Corrosión
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.
20
Extracción y traspaso de la muestra
Para extraer el fluido del muestrero se requiere el siguiente equipo:
PTR o PTP = PTR o PTP X FF
donde:
a) El pH.
Para verificar que el muestrero se encuentra hermético se recomienda introducir sus extremos en agua
para verificar que no haya manifestación de burbujeo; 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 características similares.
- Indice de producción.
- Diámetro de Tubería de revestimiento
- Presión de trabajo.
donde:
La mayoría de los procesos de corrosión envuelven reacciones electro-químicas, el incremento de
la conductividad puede dar como resultado altas
velocidades de corrosión y los principales factores son:
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.
Este parámetro puede obtenerse de las curvas de
variación de presión.
G
GD
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.
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 considerablemente 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.
* 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
Ejemplo:
FF = 1- = 1- = 0.821
El procedimiento inicia con:
MU E S T R E R O DE F ONDO W OF F OR D
1. La instalación de la cabeza de traspaso en la válvula inferior del muestrero.
P A R A R E C U P E R A R F L U ID O S
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.
Figura 56. Muestrero de Fondo
2. Se instala la línea de 1/8" de la bomba de mercurio
a la cabeza de traspaso.
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 reloj.
3. Se purga el aire del sistema con mercurio.
6. Una vez tomada la muestra, la velocidad de recu-
5. Se abre el muestrero continuando la inyección de
4. Se inicia a inyectar mercurio al sistema con volúmenes de 1 cm3, registrando el volumen de mercurio consumido contra presión registrada.
145
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
2. La salinidad del agua producida debe ser igual a la
salinidad del agua de formación.
de la RGA en la producción será indicativo de que el
pozo ha sido acondicionado adecuadamente.
3. Si se realizó un tratamiento con ácido, el pH debe
ser igual a 7.
d) Variación de la relación gas/aceite (RGA)
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 gasto 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 composición de la fase líquida en el pozo.
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 acondicionamiento, el pozo deberá cerrarse preferentemente hasta 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 intervalo estará disparado en el casquete del yacimiento 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 procedimiento es el siguiente:
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 conexión)
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.
1. Se introduce en el lubricador y se conecta al
preventor instalado en el medio árbol.
Z2 + RY + R2 - 1 = 0
2. Se abre lentamente la válvula de sondeo para permitir que se llene de fluido todo el interior de lubricador.
R =
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.
3. Se espera a que se estabilice la presión para iniciar
la introducción del muestrero al pozo, a una velocidad 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 profundidad de muestreo, se reduzca la velocidad para evitar un cierre accidental de las válvulas o de tomar la
muestra a una profundidad inadecuada.
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
4. Cuando el muestrero esté en profundidad, deberá
subirse unos 10 ó 20m y volver a bajar. Esta operación se deberá repetir tres veces si se trata de aceite
ligero, y diez si se trata de aceite pesado.
144
Procedimiento de diseño de tubería de producción
:DS
$(3FS )
elegido, sin embargo podemos mencionar los más
importantes en cuanto se refiere a las terminaciones
sencillas, entre estos accesorios podemos mencionar:
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 generalmente 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
de un resorte interno cierra la válvula contra la línea
de presión.
Empacadores de producción
Z =
5FW
5FVW
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 varían de acuerdo al tipo de terminación que se haya
Estos son clasificados generalmente como tipo permanente o recuperable. Algunas innovaciones incluyen 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 entre 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 anticipado 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.
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 hidráulico, dependiendo de las operaciones que se realicen
en los intervalos de producción. La función que cumplen viene siendo la misma que la de todos los
empacadores y sus principios de operación varían
muy poco, estos empacadores pueden ser recuperados y reutilizados otra vez aplicándoles un mantenimiento mínimo en cada ocasión.
Empacadores permanentes. Como su nombre lo dice,
estos accesorios se colocan en los pozos para quedar en forma permanente, también tienen accesorios adicionales que permiten utilizarlos como tapones 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 ocasiones dependiendo del tipo de terminación o mantenimiento que se tenga en un pozo, pueden ser utilizados como retenores de cemento para realizar operaciones 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 diferenciales 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 facilidad.
Tipos de Empacadores
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.
A continuacion se describen algunos de los tipos de
empacadores más comunes que existen en el mer-
Empacador de agarre de pared o de anclaje por peso:
Este tipo consiste generalmente de un elemento de
22
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 abriendo la válvula inferior manualmente y permitiendo que
se libere la presión dentro del muestrero. Los líquidos se recibirán en un contenedor limpio.
cado actual.
MUEST REO DE FONDO
PARA
ANÀLISIS
FÌSICOS Y
QUÌMICOS
ANÀLISIS " PVT " Y
LA OBT ENCIÒN
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 yacimiento, 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 indispensable tomar un registro de gradientes previo al
muestreo, con la finalidad de determinar el nivel de
líquidos dentro del pozo y el posible contacto aguaaceite.
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 inmediatamente después de concluir la curva de incremento; 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 tomar 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 condiciones 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
4. Revisar las conexiones superficiales. Se deberán
examinar el medio árbol de válvulas, las válvulas
del cabezal de producción, el árbol de estrangulación 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 inducción, supervisando su buen funcionamiento y la
prueba de presión efectuada a dichas unidades.
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 importancia para la industria petrolera. Para lograrlo se han
desarrollado las siguientes técnicas:
6. Introducir la tubería flexible. Bajar la tubería flexible hasta la profundidad previamente determinada, con circulación continua desde el inicio si se
trata de líquidos, y a partir de 1000m si el desplazamiento se realiza con nitrógeno. Cuidar continuamente la presión de trabajo y el peso de la tubería.
7. Desplazar en el fondo. Una vez que la tubería ha
llegado a la profundidad deseada, se deberá bombear el volumen previamente calculado; se
incrementará el gasto sin rebasar la presión de trabajo y efectuar movimientos periódicos ascendentes 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 desplazamiento de fondo, se procederá a sacar la tubería 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 intervalo abierto. Si se observa manifestación o aportación del intervalo se utilizará un estrangulador,
en función de su diámetro de la presión y características del fluido producido.
10. Desmantelar las unidades utilizadas. Terminada
la inducción se desmantelarán las unidades que
intervinieron, y se efectuará la evaluación correspondiente 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
142
TECNICAS DE MUESTREO
A BOCA DE POZO
DE FONDO
DE FLUIDOS
DE SOLIDOS
DE FLUIDOS
Figura 54. Técnicas de muestreo.
La elección de la técnica que se va a utilizar dependerá 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 condiciones de yacimiento.
Dependiendo del objetivo, el muestreo de fondo puede 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 disparar el mecanismo a un tiempo programado previamente, que puede ser de hasta tres horas. Este
reloj se coloca, generalmente, cuando se toman
muestras para efectuar análisis PVT.
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 descendente 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.
Determinación del peso sobre el empacador durante su anclaje
Normalmente para el anclaje del empacador de agarre 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 producción sobre el empacador
Hay un gran número de factores que pueden aumentar o disminuir el peso sobre el empacador después de anclado, en la mayoría de los casos el efecto
de estos factores se pasa por alto. Se debe considerar 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.
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.
a) Factores que tienden a aumentar peso
(incrementan la longitud de la tubería), a un
empacador ya colocado.
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 hidráulicamente, 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 revestimiento, 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.
-
-
Fricción entre Tubería de producción y la tubería 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 revestimiento por efecto de flotación y contracción radial extendiendo su longitud.
b) Factores que tienden a disminuir el peso (acortando la tubería) a un empacador anclado.
-
Decremento en la temperatura promedio en la
tubería de producción.
Decremento de la presión en la tubería de revestimiento.
Incremento en presión de la tubería de producción 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 fricción.
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 levantando la tubería muy lentamente. El indicador de
peso debe leer algún peso arriba de 37,600 lb, probablemente 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, inclusive 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 bombeo 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 bombeo mecánico
Respecto a este sistema artificial de producción varia
en cuanto al tipo y marca que se diseñará por ejem-
9iOYXODVXSHULRUµ
9iOYXODODWHUDO µ
9iOYXODPDHVWUDµ
&ROJDGRUSDUD7)µ
7)75
9iOYXODPDHVWUDµ\EULGDDG DSWDGR UD
&ROJDGRUSDUD75µ
Figura 1 Conexiones superficiales para bombeo Neumatico
24
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 evitar confusiones en el caso de presentarse anomalías 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 circulación:
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 válvulas del cabezal de producción abiertas.
b) Efectuar los movimientos de apertura hasta observar abatimiento de la presión y circulación por
las válvulas del cabezal de producción. Esto indicará que la camisa ha sido abierta.
8. Para recuperar la operadora, revisar en qué condiciones se encuentran los pernos, las cuñas, etc.
9. Para efectuar el desplazamiento:
a) Si el desplazamiento es entre líquidos, se recomienda 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 desplazamiento, armar la operadora en posición invertida, 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 siguiente:
M á s a lta
< 3 0 0 0 p si
< 1 5 0 0 p si
< 1 0 0 0 p si
1 /1 6 "
1 /8 "
1 /4 "
1 /2 "
< 3 5 0 0 p si
> 1 5 0 0 p si
> 1 0 0 0 p si
0 p si
Si el pozo fluye, el criterio de selección es diferente:
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 presión baja y una RGA alta, el estrangulador recomendado es de ¼".
13. Calificar el desempeño del personal que intervino.
14. Elaborar el reporte final. El ingeniero de proyecto o el encargado de la operación deberá elaborar un reporte final, en el que detallará el desarrollo secuencial con tiempos; además deberá
llenar la hoja de certificación del trabajo realizado por los prestadores de servicio.
Procedimiento de ejecución para inducir con la tubería flexible
1. Elaborar un estado mecánico actualizado del pozo,
en el que se detallen: diámetros y librajes de las
tuberías, profundidades de los accesorios, disparos, etc.
2. Realizar los cálculos requeridos, tales como la presión final de bombeo y el volumen de fluido
desplazante, con el fin de solicitar adecuadamente los servicios y evitar incidentes durante la operación.
3. Efectuar una reunión de trabajo y seguridad.
Antes de iniciar al desarrollo operativo, se deben explicar el objetivo, riesgos y cuidados que
se deberán mantener durante su desarrollo, así
como asignar responsabilidades específicas al
personal que intervendrá directa e indirectamente en la misma (ingeniero de proyecto, jefe de
pozo, personal de servicio a pozos, seguridad
industrial, producción, etc).
141
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
4. Volumen de nitrógeno que se inyectará al pozo
(VN2i)
5. Volumen total de nitrógeno necesario (VTN2)
Ejemplo No. 13:
Paso 4. Obtener el volumen de nitrógeno de inyección: debido a que no se cuenta con un modelo
matemático práctico para efectuar este cálculo, se
ha empleado con bastante aceptación y buenos resultados el siguiente criterio :
A continuación se resolverá un ejemplo de un pozo
en donde se desea efectuar una implosión, y cuyos
datos son los siguientes:
Si: Pfb ³ 3,000 psia, utilizar de 500 a 1,500 m3 de
nitrógeno, dependiendo del comportamiento de la
presión de inyección.
Presión de fondo estática
Presión de inyección
Prof. de los disparos
Fluidos en el pozo
Si: Pfb < 3,000 psia, utilizar de 1,000 a 3,000 m3 de
nitrógeno.
362 kg/cm ².
23 kg/cm ² con agua.
5,100 mts.
aceite, gas y agua de
formación.
Nivel de fluidos
3,600 mts.
(BL) Base Liner de 5" 18 4,000 mts.
lb/pie
3,992 mts.
E m pacador de 7 5/8 "
3974 m ts.
Camisa de 3 1/ 2 "
1/2
Long. TP 3
" 9.2 lb/pie 3200 m ts.
Long. T P 3 1/2 " 12.7 792 m ts.
lb/pie
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 nitrógeno, 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
140
plo en el caso de Bimbas convencionales en la siguiente figura se muestran algunos de sus accesorios (figuras 3, 4 y 5)
Conexiones Superficiales para el Sistema de bombeo Electrocentrífugo.
150.0 m
30"
Utilizando el criterio anterior, para nuestro ejemplo
usaremos 1,000 m3 de nitrógeno.
Paso 5. Obtener el volumen total de nitrógeno requerido :
SARTA DE TF 1 1/ 2”
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
550.00 m
16"
1. Elaborar un estado mecánico actualizado del pozo
en el que se detallen diámetros y librajes de las
tuberías, profundidades de los accesorios, disparos, etc.
2. Realizar los cálculos requeridos. Verifique la resistencia al colapso del aparejo de producción y calcule la presión final de bombeo, y el volumen de
fluido desplazante para solicitar adecuadamente
los servicios y evitar incidentes durante la operación.
3. Efectuar una reunión de trabajo y seguridad. Antes 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 intervendrá directa e indirectamente en ella (ingeniero de proyecto, jefe de pozo, personal de servicio a pozos, seguridad industrial, producción, etc)
4. Efectuar la prueba hidráulica correspondiente a
las conexiones superficiales de acuerdo con el procedimiento ya descrito
5. Instalar las unidades involucradas, supervisando
su buen funcionamiento, y verificando que cumplan las normas de seguridad establecidas.
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, unidad de choque, impresora, transformador, variador de velocidad, además de estos dos componentes se tiene un filtro de armónicas que sirve
para evitar las oscilaciones en cuanto
a la energía, ya que al paso del tiempo, 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 empiece a manifestar el pozo con presencia
de aceite se iniciará la puesta en marcha del BEC.
Conexiones superficiales para el Sistema de bombeo hidráulico
B. L. 7 5/8”
1092. 43
m
10 3/4”
1550. 00
m
EMPACADOR PERMANENTE 7
5/8”
B. L. 5”
7 5/8”
INTERVALO PRODUCTOR:
(BTP-KS)
P.I.
3193.80 - 3195. 23 M
3199. 64 M.
3405. 0 m
3445. 00 - 3470. 00 M.D.
3093. 00 - 3114. 00 M. V.
3559.32
m
3598.08
m
P.T. =3600 M.D. ( 3222. 0 M.V.)
5”
Figura 2 Estado mecánico para un aparejo terminado con sarta
de velocidad.
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 potencia, ahora con la presión aumentada por la bomba triple, está controlada por las válvulas en la estación de
control y distribuida en uno o más
pozos. El fluido de potencia pasa a través 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 acciona 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Figura 53 Factor de compresibilidad del nitrógeno
1.6
º F = 1.8 x º C + 32
80 ºC
º R = º F + 460
100 ºC
1.5
125 ºC
150 ºC
Figura 3 Conexiones superficiales para un sistema de Bombeo Mecánico con Bimba Convencional.
Figura 5 Conexiones Superficiales de un Sistema de Cavidad Progresiva (Rotatorio)
200 ºC
1.4
250 ºC
Optimización de aparejos de Producción
300 ºC
Análisis del Sistema de Producción de los pozos.
26
1.2
1.1
1.0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
PR E S IÒN ME DIA ( PS I )
8000
9000
T E MPE R AT UR A ME DIA
Figura 4 Conexiones superficiales para un Sistema de Varilla Caliente.
Los fluidos que entran al pozo a través del intervalo
disparado o agujero descubierto, vienen fluyendo por
el medio poroso de la formación productora pasando a través de la vecindad del pozo y siguen su curso
por el aparejo de producción. Estos fluidos a su llegada 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 presión de fondo es suficiente para levantar los fluidos
1.3
FACT OR DE COMPR E S IBILIDAD ( Z m )
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.
350 ºC
10,000
139
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Tabla 7
FACTOR DE VOLUMEN PARA DETERMINAR LOS M3 DE NITRÒGENO POR M3 DE LIQUIDO
138
Psup
(psia)
5600
5700
5800
5900
6000
6100
6200
6300
6400
6500
6600
6700
6800
6900
7000
7100
7200
7300
7400
7500
7600
7700
7800
7900
8000
8100
8200
8300
8400
8500
8600
8700
8800
8900
9000
9100
9200
9300
9400
9500
9600
9700
2000
296.39
299.77
303.16
306.54
309.92
313.10
316.29
319.47
322.66
325.84
328.84
331.85
334.85
337.86
340.86
343.70
346.54
349.38
352.22
355.06
357.81
360.56
363.31
366.06
368.81
371.15
373.49
375.82
378.16
380.50
382.71
384.92
387.12
389.33
391.54
393.63
395.72
397.80
399.89
401.98
403.96
405.94
4000
293.13
296.48
299.82
303.16
306.50
309.65
312.80
315.95
319.10
322.25
325.22
328.19
331.17
334.14
337.11
339.92
342.73
345.54
348.35
351.16
353.76
356.36
358.97
361.57
364.17
366.48
368.79
371.11
373.42
375.73
377.92
380.10
382.29
384.47
386.66
388.73
390.80
392.86
394.93
397.00
398.96
400.92
6000
290.10
293.40
296.71
300.01
303.32
306.44
309.55
312.67
315.78
318.90
321.84
324.79
327.73
330.68
333.62
336.43
339.25
342.06
344.88
347.69
350.12
352.55
354.99
357.42
359.85
362.14
364.43
366.72
369.01
371.30
373.46
375.63
377.79
379.96
382.12
384.17
386.22
388.27
390.32
392.37
394.32
396.26
Profundidad en pies
8000
10000
12000
287.27
284.63
282.17
290.54
287.87
285.38
293.82
291.11
288.58
297.09
294.35
291.79
300.36
297.59
295.00
303.45
300.65
298.03
306.53
303.70
301.06
309.62
306.76
304.08
312.70
309.81
307.11
315.79
312.87
310.14
318.70
315.76
312.97
321.62
318.65
315.80
324.53
321.53
318.62
327.45
324.42
321.45
330.36
327.31
324.28
333.05
329.89
326.79
335.74
332.46
329.30
338.43
335.04
331.80
341.12
337.61
334.31
343.81
340.19
336.82
346.22
342.57
339.18
348.62
344.96
341.54
351.03
347.34
343.91
353.43
349.73
346.27
355.84
352.11
348.63
358.11
354.36
350.88
360.38
356.61
353.11
362.64
358.85
355.33
364.91
361.10
357.56
367.18
363.35
359.77
369.33
365.48
361.88
371.47
367.60
363.99
373.62
369.73
366.10
375.76
371.85
368.21
377.91
373.98
370.32
379.94
376.00
372.32
381.98
378.02
374.33
384.01
380.03
376.33
386.05
382.05
378.34
388.08
384.07
380.34
390.01
385.99
382.24
391.94
387.90
384.14
14000
279.85
283.03
286.21
289.39
292.57
295.57
298.57
301.57
304.57
307.57
310.31
313.04
315.78
318.51
321.25
323.73
326.22
328.70
331.19
333.67
336.01
338.36
340.70
343.05
345.39
347.60
349.81
352.01
354.22
356.43
358.52
360.62
362.71
364.81
366.90
368.89
370.88
372.86
374.85
376.84
378.73
380.62
16000
277.68
280.83
283.98
287.13
290.28
293.25
296.23
299.20
302.18
305.15
307.80
310.45
313.11
315.76
318.41
320.87
323.34
325.80
328.27
330.73
333.05
335.37
337.70
340.02
342.34
344.53
346.72
348.92
351.11
353.30
355.38
357.46
359.53
361.61
363.69
365.66
367.64
369.61
371.59
373.56
375.44
377.32
18000
275.66
278.78
281.90
285.02
288.13
291.08
294.03
296.98
299.93
302.88
305.45
308.02
310.60
313.17
315.74
318.19
320.64
323.10
325.55
328.00
330.29
332.57
334.86
337.14
339.43
341.60
343.77
345.94
348.11
350.28
352.32
354.36
356.41
358.45
360.49
362.50
364.51
366.52
368.53
370.54
372.40
374.26
9800
9900
10000
407.91
409.89
411.87
402.88
404.84
406.80
398.21
400.15
402.10
393.87
395.80
397.73
382.51
384.40
386.29
379.19
381.07
382.95
376.11
377.97
379.83
389.82
391.73
393.65
386.05
387.95
389.85
&$%/(
%20%$
Figura 7 Componentes de un Sistema de Producción.
6(3$5$'25
hasta la superficie se considera un pozo fluyente, en
caso contrario se requiere de un sistema artificial,
como puede ser el "levantamiento mecánico", reducción de la densidad del fluido en el pozo y por consiguiente reducción de la presión hidrostática ("gas lift").
3527(&725
02725
6(1625
Figura 6 Conexiones superficial de un sistema de bombeo electrocentrifugo
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 simula el comportamiento de producción de pozo ajustándolo al gasto y presión de fondo fluyendo del pozo,
lo que nos lleva a corroborar o descartar la presencia de daño total del pozo (cuando existen curvas de
variación de presión, su interpretación y combinación 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
- Determinar presencia de daño.
- Obtener pronósticos de producción.
- Determinar caídas de presión.
- Evaluar producción simulando diferentes cambios en el sistema.
- Determinar diámetro optimo de tuberías de producción.
- 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 explotación)
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
28
Datos de los fluidos producidos
- Gravedad específica de los fluidos producidos
- Relación de solubilidad Rsi
- Presión de burbuja
VII. INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y PRODUCTIVIDAD DEL POZO
Los componentes del sistema de producción de un
pozo pueden ser agrupados dentro del Indice de productividad. El papel que juega el diseño de producción del pozo está encaminado a maximizar su productividad de una manera efectiva en relación a los
costos. El entendimiento y medición de las variables
que controlan el Indice de Productividad (Diagnóstico del Pozo) llega a ser imperativo. Como es conocido el Indice de Productividad de un Pozo está representado por la ecuación:
-=
T
NK
=
S − S ZI
α U %µ ( S ' + V )
En esta ecuación se describen las variables que controlan 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 presión 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 remediado si es causado por medios mecánicos. Un efecto de daño negativo puede ser impuesto si un
fracturamiento hidráulico exitoso es creado. Así la
estimulación puede mejorar el Indice de Productividad, lo cual resulta en un incremento de la producción.
Tabla 6
FACTOR DE VOLUMEN PARA DETERMINAR LOS M3 DE NITRÓGENO POR M3 DE LIQUIDO
Psup
(psia)
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2300
2400
2500
2600
2700
2800
2900
3000
3100
3200
3400
3500
3600
3700
3800
3900
4000
4100
4200
4300
4400
4500
4600
4700
4800
4900
5000
5100
5200
2000
73.24
79.76
86.27
92.79
99.31
105.59
111.88
118.16
124.45
130.73
136.70
148.63
154.60
160.57
166.15
171.73
177.31
182.89
188.47
193.61
198.75
209.03
214.17
218.40
222.62
226.85
231.07
235.30
239.40
243.50
247.61
251.71
255.81
259.65
263.49
267.33
271.17
275.01
278.61
282.21
4000
73.21
79.70
86.19
92.68
99.17
105.42
111.67
117.92
124.17
130.42
136.36
148.23
154.16
160.10
165.66
171.21
176.77
182.32
187.88
193.00
198.13
208.39
213.53
217.39
221.26
225.13
229.00
232.79
236.93
240.98
245.03
249.09
253.05
256.84
260.63
264.42
268.21
272.00
275.56
279.12
6000
73.17
79.64
86.10
92.57
99.03
105.24
111.46
117.67
123.89
130.10
136.01
147.81
153.72
159.62
165.15
170.68
176.20
181.73
187.27
192.39
197.51
207.74
212.86
216.38
219.90
223.41
226.93
230.45
234.45
238.46
242.46
246.47
250.47
254.22
257.97
261.71
265.46
269.21
272.73
276.24
Profundidad en pies
8000
10000
12000
73.14
73.11
73.08
79.58
79.52
79.47
86.02
85.94
85.87
92.46
92.35
92.25
98.89
98.76
98.63
105.07
104.91
104.75
111.26
111.05
110.87
117.44
117.20
116.98
123.62
123.34
123.09
129.79
129.49
129.20
135.67
135.32
135.01
147.40
146.99
146.61
153.27
152.82
152.40
159.13
158.65
158.18
164.64
164.13
163.65
170.14
169.60
169.09
175.64
175.08
174.54
181.14
180.55
179.98
186.65
186.03
185.42
191.68
190.81
189.98
196.71
195.59
194.54
206.76
205.16
203.66
211.78
209.94
208.22
215.08
213.20
211.45
218.38
216.46
214.68
221.68
219.73
217.91
224.98
222.99
221.14
228.28
226.25
224.37
232.24
230.17
228.24
236.20
234.09
232.12
240.15
238.00
235.99
244.11
241.92
239.87
248.07
245.84
243.75
251.78
249.51
247.38
255.48
253.18
251.01
259.19
256.84
254.65
262.89
260.51
258.28
266.60
264.18
261.91
270.08
267.62
265.32
273.56
271.06
268.73
14000
73.06
79.42
85.80
92.15
98.51
104.60
110.69
116.76
122.84
128.92
134.69
146.22
151.98
157.73
163.16
168.57
173.99
179.40
184.80
189.16
193.52
202.25
206.61
209.81
213.01
216.21
219.41
222.61
226.45
230.29
234.13
237.97
241.81
245.41
249.00
252.60
256.19
259.79
263.17
266.54
16000
73.04
79.38
85.73
92.05
98.39
104.45
110.50
116.54
122.59
128.64
134.37
145.83
151.56
157.28
162.67
168.05
173.44
178.82
184.19
188.38
192.57
200.94
205.13
208.30
211.47
214.63
217.80
220.97
224.77
228.58
232.38
236.19
239.99
243.55
247.11
250.68
254.24
257.80
261.15
264.49
18000
73.02
79.33
85.65
91.96
98.27
104.29
110.31
116.32
122.34
128.36
134.05
145.44
151.14
156.83
162.18
167.53
172.89
178.24
183.59
187.59
191.59
199.58
203.58
206.75
209.93
213.10
216.28
219.45
223.22
226.99
230.75
234.52
238.29
241.82
245.35
248.88
252.41
255.94
259.26
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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Continuación Tabla 5
Prof.
(pies)
8100
8200
8300
8400
8500
8600
8700
8800
8900
9000
9100
9200
9300
9400
9500
9600
9700
9800
9900
10000
10100
10200
10300
10400
10500
10600
10700
10800
10900
11000
11100
11200
11300
11400
11500
11600
11700
11800
11900
12000
12100
12200
12300
12400
12500
136
Pw<4000
(psia)
1.2960
1.2996
1.3032
1.3068
1.3104
1.3140
1.3176
1.3212
1.3248
1.3284
1.3319
1.3354
1.3390
1.3425
1.3460
1.3495
1.3530
1.3566
1.3601
1.3636
1.3671
1.3706
1.3742
1.3777
1.3812
1.3847
1.3882
1.3918
1.3953
1.3988
1.4023
1.4058
1.4094
1.4129
1.4164
1.4199
1.4234
1.4270
1.4305
1.4340
1.4375
1.4410
1.4446
1.4481
1.4516
Pw>4000
(psia)
1.1943
1.1967
1.1991
1.2014
1.2038
1.2062
1.2086
1.2110
1.2134
1.2158
1.2182
1.2206
1.2230
1.2254
1.2278
1.2302
1.2326
1.2350
1.2374
1.2398
1.2422
1.2446
1.2470
1.2494
1.2518
1.2542
1.2566
1.2590
1.2614
1.2638
1.2662
1.2686
1.2710
1.2734
1.2758
1.2782
1.2806
1.2830
1.2854
1.2878
1.2902
1.2926
1.2950
1.2974
1.2998
Prof.
(pies)
12600
12700
12800
12900
13000
13100
13200
13300
13400
13500
13600
13700
13800
13900
14000
14100
14200
14300
14400
14500
14600
14700
14800
14900
1500
15100
15200
15300
15400
15500
15600
15700
15800
15900
16000
16100
16200
16300
16400
16500
16600
16700
16800
16900
17000
Pw<4000
(psia)
1.4551
1.4586
1.4622
1.4657
1.4692
1.4726
1.4761
1.4795
1.4830
1.4864
1.4898
1.4933
1.4967
1.5002
1.5036
1.5070
1.5105
1.5139
1.5174
1.5208
1.5242
1.5277
1.5311
1.5346
1.5380
1.5414
1.5449
1.5483
1.5518
1.5552
1.5586
1.5621
1.5655
1.5690
1.5724
1.5758
1.5793
1.5827
1.5862
1.5896
1.5927
1.5958
1.5990
1.6021
1.6052
Pw>4000
(psia)
1.3022
1.3046
1.3070
1.3094
1.3118
1.3142
1.3166
1.3190
1.3214
1.3238
1.3262
1.3286
1.3310
1.3333
1.3357
1.3381
1.3405
1.3429
1.3453
1.3477
1.3501
1.3525
1.3549
1.3573
1.3597
1.3621
1.3645
1.3669
1.3693
1.3717
1.3741
1.3765
1.3789
1.3813
1.3837
1.3861
1.3885
1.3909
1.3933
1.3957
1.3981
1.4005
1.4029
1.4053
1.4077
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 presión 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 pérdidas de presión entre el fondo y los accesorios de
separación en la superficie, o implementando o mejorando 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 recuperación de hidrocarburos. En resumen, la evaluación 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 presión 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(&,),&$
JUFF
$JXDGXOFHILOWUDGD
&ORUXURGH3RWDVLR
&ORUXURGH6RGLR
&ORUXURGH&DOFLR
%URPXURGH6RGLR
%URPXURGH&DOFLR
&ORUXURGH&DOFLR%URPXURGH&DOFLR
%URPXURGH&DOFLR%URPXURGH=LQF
%URPXURGH=LQF
Los sistemas libres de sólidos tienen diferentes aplicaciones durante la terminación y reparación de pozos 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 productora.
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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Daño a la formación productora
Se define como "cualquier factor que afecte a la formación 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 autores 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 mayoritario. Una relación de presión-volumen y temperatura
30
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 densidad 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 compresibilidad 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 desarrollar un modelo de regresión lineal que predecirá 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 salmueras pesadas durante las operaciones de terminación y reparación de pozos.
Composición y propiedades de las salmueras
La producción y la vida de los pozos con hidrocarburos pueden ser mejorados mediante la aplicación de
fluidos limpios libres de sólidos.
Los fluidos de terminación son diseñados para controlar la presión, facilitar las operaciones de molienda/limpieza y proteger a la formación productora,
mientras se hacen los trabajos correspondientes.
Se ha comprobado que de todos los fluidos de terminación, los más ventajosos son las salmueras libres 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-
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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
8696
8793
8889
8985
9080
9174
9268
9362
9201
9301
9400
9499
9597
9694
9791
9887
9707
9809
9911
10012
10113
10213
10312
10411
10212
10317
10421
10525
10628
10730
10832
10934
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
9455
9547
9640
9731
9823
9913
10004
9983
10078
10173
10267
10361
10455
10548
10509
10607
10705
10802
10898
10994
11090
11034
11135
11235
11334
11433
11531
11630
8500
10094
10641
11185
11727
9000
9500
10000
10500
11000
11500
12000
12500
10184
10273
10362
10451
10539
10627
10715
10802
10733
10825
10917
11008
11099
11189
11280
11370
11280
11374
11469
11562
11656
11749
11841
11934
11824
11921
12018
12114
12210
12305
12400
12495
13000
13500
14000
14500
15000
15500
16000
16500
10889
10976
11062
11148
11234
11320
11405
11490
11495
11549
11638
11726
11815
11903
11991
12078
12026
12118
12209
12300
12391
12482
12572
12662
12589
12683
12777
12871
12964
13057
13149
13241
17000
11575
12166
12752
13333
134
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 llevarlos 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 Cloruro de Calcio, Bromuro de Calcio y Bromuro de Zinc,
son normalmente formuladas, la temperatura de cristalización 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 temperatura 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 sólidos de sal en la salmuera. La precipitación de sólidos 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 contener las presiones de la formación. La temperatura de
cristalización de una salmuera pesada puede ser variada 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 salmueras con temperaturas de cristalización bajas,
como norma, serán más costosas para realizar. Como
resultado, el diseño de una salmuera con temperatura de cristalización excesivamente baja puede incrementar el costo de fluido significativamente. Una salmuera de densidad alta menos costosa con una temperatura de cristalización muy alta, puede incrementar costos debido a la pérdida de tiempo en el pozo
debido a la cristalización del fluido en la bomba, líneas y en las presas de almacenamiento. Con salmueras 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 producen 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 suspendidos. 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 terminación 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 adicionando 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)
32
Las libras requeridas de adición de sal se calculan
mediante la siguiente fórmula:
Continuación Tabla 4
PRESION DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITRÓGENO, TENIENDO LA PRESION DE SUPERFICIE Y
LA PROFUNDIDAD
Sa = Sf Vfm - Vo So
Prof (pies)/Pw (psia)
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
500
4566
5071
5575
6080
6584
7088
7591
8095
Para disminuir la densidad de una salmuera se agrega agua.
1000
1500
2000
2500
3000
4631
4696
4761
4825
4889
5141
5211
5281
5350
5419
5650
5725
5799
5873
5946
6159
6238
6316
6394
6472
6667
6750
6833
6915
6996
7175
7262
7348
7434
7519
7682
7773
7863
7952
8041
8190
8284
8377
8470
8562
Volumen final de la salmuera esta dado por la siguiente
formula:
3500
4000
4953
5017
5487
5555
6019
6092
6549
6626
7078
7158
7604
7689
8130
8218
8653
8744
4500
5080
5623
6164
6703
7239
7773
8305
8835
5000
5500
5143
5205
5691
5758
6236
6308
6779
6855
7319
7399
7857
7940
8392
8479
8925
9015
6000
6500
7000
7500
8000
5267
5330
5391
5453
5514
5825
5892
5958
6024
6090
6379
6450
6521
6591
6662
6930
7005
7080
7155
7229
7478
7557
7636
7714
7792
8023
8106
8188
8270
8351
8565
8651
8737
8822
8906
9104
9193
9282
9370
9457
8500
5575
6156
6732
7303
7870
8433
8991
9544
9000
9500
10000
10500
11000
11500
12000
12500
5636
5697
5758
5818
5878
5938
5998
6057
6221
6287
6352
6416
6481
6545
6609
6673
6801
6871
6940
7009
7078
7146
7214
7282
7376
7450
7523
7596
7669
7741
7813
7885
7947
8025
8101
8178
8254
8330
8406
8482
8513
8594
8674
8754
8833
8913
8992
9070
9075
9158
9241
9324
9407
9489
9571
9653
9631
9718
9804
9890
9976
10061
10146
10230
13000
13500
14000
14500
15000
15500
16000
16500
6117
6176
6235
6294
6353
6411
6470
6528
6737
6801
6864
6927
6990
7053
7116
7179
7350
7418
7485
7553
7620
7687
7753
7820
7957
8029
8100
8171
8242
8313
8383
8454
8557
8632
8707
8781
8855
8929
9003
9077
9149
9227
9305
9383
9460
9537
9614
9691
9735
9816
9897
9977
10058
10138
10218
10298
10315
10399
10483
10566
10649
10732
10815
10898
17000
6586
7241
7886
8524
9150
9768
10377
10980
Donde:
Sa = Sal adicionada en (lbs)
Sf = Contenido final de sal (lbs/bbl de salmuera)
So = Contenido original de sal (lbs/bbl de salmuera)
Vf =
9R6R
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 volumen 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 simultáneamente para proporcionar la siguiente versión
simplificada para fácil aplicación en el campo:
133
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Tabla 4
PRESIÓN DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITRÓGENO, TENIENDO LA PRESIÓN DE SUPERFICIE 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
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
517
526
534
543
552
560
569
577
1035
1052
1070
1087
1104
1122
1139
1156
1553
1580
1606
1633
1659
1685
1712
1738
2073
2109
2145
2181
2217
2253
2289
2324
2594
2641
2687
2733
2780
2825
2871
2917
3117
3175
3233
3291
3348
3405
3462
3518
3644
3715
3785
3855
3925
3994
4049
4102
4121
4180
4240
4299
4358
4417
4475
4533
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
586
595
603
612
621
629
638
1174
1191
1208
1226
1243
1260
1278
1764
1791
1817
1843
1869
1895
1921
2360
2395
2431
2466
2501
2537
2572
2962
3008
3053
3098
3143
3187
3232
3574
3630
3686
3742
3797
3852
3906
4156
4209
4263
4316
4368
4421
4474
4591
4649
4706
4763
4820
4877
4933
8500
647
1295
1947
2607
3276
3961
4526
4989
9000
9500
10000
10500
11000
11500
12000
12500
655
664
673
681
690
699
707
716
1312
1329
1347
1364
1381
1399
1416
1433
1974
2000
2026
2051
2077
2103
2129
2155
2642
2677
2712
2764
2781
2816
2851
2885
3321
3365
3409
3453
3497
3541
3585
3629
4008
4055
4101
4148
4194
4240
4286
4332
4578
4630
4681
4733
4784
4836
4887
4938
5045
5101
5157
5213
5268
5323
5378
5433
13000
13500
14000
14500
15000
15500
16000
16500
725
734
742
751
760
769
777
786
1451
1468
1485
1502
1520
1537
1554
1572
2181
2207
2232
2258
2284
2310
2335
2361
2920
2954
2989
3023
3057
3092
3126
3160
3672
3716
3759
3802
3845
3888
3931
3974
4378
4424
4470
4515
4561
4606
4651
4697
4989
5039
5090
5141
5191
5241
5291
5341
5488
5542
5597
5651
5705
5760
5813
5867
17000
795
1589
2387
3139
4013
4742
5391
5921
132
Va = Vf
( 'R − 'I )
( 'R − 'D )
Va = Vo
( 'I − 'R)
( 'D − 'I )
Vf = Va
( 'R − 'D )
( 'R − 'I )
( 'D − 'R)
Vf = Vo
'D − 'D )
Vo = Vf
( 'D − 'I )
'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. Aumentando la densidad de una salmuera para terminación 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 cristalización va a permanecer aproximadamente constante.
También se observa que la temperatura de cristalización 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 determinarse 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 resultante 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 resultante después de densificar (salmuera final).
Para determinar el agua adicional requerida para cada
barril de la salmuera original y proveer la misma relación 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 volumen original del agua (Vo) esto se expresa como sigue:
Wa Total = (Vo)
&R:I
- wo
&I
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
- Bo
&I
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
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:
Vrw = ( Vd - Vw ) +
9Z
:R
donde:
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 )
Crw = ( Vw )
%R
:R
y
&R
:R
Crw = Lbs de CaCl2 al 95 % para redensificar agua
adicionada.
34
El volumen densificado puede ser encontrado usando la ecuación siguiente:
Vrw = ( Vd - Vw ) +
9Z
:R
Vrw = Volumen redensificado bls.
'R − 'I
Va = Vf
'R − 'D
Va se convierte en Vw = Volumen de agua adicionada bls.
Vf se convierte en Vd = Volumen diluido de salmuera bls.
Df se convierte en dd = Densidad diluida de salmuera Lbs/gal.
Da se convierte en Dw = 8.34 lbs/gal densidad del
agua.
Vw = Vd
( 'R − 'I )
( 'R − 8.34)
Una vez que el volumen de agua añadida se ha determinada la cantidad de sal para densificar ese volumen de agua a la densidad original puede ser determinada.:
Determinación de sal redensificada con bromuro de
calcio.
Son usadas tablas para determinar la cantidad de
CaBr2 requerido para redensificar y también se puede usar la siguiente ecuación:
Brw = ( Vw )
%R
: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 salmuera original lbs/bbl
Vw = Volumen de agua adicionada (bls).
Sustituyendo valores:
x = 0.3738
Comparación de resultados
ex= e0.3738= 1.4532
,
7523
Pfbc = 5,177 psia =
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 =
3P =
(3I + 3 sup WD )
2
(7523 + 5177 ) = 6,350 SVLD
(48)
Paso 6.- obtener el valor de Zm para la nueva Pm:
Zm = 1.27
Paso 7.- Calcular la presión final de bombeo corregida:
3I
Pfbc = [
H
[ = 0.06 [
(49)
/
5280
= 0.06
= 0.3885
642 x 1.27
(7P [ =P )
7523
Pfbc = 0.3885 = 5,101psia
S
Pfinal de Bombeo
Vol. de N2
Tradicional
Analítico
5,333 psia
5,101 psia
5,286 m3
5,444 m3
Al comparar los resultados obtenidos con ambos
métodos, se observa que las diferencias son mínimas. Esto a nivel operativo no representa ningún riesgo, por lo tanto, la selección del método que se habrá de utilizar para obtener estos parámetros dependerá del diseñador.
Inducción por empuje o implosión
2
Para este nuevo caso:
Método
(50)
H
P supta = 5177 psia
y
Pfb calculada = 5101 psia
Como se mencionó anteriormente, los métodos
de inducción tienen como función principal reducir al máximo la fuerza ejercida hacia la formación
por la presión hidrostática de los fluidos contenidos en el pozo.
El método de inducción por empuje o implosión consiste en inyectar los fluidos contenidos en el pozo, más
un determinado volumen de nitrógeno, hacia la formación a través del intervalo abierto. Debido a que el
nitrógeno es un gas inerte no reacciona con la formación, y al ser descargado, produce un efecto de succión. Así arrastra en su viaje de retorno cantidades
considerables de sólidos y aunado a la disminución
casi total de la presión hidrostática, aumentará la aportación de los fluidos de formación hacia el pozo.
Sin embargo, para poder utilizar este método se deben tomar en cuenta dos aspectos importantes:
Como la diferencia de presiones es menor que 400
psia, continuamos.
a) La presión de inyección
b) Los fluidos contenidos en el pozo
Paso 8. Obtenga la presión media a partir de la ultima presión calculada:
Ambos aspectos deberán ser bien estudiados. Si
no se conocen profundamente será imposible utilizar este método.
Los parámetros requeridos para efectuar una
implosión son los siguientes:
7523 + 5101
= 6,312 SVLD
2
Paso 9. Calcular el volumen de nitrógeno:
3P =
91 2 = 35.7 [ 3P [
9WS
= 5,444 P3
(=P [ 7P)
1. La presión final de inyección (Pfi)
2. Capacidad total del pozo (Vtp)
3. Volumen de Nitrógeno para efectuar el desplazamiento hasta el intervalo (VN2d)
131
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Símbolo químico
Peso atómico
Peso molecular del N 2
Densidad a 20 ° C
Punto de ebullición
Temperatura crítica
Presión crítica
Punto de vaporización
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/cm 2
29.81 °C
0.861 m 3 de gas
condiciones normales
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
a
Paso 3. Calcular la presión promedio:
Pm =
2.5 ppm ( v )
NULA
NULA
( Pf + Pfb )
2
(42)
( 7523+ 6523)
= 7,023 SVLD
a
2
Paso 4. Determine la temperatura de fondo (hasta la
camisa)
Pm =
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.
Tf = GT x L + Ts
(43)
Gradiente termico (GT) = 2.0202° C/100 m
Tf = 0.0202 x 5280 + 30 = 136.7 °C
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 presión de fondo calculada entre 1.4077 nos dá la presión en la cabeza ó presión final de bombeo:
Paso 5.- Calcular la temperatura promedio:
(38)
3K
7241
=
= 5333 psi
3IE =
)F 1.4077
(136.7+ 30)
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:
9 1 2 = 9WS [ )Y
(39)
VN2= (2.019 x 1500 + 4.54 x 3.200 + 3,831 x 600 = 19855
l
VN2= 19.855 x 265.9 = 5280 m3
Método analítico
Paso 1. Calcule la presión de fondo hasta la camisa.
(40)
3I = 1.422 (/ [ G ) + 3 DW
130
Tm =
Tm =
2
= 83.35 °&
( Tm ) en °R =( 1.8 x °C )+ 492
(44)
(45)
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 corregida:
Donde:
[ = 0.06 [
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 ecuación modificada para obtener la ecuación siguiente:
3I
H[
=
7523
ex
( 'I − 'R)
(19.2 − 'I )
El volumen final entonces es igual a:
Vf = V 19.2 + Vo
Tm = (1.8 x 83.35) + 492 = 642 °R
3 IEF =
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.
V 19.2 = Vo
(TF + Ts )
2
Cálculos para salmueras de sales múltiples, fluidos
de terminación
(46)
/
5280 = 0.3738
= 0.06
83.55 x 1.32
(7P [ =P)
(47)
Cuando hay una gran diferencia entre la densidad
final y la densidad original, el volumen final aumentará significativamente. Este hecho debe ser considerado cuando se planee redensificar.
nada, esto puede ser hecho usando tablas. Este procedimiento se maneja exactamente de la misma manera que el redensificado. De los sistemas de fluidos
de terminación. La ecuación se usa para determinar
el contenido de Bromuro de Calcio con valores determinados de tablas.
Brw = ( Vw )
%R
:R
La ecuación anterior se usa para determinar el volumen de solución de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal.
=Q2
:R
Znrw = ( Vw )
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 ) +
Ecuaciones
1.- Vf = ( Vo )
:R
:I
Aumentar la densidad de una salmuera como fluido
de terminación diluida:
2.- Sa = SfVf – VoSo
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:
3.- Vf = ( Vo )
( '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-
9Z
:R
:R
:I
4 A.- Vo + Va = Vf
4 B.- VoDo + VaDf
4 C.- Va = Vf
( 'R − 'I )
( 'R − 'D)
4 D.- Vo = Vo
( 'I − 'R)
( 'D − 'I )
35
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
4 E.- Vf = Va
( 'R − 'D )
( 'R − 'I )
4 F.- Vf = Vo
( 'D − 'R)
( 'D − 'I )
( 'D − 'I )
4 G.- Vo = Vf
( 'D − 'R)
5.- Wa =
&R:I
- Wo
&I
6 A.- Wa Total = ( Vo )
8.- Vw = Vd
&R:I
- Wo
&I
&R
&I
%R
:R
10.- Vrw = ( Vd – Vw ) +
11.- Crw = ( Vw )
9Z
:R
&R
:R
( 'I − 'R)
12.- V 19.2 = ( Vo )
(19.2 − 'I )
13.- ZnBr = (Vw)
36
Wo =
Sa
Sf
So
Da
=
=
=
=
Bf =
Va =
Co =
Cf =
( 'R − 'G )
( 'R − 8.34)
9.- Brw = (Vw )
Vf =
Vo =
Wf =
Df =
Bo =
&R%I
6 B.- Ba Total = ( Vo )
- Bo
&I
7.- Vf = ( Vo )
Abreviaturas
=Q2
:R
Wa =
Wa Total =
Ba Total =
Vw =
Vd =
Dd =
Brw =
Vrw =
Crw =
V 19.2 =
Znrw =
ZnO =
Volumen final de salmueras ( Bls )
Volumen original de salmueras ( Bls )
Contenido final de agua ( bls/bl ) de
salmuera
Contenido original de agua ( bls/bl )
de salmuera
Contenido adicional de sal ( lbs/bl )
Contenido final de sal ( lbs/bl )
Contenido original de sal ( lbs7bl )
Densidad adicionada de fluido ( lbs/
gal )
Densidad final de fluidos ( lbs7gal )
Bromuro de Calcio ( lbs7bl ) de la salmuera para incrementar la densidad
( salmuera original )
Cloruro de calcio ( lbs/bl ) de la solución resultante después de
redensificar ( salmuera final )
Volumen adicionado de agua a la salmuera
( Bls )
Cloruro de calcio ( lbs/bl ) de la salmuera para incrementar una densidad ( salmuera original )
Colruro de calcio ( lbs/bl ) de la solución resultante después de
redensificar ( salmuera final )
Agua adicionada a la salmuera original (bls/bl)
Agua requerida total adicionada (lbs)
Bromurro de calcio total adicionado
en (lbs)
Volumen adicionado de agua (bls)
Volumen de salmuera diluido (bls)
Densidad diluida de la salmuera (lbs/
gal)
Lbs de Bromuro de calcio al 95 %
para redensificar agua adicionada Vw
Volumen redensificado (lbs)
Lbs de Cloruro de calcio al 95 % para
redensificar agua adicionada
(bls) de bromuro de zinc de 19.2 lbs/
gal
(bls) de bromuro de zinc de 19.2 lbs/
gal para redensificar agua adicionada
(bls/bl) de Bromuro de Zinc de 19.2
lbs/galpara densificar una salmuera
original
provista de un elemento de empaque o copas, a través del aparejo de producción. En su viaje ascendente, y debido al peso del fluido, las copas se ajustan al diámetro interior del aparejo, permitiendo con
esto el desalojo del fluido que se encuentre por encima 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 circulación 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 inducción.
2. Volumen de fluido para desplazar. La obtención
previa de este parámetro evitará que se generen operaciones inconclusas y anómalas por falta de fluido y
sobre-desplazamiento del mismo.
El cálculo de estos parámetros para fluidos líquidos
(agua dulce, salmueras) es simple y ampliamente
conocido. Sin embargo, el manejo de gases es más
complicado y requiere mayor atención. Para explicarlo 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 características:
· 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 desplazamiento.
Método tradicional
Paso 1. Calcular la presión hidrostática ejercida por
el fluido hasta la camisa de circulación:
(37)
3K =1.422(/ [ G)
=1.422(5280 x 1) =7508 psi
129
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 fluidos, línea de flote y campana de circulación
13. Desconectar líneas superficiales de control y líneas hidráulicas a preventores.
14. Desmantelar preventores.
15. Verificar que la válvula de contrapresión esté correctamente 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 carrete 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 compañía.
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 específicas de la intervención
128
Después de haber cumplido con el seguimiento operativo específico de la intervención, de haber desmantelado 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 intervención, de acuerdo con la experiencia del campo o
los resultados de análisis posteriores al mantenimiento.
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
A continuación se enumeran algunas, clasificadas
como operaciones adicionales a la intervención de
mantenimiento a pozos.
Paso 1. Usando la ecuación encuentra el Vf del volumen final de la salmuera:
Inducciones
Vf = Vo
Cuando los hidrocarburos producidos por la formación no llegan por sí mismos a la superficie, se realizan 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 inducir un pozo, su aplicación depende de las características y el estado mecánico del pozo. Los más comunes son:
Inducción mecánica
Es el método más antiguo conocido en la industria
petrolera. Consiste en deslizar una barra pesada
( 'D − 'R)
( 'D − 'I )
Vf = ( 250 )
(8.34 − 11.3)
(8.34 − 10.7)
MECANICA
POR
DESPLAZAMIENTO
Vf = ( 250 )
(−2.96)
(−2.36)
Vf = 313.5 Bbls
Paso 2. Usando la ecuación encuentras el Va adicionando al volumen de 8.34 lbs/gal de agua dulce.
Vo + Va = Vf
A TRAVES DE
L A CAMISA O VALVULA
DE CIRCULACION
Va = 313.55 - 250
POR
IMPLOSION
CON TUBERIA
FLEXIBLE
Figura 52 Métodos de inducción.
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
250 + Va = 313.55
METODOS DE
INDUCCION
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 entonces se selecciona la ecuación y se resuelve para
Vo:
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
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:
Vf = Vo
( 'D − 'R)
( 'D − 'I )
37
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Vf = 350
(15.1 − 14.0)
(15.1 − 14.3)
Ba total = 500
139.99 * 228.21
- 202.86
126.38
Ba total = 19,540 Lbs
Vf = 350
(1.1)
(0.8)
Vf =
9R * &R
&I
Vf =
500 * 133.99
126.38
Vf = 481.25 bls de 14.3 lbs/gal
Paso 2. Usando la ecuación resolvemos para Va:
Vo + Va = Vf
Va = 481.25 - 350
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 cristalización 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
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 sistema total es de 750 bls Densifique el fluido a 14.6 lbs/
gal usando ambos, CaCl2 y CaBr2. Determina el volumen 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)
Entonces:
Wa total = ( Vo )
Wa total = 500
&R * :I
- Wo
&I
133.99 * 0.7079
- 0.7221
126.38
Wa total = 14.21 bls de agua adicional
Ba total = ( Vo )
38
&R * %I
- Bo
&I
Paso 2.- Determine lo siguiente de tablas:
Bo = 253.37 lbs CaBr2 por barril de salmuera original.
Co = 118.77 lbs CaBr2 por barril de salmuera original.
Wo = 0.6937 bls de agua por barril de salmuera original.
Entonces:
Brw = Vw
%R
:R
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 válvulas 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 laterales del árbol de válvulas.
3. Retraer los anillos opresores (yugos) y eliminar tornillos 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 calculados hasta levantar el árbol de válvulas lo suficiente
como para instalar las cuñas de plato (spider).
6. Levantar el anillo metálico amarrándolo a los agujeros 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
tubería de producción.
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 engancharlo al block viajero de la grúa de la plataforma.
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 control a la presión requerida.
15. Instalar campana, línea de flote y charolas de recolección 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 intervención. En las descripciones de las diferentes operaciones 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, eliminar 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
(PERODGDV
DFXPXODWLYDV
3UHVLyQHQ.JFPð
3UHVLyQHQ/EVSXOJð
Tabla 3 Representación tabular de la cédula de bombeo.
4.- En este punto, si la densidad 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 disparos. Una vez bombeada la
capacidad, parar el bombeo
para comprobar que la presión
en la TP sea cero, lo cual indicaría que la densidad de control es la adecuada; en caso
contrario, recalcular nuevamente la densidad de control.
5.- Si la densidad de control fue
calculada hasta la camisa, una
vez bombeada la capacidad, hacer una pausa y cerrar totalmente la TR para comprobar que la
presión en la TP sea cero. En
caso contrario recalcular la densidad de control, abrir ligeramente el estrangulador y reiniciar el
bombeo ajustando la presión de
circulación calculada (Presión Final de Circulación) con auxilio del
estrangulador.
80
Presión (Kg/cm2)
perforaciones de la TP (Tubing
Puncher).
60
40
20
Brw = ( 59.9 )
Crw = Vw
&R
:R
Crw = (59.9)
6.- Continuar la circulación manteniendo constante la presión
en la TP, hasta que el fluido con
la densidad de control llegue a
a
Emboladas Acumulativas
superficie. Abrir o cerrar el esFigura 51. Representación gráfica de la cédula de bombeo.
trangulador según sea necesario. En cuanto el fluido de control empiece a salir en superfi1.- Abrir el estrangulador y simultáneamente iniciar cie monitorear constantemente la densidad de sael 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
estar completamente abierto.
2.- Ajustar el estrangulador hasta obtener el valor
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
266 532 798 1064 1130 1596 1862 2128 2394 2660 2800 5000 7000 900011100
3.- Continuar el bombeo del fluido de control manteniendo la presión de bombeo (calculada en la cédula de control) con el auxilio del estrangulador
hasta que el fluido de control llegue a la camisa o
126
el bombeo del fluido y mantener completamente
abierto el pozo para determinar cualquier aportación del mismo.
118.77
0.6937
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:
Brw = Vw
(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 )
Usando la ecuación para determinar el volumen de
Bromuro de Zinc
= 600
( 'I − 'R)
(19.2 − 'I )
(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 cantidad de agua que ha entrado al sistema esto se hace
usando la ecuación.
%R
:R
Brw = (59.9)
6.- Una solución de fluido de terminación de 16.6
lbs/gal debe ser aumentada a 16.8 lbs/gal. El volumen 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?
V 19.2 = Vo
Crw = 10255 Lbs
0
0
(253.57)
= 21895 Lbs
2.6937
9Z
:R
Vrw = ( 750 - 59.9 )
59.9
0.73
Vrw = 772 bls de salmuera redensificada
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 determinada, esto puede ser hecho usando tablas.
Este procedimiento se maneja exactamente de la misma manera que el redensificado de los sistemas de
fluidos de terminación. La ecuación se usa para determinar el contenido de bromuro de Calcio con
valores determinados de tablas.
Brw = (Vw)
%R
:R
39
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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
= 800
( 'R − 'G )
( 'R − 8.34)
(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 materiales de la tubería en fluidos base agua, son los gases 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 corrosión uniforme y picaduras a las tuberías. En los
sistemas de fluidos base agua que son expuestos
a la atmósfera ocasionan condiciones severas de
corrosión.
a) Densidad de control de los registros de presión
de fondo con la ecuación 8.
b) Los valores reológicos del fluido de control que
se va a utilizar se obtienen con el auxilio del
viscosímetro fann 35 A.
c) Caídas de presión de acuerdo con los valores
reológicos, densidad de control, estado mecánico
del pozo y gasto que se ha de emplear durante el
control. Determinar las caídas de presión en el sistema en función del modelo matemático que se
ajuste al comportamiento reológico del fluido. Este
valor será igual a la PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN.
d) Determinar el volumen de la T.P. que se realiza con
a ecuación 1.
Para determinar el volumen de la T.P. simplemente
multiplicamos el valor de los l/m por la profundidad
a donde se realizará el control.
e) Para el espacio anular, utilizaremos la ecuación 2.
f). Cálculo del desplazamiento de la bomba tríplex
1pulg3= 0.01639lx0.785 x 0.01639 x 3= 0.0386
Dióxido de carbono
'HVSOD]DPLHQWR (OWV / HPE) = ' 2 [ / [ ( [ .0.0386
0386 (32)
El Dióxido de Carbono soluble en agua forma un ácido 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 mantenido 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 carbonato de fierro, el cual se desprende en escamas
reduciendo su espesor de pared.
donde:
El CO2 en los fluidos puede venir del gas de formación, por descomposición térmica de sales disueltas,
los aditivos orgánicos de los fluidos de control o por
la acción de las bacterias sobre los materiales orgánicos en descomposición.
Litros x embolada, son los litros por embolada calculados, que desplaza la bomba.
En general conforme la presión se incrementa, se
incrementa también la acción corrosiva del CO2. Cuando la presión parcial de CO2 es mayor de 30 psi, se
40
Cálculos que se deben realizar para el control
0.0386 factor de conversión
D= Diámetro de la camisa, pg
L= Longitud de la carrera, pg
E= Eficiencia de la bomba
(35)
Donde:
DP = Disminución de presión en Kg.
PIC = Presión inicial de circulación
PFC = Presión final de circulación
i) Calculamos el régimen de bombeo
5E =
# GH HPERODGDV SDUD OOHQDU OD WS
'LVPLQXFLyQ GH Pr HVLyQ
(36)
De aquí se obtiene el número de emboladas necesarias para disminuir 1 Kg/cm² de presión.
Ejemplo 11:
Se tienen los siguientes datos para el control de
un pozo:
· Presión inicial de circulación = 95 Kg/cm²
· Caídas de presión calculadas o presión final de circulación =53 Kg/cm²
· 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
· Núm. de emboladas para llenar el pozo = 11,100
5E =
g) Cálculo de la presión inicial de circulación
Donde:
PIC= Presión Inicial de Circulación.
DP= Caídas de presión calculadas
'3 = 3,& − 3)&
Calculamos el régimen de bombeo:
f) Calculamos el número de emboladas para llenar la
T.P.
9ROXPHQ GH OD WS (OWV )
# (PE. =
(33)
/LWURV [ (PERODGD
3,& = ∆3VLVWHPD + 3FWS
Pctp = Presión de cierre en T.P.
h).- Calculamos la disminución de presión
(34)
2800
= 66 emboladas
42
Se requieren 66 emboladas para disminuir 1 Kg/cm²
de presión en la T.P.
Para representar la disminución de presión cada 4
Kg/cm² multiplicamos el número de emboladas necesarias para disminuir 1 Kg/cm² por 4 y el valor será
de 266 emboladas para disminuir 4 Kg/cm² la representación tabular o gráfica será de la siguiente manera, ver tabla 3:
Secuencia operativa para el control de un pozo con
circulación
Efectuar la reunión técnica y de seguridad con el
personal involucrado en la operación, para asignarles las diferentes actividades que les corresponden.
125
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Recuperación de la VSC
1. Controlar pozo.
2. Instalar válvula de contrapresión tipo "H" en el colgador de tubería.
3. Desconectar la línea de inyección de aceite hidráulico 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 línea de inyección de aceite hidráulico del colgador
de tubería; eliminar colgador de tubería de producción.
7. Recuperar aparejo de producción hasta la VSC
eliminando tubería de inyección de aceite hidráulico de ¼".
8. Desconectar línea de inyección de aceite hidráulico 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 desplazar 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.
124
· Secuencia operativa especifica de la intervención.
· Eliminación de preventores e instalación del árbol
de válvulas.
· Operaciones adicionales (inducción, disparos, registros, 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 formación 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 aparejo de producción, capacidades internas de presión de las conexiones superficiales de control.
d) Solicitar la certificación de la prueba de conexiones 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 considera que el aparejo de producción está debidamente enchufado y probado hasta su
hermeticidad.
De los siguientes datos obtendremos el tipo de fluido que se ha de emplear, la densidad de control, la
presión inicial de circulación, la presión final de circulación, la máxima presión permisible durante el
control, el volumen necesario de lodo con los márgenes de seguridad necesarios (el volumen del pozo
más un 100%).
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 ácidos 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 carbónico, 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 excede 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 formación, acción bacteriana sobre sulfatos solubles o
degradación térmica de aditivos que contengan
sulfuros en los fluidos de control.
La corrosión puede tomar muchas formas y puede
combinar con otros tipos de demandas (erosión, Fatiga, Fractura, etc.) y causa daño extremos. Varios
tipos de corrosión pueden ocurrir al mismo tiempo,
pero solo un tipo de corrosión predominará. Conociendo e identificando la forma de corrosión puede
ayudar a la planeación de aplicar la correctiva.
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 asociados con cloruros se incrementan con la profundidad
y la presión.
Los factores que contribuyen a la fractura y corrosión bajo esfuerzo por cloruros (CSCC) involucra Temperatura, 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-
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 material.
La corrosión puede ser localizada en pequeñas áreas
definidas de pared, causando picaduras en la tubería. Su cantidad, profundidad y tamaño puede variar considerablemente. Las picaduras pueden causar fallas y pueden servir como punto de origen en
el rompimiento de origen. Los cloruros, oxigeno, ácido sulfíhidrico y especialmente la combinación de
ellos, son la mejor contribución para la corrosión
localizada. Adicionalmente al tipo de corrosión localizada, existe la fragilización del metal por hidrógeno atómico y molecular en los sitios catódicos. Los
átomos de hidrógeno son muy pequeños y son capaces 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 estructura del acero. La molécula de hidrógeno por su tamaño es difícil que salga de la estructura del acero,
resultando en el desarrollo de presiones extremadamente 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
erosión-corrosión puede causar picaduras, extensiva demanda de fallas.
Metales sujetos a ciclos de tensión desarrollará rompimientos por fatiga y esto puede crecer hasta completar 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 rápidamente 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 composición 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, salmueras) 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 metálico a donar electrones, se establece que en determinados sitios microscópicos de la superficie metálica
42
(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 convertirse en hidrógeno monoatómico, éstos a su vez capturan 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 producirse 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 manifiesta 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 efectivas en salmueras que no contienen ZnBr2. Dependiendo del tipo de Amina, su estabilidad térmica tiene un rango de 137°C. A 204°C. Los inhibidores de
corrosión usados en la industria petrolera son principalmente compuestos de materiales orgánicos, debido a su alta eficiencia a la protección corrosiva bajo
las condiciones del pozo.
visión marina. Están diseñadas para cerrar automáticamente el flujo de hidrocarburos a superficie, al
ocurrir cualquier siniestro en las conexiones superficiales o en la localización.
Cabezal de Producción
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.
Colgador de Tubería
Tubería de Control de ¼”
La mayoría de las VSC abren totalmente con una
presión aproximada de 120 kg/cm2, pero ya en operación, el panel general que acciona todas las válvulas de los pozos existentes en la plataforma, maneja
una presión de 240 kg/cm2 para mantenerlas abiertas.
Válvula Subsuperficial de
Control
Figura 50 Diagrama esquemático de un aparejo de producción con una válvula subsuperficial de control instalada. (Cortesía Cía. Seal Tide).
Figura 49 Válvulas subsuperficiales de control
(Cortesía Cías. Ava y Halliburton).
Los agentes con actividad superficial caen dentro de
tres clasificaciones que son: catiónicas, aniónicos y
no iónicos.
Al despresionarse el sistema a una presión menor de
85 kg/cm2, la válvula cierra automáticamente.
Los inhibidores catiónicos son en general a base de
aminas formadas con uno o más átomos de nitrógeno. En éste estado el nitrógeno tiene un poder de
carga positiva y puede ser atraído a una superficie
catódica.
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 recuperación, como en la instalación de dicha válvula.
Los inhibidores aniónicos son atraídos a una superficie anódica y son formados alrededor de un radical
del tipo R-COOH. Estos materiales tienen cargas negativas y buscan abandonar sus electrones.
Instalación de la válvula subsuperficial de control
(VSC)
Los inhibidores no iónicos consisten de largas cade-
Línea de Inyección de
Aceite Hidráulico
1. Al recibir la VSC en plataforma, probar su apertura y cierre con 350 kg/cm2.
2. Efectuar ajuste definitivo del aparejo.
3. Levantar aparejo e instalar la VSC (ajustar para
que quede a +/- 150 m).
4. Instalar la VSC en el aparejo de producción conectando el piñón a la caja de la tubería.
5. Conectar la tubería de ¼" a la VSC y probar interconexión 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 producción; cerrar VSC desfogando la presión de la tubería de ¼".
8. Interconectar la tubería de ¼" al colgador de tubería; 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 tubería, niple de control y línea de ¼".
13.Conectar la línea de inyección de aceite hidráulico del panel general de control de las VSC de la
plataforma al medio árbol de válvulas.
123
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 terminación.
Consideraciones generales para la elaboración del
programa de mantenimiento a pozos
Al planear y desarrollar el programa de mantenimiento 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 recopilación completa de los antecedentes del pozo y
de los datos de tomas de información (registros
de producción, toma de muestras, calibraciones),
tales como:
122
1. Estado mecánico.
2. Columna geológica real.
3. Posición estructural con respecto a pozos vecinos.
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 fluidos 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 secuencialmente para alcanzar el objetivo planteado en la intervención, 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 válvula en sus aparejos de producción subsuperficial
de control, también llamada de "tormenta." El manejo de dicho accesorio requiere de operaciones adicionales 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-
nas moleculares que contienen oxigeno en sus radicales tales como éteres, esteres y aldehídos, sin embargo las cargas han sido en gran parte neutralizadas 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 conductora y las reacciones de corrosión pueden ser retardadas 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 atraídos 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 instrumento en sí y una sonda detectora de la corrosión,
que provee medidas de la tasa de corrosión directamente en milésimas de pulgada por año (mpa) cuando 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 cambiado 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 corrosiva, 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 rápida y sensitiva pero requiere que el fluido sea
eléctricamente conductor. En la mayoría de los casos las tasas de corrosión son leídas directamente
del instrumento de medición.
Coontaminantes mas comunes en los fluidos limpios.
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 cambia a Fe + + + (precipitados café rojizo oscuro) el
cual es más fácil de filtrar por su naturaleza cristalina.
Algunas compañías en filtración utilizan ácido clorhídrico 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 rápidamente.
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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
días permitirá que el fierro se precipite, adicionar ácido clorhídrico u otro ácido al medio filtrante no está
permitido.
El análisis de materiales taponantes del pozo indicaron 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 contaminación 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.
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 desplazamiento de fluido de control, es necesario mantener 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 circulación 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 contaminantes 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 programa de desplazamiento y deben ser considerados previamente:
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 diseñados para circulase dentro del pozo. La presión puede incidir drásticamente en el equilibrio de presiones, que debe mantenerse en un desplazamiento de
fluidos.
VIII. DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS DE CONTROL
b).- Diseño de las tuberías.
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.
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
d) Mantener el contrapozo limpio de fluidos inflamables.
0HGLRÈUEROGH9iOYXODV
Procedimiento operativo
1LSOH&ROJDGRU
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 adecuada para activar la válvula de contrapresión, situado 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 interior 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 Seguridad y Protección Ambiental para verificar presencia de gas, y protección al equipo.
c) Mantener el contrapozo limpio de líquidos inflamables 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 compatible en cuanto a marca, tipo, libraje, y diámetros.
<XJRV2SUHVRUHV
&ROJDGRUGH7XEHUtD
Figura 48. Cabezal de producción de un pozo productor 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 superficiales.
f) Eliminar 100% los birlos y el cabezal de producción.
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 secundarios 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 maniobras de los estrobos.
m)Instalar las válvulas laterales del cabezal, previa
revisión de la pista de sellos.
121
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
o
<XJRV2SUHVRUHV
l
6DOLGDV/DWHUDOHV
s
6HOORV6HFXQGDULRV
Figura 46 Cabezal de producción (Cortesía Cía.
Cameron).
Procedimiento operativo
1. Si el colgador de tubería de producción no despega 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 tensión de la tubería de producción.
c) Si el pozo lo permite, represionar por espacio anular 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 controlado.
3. Si se tiene instalado un equipo convencional de
mantenimiento.
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 producción 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 contrapresión 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 conexiones 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 Árbol de Válvulas
Línea de Control de la VSC
120
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 disponga en superficie. Es necesario primero verificar
que se tengan todos los materiales y equipos programados y posteriormente monitorear el avance,
eficiencia y cumplimiento del programa diseñado
para ello.
especiales, ya que la mayoría de los lodos utilizados
son incompatibles con las salmueras, y es necesario
su programación para garantizar una limpieza y desplazamiento 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, salmuera libre de sólidos o la combinación de ambos:
Circulación Inversa
Circulación Directa
La selección del procedimiento más adecuado depende 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 revestimiento 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 mismo pueden utilizarse regímenes de bombeo más elevados con flujos turbulentos.
Colgador de tubería
Cabezal de Producción
Línea de 1/4” de la VSC
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
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 tubería 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.
Figura 47 Conexiones superficiales de un pozo productor 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.
Productos quimicos programados en el desplazamiento
Que la función de los productos químicos no se cumpla por fallas de calidad de los mismos. Estar preparados 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
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 permitirá desplazamientos más efectivos y libres de contaminantes.
Así mismo tendremos menores tiempos operativos y
una menor adición de aditivos ya sean espaciadores
y de lavadores químicos, lo cual nos dará como resultado una considerable reducción en los costos del
lavado y filtración.
45
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 costo 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 colapsos 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
46
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 mismo, por lo que sus propiedades necesitan ser consideradas desde el desplazamiento, para prevenir la
formación de geles de alto valor, ya que de esta manera el fluido permitirá un mejor desplazamiento con
mayor eficiencia. Se deben seguir las siguientes consideraciones:
a).- Efectuar la circulación del fluido del pozo hacia los equipos disponibles de eliminadores de
sólidos, con el propósito de remover contaminantes grandes, y de ser posibles hacia presas
o tanques limpios para ser reutilizado este al
salir ya libre de sedimentos y agentes contaminantes.
b).- Reducir a valores mínimos permisibles la viscosidad plástica y el punto de cedencia, para
asegurar la movilidad del fluido en los espacios anulares y tener un eficiente barrido del
mismo.
c).- Evitar en esta etapa los espaciadores o píldoras viscosas.
4.- La tubería necesita ser reciprocada y si las herramientas lo permiten girarse antes y durante el desplazamiento para romper geles o bolsas estacionarias 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 incrementar 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 aproximadamente 300 mts. , y volver a bajar a la profundidad programada y seguir circulando el fluido filtrado. 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-
6. Tener con anillos selladores compatibles.
7. De ser necesario, tener un lubricador para insertar
tapones en el orificio lateral del cabezal de producción, revisado y probado (taper machine).
Procedimiento operativo
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. Asegúrese de que el adaptador no esté dañado.
3. Elimine el adaptador del vástago (revisar condiciones).
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. Coloque cada rodamiento entre un par de pistas. Cuide 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 necesario.
11. Inspeccione la cachucha para asegurarse que ninguna 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 despegada 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 exceso 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 inmediatamente 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 poder 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 correctivo 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 cambio 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 inflamables, accesorios y herramientas.
119
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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).
Ejemplo 7:
Mantenimiento a conexiones superficiales
· La válvula no abre o cierra (no funciona el mecanismo).
· El maneral gira sin abrir la válvula (perno roto).
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.
Cambio de válvula del cabezal por la siguiente problemática:
Objetivo: Cambiar las válvulas del cabezal para mantenerlas en óptimas condiciones de operación, y asegurar el control del pozo por espacio anular.
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.
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 fluido final programado para quedarse dentro del pozo,
ya sea agua dulce o salmuera libre de sólidos, circulados a gastos máximos de bombeo.
La condición de flujo turbulento no es precisamente
necesaria pero mejora la eficiencia de un desplazamiento.
8.- Para diseñar los volúmenes de espaciadores y
lavadores químicos, es necesario considerar el volumen por remover en el lavado del pozo, ya que en
caso de estar muy someros y el volumen por desalojar sea poco, el diseño puede ser ajustado por menores cantidades y evitar excesos en los costos de
estos servicios.
Para fluidos base agua, normalmente su principal
contacto se inicia con un bache de agua dulce o
alcalinizada con sosa cáustica. Existen diversos productos de las compañías de servicios los cuales pueden ser utilizados como espaciadores, píldoras o baches viscosos y limpiadores químicos, todos ellos
utilizan productos como viscosificantes naturales y
sintéticos, soluciones alcalinas, surfactantes o solventes, para una activa remoción de contaminantes orgánicos 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, normalmente su densidad es cercana al agua dulce. En algunos 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 interrupciones, evitando retrasos de tiempo y problemas críticos al efectuar el desplazamiento por este tipo de
productos químicos.
Sello
9.- En el caso de pozos de poca profundidad o de
poca costeabilidad productiva, es conveniente efectuar 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
Consideraciones previas a la operación
Todos los procesos para efectuar desplazamientos
de fluidos de control ya sea base agua o aceite, utilizan espaciadores y lavadores químicos , con la finalidad de evitar incompatibilidad de fluidos, problemas de contaminación, limpieza del pozo de manera
efectiva y para la separación de fases del sistema.
1. Efectuar una reunión de trabajo acerca de la operación que se va a realizar.
2. Contar con el apoyo del Departamento de Seguridad 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.
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 contacto como espaciador debe ser ambos compatibles.
Figura 45 Válvula mecánica de árbol de producción o
laterales de cabezal
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.
118
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 tuberías de revestimiento es, para que estas tuberías se
protejan adecuadamente de los efectos de la corrosión, y que faciliten la recuperación de los aparejos
de producción, ya que uno de los principales problemas al tratar de sacar estas tuberías de producción 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 causando costos excesivos al alargarse los tiempos de intervención de los pozos.
Esta selladura es provocada por problemas de corrosión, así como depósito de materiales orgánicos
e inorgánicos o vulcanización de los elastómeros.
Este tipo de fluidos se emplean también para mantener 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 algunas áreas de presión anormal. Al mismo tiempo se
47
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 función 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 función 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./
48
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cc.
d).- Salmueras mezcladas de 2 o 3 tipos de sales:
CaCl2-CaBr2-ZnBr2, que varía su densidad desde 1.31 hasta 2.30 gr./cc.
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$5%2/9$/96´[´ 0 &$%(=$/352'´[´ 0 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.
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Requerimientos del agua utilizada para preparar fluidos 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
Sólidos totales disueltos
Sólidos en suspensión
Dureza de Calcio ( CaCO3 )
Dureza de magnesio
Alcalinidad Total
Cloruros
Sulfatos ( Na2SO4 )
Fosfatos Totales solubles ( PO4 )
Cromatos ( CrO4 )
Fierro Total ( Fe )
pH
Mg/L
100
0-100
40
40
200
412
200
0.1
0.05
0.30
7-9
El análisis de agua es de suma importancia en la preparación 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 volver 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 variedad de sólidos disueltos, así como sólidos en suspensión, 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 disueltas en el agua y que son perjudiciales en el agua,
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Figura 43 Estado mecánico de un pozo con anomalía en el espacio anular.
117
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
A) Tubería de revestimiento colapsada
B) Corrección de anomalía con recementación .
C) Corrección de anomalía prolongando la tubería de revestimiento.
Figura 42 Anomalía y corrección de tuberías de revestimiento.
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 superficiales de control.
6. Instalar y probar preventores.
7. Levantar aparejo de producción hasta desenchufar 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.
116
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 zapata para empacador 9 5/8",
moler sistema de anclaje de
empacador.
c) Con pescante de agarre interno recuperar restos de
empacador.
d) Con molino cónico para tubería de revestimiento de 7"
conformar o rimar camisa
soltadora (C-2).
e) Con tubería de trabajo y
niple efectuar viaje de limpieza hasta la profundidad interior.
f) Meter y cementar prolongación de tubería de revestimiento de 7" con una nueva
boca de tubería 50 m arriba
de la zona de riesgo.
g) Calibrar tubería de revestimiento de acuerdo con el
diámetro del empacador
que se va a instalar.
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 tubería de revestimiento de 9 5/8" conformar la anomalía.
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 presión del 60% de la resistencia a la presión interna
de la tubería de revestimiento (este valor dependerá de las condiciones de la tubería y del mismo
pozo).
d) Calibrar tubería de revestimiento con el diámetro
adecuado para correr el empacador de producción 9 5/8".
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 empresa, 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 revestimiento, ya que un disparo bien diseñado posibilitará el
flujo de los hidrocarburos en forma eficiente. La operación de disparo no es una técnica aislada, debiendo 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 producción 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 mejorado 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 deficientes principalmente por un desconocimiento de los
requerimientos para disparar óptimamente, el control inadecuado del claro, particularmente cuando
se corren las pistolas a través de la tubería de producción 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 compresión 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 velocidad 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 incremento continuo de la presión sobre el recubrimiento provoca la expulsión de un haz o chorro de partículas
finas, en forma de aguja, a una velocidad aproximada de 20,000 pies/seg. con una presión estimada de
5 millones de lb/pg2.
Debido a la sensibilidad del proceso de disparo a chorro, por la casi perfecta secuencia de eventos que
49
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 detonación 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 penetración puede incrementarse apreciablemente adicionando nitrógeno a la corriente del fluido.
para abrir ranuras o ventanas para comunicar el fondo del pozo con la formación. Para controlar la producción 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 revestimiento cementadas dentro de tambores de acero. Las pruebas comparativas en el fondo del pozo
eran generalmente imprácticas, debido a la dificultad
en controlar las condiciones del pozo y del yacimiento.
Las pruebas superficiales a presión atmosférica proporcionaban 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 efectúa a presión atmosférica. Las pruebas superficiales
se efectuaban usando blancos preparados con arena y cemento, en lugar de utilizar núcleos de arenisca 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 simular 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 diámetro 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 .
Cortadores Mecánicos.
3) El aislamiento de la formación del fondo del pozo
por la tubería de revestimiento y un material
cementante adecuado.
Se han usado cuchillas y herramientas de molienda
4) El disparo de pistolas a través de la tubería de re-
50
Si es unidad marina está conformada por los siguientes módulos:
Tubería Flexible
· Cabina de control.
· Carrete de tubería
· Unidad de potencia
· Inyector de tubería
· Carretes de mangueras
· Sistema de prevención
Cabeza Inyectora
La unidad se distribuye en la localización interconectando con mangueras el panel de control con el carrete, el inyector, los preventores y la unidad de potencia.
Lubricador
Se interconecta el carrete de tubería con el sistema
de bombeo.
Conexión Rápida
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.
Preventores
Válvula de Sondeo
del
Árbol de válvulas
Figura 41 Inyector de tubería flexible instalado en un
árbol de válvulas (Cortesía de Dowell-Schlumberger,
modificada).
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.
to se requiere reintegrarlo nuevamente en condiciones óptimas de servicio.
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.
Las anomalías en tuberías de revestimiento se pueden determinar y localizar con registros eléctricos o
pruebas de presión con empacador y tubería de trabajo.
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.
Existen dos formas de resolver este problema:
Corrección de anomalías de tubería de revestimiento
Las principales fallas observadas en las tuberías de
revestimiento son desprendimiento, rotura o aplastamiento (colapso). Las causas que las originan pueden ser fatiga o desgaste del acero, efectos de corrosión 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-
a) Efectuar una recementación a la anomalía con un
empacador recuperable o un retenedor de cemento, rebajando y finalmente probando hasta asegurar
que está obturado.
b) Aislando la anomalía con una tubería de revestimiento 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 espació anular TR-TP.
115
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
El diseñador debe efectuar un análisis y una selección 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 limpieza, 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 denominadas 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
114
Figura 40 Unidad de tubería flexible (cortesía de
Dowell-Schlumberger).
La unidad terrestre de tubería flexible consta, principalmente de:
· Cabina de control
· Carrete de tubería
· Unidad de potencia
· Inyector de tubería
· Sistema de prevención
· Sistema de Izage
· Unidad transportadora
vestimiento, el cemento y la formación, con diversos
fluidos en el pozo.
5) El mantenimiento de la temperatura del yacimiento y de la presión en el fondo del pozo y el yacimiento 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 recubrimiento metálico puede ser muy severo. Mediante 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 partículas 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 frecuentemente son desviados de los disparos a la presión atmosférica.
zonas específicas. Cuando están taponadas, o parcialmente obturadas, una o más zonas en un yacimiento estratificado, las pruebas de formación, las
de producción y las mediciones del índice de productividad, 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 disparos en muchas áreas. Si los disparos en pozos terminados en arenas, no pueden limpiarse con herramientas 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 cerrarán poco después que la presión de
fracturamiento sea liberada.
La acidificación de los pozos en areniscas generalmente 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 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 disparos.
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 satisfactorios.
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 creación 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
Si una parte de la tubería de revestimiento disparada
está pobremente cementada, proporcionando comunicación vertical atrás de la tubería y entre las perforaciones, las condiciones resultantes son similares a
las de una terminación en agujero abierto con tubería ranurada. Si se presenta flujo de la formación,
todos los disparos en la tubería de revestimiento,
generalmente se limpiarán. Sin embargo los disparos en la formación podrán o no limpiarse.
51
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 ácido 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 partículas 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 tamaño y penetración adecuadas bajo ciertas condicio-
52
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 cemento, y de la formación. La penetración de las
pistolas a bala decrece severamente al aumentar la
resistencia de la tubería de revestimiento, del cemento, 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 disparado. 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. Generalmente 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 empaque 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 resistencia, con pistolas con cargas expuestas, pueden
agrietar la tubería de revestimiento. También el cemento puede fracturarse severamente, siendo necesario efectuar cementaciones forzadas para controlar 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, generalmente los costos son inferiores cuando se usan bajas
densidades de disparo. El empleo de pistolas selectivas puede ahorrar un tiempo apreciable en las intervenciones en que se tienen zonas productoras sepa-
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 CO2.
2
b) Determinar la longitud de las unidades selladoras,
de acuerdo con las operaciones futuras. Para el ejemplo 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 longitud 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, quedando 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 roscas sea el adecuado y que los accesorios estén instalados correctamente.
Cambio de aparejo o empacador por comunicación o daño.
Debido a las características de flujo de los hidrocarburos y de los sólidos que arrastran a los mismos
hidrocarburos o a los fluidos de inyección, el aparejo, 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 producción o en las unidades selladoras el problema se resuelve cambiando el aparejo.
En otras ocasiones, el aparejo se colapsa por diferentes causas. De cualquier modo, el flujo se restringe 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 permanente, o sacar con el aparejo cuando es recuperable. Posteriormente se coloca otro, cambiando un
poco la profundidad de anclaje, debido a que la
tubería de revestimiento en ese punto tiene marcas de cuñas del antiguo empacador o efectos de
la molienda.
113
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 eléctrica 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.
150.0 m
30"
radas por intervalos no productores. El empleo de
pistolas que se corren a través de la tubería de producción 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 producción puede colocarse, en unas cuantas horas después de cementar el pozo. A continuación pueden
efectuarse los disparos a través de la tubería de producción 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
& $ %(= $ /
6$57 $'(7) ´
& $ % / ( ' ( 3 2 ' ( 5
550.00 m
16"
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P
10 3/4”
P
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P
P
7 5/8”
0 2 72 5
,17(59$/2352'8&725
%73.6
P.I.
5”
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 presión 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 detonadores para alta temperatura en las pistolas que
contienen cargas para baja temperatura. De esta
manera se evitarán los disparos accidentales
0'
09
P
P
P.T. =3600 M.D. ( 3222.0 M.V.)
Figura 37 Aparejo de bombeo electrocentrífugo.
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 producción fluyente. Se coloca una tubería flexible col-
Se requiere reacondicionar un aparejo de producción fluyente 4 ½" a bombeo neumático de 4 ½" - 3
½" con 3 mandriles, en un pozo donde se tiene un
112
debido a la alta temperatura, ya que las cargas
preformadas se fundirán o quemarán sin detonar, a menos que sean disparadas con el detonador de la pistola.
Para pozos con temperaturas muy altas puede no
existir otra alternativa que correr el paquete completo 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 detonador 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 superficial, siendo suficiente un prensaestopa tipo limpiador. Sin embargo, es siempre conveniente usar un
preventor de cable. Los pozos productores de aceite
con presión normal, pueden ser disparados, con aceite o agua en el agujero, con pistolas a través de la
tubería de producción, usando instalaciones de control convencionales a boca del pozo y un
prensaestopa ajustable tipo espiral.
En todos los pozos productores de gas deberá usarse un lubricador con sello de grasa, así como en todos los pozos en que se prevea una presión superficial mayor de 1,000 lb/pg2.
Daño en el Cemento y la Tubería de Revestimiento.
Las pistolas con cargador de tubo absorben la energía no empleada al detonar las cargas. Esto evita el
agrietamiento de la tubería de revestimiento y elimina virtualmente que el cemento se desquebraje. Con
el uso de las pistolas a bala convencionales no se
dañan mucho las tuberías de revestimiento. Al disparar 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 cemento, 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
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 penetración. 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 producción, 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 penetración 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 observado 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. Cuando los claros son mayores de 2 pg., es generalmente conveniente descentralizar y orientar la dirección 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 producción. Sin embargo, se pueden tener residuos y problemas mecánicos bastantes severos.
Medición de la Profundidad
Aparejos para pozos de bombeo neumático
Aparejos para pozos de bombeo mecánico
El método aceptado para asegurar un control preciso en la profundidad de los disparos consiste en correr un localizador de coples con las pistolas, y medir
la profundidad de los coples que han sido localizados, respecto a las formaciones, usando registros
radiactivos. Algunos marcadores radiactivos pueden
instalarse dentro de las cargas preformadas seleccionadas, 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 detonación de las cargas expuestas.
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 inyección de gas, distribuidas estratégicamente en la tubería 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 aceite debido al movimiento reciprocante de un émbolo,
generado desde la superficie a través de una sarta
de varillas metálicas, por una viga oscilante (balancín) accionada por un motor o unidades superficiales actuadas hidráulica o neumáticamente. La figura
36 ejemplifica el tipo de aparejo mencionado.
'(%20%(2
9$5,//$38/,'$
Disparos Orientados
Los disparos orientados se requieren cuando se usan
varias sartas de tuberías de revestimiento, o en terminaciones múltiples en las que se dispara a través de
la tubería de producción, cuando están juntas tuberías de producción.
78%(5Ë$'(
352'8&&,Ï1
Se dispone de dispositivos mecánicos, radiactivos, y
electromagnéticos, para orientar las pistolas. Cuando se usan pistolas orientadas en terminaciones múltiples, a través de las tuberías de producción, se deben de usar siempre pistolas con cargadores tubulares
de pared delgada. Las pistolas con cargas
encapsuladas pueden provocar el colapso de alguna
tubería de producción adyacente.
EMBOLO
EXTENSIÓN
CILINDRO
V álvulas de Inyección
i
NIPLE ASIENTO
Para evitar disparar las sartas de tuberías de revestimiento adyacentes, cementadas en el mismo agujero, la práctica más usual consiste en correr una fuente radioactiva y un detector sobre el mismo cable eléctrico de las pistolas, y a continuación girar las pistolas para evitar perforar las tuberías de revestimiento
adyacentes. Si existe alguna duda en la interpretación se correrá una marca radioactiva en la tubería
de revestimiento adyacentes para ayudar a localizar
estas sartas.
EXTENSIÓN
ANCLA MECÁNICA
ANCLA DE GAS
E m pacador Superior
s
Figura 36 Estado mecánico para un pozo terminado
con aparejo de bombeo mecánico
E m pacador Inferior
i
Penetración contra tamaño del agujero
Al diseñar cualquier carga preformada puede
Figura 35 Estado mecánico de un pozo terminado con aparejos de bombeo neumático.
54
(48,32683(5),&,$/
Aparejo para pozos con bombeo electrocentrífugo
Este sistema se aplica cuando la energía del yacimiento no logra enviar los hidrocarburos a la superficie y
queda en el interior del pozo. Consiste en extraer los
hidrocarburos mediante el equipo eléctrico superficial (transformador, tablero de control, cable superficial) y subsuperficial (bomba centrífuga, motor eléc
111
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 tubería se deben introducir para dejar los accesorios a
las profundidades solicitadas.
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, además, utilizar una válvula de control de presión
subsuperficial.
Reacondicionamiento de aparejos
En la explotación de los yacimientos, ya sea por energía 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.
16"
500 m
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 circulación 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 batería.
110
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.
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)
Planeación del sistema de disparo
10 3/4"
2800m
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
obtenerse una mayor penetración sacrificando el
tamaño del agujero. Debido a que una máxima penetración parece ser más importante, con fundamento 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 perforan 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.
Emp. int
413-08
B.L. 5"
7 5/8"
MK
MK
MK
3929.62m
4050-4017 m
4061m
4070m
4080m
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 hidrocarburos.
Al planear un trabajo de disparos se deben considerar, el estado mecánico del pozo, el tipo de formación y las condiciones de presión esperadas después
del disparo.
Factores importantes en el comportamiento de un
sistema de disparos son densidad de cargas, penetración, fase y diámetro de agujero, estos son conocidos como factores geométricos (figura3).
El estado mecánico del pozo determinara el diámetro 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; Profundidad, Litología, Parámetros de Formación (Densidad, Resistencia Compresiva, Esfuerzo Efectivo,
Permeabilidad, Porosidad, etc.) dan indicio del comportamiento de la pistola en el pozo.
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 * H
Donde:
Pen
Pensup
=
=
Desempeño de las cargas
Cr
=
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 propuesto por Thompson en 1962, el cual relaciona la
resistencia compresiva, con los resultados obtenidos
Cf
=
(0.086 (& −& ))
U
I
Penetración
Penetración en superficie, Carta API
RP-43.
Compresibilidad en superficie a las
condiciones de la prueba, (Kpsi).
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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
se llevara a cabo el disparo (condiciones Bajo Balance 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 terminación.
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 expulsados del agujero. La figura 4 ejemplifica estos efectos.
Casing
Carcaza
Cemento
Arenisca
Berea
ANTES DEL
DISPARO
Liner
Primer
Explosivo
principal
Jet
DURANTE LA
PERFORACION
Arenisca
comprimida
([SORVLyQ
Arenisca
sin daño
DESPUES DEL DISPARO
ANTES DE FLUIR
do empleado en la terminación. Valores recomendados de presión diferencial, tanto para pozos de gas
como de aceite son calculados mediante siguientes
correlaciones empíricas:
Para pozos de gas:
3GLI =
Para Pozos de aceite:
3GLI =
Influencia de los factores geométricos sobre la relación de productividad
Para evaluar el potencial productivo de un pozo se
utiliza el índice de productividad, el objetivo es determinar la capacidad de flujo del pozo se obtiene al
dividir el gasto promedio entre la diferencial de presión existente en el pozo y la formación, esto es:
-=
Residuos
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-
56
2500
. 0.17
Donde :
Pdif= Presión diferencial en lbs/pg2
K.- Permeabilidad de la formación en md.
PERFORACION SUCIA
(T APONADA)
DESPUES DE FLUIR
3500
. 0.37
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 fluido de perforación.
Los factores geométricos tienen un marcado efecto
sobre el índice de productividad, estos son evaluados 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
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 herméticamente 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 colocación 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 comunicación o daño
· Limpieza de pozo:
- Aparejo de producción o inyección
- Fondo del pozo
· Corrección de anomalías de tuberías de revestimiento
· Estimulaciones
· Fracturamientos
· Inducciones
· Mantenimiento a conexiones superficiales
XVIII. REQUERIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN Y DISEÑO DEL REACONDICIONAMIENTO DE
APAREJOS DE PRODUCCIÓN
La programación en las operaciones de mantenimiento de aparejos de producción requiere de información básica del pozo, tales como: tipo y características 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 ingeniero 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 accesorios 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 durante una estimulación o inducción por los movimientos 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 objetivo. Por ejemplo, si al desenchufar las unidades
selladoras, o desanclar el empacador, las unidades no despegan, qué alternativas se pueden emplear (vibración de tuberías, corte químico, corte
térmico, etcétera.
2) En el proceso de introducción del aparejo se requiere efectuar una medición precisa de los tra
109
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
mantenimiento convencional, tales como registros
geofísicos de correlación de pozos vecinos, histórico 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 tubería 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 hidráulicamente de manera que se garantice la hermeticidad
del pozo antes de efectuar la profundización.
Procedimiento operativo
a) Con un molino del diámetro adecuado, se debe
reconocer hasta la profundidad interior del pozo
y rebajar los accesorios de la tubería de revestimiento (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 sufra 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, empacada, etcétera).
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 hasta 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 equipo de flotación trabajará adecuadamente en la medida 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.
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 penetración 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
'
$
'
,
9
,
7
&
8
'
2
5
3
j) Instalar cabeza de cementar y anclar el conjunto
colgador de T.R. de acuerdo con los procedimientos de operación.
k) Efectuar una junta de seguridad entre el personal
involucrado en la operación para asignar tareas
específicas para evitar incidentes que puedan poner 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.
e) Tomar los registros programados:
DI/ RG= Doble Inducción/Rayos Gamma
Existen dos razones básicas para taponar un pozo:
La primera, cuando el pozo ha terminado su vida
Taponamiento definitivo
1.1
3 C/M
6 C/M
1.0
0.9
(
'
1
2
,
&
$
/
(
5
o
90 Fase
diametro 0.5 "
sin zona dañada
0.8
3
6
9
12
15
18
21
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
2
,
&
$
/
(
5
1.3
O
90
)DVH
O
120
O
180
1.2
1.1
0
O
Equivalente a
agujero
abierto
0.9
Aplicando la ecuación para pozos de gas, la presión
diferencial requerida para disparar en condiciones
de bajo balance es:
3GLI =
3500
= 2095 psi
4 0.37
Procedimiento de operación
FDUJDV SLH
GLD PHWUR
0.8
Aplicando la ecuación y sustituyendo valores se tiene:
La profundidad del pozo es 3000 m, el pozo será terminado 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 diferencia ((2,235 psi) por lo que el nivel de fluidos deberá
encontrarse a 1570m, en otras palabras el pozo tendrá una columna de agua de 1430 mts.
1.4
(
'
1
Se desea disparar el intervalo 3015- 3075, en una formación de caliza con una permeabilidad de 4 md, el
análisis del registro Sónico Dipolar proporciona una
resistencia compresiva de 12,400 psi, el fluido esperado es gas y condensado, con una presión del yacimiento 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 resistencia 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 condiciones bajo balance?.
3HQ = 18 * H ( 0.086*(5−12.4))= 9.53 pg
Figura 5 Efecto de la penetración y densidad de
disparo sobre la relación de productividades.
2
5
3
Ejemplo:
Solución:
352)81','$''(3(1(75$&,21 38/*
'
$
'
,
9
,
7
&
8
'
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.
0.7
0
i) Efectuar el ajuste de tubería. Se recomienda dejar
la zapata +/- 1 m arriba del fondo perforado circular para homogenizar las condiciones reológicas
del lodo a la entrada y salida.
d) Una vez alcanzada la profundidad de interés, efectuar viaje corto y acondicionar el agujero para tomar registros eléctricos y sacar la barrena a la superficie.
108
RP= Relación de productividades.
VLQ ]RQD GDxD GD
0.7
0
3
6
9
12
15
18
352)81','$''(3(1(75$&,21 38/*
Figura 6 Efecto de la fase sobre la RP.
21
1. Solicitar el servicio de disparos, una vez que el
árbol y las conexiones superficiales estén probados con la presión de trabajo, de acuerdo al for-
57
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
mato requerido, especificando diámetro de pistola, fase, tipo, etc. Además de datos del pozo (Diámetro de tuberías profundidad interior, intervalo
por dispara etc.)
2. Efectuar la reunión de seguridad entre el personal del servicio de disparos, de apoyo, tripulación del equipo, donde se explicará la operación
a realizar, las medidas de seguridad y se asignaran funciones.
3. Instalar la Unidad de disparos, aterrizar la misma, instalar señales de advertencia (peligro, explosivos, no fumar y apagar radios y teléfonos
celulares, etc.)
4. Probar el lubricador con una presión equivalente a la de trabajo del árbol de válvulas
5. Calibrar el pozo con un sello de plomo y barras de contrapeso del diámetro y longitud de pistolas a utilizar.
6. Tomar registro de coples para correlacionar
profundidad del disparo de la profundidad interior hasta 100 m arriba de la cima del intervalo a
disparar.
7. Afinar la profundidad del disparo
correlacionando las curvas del registro de correlación y el tomado previo al disparo.
8. Armar las pistolas de acuerdo a los procedimientos de seguridad establecidos. De preferencia 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 impidan su funcionamiento en el pozo. En caso de
falla en la pistola, al sacarla extremar precauciones, revisarla y determinar las causas que originaron 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 ).
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 figura 33 presenta una ejemplificación de dicho proceso.
11.Sacar las pistolas disparadas, observar el estado 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.
T orn illo
de su jeción
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 efectuadas 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 considerado en cada operación para optimizar la penetración 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 diferentes de cero o probablemente de ½ pg., la penetración estimada y el tamaño del agujero deberán
corregirse por el claro de la pistola y por la resistencia de la formación a la compresión.
3. El método preferido para disparar consiste generalmente en disparar usando fluidos limpios, libres 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.
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 figura 32 muestra un diseño típico de sarta.
Figura 33 Ejemplificación del direccionamiento de
un pozo.
Tubería
hevi - weight
Molino Sandia
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.
o Watermelon
5. No es recomendable disparar en aceite, en
agua, o en ácido bajo una columna de lodo.
Molino Ventana
Figura 32 Ejemplificación de una sarta típica para abrir
una ventana.
58
Profundizaciones
Este tipo de intervenciones se realiza cuando:
1. Los pozos son terminados en la cima de la formación productora.
2. Se tienen antecedentes de acumulaciones de hidrocarburos a profundidades mayores.
Básicamente, el proceso consiste en romper la zapata 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 acuerdo con el procedimiento visto en el inciso III, y salir
lateralmente hasta la profundidad de interés.
La planeación del trabajo de profundización requiere de información adicional a la utilizada para un
107
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 embargo se recomienda hacerlo con la unidad de registros, debido a que la operación se realiza más
rápido.
ben evitar, en lo posible, los frenados bruscos de
la tubería al sentarla en cuñas para hacer la conexión.
f) Verificar los pesos de la sarta hacia arriba, hacia
abajo y estática 50 m antes de llegar a la profundidad 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 muestra una ejemplificación del proceso de ruptura del
tornillo de sujeción en el anclaje de la cuchara.
6. Cuando se dispare en lodo o con fluidos relativamente sucios, debe reconocerse que :
Selección optima de disparos utilizando Software
Técnico
·
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 fácilmente removidos de los disparos, con ácido o
con otros productos químicos, a menos que cada
disparo sea fracturado con bolas selladoras.
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 escoger el tipo y la pistola, densidad de las cargas, la fase,
la penetración y el diametro del agujero optimo.
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 consolidada.
7.- No debe permitirse que los lodos de perforación 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, debido al taponamiento de los disparos o de la formación de sólidos.
M o lin o in ic ia d o r
T o rn illo d e
s u je c ió n
C u c h a ra
D e s v ia d o ra
8.-Los disparos taponados con lodo contribuyen
a la presentación de estos problemas:
·
G u ía d e c u c h a ra
E m pacador
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 planteadas, además de hacer la impresión de la guía
del empacador para orientar la cuchara en superficie.
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-
106
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 profundidad 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 revestimiento y la cuchara más o menos 1 m. El
objetivo es marcar la tubería y hacer huella para
operar el molino ventana.
La productividad de los pozos puede ser apreciablemente reducida.
La recuperación de aceite o gas puede reducirse
apreciablemente, dependiendo del tipo de empuje del yacimiento y los procedimientos de terminación.
La eficiencia de la inyección de agua o de otros
métodos de recuperación mejorados pueden reducirse grandemente.
Algunos pozos exploratorios pueden ser abandonados 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 permanecer taponados la mayoría de los disparos.
La probabilidad de que se presenten problemas
de confiscación o dignación de gas o gas aumenta cuando un porcentaje alto de los disparos están taponados.
Hay dos formas de introducir los datos al programa:
1 Existe un dibujo de todas las partes que conforman 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 terminar con todas las pantallas y posteriormente correr el programa.
2 La otra forma es señalando programa de la
barra de herramientas y un semaforo que se encuentra en luz verde y automaticamente el programa muestra la primera pantalla y posteriormente la siguiente hasta terminar de llenar todas las
pantallas, por lo que se tiene más orden en la alimentación del programa.
La primera pantalla solicita los datos de entrada como
la temperatura estatica, si el pozo es desviado ó vertical, el tipo de flujo, la profundidad de referencia de
los datos. Posteriormente la siguiente pantalla solicita 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, combinado 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 yacimiento 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 gravedad especifica del agua, posteriormente solicita la
temperatura en la superficie.
59
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 diseño.
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 producción por dia y asi mismo se pueden combinar
diferentes tipos de diametros de tuberia de producción 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 tecnológicos 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.
60
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 ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de Perforación y Terminación del pozo. Dependiendo del tipo de daño presente 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.
q) Sacar la sarta de trabajo a superficie, y en la espera de fraguado armar la herramienta desviadora
de acuerdo con la figura 27.
ventana o window mill, molinos sandía o watermelon). La figura 28 presenta los esquemas de dichas herramientas.
Tubería haviweight
Tornillo
de sujeción
Drill collar
Antimagnético
MWD
Motor de
fondo
Figura 7 Restauración o mejora de las condiciones 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
6 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.
F a) Empacador de cuchara b) Cuchara
desviadora
c).- Diferentes tipos de Molinos
Drill collar
corto
Barrena
Figura 27. Sarta navegable típica para la construcción de ángulo para perforar en dirección.
Molino Iniciador
(Started mill )
Molino sandia o
(Watermelon)
Apertura de ventanas con herramienta desviadora
tipo cuchara.
La apertura de ventanas con herramientas desviadoras 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
Molino ventana o
Figura 28 Herramientas comúnmente empleadas
para la apertura de ventanas con cuchara desviadora (Cortesía de Baker Oil Tools).
105
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 intervalo que se abrirá 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.
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 óptimo acarreo del recorte, y así cuantificar el volumen de acero recuperado y controlar en superficie el avance de la sección molida.
i) Iniciar el bombeo incrementando lentamente hasta alcanzar 400-500 gpm.
5) Tener las bombas equipadas con las camisas necesarias para el gasto requerido de lodo (de 400 a
500 gpm).
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.
6) Probar hidráulicamente con la presión de trabajo el tubo vertical (Stand Pipe), y unión giratoria (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. Considerar 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 tubería de perforación como la profundidad de inicio de la ventana.
104
j) Verificar el torque de la tubería, lo cual indicará
que el corte está iniciando. Una vez que disminuya, será la señal que el corte se ha realizado.
l) Anotar el avance metro a metro y tomar en cuenta 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 recomendable 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 requerida de ventana (normalmente de 20-30 m), circular 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 operación se requieran viajes de limpieza con tubería
franca. Esto dependerá del comportamiento
reológico del lodo y del avance de la molienda.
p) Colocar un tapón por circulación de cemento
como apoyo a la sarta navegable para desviar
el pozo, de acuerdo con el procedimiento y cálculos ya especificados. Este deberá cubrir por
lo menos 20 m arriba del punto de inicio de la
ventana.
Efectos del daño
ción pueden ser:
Con la finalidad de evaluar en forma teórica y cuantitativa 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.
Reducción de la permeabilidad absoluta de la formación, originada por un taponamiento del espacio
poroso o fisuras naturales.
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 restricción 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 verdadero 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 producción 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 tuberías de revestimiento, las operaciones de terminación 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-
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 depende principalmente de la caracterización y remoción 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 operaciones que se realicen en un pozo petrolero.
Daño por invasión de fluidos
Este tipo de daño se origina por el contacto de fluidos 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 componentes mineralógicos de la roca.
La fuente principal de este tipo de daño es la perforación misma, ya que el lodo forma un enjarre debido
a la filtración de fluidos a la formación y su penetración depende del tipo de lodo, tiempo de exposición
y la presión diferencial. Esta invasión de fluidos genera 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 factores de daño por su alta sensibilidad a fluidos acuosos, 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 manera mecánica, la cual ocurren en el deposito
61
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 ácidos 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 repercute en una disminución de la permeabilidad relativa al
aceite.
Adicionalmente las perdidas de volúmenes considerables de fluido de control, a través de fisuras, cavernas o fracturas inducidas propician invasión considerable de sólidos a la formación siempre son difíciles de remover.
Daño asociado con la producción
Otra fuente común de daño asociado con el flujo de
los fluidos de la formación es la migración de los finos, presentándose generalmente en formaciones
poco consolidadas o mal cementadas, provocando
obturamientos de los canales porosos.
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.
Todo pozo a su inicio de su explotación o durante la
misma, se encuentra dañado en menor o mayor grado 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.
Dependiendo del tamaño, comportamiento y tipo de
sólidos, estos pueden removerse en contraflujo, sin
62
Martillo Hico.
Drill collar´s
Cortador de
Tubería
a).- Cortador de tubería interno accionado hidráulicamente
Otro tipo de daño es el bloqueo de agua o gas por su
canalización o conificacion, provocando una reducción en la producción del aceite e incluso dejando de
aportar el pozo.
Evaluación del daño
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 partículas y los poros.
Tubería de perf´n
La producción de los pozos propicia cambios de presión y temperatura en o cerca de la vecindad del pozo,
provocando un desequilibrio de los fluidos agua, aceite y/o gas, con la consecuente precipitación y deposito de sólidos orgánicos y/o inorgánicos, generando obturamientos de los canales porosos y por lo
tanto, daño a la formación.
Daño por invasión de sólidos
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.
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 empleando cortadores de tubería.
embargo muchas veces no se alcanzan presiones
diferenciales suficientes y el daño puede ser mas
severo.
Para lograr la remoción del daño es necesario
avaluarlo y esto se puede realizar tomando en consideración 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-
Estabilizador
Desviador de
flujo
Drill collar´s
Molino Cónico
Figura 26 Diseño de sarta típica para una apertura
de ventana
XVII. CONSIDERACIONES PARA LA APERTURA DE
VENTANAS
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-
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 mínimo 50 m, con el objetivo de que los recortes de
tubería que se precipiten no lo obstruyan durante
la operación de molienda.
103
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
3UR\HFFLyQ
3UR\HFFLyQ
0
Programa
1
:
200
Objetivo
X=513,669.46
Y=1’960,244.85
400
200
(
150
6
100
600
800
50
Rumbo N 72º W
Desplazamiento 300 m
1,000
0
Conductor
X=513,983.40
Y=1’960,142.89
1,200
-50
1,400
-100
1,600
1,800
-150
-400
-300
-200
-100
0
2,400
'DWRVGHOSURJUDPD
2,800
3,000
3,200
Vent ana
3010-3050 m
Prof . inici o des v.
3010 m
Prof . vert. cima EOCEN O.
3630 m
Prof . des . ci ma EOCENO
3662 m
Desp. BRECH AS EC OCEN O.
300 m
Severidad
2.° / 30 m
Angul o máxi mo
22.12°
Rumbo
N 72. 00 W
Prof . vert. total
3980 m
Prof . des . t otal
4040 m
Desp. t ot al
330 m
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 presión de fractura, mientras que los fracturamientos
hidráulicos se utilizan gasto y presiones de inyección
superiores a la presión de fractura.
Datos del yacimiento
3,400
75 VSURJUDPDGD V
3,600
Diámetr
MV
MD
5"
3 1/2"
3015
3106
3040
3135
3,800
4,000
4,200
0
100
200
300
400
500
Figura 24 Ejemplificación de una reentrada, sección vertical y desplazamiento horizontal.
102
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 consideración 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
2,200
2,600
Pruebas de laboratorio.- Los estudios de laboratorios 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.
100
Programa
2,000
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.
Los parámetros mas importantes de análisis para diseñar 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 dependiendo del comportamiento de las mismas durante su vida productiva se puede determinar que el
yacimiento esta dañado, y para la comprobación del
mismo se hecha mano de herramientas para la determinación 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 depende 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 comunes.
Análisis composicional. Esta prueba nos permite detectar 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 densidad, 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 proporción en la roca del yacimiento, es de suma importancia conocer la mineralogía ya que dependiendo de
ello se seleccionan el tipo de tratamiento y sus aditivos.
Este análisis se puede determinar de dos formas, fluorescencia y difraccion de rayos X, de los cuales se
obtiene la distribución en forma cualitativa de los
63
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
minerales presentes en la roca analizada.
Pruebas de laboratorio
de los fluidos de tratamiento.
g)
352<(&72$*$9( %/248(685(67(
6(&&,21(6758&785$//21*,78',1$/ && Definir etapas de limpieza del pozo.
$&7,920863$&
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
3500
3752
ENO
3860 EOC
K.S.
3965
3947
3984
4000
4045
4085
4085
4135
PT . 4085
4162
K.I.
P.T .4217
En esta sección se describirán los aspectos relevantes sobre las estimulación matricial.
pozo
pr oduciendo
en
agujer o
descubier to, actualmente dañado por
der r umbe en la zona pr oductor a.
Qo = 509 BPD
Qg = 6.69 MMPCD
R.G.A.= 2,339 M3/M3
Pr esion T .P= 117 Kg/cm2
Est.= 9/16"
5000
Qo = 1434 BPD
Qg = 14.81 MMPCD
R.G.A.= 1,839 M3/M3
Pr esion T .P= 182 Kg/cm2
Est.= 1/2"
37
1,960,000
m.N.
LOC.
303
311
73D
00
301
302
LOC.242
222
201
221A
223
221
C´ -4 -460
1,958,000
m.N.
,17(59$/2'(7(50,1$&,21
0
4
20 00
0
241 -4
0
60
-4
-3 8
00
1,956,000
m.N.
dib.: gpe.morales
Nov./1997
a) Plano estructural del campo, y planteamiento de un pozo intermedio
73D
41
00
301
302
40
L O C .3 0 3
L O C .2 4 2
39
37
0
232
201
0
36
00
00
00
38
00
221A
- Estimulación matricial no ácida
- Estimulación matricial ácida.
Estimulación de limpieza. Es la que permite restituir
la permeabilidad natural de la formación al remover
LOC.
203
73
232
390
Ambos grupos incluyen estimulaciones de limpieza y
matriciales.
P.T .4543
Qo = 660 BPD
Qg = 9.64 MMPCD
55-A
R.G.A.= 2,599 M3/M3
C 42 57
1,962,000
00
Pr esion T.P= 140 Kg/cm2 m.N.
65
63
Est.= 5/8"
P.T . 4671
El éxito de una estimulación matricial depende primordialmente 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 están: el tipo, severidad y localización del daño, y su
compatibilidad con el sistema roca fluido de la formación.
Dependiendo de la interacción de los fluidos de
estimulación y el tipo de daño presente en la roca, se
divide en dos grandes grupos:
M.B.N.M.
C.A.A.M.B.N.M. DEFINIDO POR AGAVE 301
4500
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.
C.A.A.4300
P.P. 4300
516,000
m.E.
64
Desarrollar cédulas y estrategias de colocación
M.PARAJE SOLO
M. PARAJE SOLO
00
f)
Determinación de los volúmenes de los fluidos
de tratamiento.
Después de la terminación de un pozo, en un mantenimiento mayor o en el desarrollo de la vida productiva de los pozos, generalmente se requiere restaurar
o mejorar las condiciones de flujo del intervalo productor o inyector. Para lograr esto existen dos técnicas principales de estimulación de pozo: la
estimulación matricial y por fracturamiento, diferenciándose por los gastos y presiones de inyección.
3000
0
-4
e)
Determinación de la presión y gasto de inyección.
N.R. -3000 m.
TECNICAS BÁSICAS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS
3600
d)
Selección de los fluidos de tratamiento y sus
aditivos en función del daño pronosticado.
AGAVE - 223
00
38
c)
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 desprende la selección adecuada de los fluidos de tratamiento.
AGAVE - 221-A
00
b)
Selección de candidato. Establecer en esta etapa la validación de los datos de tratamiento y la
cuantificación de producción postfractura, teniendo como meta principal la selección de pozos con bajo riesgo y alto potencial.
AGAVE - 301
42
a)
LOC. AGAVE - 303
514,000
m.E.
El software debe contemplar los siguientes aspectos:
AGAVE - 65
00
41 00
40
00
39
Software técnico para el diseño de las estimulaciones
Análisis económico y rentabilidad del tratamiento.
512,000
m.E.
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.
h)
',6(f2<(9$/8$&,21'(352'8&&,21
0
3800
221
223
-4
60
0
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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
A G A V E
E D O . M E C A N IC O
2 4
3 0 1
A C T U A L
5 0
"
1 6 "
6 0 5
2 5 4 2
1 0 3 /4 "
E m p . R T T s 7
5 /8 "
4 0 1 5
5 "
4 0 1 2 5
5 /8 "
4 1 5 0 m
B .L
7
m
La profundidad de apertura de una
ventana corresponde al punto de inicio de desviación y depende básicamente de los requerimientos planteados en el objetivo de la intervención,
tales como desplazamiento, coordenadas, profundidad vertical desarrollada,
etc. La figura 24 presenta una sección
vertical de una reentrada.
m
m
m
m
4 2 8 5 -4 2 7 0 m
4 3 2 5 -4 3 1 6
M e rc u ry "K " 5 "
5
"
m
4 3 9 8 m
4 4 9 2 -4 4 4 5
4 5 9 9
m
Figura 22 Estado mecánico para el ejemplo de aplicación de exclusiones.
Cuando termina la vida productiva de un pozo y existen zonas del yacimiento aún sin drenar, se puede
100
Una vez definido el punto de inicio de
la desviación, el siguiente paso es decidir 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 evaluadas 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 segundo mediante una cuchara mecánica y una sarta de molienda diseñada especialmente para abrir una ventana en un costado de la tubería de
revestimiento. La figura 25 muestra estas herramientas.
Apertura de ventana con cortador de
tubería o molinos de sección.
m
Reentradas
aprovechar la infraestructura existente, como el estado mecánico o la localización, con el fin de abrir una ventana en el pozo y redireccionarlo hacia
las zonas sin drenar. Esta opción resulta 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 perforación de varias reentradas.
El principio básico de operación de estas herramientas es la presión hidráulica de circulación y rotación; poseen la ventaja de
que al aplicar presión se pueden localizar los coples
de la tubería de revestimiento, con lo cual es posible
efectuar el ajuste de la profundidad por cortar.
el daño.
Estimulación matricial. Llamada también acidificación
intersticial, es la que sirve para incrementar la permeabilidad natural de la formación al disolver el ácido 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, utilizándose 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 selección 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 concierne principalmente con la alteración de estas fuerza
retentivas, manifestadas en los fenómenos de tensión 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 combinación de fuerzas electrostáticas y de Van der Walls.
El desbalance de estas fuerzas en la interfaces crea
energía libre de superficie.
un fuerza de adhesión por lo que el liquido es atraído 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 mojada 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. Entonces 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 yacimiento y bajo estas condiciones se pueden atacar
problemas de bloqueos de agua, emulsiones, daños
por tensión interfacial, por mojabilidad, por depósitos organicos, entre otros.
Los agentes de superficie (surfactantes) son los productos químicos que principalmente se utilizan en la
estimulación matricial no reactiva, debido a su eficiente acción que permite alterar los fenómenos de
superficie.
Surfactantes
b) Mojabilidad
Los agentes de superficie son compuestos de moléculas 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.
En la interfaces entre un liquido y un sólido también
existen fuerzas intermoleculares en desequilibrio que
generan el concepto de mojabilidad. El sólido causa
El hecho de que un surfactante busque una interfase
implica que la tensión superficial o interfacial, presión capilar y la mojabilidad de un liquido en un sóli-
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.
65
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 sólido, 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.
c)
Clasificación de los surfactantes
La tabla 2 muestra la clasificación con sus descripción 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%/(
*583248,0,&2
$3/,&$&,21(6
(1$*8$
68/)$726
$1,21,&2
1(*$7,9$
)26)$726
68/)21$726
)26)21$726
5(7$5'$'25(6
12(08/6,),&$17(6
/,03,$'25(6
&25526,21
'(3(1'('(/
68/)$72'($0,1$
Un surfactante debe cumplir con los requisitos siguientes:
·
·
)26)$72'($0,1$
·
9,6&26,),&$17(6
,1+,%,'26'(
3+'(/6,67(0$
&25526,21
Tabla 2 Clasificación de surfactantes
Utilización de los surfactantes
La utilización de los surfactantes se manifiesta principalmente en los siguientes fenómenos:
66
Requerimiento de los surfactantes
&25526,21
(6380$17(6
/$&$5*$
b)
Los surfactantes actúan en las emulsiones reduciendo la tensión interfacial, lo cual permite romper la
rigidez de la película, o neutraliza el efecto de los agentes emulsificantes.
,1+,%,'26'(
6,1&$5*$
32/,0(526
a)
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.
,1+,%,'26'(
$0,1$6
%$&7(5,6,'$6
$1)27(5,&2
Rompimiento de emulsiones
Cuando dos líquidos entran en contacto y se
mezclan se llega a formar una esfera que ofrece un área de superficie mínima y una fuerte
tensión interfacial.
&2038(6726'(
326,7,9$
12(08/6,),&$17(6
12,21,&2
a) Problemas de canalización de agua o gas de diferentes estratos.
12(08/6,),&$17(6
12(08/6,),&$17(6
&$7,21,&2
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 resbalamiento que produce una película de agua
absorbida en la pared del poro. Todo esto trae
como consecuencia una reducción en la permeabilidad a los hidrocarburos.
Disminución de las fuerzas retentivas de los fluidos en el medio poroso.
La acción bajotensora de los surfactantes permite reducir las fuerzas capilares en el medio
poroso, este efecto tiene mayor importancia en
formaciones de baja permeabilidad, de pequeños poros, donde las fuerzas retentivas causan
que los hidrocarburos no fluyan con la energía
disponible.
Mojamiento de la roca
Cuando la formación en la vecindad del pozo
llega a ser mojada por aceite, este se adhiere a
·
·
·
·
Reducir la tensión superficial e interfacial.
Prevenir la formación de emulsiones o romper
las existentes.
Mojar de agua a la roca del yacimiento considerando la salinidad y el ph del agua utilizada.
No hinchar o dispersar las arcillas de la formación.
Mantener la actividad de superficie a las condiciones 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.
b) Conificaciones de agua y gas.
c) Problemas en la vecindad del pozo (malas
cementaciones primarias).
Las gráficas convencionales de corte de agua contra
el tiempo, se emplean para mostrar cambios drásticos 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 producción 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.
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
Después de determinar la procedencia del agua y
los volúmenes por utilizar se debe analizar la conveniencia 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%. Mediante 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 cemento. 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 penetración planeada se tiene:
H W
L
H
F
D
D
X
J
D
Q
y
L
F
D
O
H
5
&RQLILFDFLyQ
9I = 0.5067 × φ × K ( U
I
&DQDOL]DFLyQ
Fluidos de tratamiento
Los fluidos base utilizados en los tratamientos son
oleosos, acuosos, alcoholes, solventes mutuo y soluciones micelares.
El volumen del fluido que se debe utilizar está en
función directa de la longitud del intervalo disparado, que se encuentra en comunicación con la formación. 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.
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.
2
S
−U 2)
Z
(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 cemento micro matriz por cada 20 pies de intervalo disparado se tiene: 1m=3.28 pies
No sc= (4325 - 4270) x 3.28 x 40 = 360.8 Sacos de
[
20
]
cemento
99
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 similares que no constituyen un riesgo de convertirse en
zonas ladronas por diferencia de presión.
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.
Todo lo relacionado con este tema se detalla en la
sección titulada terminación de pozos.
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 acuoso.
Obturamiento parcial de intervalos
Estado Mecánico
Antes
Estado Mecánico
después
El obturamiento parcial de intervalos realizado de manera intencional y con la finalidad 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 fluidos en el yacimiento.
En la vecindad del pozo, el gas y el agua
tienen mayor movilidad que el aceite. La
explotación irracional genera un incremento en la producción de estos fluidos, lo que
ocasiona problemas en su manejo. Cuando esto sucede es necesario el reacondicionamiento del pozo mediante el
obturamiento parcial del intervalo productor.
La técnica de aplicación para estas intervenciones es similar a la anteriormente
explicada en el inciso. Sin embargo, en
este caso se requieren operaciones adicionales como:
Retenedor a 5415m
Retenedor a 5415m
5425-5475m
5425-5475m
PI= 5500m
PI= 5500m
Figura 20. Ejemplo de una operación de cementación presión.
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 demandan y el espesor del yacimiento lo permite, se amplía
98
a) Moler la herramienta cementadora utilizada y rebajar el cemento,
b) Descubrir el intervalo productor y probar su obturamiento con un 60% de la
presión máxima de la tubería de revestimiento.
c) Redisparar la cima o base del intervalo (alta relación 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:
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. Utilizándose para la remoción de daño por partículas
de sólidos (arcillas), precipitaciones inorgánicas. Los
fluidos a utilizar principalmente son los sistemas ácidos. El éxito de estos tratamientos se basa en la selección del sistema ácido.
Tipos de ácido
Todos los ácidos tienen algo en común, se descomponen 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 rápidamente y completamente hasta un limite del 43 %
en peso a condiciones estándar y esto le da la condición de ácido fuerte. En el mercado se encuentra
hasta una concentración del 32 % en peso y se le
conoce como ácido muriatico.
y la reacción con la dolomita es similar pero la composición química es ligeramente diferente:
4HCl + CaMg(CO3)2
2Co2
CaCl2 + MgCl2 + 2 H2O +
Acido Fluorhidrico
Este acido es el unico que permite la disolucion de
minerales silicos como las arcillas, feldespatos cuarzo, etc. En el mercado se puede obtener en soluciones acuosas del 40 al 70 % en peso o como un material 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 acético y el fórmico, estos ácidos orgánicos son considerados mucho mas débiles que el ácido clorhídrico. Entre estos podemos citar entre los mas comunes:
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 reacción básica entre el ácido clorhídrico y la caliza es la siguiente:
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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
2.
3.
a)
de no lograr su identificación no es recomendable aplicar los tratamientos no-reactivos.
9I = 23.5 × φ × K ( U 2 − U 2 )
Seleccione el fluido de tratamiento y sus aditivos, de acuerdo con las pruebas de compatibilidad y análisis de núcleos descritos previamente.
Para estimulación ácida en areniscas emplear el siguiente método para calcular el volumen de fluido
de tratamiento.
Realice una prueba de admisión o
inyectabilidad para determinar los gastos y presiones a manejar, además de los requerimientos de potencia. En el caso de no contar con
ellos, estímelos como se indica a continuación:
Calcule la presión de fractura:
3 =* ×'
I
I
Pf = Presión de Fractura (psi).
Gf = Gradiente de Fractura (psi/pie )
D = Profundidad (pie)
b)
Obtenga la presión máxima:
3 PD[ = 3 I − (0 .433 × ρ × ' )
c)
Determine el gasto máximo de inyección, como
se indica:
4.97 × 10 −6 . K ( 3I − 3ZV )
4PD[ =
µ /Q (UH / UZ)
Donde:
I
[
Z
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.
K =Permeabilidad, mD
H = Espesor de la formación,pie
m = Viscosidad, cp
re = Radio de drene, pie
rw= Radio del pozo, pg.
El volumen requerido para disolver el material soluble en HCl a una distancia r x está dado por:
4.
Determine el volumen de tratamiento de acuerdo a la longitud del intervalo a tratar y el radio de
penetración de la zona dañada, en general se recomienda una penetración de 2 a 5 pies, y en el caso
de intervalos con longitudes mayores a 50 pies emplear desviadores de flujo para que el tratamiento se
realice de manera selectiva.
Donde:
Emplear la siguiente formula, tanto para tratamientos reactivos como no reactivos cuando estos sean
de limpia.
68
9 +&/ =
23 .5 ( 1 − φ ) KI ; +&/ ( U[ 2 − U Z 2 )
β
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 deducidas de la experiencia de campo, ya que no existen fórmulas exactas para su obtención.
Fluido de estimulación.- El objetivo de este fluido es
3KII =
ρ ['
10
I
Donde:
D es la profundidad de interés (m).
rf .- es la densidad del fluido en (gr./cc)
(8)
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 presión 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:
Donde:
3V = Pr − ( 3KII + 0V )
(9)
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.
servicio, según sea el caso, de acuerdo con los procedimientos 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 forzar 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 requerida. Para el ejemplo de 1. 87 gr./cc, y un volumen 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 cargar el peso necesario para evitar la comunicación en
el espacio anular.
c) Efectuar una junta de seguridad entre el personal
involucrado en la operación, con la finalidad de asignar tareas especificas al personal y evitar riesgos innecesarios.
o) Cerrar los preventores y bombear el volumen de
inyección, el cual depende de las presiones en superficie alcanzadas. Represionar gradualmente el espacio anular mientras se realiza la inyección, de
acuerdo con el comportamiento de la presión de inyección.
d) Anclar la herramienta cementadora en presencia
del operador o personal técnico de la compañía de
p) Una vez concluida la inyección, abrir los
preventores y levantar la sarta de trabajo de 2 a 4 m,
97
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 perforación (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 volúmenes 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 cemento 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 =
= 1604 m
0 + 2.578
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:
96
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 forzar la lechada de cemento hacia la formación está
dado así:
9LQ\ = 9FPWR − 975
remover el daño y la mezcla más común es 3% de
HF y 12 % de HCl.
Esta mezcla debe ser debidamente inhibida y formulada 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.
Calcule la penetración del sistema ácido con la
siguiente gráfica:
(7)
T
Finalmente se obtiene el volumen del fluido de
estimulación mediante la siguiente gráfica:
30
C
O
N
T
E
N
I
D
O
25
150 200 250
20
100ºF
300 ºF
15
D
E
A continuación se presenta el más sencillo:
a)
c)
10
S
I
5
L
I
C
A
0
0
0.2
0.4
0.6
0.8
T
O
FAC TO R DE C O RREC CIÓ N PO R CO NTENIDO DE SILICATO S
S
(%p e so )
1
E
Donde:
M
P
Figura 10 Factor de corrección por contenido de
silicatos
E
R
Viny. es el volumen de inyección
VTR.-es el volumen de la TR
A
La multiplicación de la capacidad de la tubería de
revestimiento de 5", por la diferencia entre profundidades 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.
°F
En el ejemplo se considera un retenedor de cemento; en caso de utilizar un cementador recuperable
(tipo RTTS), al volumen de desplazamiento se adiciona 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:
T
U
R
$&(7,&2+&/
A
1000
E
S
P
E
S
O
R
)250,&2+&/
+&/+)
PENETRACION DEL SISTEMA ACIDO (pg).
Figura 8 Penetración del sistema ácido
El valor obtenido de la penetración debe ser corregido por el gasto de inyección y el contenido
de silicatos, mediante las siguientes gráficas:
0 .0 5
D
E
0 .0 3
U
N
I
T
A
R
I
O
200
100
F
O
R
M
A
C
I
O
N
50
30
20
(m )
10
0
1 .0
30
50
1 0 .0
5 0 .0
100
10
R A D I O E F E C T IV O D E L F A C T O R D E P E N E T R A C IÓ N
(r 12- r12) .
Figura 11 Corrección por radio de penetración
0 .1
G
A
S
T
O
I
N
Y
E
C
C
I
Ó
N
300
D
E
b)
500
Fluido de desplazamiento.- El propósito de este fluido es desplazar los precipitados dañinos de la vecindad del pozo, asegurar la reacción total del HF y facilitar la remoción de los productos de reacción.
0 .0 2
0 .0 1
Para obtener el volumen de este fluido, se utiliza la
siguiente formula:
0 .0 0 5
0 .0 0 3
0 .0 0 2
I
0 .0 0 1
0
(LB/ p ie )
(
9I = 23.5 × φ × K × U 2 − U 2
0 .2
0 .4
0 .6
0 .8
1
1 .2
1 .4
[
Z
)
Donde:
FA C TO R D E C O RREC C IÓ N ( C q )
Figura 9 Factor de corrección por calcio y
silicatos
φ = Porosidad, (%)
69
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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.
Encuentre el radio efectivo del factor de penetración
ra (pg).
Debido a la necesidad de emplear tres sistemas de
fluidos para la estimulación de arenas se recomienda el siguiente método:
Con el valor de ra y la gráfica de la figura 10, obtenga
el volumen unitario de ácido, Va.
Determine el volumen y concentración del fluido de
prelavado V1 ( gal ):
(
9S = 23.5 × φ × K U[ 2 − UZ 2
)
23.5 (1 − φ ) KI ;+&/ ( U[ 2 − UZ 2 )
9+&/ =
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:
UD = U[ 2 − UZ 2
e)
Finalmente calcule el volumen del sistema ácido V2 (gal.).
9 2 = 9D × K
L
Determine el volumen de desplazamiento V3, para
un radio de penetración mínima de 4 pies ( r3 = 4 +
rw ).
9S = 23.5 × φ × K U 3 2 − UZ 2
)
Para 0 % de Carbonatos: Utilizar HCl al 5 % y un
volumen de 50 gal/pie.
El volumen V3 debe estar entre 50 gal/pie y 1.5 veces
el volumen V2.
Para 20 % de Carbonatos: Utilizar HCl al 15 % y un
volumen de 100 gal/pie.
Calcule el tiempo de inyección t3 para el volumen
V3, utilizando la formula ya descrita.
a) Calcule el tiempo de inyección del prelavado:
Calcule el volumen para desplazar estos fluidos desde la boca del pozo hasta el intervalo disparado.
WL (PLQ) =
0.023805 × 9 (JDO )
T PD[ ( %30 )
O
L
Calcule el volumen del sistema ácido HF-HCl (o HFácido orgánico ), V2 ( gal ).
5.
Calcule el incremento de productividad esperado para determinar la rentabilidad del tratamiento.
Aplique la siguiente ecuación:
U
/Q ( H )
-[
UZ
=
U
U
N
MR
/Q ( H ) +
/Q ( H )
UZ
N[
UZ
b)
Obtenga la penetración en arena limpia (Pa)
de la figura 8.
c)
Corrija el valor de Pa por gasto, multiplicándolo 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
70
6.
Elaborar un programa operativo, que especifique las acciones que se deberán tomar antes, durante y después del tratamiento. Además dicho programa deberá contener los volúmenes, gastos tiempos,
presiones y tipos de fluidos a manejar, así como los
antecedentes del pozo incluyendo su estado mecánico.
7.
j) Desplazar el cemento con el volumen de fluido calculado para el ejemplo de 16,509 l.
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:
k) Levantar la sarta a la profundidad donde se pretende dejar la cima de cemento (en este caso a
4,100m).
4.536x 3480+(820-200-339)x2.578=16,509 l.
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.
I
Calcule el tiempo de inyección t2 para el volumen del
sistema ácido.
0 . 023805 × 9 2
W 2 ( PLQ ) =
T PD[
(
estarán cubiertos por cemento al bombear los fluidos al pozo.
Cuando se trate de estimulación no reactivo,
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 anulares 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 asignar tareas específicas al personal y evitar riesgos innecesarios.
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 volumen de 2,595 l de cemento.
i) Bombear el segundo bache separador; en este caso
de 515 l de agua.
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 aumentado a límites económicamente no manejables, 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 presión en un punto específico del pozo. El objetivo es
llenar todas las perforaciones con cemento o canales 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 colocación del cemento sobre el intervalo disparado, más
la aplicación de la presión necesaria para formar un
enjarre de cemento deshidratado dentro de las perforaciones 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 determinada.
Ejemplo 2:
Se tiene la necesidad de obturar un intervalo mediante una cementación a presión a través del intervalo 5425-5475m, el cual se encuentra invadido de
95
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 perforación 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 capacidad de cada una de las tuberías, para lo cual se emplean las siguientes fórmulas:
&DS = 0.5067 [' 2
WS
(
(1)
LWS
&DSH.D. = 0.5067 [ ' 2 L.WU − ' 2 HWS
)
(2)
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.
9FPWR = 5VF [1R.VF
1.
(3)
Actualice el estado mecánico del pozo, el cual
debe incluir: asentamiento de tuberías de explotación, aparejo de producción con diámetros,
librajes y profundidades, anomalías, intervalos
abiertos, etc.
9.
Efectúe la inyección de los fluidos de tratamiento según programa, monitoreando continuamente la presión en la TP y el espacio anular.
10. Al terminar el programa de bombeo, verificar
presiones de cierre, final y la estabilizada después 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 batería registrando el comportamiento de la presión.
13. Recupere y analice muestras continuamente para
monitorear la limpieza del pozo.
2.
Vcmto. Volumen de lechada de cemento (l)
Rsc.Rendimiento de la lechada de cemento (l/sc)
Nosc. Número de sacos
Analice el programa proporcionado por su departamento.
14. Evalúe el desempeño del personal y compañías
que participaron en la operación.
3.
Elabore un programa operativo alterno para solventar cualquier problema que se pudiera presentar durante el desarrollo de la operación (comunicación de aparejo, fuga en el árbol de válvulas etc.
15. Elabore el reporte final de la operación, el cual
debe incluir: presiones, volúmenes y gastos de
inyección durante la estimulación.
Volumen de lechada=51.9x50=2,595 l.
4. Agua necesaria para preparar la lechada de cemento:
$JXD = 9RODJ[VF [1R.VF
4.
(4)
Donde:
Ditp.- Diámetro interior de la TP (Tubería de perforación) (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)
Agua requerida= 29x50=1450 l.
94
Procedimiento operativo para realizar una
estimulación.
de los fluidos de tratamiento.
Donde:
Volagua.- Volumen de agua (l)
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.
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.
3. Cálculo del volumen de lechada:
Donde:
Aplicando las ecuaciones (1) y (2), tenemos:
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 inyección.
5. -Cálculo de la altura de lechada de cemento en la
TP y espacio anular entre TP y TR.
+ OHFK. =
9FPWR
2595
(5)
=
&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,
Realice una reunión de seguridad con el personal involucrado ( jefe de pozo, producción, seguridad industrial, servicio a pozos, compañías,
etc. ), explique la importancia y los alcances de
la operación.
5.
Asigne tareas y funciones específicas al personal que intervendrá.
6.
Supervise la instalación y prueba hidráulica de
las unidades de bombeo y líneas de control, siguiendo el procedimiento descrito en la Sección
1.1.
7.
Represione el espacio anular con la mitad de la
presión máxima de inyección esperada, para detectar anomalías.
8.
Recircule los productos de tratamiento antes de
bombearlos al pozo, para su homogeneización
(30 min. como mínimo) Recupere una muestra
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 aplicado a la roca del yacimiento hasta que ocurra una
falla o fractura, generalmente conocido como rompimiento 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 utilizado para transmitir la presión hidráulica se le conoce 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
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:
ques, figura 12. En estas condiciones puede considerarse que los efectos finales se deben a dos esfuerzos
resultantes.
Modulo de Elasticidad
σy
σn
Este parámetro se obtiene de la forma siguiente
La deformación axial unitaria estada por:
ε=
δ
/
INTRODUCCIÓN, DEFINICION Y CLASIFICACIÓN
φ
σx
3
y el esfuerzo axial unitario por σ =
$
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:
υ=
β
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.
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 decir, que actúa perpendicularmente sobre las caras de
la fractura. Se llamará j al ángulo que forma la dirección 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 dirección del esfuerzo normal y en la del esfuerzo cortante, figura 13.
φ
σn
τ
Aquí se explicarán los aspectos generales del mantenimiento de pozos. Se definirán los tipos de intervención, así como las secuencias operativas que se
realizan para alargar la vida productiva del yacimiento.
Se realiza mediante el aislamiento del intervalo, de
manera temporal o definitiva, con tapones mecánicos o de cemento, o por medio de cementaciones a
presión. Dichas intervenciones pueden efectuarse con
equipo convencional de reparación, con tubería flexible, unidades de registros o a través del aparejo de
producción (figura 19).
Estado Mecánico
Antes
Estado Mecánico
Posterior
Definición
Son todas aquellas intervenciones realizadas en los
pozos para mantener la producción, mejorar la recuperación de hidrocarburos, o cambiar los horizontes de producción aprovechando al máximo la energía propia del yacimiento.
De acuerdo con el objetivo de la intervención, el mantenimiento de pozos se clasifica como mayor o menor.
v
n
φ
A fin de facilitar la comprensión y el planteamiento
matemático del sistema básico de esfuerzos que actúan 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-
La etapa de producción de un pozo necesita una serie
de operaciones que en realidad constituyen su terminación. 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 recuperación mejorada, hasta llegar finalmente a su taponamiento definitivo.
Cambios de intervalos por invasión de fluidos no
deseados.
Clasificación
σy
c) Análisis de esfuerzos
72
Mantenimiento de Pozos
σn
XIV. REPARACIÓN MAYOR
σn
’
φ
σx
τ
φ
τ
’
Figura 13 Descomposición de los esfuerzos en
los ejes X y Y
Es la intervención al pozo que implique la modificación sustancial y definitiva de las condiciones y/o características de la zona productora o de inyección.
Dichas operaciones se realizan con equipos de reparación convencional o con equipos especiales, (tubería flexible, unidades de registros). Los tipos de
intervención pueden ser, entre otros:
Figura 19 Colocación de un tapón por circulación para
aislar un intervalo.
93
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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,
)XHU]D
(VIXHU]R =
$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 expresarán en función de los esfuerzos.
Py = σy . Ah
Mientras que, al actuar el esfuerzo normal (sn) sobre
la superficie de fractura Ah , la fuerza normal se definirá mediante la expresión:
Pn= σn . 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
Por lo que sustituyendo en las ecuaciones respectivas, se tiene :
φ
Pn
Pτ n
Sen ϕ
Ah = An
Py
v
Px = σx . Av Cos ϕ
φ
P
Py = σx . Av Sen ϕ
n
De lo anterior se deducen las ecuaciones que representan al esfuerzo normal y cortante en el plano de
fractura cuando la barra esta siendo sometida simultáneamente a dos esfuerzos normales entre si (sx y
sy), esquematizadas por las siguientes ecuaciones:
Pn’
φ
P
τ
φ
P
σy
Px
τ’
σn
Lh
Figura 14 Sistema equivalente de fuerzas
φ
σx
Lv
Lv
Esfuerzo Normal
τ
Λn
Λn
W
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:
92
Lh
Figura 15 Area de aplicación de las fuerzas
Px = σx . Av
σx = (σx + σy) / 2 + (σx - σx ) / 2 Cos 2ϕ
De un razonamiento análogo, se obtiene que la fuerza vertical Py es:
ι = (σx - σy) / 2 Sen 2ϕ
73
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
d) Presión de Fractura
La presión de fracturamiento es definida como la presión 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 yacimiento 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 presión 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)
aplicarse la técnica de entrada limitada, dicha prueba
adquiere máxima relevancia ya que permitirá determinar 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 comparación.
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 formación hacia la fractura, evitando así la ruptura prematura 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 vertical.
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
74
En conclusión, las técnicas mencionadas, aplicadas
al fracturamiento hidráulico con sustentante o gravadas, es excelente alternativa para optimizar la distribución 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
91
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Bibliografia
Reservoir Stimulation (Michael J. Economides &
Kenneth G. Nolte).
Petroleum Production Systems (Michael J.
Economides & A. Daniel Hill & Christine EhligEconomides).
Manual de Estimulación Matricial de Pozos Petroleros (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 Perforación y Mantenimiento de Pozos)
Apuntes de Terminación de pozos II (Ing. Rafael Viñas)
Manual de Empacadores Baker
Manual de Empacadores Camco
Manual de Diseño y procedimientos de disparos (Perforación 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 Universidad 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 información de sistemas probados, Poza Rica, Reparación y Terminación de Pozos)
Procedimientos de Terminación y Reparación de Pozos, 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
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 ácido 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 grabado adecuado de cara de fractura. Sin embargo,
estos tratamientos han sido exitosos en algunas formaciones arenosa que contenían carbonatos fallados 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, existe la opción entre tratamientos ácidos y apuntalados.
Cada uno tiene ventajas y desventajas, si la mejoría
de producción es similar puede ser logrado.
Operacionalmente, los tratamientos ácidos son menos complicados debido a que no se utiliza agente
apuntalante, además, los riesgos por un arenamiento
prematuro, problemas de retorno de arena y la limpieza dl pozo no se tienen. El transporte de
apuntalante para un fluido de fractura no es mas preocupante, 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 distancia en que el apuntalante puede ser transportado hacia dentro de la fractura. En una manera
similar, la longitud efectiva de un fracturamiento
ácido esta limitado por la distancia en que el ácido viaja a lo largo de la fractura antes de que esta
sea gravada. a Altas temperaturas, esto puede ser
un problema, sin embargo, la mayor barrera para
una efectiva penetración de fractura para el ácido
parece ser la perdida de filtrado excesiva. La perdida de filtrado es un gran problema cuando se
usa ácido y es muy difícil su control. La constante
erosión de la cara de fractura durante el tratamien-
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 gusano y amplitud de las fracturas naturales, esto
incrementa grandemente el área efectiva cuando la
perdida ocurre y esta perdida es muy difícil de controlar.
Fracturamiento ácido
El fracturamiento ácido es un proceso de
estimulación de pozos en el cual el ácido, generalmente 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 uniforme 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 filtrado en la formación.
En un fracturamiento ácido generalmente se inyecta
un fluido altamente viscoso (gelatina) como colchón
para generar la fractura y mantenerla abierta durante todo el tratamiento, seguido del ácido que reacciona con la formación creando un ancho gravado y
finalmente un fluido para desplazar el ácido dentro
de la fractura. La efectividad de un tratamiento de
este tipo lo determina la longitud de fractura gravada.
Factores que controlan la efectividad de un tratamiento de fracturamientto ácido.
Existen dos factores principales que controlan la efectividad de un tratamiento ácido, la longitud de fractura y la conductividad de la misma.
Longitud de fractura efectiva. Este parámetro esta
controlado por las características de las perdidas del
fluido, el ritmo de reacción del ácido y el gasto del
ácido en la fractura.
Conductividad de fractura. Este parametro es la
culminacion del tratamiento, en el se basa la efectividad del mismo, ya que para obtener canales
altamente conductivos, depende de la forma en
que el acido reacciona con la formacion y la forma en que este grava las caras de la fractura al
cierre de la misma al termino del tratamiento.
75
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Modelos de tratamiento
emulsificantes según sea el caso particular.
ción de gas utilizando válvulas hasta con 1 ¼".
Existen varios modelos matemáticos para la predicción 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.
Aditivos
Aplicación de pozos "tubingless" en el campo Arcabuz- Culebra
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 penetración 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 numero 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
76
Los aditivos mas comunes para la preparación de los
sistemas ácidos y gelantes son los siguientes:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
Surfactantes.
Desviadores químicos.
Controladores de perdida de fluido.
Controladores del rimo de reacción.
Agentes gelificantes
Inhibidores de corrosión
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 perdida de fluido puede ser el factor de mayor importancia.
En pozos con alta temperatura, el factor mas importante 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 pueden 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 esencialmente en el rompimiento de la formación productora mediante un fluido a un gasto mayor que pueda
admitir matricialmente la roca. La inyección continua
de dicho fluido permite ampliar y extender la fractura, 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 empleado recibe el nombre de fluido fracturante y el sólido
es conocido como agente apuntalante
Una vez determinada la factibilidad técnica y económica 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 Corindón~ 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.
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 siguientes 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 última 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 aceptar el proceso de cambio.
El objetivo de la perforación de estos pozos fué continuar el desarrollo del campo Arcabuz -Culebra constituido por secuencias de arenas y lutitas de la formación 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 desmanteló preventores y se instaló el niple y bola colgadera 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.
89
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
-
cida complica la corrección de la cementación .
Su aplicación está limitada por profundidad (3200
m).
Las reparaciones mayores resultan más complicadas 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. También 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 ofrecer 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 circulación 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 perforación se encuentre en la localización, después de
que la TR es cementada. Como regla, los disparos,
88
las estimulaciones u otra operación de terminación
son llevadas a cabo sin el equipo, pero en caso contrario es recomendable utilizar un equipo de reparación pequeño.
Como resultado de los diámetros pequeños de las
TR´s se debe de analizar detenidamente la disponibilidad 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 registro gamma-neutrón en una sarta para localizar los
coples en todas las sartas. Cada sarta puede ser perforada con la profundidad de correlación con el registro radioactivo previo.
Sistemas artificiales y accesorios para las terminaciones con Tubingless
Para este tipo de terminaciones se puede utilizar cualquiera 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 parafinas 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 bombeo 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 confinar 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 restringido comparado con una bomba de TR, el desgaste 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-
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)
b)
c)
En formaciones de baja permeabilidad
Permitir que los fluidos producidos o inyectados
atraviesen un daño profundo
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 productor.
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 tiene desventajas y la principal es que, puede ser arriesgado utiliarlo baja ciertas condiciones.
Fluidos base agua
Este tipo de fluidos es el mas utilizado en la actualidad, ya que se obtiene de diversas fuentes de suministro, pero se debe verificar porque podria contener solidos en suspension que afectarian el comportamiento del fluido mezclado con sus aditivos.
Fluidos fracturantes
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.
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 tratamiento, entre los mas comunes tenemos:
a)
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.
b)
c)
Tipos
d)
En los fracturamientos hidraulicos se utilizan
basicamente dos tipos de fluidos, los base aceite y
base agua.
e)
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
f)
g)
Polimeros. Utilizados para incrementar la viscosidad del fluido y puede ser del tipo Guar,
Hidroxipropil
guar
(HPG),
carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG) , entre
los mas comunes.
Activadores de viscosidad. Son agentes
reticuladores que unen las cadenas formadas por
el polimero y elevan considerablemente la viscosidad del fluido, entre los mas comunes se tienen los boratos, aluminatos, zirconatos.
Controladores de ph. Este aditivo es muy importante ya que es el que le da la estabilidad al fluido con respecto a la temperatura. Entre los mas
comunes se tiene el fosfato de sodio, acido
acetico, carbonato de sodio entre otros.
Quebradores. Estos agentes se utilizan principalmente para seccionar los enlaces de las cadenas
polimericas al termino del tratamiento y los mas
utiliados son los oxidantes, enzimas y acidos
Surfactantes. Se utilizan basicamente para reducir la tension superficial e interfacial y la presion
capilar en el espacio poroso.
Bactericidas. Utilizados escencialmente para prevenir el ataque de bacterias a los pilimeros.
Estabilizadores de arcillas. Utilizados basicamente
para la prevencion de migracion de arcillas, en-
77
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
h)
i)
tre los mas comunes es el cloruro de potasio.
Controladores de perdida de fluido. Estos agentes basicamente controlan la filtracion del fluido
hacia la formacion durante el tratamiento, el mas
comun es la arena silica.
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 disparos.
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.
78
Tipos
Cementación
Existen principalmente dos tipos de apuntalantes, los
naturales y los sintéticos.
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.
Apuntalantes Naturales. Principalmente se encuentran 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 esfuerzos 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 permeabilidad, 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, debido a que el liquido filtrado es mínimo y sin residuos.
Limpieza rápida después de la intervención.
Aunado a estas propiedades, el ácido espumado exhibe un efecto de retardo del ritmo de reacción, lo
que es favorable para lograr fracturas con alta penetración.
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 niebla.
A pesar de las características mencionadas, las espumas se tornan inestables a temperaturas mayores de
80 ºC, lo que limita su aplicación.
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 circulación rebase los límites del gradiente de fractura,
Antes de soltar el tapón de desplazamiento, las líneas de cementación deben lavarse hasta la cabeza
de cementación para evitar la presencia de cemento
detrás del tapón de desplazamiento. Durante la operación 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 terminación (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 instala 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 conforman la Cuenca de Burgos, donde se requieren bajos
costos de perforación a fin de hacer rentable su explotación, y son aplicables en: Campos de bajo riesgo donde hay suficiente conocimiento del área, cuando 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 terminación 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 convencionales.
-
Se elimina el uso de empacadores, equipo de terminación de línea de acero y las fallas mecánicas
asociadas.
El diseño "tubingless" así como ofrece las ventajas
anteriores, también Presenta las siguientes desventajas:
-
Requiere un estricto control de calidad en la
cementación primaria, ya que la geometría redu-
87
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 reducción de la inversión durante la terminación de un
pozo; sin embargo los mayores beneficios económicos 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. También 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:
-
86
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 superficial e intermedia se emplean los mismos criterios utilizados 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 producidos a la superficie y otra de servir de tubería de
revestimiento, además de ser capaz de soportar los
esfuerzos generados durante el fracturamiento hidráulico, 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 pandeo 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 compresión de la tubería.
Para evitar el pandeo de la tubería durante la producción del pozo es necesario aplicar una tensión adicional a su peso flotado. Para ello, después de esperar el tiempo de fraguado del cemento, la tubería debe
sujetarse a una tensión adicional para instalar las conexiones definitivas.
Durante el fracturamiento la tubería se somete al esfuerzo de presión interna así como a un esfuerzo de
tensión adicional a su peso flotado, el cual debe evaluarse para seleccionar la tubería adecuada. Por lo
anterior, no se recomienda el uso de conexiones con
extremo liso ya que ésto reduce en forma considerable 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.
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 dinámica, 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 controlada por el sistema Radialfrac y la energía es transmitida en un rango de milisegundos a
microsegundos.
Aplicaciones de la técnica.- Como es sabido, la presión en una formación productora decrece a medida que el flujo de fluidos se aproxima al pozo. Sin
embargo, una zona alterada con menor permeabilidad 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 estrangulamiento e imposibilidad de hacer producir una formación. 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 endurecida), 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 superficie de contacto durante la combustión, un mayor
volumen consumido en función del tiempo y una
mayor energía isotrópica disponible también en función del tiempo.
El propelente es más seguro que las mezclas explosivas, ya que sólo combustionará cuando la barra de
ignición sea sometida a un pulso eléctrico que origine calor.
Diámetro (pg)
3 a 3 ½"
Longitud (m)
1.8 a 3.60
Temp. (°F)
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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
sión hidrostática de por lo menos 500 psi.
Evaluación del tratamiento
La herramienta es bajada al punto de interés y activada eléctricamente desde la superficie mediante una
unidad de cable.
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.
Ventajas.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Bajo costo.
Remoción de múltiples tipos de daño.
Tratamiento a zonas específicas.
No contaminante.
Crea fracturas multidireccionales.
No daña las tuberías ni al cemento.
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.
80
Software
El software tecnico nos sirve para diseñar el tratamiento 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 sometida 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 correlaciones en funcion de la actividad radiactiva indicar el
ancho alcanzado al cerrrse la fractura. Otro dato de
sumo interes es la distribucion del apuntalante.
do éstas:
· La perforación de un orificio en la tubería de producción.
· 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 selectivo.
Aparejo de bombeo neumático doble terminación.
Aparejo de bombeo neumático doble selectivo.
Curvas de variación de presión
El analisis del comportamiento de las presiones registradas en el pozo tanto abierto como fluyendo,
reflejan la conductividad alcanzada por el
fracturamiento y del factor de daño logrado al final
de este.
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.
XIII. ANÁLISIS DE PROBLEMAS DE POZOS
¿Qué es una terminación permanente de un pozo?
¿Qué es un problema de pozo?
El concepto total de este tipo de terminación tiene
como objetivo eliminar la necesidad de sacar la tubería 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 terminación es el asentamiento de la tubería en el fondo y
arriba de la zona de interés futura más alta anticipada.
300
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
N.ASIENTO RN
1670m
EMP.L-SET 65/8”
1680m
1689/1715m
La figura 18 muestra un aparejo típico de terminación con sistema artificial de bombeo neumático.
XV. TÉCNICA Y EQUIPO PARA LA TERMINACIÓN
CON TUBINGLESS
Dependiendo de la economía de la situación en particular un problema de pozo puede estar relacionado
a limites específicos con la baja producción de aceite o gas, alta relación gas-aceite, alto porcentaje de
agua, problemas mecánicos o beneficios insuficientes. Los problemas de inyección o de pozos de depósito pueden estar relacionados con las altas presio-
TR 9 5/8”,
J-55, 36
Lb/pie
1780/1797m
NIPLE
CAMPANA
1808m
1810/1837 m
TP 2 7/8” 8HR
184 2m
RESTOS RET. EZDRILL
190 0m
1950 m
Figura 18 Terminación con bombeo neumático.
Los primeros desarrollos de estas terminaciones necesitaron hacer factible el sistema de explotación actual con relación a pensar en todos los requerimientos tecnológicos futuros de la terminación; entre estos desarrollos se pueden citar: 1) Pensar en la perforación de la tubería aunado al concepto de perforación bajobalanceada (presión diferencial los disparos) para proporcionar disparos libres de restos de
pistolas. 2) Una extensión de tubería concéntrica
corrida y anclada mediante cable para permitir la circulación al punto deseado en el pozo. Posteriormente
85
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 explotación.
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 explotación 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.
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'(
*$6
%/,1(5µ
75
·
·
·
84
Operación eficiente en pozos de mínima producción.
Capacidad de agotar el yacimiento.
Buena eficiencia del sistema
Terminaciones con bombeo mecánico
Este sistema artificial de producción es generalmente el último de los sistemas que se utilizan en la vida
productiva de un pozo, ya que despues de tener una
primera etapa de vida fluyente y si las condiciones
de presión y de indice de productividad es la adecuada seguiría en orden de explotación el sistema
de bombeo eléctricocentrifugo, posteriomente el sistema de bombeo hidráulico, continuando con el sistema de bombeo neumático y terminando con el sistema artificial de bombeo mecánico y sistema tiben
éstos últimos dentro de sus ventajas tiene las siguientes:
5(7&072%$.(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, siendo ésta la fuerza principal que hace elevar el aceite.
Para incrementar la producción en los pozos, el bombeo neumático se efectúa de diferentes formas, sien-
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 producción 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 líneas 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 limitada 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 productividad 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 presión 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 yacimiento en ese pozo debe ser conocida. Caso contrario, no se debe de llevar a cabo la toma de presión, lo que se debe de considerar es el empuje dominante 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 producción de un pozo. Sin embargo el problema aquí
es determinar el grado de daño del pozo, las probables causas de ese daño y finalmente la investigación 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 comparación con pozos vecinos y un análisis cuidadoso de la
historia de producción, mismo que incluya las operaciones de terminación y los trabajos de reparación,
así como las operaciones de servicio. Si existen múltiples zonas abiertas en una terminación simple los
registros de producción corridos en pozos fluyentes
o con sistema artificial frecuentemente muestran algunas zonas permeables las cuales pueden contribuir pequeña o grandemente con el deterioro de la
producción. Un estudio del yacimiento puede ser requerido para diferenciar entre (1) declinación de la
81
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 económico 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 conectados 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-
82
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 parcialmente taponados, la remoción de las restricciones
por medio de limpieza deben incrementar la producción; los re-disparos frecuentemente son el mejor
enfoque.
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 con los sistemas artificiales
1)
2)
3)
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 producción 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 trabajos de reparación para la remediación son una posible 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. Existe problemática diversa que aparece en el uso y aplicación de los sistemas artificiales de producción en
los pozos. El enfoque que debe prevalecer en la solución de estos problemas es el análisis riguroso de las
fallas de estos sistemas mediante estadística que permita visualizar las áreas de oportunidad para la mejora del proceso.
Problemas de producción de agua en pozos de aceite
y gas.
Estos problemas pueden resultar por el empuje natural 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 zonas 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 horizontes 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
Problemas de gas en pozos de aceite.
La fuente primaria de gas en los pozos de aceite es:
El gas disuelto en el aceite.
Casquetes de gas primarios o secundarios.
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 declinación 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 explotación, 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 terminación:
a) Terminación de Explotación (T.E)
Se le denomina así al acondicionamiento del primer
pozo perforado en una nueva estructura posiblemente 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 recuperación secundaria.
Esta interpretación incluye una serie de actividades
que consisten principalmente en:
- Asegurar el control del pozo.
- Verificar las condiciones de las tuberías de revestimiento y su corrección en caso de falla.
- Introducción del aparejo de producción o inyección.
- 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, según sea el caso, incluyendo estimulaciones e
inducciones.
Todo lo anterior permite la definición del pozo como
productor o inyector y en última instancia su abandono, previo taponamiento.
Las dos clases de Terminaciones que vimos (Exploración y Desarrollo), pueden llevarse a cabo de diversas 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. Estas Terminaciones son recomendables para forma-
83
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 económico 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 conectados 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-
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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 parcialmente taponados, la remoción de las restricciones
por medio de limpieza deben incrementar la producción; los re-disparos frecuentemente son el mejor
enfoque.
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 con los sistemas artificiales
1)
2)
3)
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 producción 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 trabajos de reparación para la remediación son una posible 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. Existe problemática diversa que aparece en el uso y aplicación de los sistemas artificiales de producción en
los pozos. El enfoque que debe prevalecer en la solución de estos problemas es el análisis riguroso de las
fallas de estos sistemas mediante estadística que permita visualizar las áreas de oportunidad para la mejora del proceso.
Problemas de producción de agua en pozos de aceite
y gas.
Estos problemas pueden resultar por el empuje natural 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 zonas 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 horizontes 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
Problemas de gas en pozos de aceite.
La fuente primaria de gas en los pozos de aceite es:
El gas disuelto en el aceite.
Casquetes de gas primarios o secundarios.
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 declinación 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 explotación, 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 terminación:
a) Terminación de Explotación (T.E)
Se le denomina así al acondicionamiento del primer
pozo perforado en una nueva estructura posiblemente 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 recuperación secundaria.
Esta interpretación incluye una serie de actividades
que consisten principalmente en:
- Asegurar el control del pozo.
- Verificar las condiciones de las tuberías de revestimiento y su corrección en caso de falla.
- Introducción del aparejo de producción o inyección.
- 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, según sea el caso, incluyendo estimulaciones e
inducciones.
Todo lo anterior permite la definición del pozo como
productor o inyector y en última instancia su abandono, previo taponamiento.
Las dos clases de Terminaciones que vimos (Exploración y Desarrollo), pueden llevarse a cabo de diversas 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. Estas Terminaciones son recomendables para forma-
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Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 explotación.
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 explotación 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.
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.
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$1&/$0(&
&$1'$'2
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Operación eficiente en pozos de mínima producción.
Capacidad de agotar el yacimiento.
Buena eficiencia del sistema
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:
5(7&072%$.(5
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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, siendo ésta la fuerza principal que hace elevar el aceite.
Para incrementar la producción en los pozos, el bombeo neumático se efectúa de diferentes formas, sien-
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 producción 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 líneas 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 limitada 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 productividad 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 presión 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 yacimiento en ese pozo debe ser conocida. Caso contrario, no se debe de llevar a cabo la toma de presión, lo que se debe de considerar es el empuje dominante 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 producción de un pozo. Sin embargo el problema aquí
es determinar el grado de daño del pozo, las probables causas de ese daño y finalmente la investigación 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 comparación con pozos vecinos y un análisis cuidadoso de la
historia de producción, mismo que incluya las operaciones de terminación y los trabajos de reparación,
así como las operaciones de servicio. Si existen múltiples zonas abiertas en una terminación simple los
registros de producción corridos en pozos fluyentes
o con sistema artificial frecuentemente muestran algunas zonas permeables las cuales pueden contribuir pequeña o grandemente con el deterioro de la
producción. Un estudio del yacimiento puede ser requerido para diferenciar entre (1) declinación de la
81
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
sión hidrostática de por lo menos 500 psi.
Evaluación del tratamiento
La herramienta es bajada al punto de interés y activada eléctricamente desde la superficie mediante una
unidad de cable.
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.
Ventajas.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Bajo costo.
Remoción de múltiples tipos de daño.
Tratamiento a zonas específicas.
No contaminante.
Crea fracturas multidireccionales.
No daña las tuberías ni al cemento.
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.
80
Software
El software tecnico nos sirve para diseñar el tratamiento 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 sometida 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 correlaciones en funcion de la actividad radiactiva indicar el
ancho alcanzado al cerrrse la fractura. Otro dato de
sumo interes es la distribucion del apuntalante.
do éstas:
· La perforación de un orificio en la tubería de producción.
· 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 selectivo.
Aparejo de bombeo neumático doble terminación.
Aparejo de bombeo neumático doble selectivo.
Curvas de variación de presión
El analisis del comportamiento de las presiones registradas en el pozo tanto abierto como fluyendo,
reflejan la conductividad alcanzada por el
fracturamiento y del factor de daño logrado al final
de este.
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.
XIII. ANÁLISIS DE PROBLEMAS DE POZOS
¿Qué es una terminación permanente de un pozo?
¿Qué es un problema de pozo?
El concepto total de este tipo de terminación tiene
como objetivo eliminar la necesidad de sacar la tubería 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 terminación es el asentamiento de la tubería en el fondo y
arriba de la zona de interés futura más alta anticipada.
300
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
N.ASIENTO RN
1670m
EMP.L-SET 65/8”
1680m
1689/1715m
La figura 18 muestra un aparejo típico de terminación con sistema artificial de bombeo neumático.
XV. TÉCNICA Y EQUIPO PARA LA TERMINACIÓN
CON TUBINGLESS
Dependiendo de la economía de la situación en particular un problema de pozo puede estar relacionado
a limites específicos con la baja producción de aceite o gas, alta relación gas-aceite, alto porcentaje de
agua, problemas mecánicos o beneficios insuficientes. Los problemas de inyección o de pozos de depósito pueden estar relacionados con las altas presio-
TR 9 5/8”,
J-55, 36
Lb/pie
1780/1797m
NIPLE
CAMPANA
1808m
1810/1837 m
TP 2 7/8” 8HR
184 2m
RESTOS RET. EZDRILL
190 0m
1950 m
Figura 18 Terminación con bombeo neumático.
Los primeros desarrollos de estas terminaciones necesitaron hacer factible el sistema de explotación actual con relación a pensar en todos los requerimientos tecnológicos futuros de la terminación; entre estos desarrollos se pueden citar: 1) Pensar en la perforación de la tubería aunado al concepto de perforación bajobalanceada (presión diferencial los disparos) para proporcionar disparos libres de restos de
pistolas. 2) Una extensión de tubería concéntrica
corrida y anclada mediante cable para permitir la circulación al punto deseado en el pozo. Posteriormente
85
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 reducción de la inversión durante la terminación de un
pozo; sin embargo los mayores beneficios económicos 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. También 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:
-
86
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 superficial e intermedia se emplean los mismos criterios utilizados 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 producidos a la superficie y otra de servir de tubería de
revestimiento, además de ser capaz de soportar los
esfuerzos generados durante el fracturamiento hidráulico, 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 pandeo 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 compresión de la tubería.
Para evitar el pandeo de la tubería durante la producción del pozo es necesario aplicar una tensión adicional a su peso flotado. Para ello, después de esperar el tiempo de fraguado del cemento, la tubería debe
sujetarse a una tensión adicional para instalar las conexiones definitivas.
Durante el fracturamiento la tubería se somete al esfuerzo de presión interna así como a un esfuerzo de
tensión adicional a su peso flotado, el cual debe evaluarse para seleccionar la tubería adecuada. Por lo
anterior, no se recomienda el uso de conexiones con
extremo liso ya que ésto reduce en forma considerable 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.
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 dinámica, 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 controlada por el sistema Radialfrac y la energía es transmitida en un rango de milisegundos a
microsegundos.
Aplicaciones de la técnica.- Como es sabido, la presión en una formación productora decrece a medida que el flujo de fluidos se aproxima al pozo. Sin
embargo, una zona alterada con menor permeabilidad 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 estrangulamiento e imposibilidad de hacer producir una formación. 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 endurecida), 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 superficie de contacto durante la combustión, un mayor
volumen consumido en función del tiempo y una
mayor energía isotrópica disponible también en función del tiempo.
El propelente es más seguro que las mezclas explosivas, ya que sólo combustionará cuando la barra de
ignición sea sometida a un pulso eléctrico que origine calor.
Diámetro (pg)
3 a 3 ½"
Longitud (m)
1.8 a 3.60
Temp. (°F)
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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
h)
i)
tre los mas comunes es el cloruro de potasio.
Controladores de perdida de fluido. Estos agentes basicamente controlan la filtracion del fluido
hacia la formacion durante el tratamiento, el mas
comun es la arena silica.
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 disparos.
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.
78
Tipos
Cementación
Existen principalmente dos tipos de apuntalantes, los
naturales y los sintéticos.
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.
Apuntalantes Naturales. Principalmente se encuentran 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 esfuerzos 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 permeabilidad, 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, debido a que el liquido filtrado es mínimo y sin residuos.
Limpieza rápida después de la intervención.
Aunado a estas propiedades, el ácido espumado exhibe un efecto de retardo del ritmo de reacción, lo
que es favorable para lograr fracturas con alta penetración.
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 niebla.
A pesar de las características mencionadas, las espumas se tornan inestables a temperaturas mayores de
80 ºC, lo que limita su aplicación.
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 circulación rebase los límites del gradiente de fractura,
Antes de soltar el tapón de desplazamiento, las líneas de cementación deben lavarse hasta la cabeza
de cementación para evitar la presencia de cemento
detrás del tapón de desplazamiento. Durante la operación 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 terminación (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 instala 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 conforman la Cuenca de Burgos, donde se requieren bajos
costos de perforación a fin de hacer rentable su explotación, y son aplicables en: Campos de bajo riesgo donde hay suficiente conocimiento del área, cuando 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 terminación 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 convencionales.
-
Se elimina el uso de empacadores, equipo de terminación de línea de acero y las fallas mecánicas
asociadas.
El diseño "tubingless" así como ofrece las ventajas
anteriores, también Presenta las siguientes desventajas:
-
Requiere un estricto control de calidad en la
cementación primaria, ya que la geometría redu-
87
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
-
cida complica la corrección de la cementación .
Su aplicación está limitada por profundidad (3200
m).
Las reparaciones mayores resultan más complicadas 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. También 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 ofrecer 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 circulación 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 perforación se encuentre en la localización, después de
que la TR es cementada. Como regla, los disparos,
88
las estimulaciones u otra operación de terminación
son llevadas a cabo sin el equipo, pero en caso contrario es recomendable utilizar un equipo de reparación pequeño.
Como resultado de los diámetros pequeños de las
TR´s se debe de analizar detenidamente la disponibilidad 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 registro gamma-neutrón en una sarta para localizar los
coples en todas las sartas. Cada sarta puede ser perforada con la profundidad de correlación con el registro radioactivo previo.
Sistemas artificiales y accesorios para las terminaciones con Tubingless
Para este tipo de terminaciones se puede utilizar cualquiera 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 parafinas 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 bombeo 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 confinar 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 restringido comparado con una bomba de TR, el desgaste 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-
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)
b)
c)
En formaciones de baja permeabilidad
Permitir que los fluidos producidos o inyectados
atraviesen un daño profundo
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 productor.
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 tiene desventajas y la principal es que, puede ser arriesgado utiliarlo baja ciertas condiciones.
Fluidos base agua
Este tipo de fluidos es el mas utilizado en la actualidad, ya que se obtiene de diversas fuentes de suministro, pero se debe verificar porque podria contener solidos en suspension que afectarian el comportamiento del fluido mezclado con sus aditivos.
Fluidos fracturantes
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.
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 tratamiento, entre los mas comunes tenemos:
a)
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.
b)
c)
Tipos
d)
En los fracturamientos hidraulicos se utilizan
basicamente dos tipos de fluidos, los base aceite y
base agua.
e)
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
f)
g)
Polimeros. Utilizados para incrementar la viscosidad del fluido y puede ser del tipo Guar,
Hidroxipropil
guar
(HPG),
carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG) , entre
los mas comunes.
Activadores de viscosidad. Son agentes
reticuladores que unen las cadenas formadas por
el polimero y elevan considerablemente la viscosidad del fluido, entre los mas comunes se tienen los boratos, aluminatos, zirconatos.
Controladores de ph. Este aditivo es muy importante ya que es el que le da la estabilidad al fluido con respecto a la temperatura. Entre los mas
comunes se tiene el fosfato de sodio, acido
acetico, carbonato de sodio entre otros.
Quebradores. Estos agentes se utilizan principalmente para seccionar los enlaces de las cadenas
polimericas al termino del tratamiento y los mas
utiliados son los oxidantes, enzimas y acidos
Surfactantes. Se utilizan basicamente para reducir la tension superficial e interfacial y la presion
capilar en el espacio poroso.
Bactericidas. Utilizados escencialmente para prevenir el ataque de bacterias a los pilimeros.
Estabilizadores de arcillas. Utilizados basicamente
para la prevencion de migracion de arcillas, en-
77
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Modelos de tratamiento
emulsificantes según sea el caso particular.
ción de gas utilizando válvulas hasta con 1 ¼".
Existen varios modelos matemáticos para la predicción 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.
Aditivos
Aplicación de pozos "tubingless" en el campo Arcabuz- Culebra
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 penetración 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 numero 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
76
Los aditivos mas comunes para la preparación de los
sistemas ácidos y gelantes son los siguientes:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
Surfactantes.
Desviadores químicos.
Controladores de perdida de fluido.
Controladores del rimo de reacción.
Agentes gelificantes
Inhibidores de corrosión
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 perdida de fluido puede ser el factor de mayor importancia.
En pozos con alta temperatura, el factor mas importante 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 pueden 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 esencialmente en el rompimiento de la formación productora mediante un fluido a un gasto mayor que pueda
admitir matricialmente la roca. La inyección continua
de dicho fluido permite ampliar y extender la fractura, 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 empleado recibe el nombre de fluido fracturante y el sólido
es conocido como agente apuntalante
Una vez determinada la factibilidad técnica y económica 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 Corindón~ 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.
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 siguientes 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 última 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 aceptar el proceso de cambio.
El objetivo de la perforación de estos pozos fué continuar el desarrollo del campo Arcabuz -Culebra constituido por secuencias de arenas y lutitas de la formación 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 desmanteló preventores y se instaló el niple y bola colgadera 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.
89
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Bibliografia
Reservoir Stimulation (Michael J. Economides &
Kenneth G. Nolte).
Petroleum Production Systems (Michael J.
Economides & A. Daniel Hill & Christine EhligEconomides).
Manual de Estimulación Matricial de Pozos Petroleros (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 Perforación y Mantenimiento de Pozos)
Apuntes de Terminación de pozos II (Ing. Rafael Viñas)
Manual de Empacadores Baker
Manual de Empacadores Camco
Manual de Diseño y procedimientos de disparos (Perforación 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 Universidad 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 información de sistemas probados, Poza Rica, Reparación y Terminación de Pozos)
Procedimientos de Terminación y Reparación de Pozos, 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
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 ácido 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 grabado adecuado de cara de fractura. Sin embargo,
estos tratamientos han sido exitosos en algunas formaciones arenosa que contenían carbonatos fallados 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, existe la opción entre tratamientos ácidos y apuntalados.
Cada uno tiene ventajas y desventajas, si la mejoría
de producción es similar puede ser logrado.
Operacionalmente, los tratamientos ácidos son menos complicados debido a que no se utiliza agente
apuntalante, además, los riesgos por un arenamiento
prematuro, problemas de retorno de arena y la limpieza dl pozo no se tienen. El transporte de
apuntalante para un fluido de fractura no es mas preocupante, 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 distancia en que el apuntalante puede ser transportado hacia dentro de la fractura. En una manera
similar, la longitud efectiva de un fracturamiento
ácido esta limitado por la distancia en que el ácido viaja a lo largo de la fractura antes de que esta
sea gravada. a Altas temperaturas, esto puede ser
un problema, sin embargo, la mayor barrera para
una efectiva penetración de fractura para el ácido
parece ser la perdida de filtrado excesiva. La perdida de filtrado es un gran problema cuando se
usa ácido y es muy difícil su control. La constante
erosión de la cara de fractura durante el tratamien-
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 gusano y amplitud de las fracturas naturales, esto
incrementa grandemente el área efectiva cuando la
perdida ocurre y esta perdida es muy difícil de controlar.
Fracturamiento ácido
El fracturamiento ácido es un proceso de
estimulación de pozos en el cual el ácido, generalmente 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 uniforme 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 filtrado en la formación.
En un fracturamiento ácido generalmente se inyecta
un fluido altamente viscoso (gelatina) como colchón
para generar la fractura y mantenerla abierta durante todo el tratamiento, seguido del ácido que reacciona con la formación creando un ancho gravado y
finalmente un fluido para desplazar el ácido dentro
de la fractura. La efectividad de un tratamiento de
este tipo lo determina la longitud de fractura gravada.
Factores que controlan la efectividad de un tratamiento de fracturamientto ácido.
Existen dos factores principales que controlan la efectividad de un tratamiento ácido, la longitud de fractura y la conductividad de la misma.
Longitud de fractura efectiva. Este parámetro esta
controlado por las características de las perdidas del
fluido, el ritmo de reacción del ácido y el gasto del
ácido en la fractura.
Conductividad de fractura. Este parametro es la
culminacion del tratamiento, en el se basa la efectividad del mismo, ya que para obtener canales
altamente conductivos, depende de la forma en
que el acido reacciona con la formacion y la forma en que este grava las caras de la fractura al
cierre de la misma al termino del tratamiento.
75
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
d) Presión de Fractura
La presión de fracturamiento es definida como la presión 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 yacimiento 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 presión 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)
aplicarse la técnica de entrada limitada, dicha prueba
adquiere máxima relevancia ya que permitirá determinar 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 comparación.
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 formación hacia la fractura, evitando así la ruptura prematura 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 vertical.
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
74
En conclusión, las técnicas mencionadas, aplicadas
al fracturamiento hidráulico con sustentante o gravadas, es excelente alternativa para optimizar la distribución 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
91
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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,
)XHU]D
(VIXHU]R =
$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 expresarán en función de los esfuerzos.
Py = σy . Ah
Mientras que, al actuar el esfuerzo normal (sn) sobre
la superficie de fractura Ah , la fuerza normal se definirá mediante la expresión:
Pn= σn . 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
Por lo que sustituyendo en las ecuaciones respectivas, se tiene :
φ
Pn
Pτ n
Sen ϕ
Ah = An
Py
v
Px = σx . Av Cos ϕ
φ
P
Py = σx . Av Sen ϕ
n
De lo anterior se deducen las ecuaciones que representan al esfuerzo normal y cortante en el plano de
fractura cuando la barra esta siendo sometida simultáneamente a dos esfuerzos normales entre si (sx y
sy), esquematizadas por las siguientes ecuaciones:
Pn’
φ
P
τ
φ
P
σy
Px
τ’
σn
Lh
Figura 14 Sistema equivalente de fuerzas
φ
σx
Lv
Lv
Esfuerzo Normal
τ
Λn
Λn
W
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:
92
Lh
Figura 15 Area de aplicación de las fuerzas
Px = σx . Av
σx = (σx + σy) / 2 + (σx - σx ) / 2 Cos 2ϕ
De un razonamiento análogo, se obtiene que la fuerza vertical Py es:
ι = (σx - σy) / 2 Sen 2ϕ
73
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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:
ques, figura 12. En estas condiciones puede considerarse que los efectos finales se deben a dos esfuerzos
resultantes.
Modulo de Elasticidad
σy
σn
Este parámetro se obtiene de la forma siguiente
La deformación axial unitaria estada por:
ε=
δ
/
INTRODUCCIÓN, DEFINICION Y CLASIFICACIÓN
φ
σx
3
y el esfuerzo axial unitario por σ =
$
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:
υ=
β
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.
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 decir, que actúa perpendicularmente sobre las caras de
la fractura. Se llamará j al ángulo que forma la dirección 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 dirección del esfuerzo normal y en la del esfuerzo cortante, figura 13.
φ
σn
τ
Aquí se explicarán los aspectos generales del mantenimiento de pozos. Se definirán los tipos de intervención, así como las secuencias operativas que se
realizan para alargar la vida productiva del yacimiento.
Se realiza mediante el aislamiento del intervalo, de
manera temporal o definitiva, con tapones mecánicos o de cemento, o por medio de cementaciones a
presión. Dichas intervenciones pueden efectuarse con
equipo convencional de reparación, con tubería flexible, unidades de registros o a través del aparejo de
producción (figura 19).
Estado Mecánico
Antes
Estado Mecánico
Posterior
Definición
Son todas aquellas intervenciones realizadas en los
pozos para mantener la producción, mejorar la recuperación de hidrocarburos, o cambiar los horizontes de producción aprovechando al máximo la energía propia del yacimiento.
De acuerdo con el objetivo de la intervención, el mantenimiento de pozos se clasifica como mayor o menor.
v
n
φ
A fin de facilitar la comprensión y el planteamiento
matemático del sistema básico de esfuerzos que actúan 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-
La etapa de producción de un pozo necesita una serie
de operaciones que en realidad constituyen su terminación. 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 recuperación mejorada, hasta llegar finalmente a su taponamiento definitivo.
Cambios de intervalos por invasión de fluidos no
deseados.
Clasificación
σy
c) Análisis de esfuerzos
72
Mantenimiento de Pozos
σn
XIV. REPARACIÓN MAYOR
σn
’
φ
σx
τ
φ
τ
’
Figura 13 Descomposición de los esfuerzos en
los ejes X y Y
Es la intervención al pozo que implique la modificación sustancial y definitiva de las condiciones y/o características de la zona productora o de inyección.
Dichas operaciones se realizan con equipos de reparación convencional o con equipos especiales, (tubería flexible, unidades de registros). Los tipos de
intervención pueden ser, entre otros:
Figura 19 Colocación de un tapón por circulación para
aislar un intervalo.
93
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 perforación 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 capacidad de cada una de las tuberías, para lo cual se emplean las siguientes fórmulas:
&DS = 0.5067 [' 2
WS
(
(1)
LWS
&DSH.D. = 0.5067 [ ' 2 L.WU − ' 2 HWS
)
(2)
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.
9FPWR = 5VF [1R.VF
1.
(3)
Actualice el estado mecánico del pozo, el cual
debe incluir: asentamiento de tuberías de explotación, aparejo de producción con diámetros,
librajes y profundidades, anomalías, intervalos
abiertos, etc.
9.
Efectúe la inyección de los fluidos de tratamiento según programa, monitoreando continuamente la presión en la TP y el espacio anular.
10. Al terminar el programa de bombeo, verificar
presiones de cierre, final y la estabilizada después 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 batería registrando el comportamiento de la presión.
13. Recupere y analice muestras continuamente para
monitorear la limpieza del pozo.
2.
Vcmto. Volumen de lechada de cemento (l)
Rsc.Rendimiento de la lechada de cemento (l/sc)
Nosc. Número de sacos
Analice el programa proporcionado por su departamento.
14. Evalúe el desempeño del personal y compañías
que participaron en la operación.
3.
Elabore un programa operativo alterno para solventar cualquier problema que se pudiera presentar durante el desarrollo de la operación (comunicación de aparejo, fuga en el árbol de válvulas etc.
15. Elabore el reporte final de la operación, el cual
debe incluir: presiones, volúmenes y gastos de
inyección durante la estimulación.
Volumen de lechada=51.9x50=2,595 l.
4. Agua necesaria para preparar la lechada de cemento:
$JXD = 9RODJ[VF [1R.VF
4.
(4)
Donde:
Ditp.- Diámetro interior de la TP (Tubería de perforación) (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)
Agua requerida= 29x50=1450 l.
94
Procedimiento operativo para realizar una
estimulación.
de los fluidos de tratamiento.
Donde:
Volagua.- Volumen de agua (l)
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.
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.
3. Cálculo del volumen de lechada:
Donde:
Aplicando las ecuaciones (1) y (2), tenemos:
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 inyección.
5. -Cálculo de la altura de lechada de cemento en la
TP y espacio anular entre TP y TR.
+ OHFK. =
9FPWR
2595
(5)
=
&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,
Realice una reunión de seguridad con el personal involucrado ( jefe de pozo, producción, seguridad industrial, servicio a pozos, compañías,
etc. ), explique la importancia y los alcances de
la operación.
5.
Asigne tareas y funciones específicas al personal que intervendrá.
6.
Supervise la instalación y prueba hidráulica de
las unidades de bombeo y líneas de control, siguiendo el procedimiento descrito en la Sección
1.1.
7.
Represione el espacio anular con la mitad de la
presión máxima de inyección esperada, para detectar anomalías.
8.
Recircule los productos de tratamiento antes de
bombearlos al pozo, para su homogeneización
(30 min. como mínimo) Recupere una muestra
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 aplicado a la roca del yacimiento hasta que ocurra una
falla o fractura, generalmente conocido como rompimiento 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 utilizado para transmitir la presión hidráulica se le conoce 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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.
Encuentre el radio efectivo del factor de penetración
ra (pg).
Debido a la necesidad de emplear tres sistemas de
fluidos para la estimulación de arenas se recomienda el siguiente método:
Con el valor de ra y la gráfica de la figura 10, obtenga
el volumen unitario de ácido, Va.
Determine el volumen y concentración del fluido de
prelavado V1 ( gal ):
(
9S = 23.5 × φ × K U[ 2 − UZ 2
)
23.5 (1 − φ ) KI ;+&/ ( U[ 2 − UZ 2 )
9+&/ =
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:
UD = U[ 2 − UZ 2
e)
Finalmente calcule el volumen del sistema ácido V2 (gal.).
9 2 = 9D × K
L
Determine el volumen de desplazamiento V3, para
un radio de penetración mínima de 4 pies ( r3 = 4 +
rw ).
9S = 23.5 × φ × K U 3 2 − UZ 2
)
Para 0 % de Carbonatos: Utilizar HCl al 5 % y un
volumen de 50 gal/pie.
El volumen V3 debe estar entre 50 gal/pie y 1.5 veces
el volumen V2.
Para 20 % de Carbonatos: Utilizar HCl al 15 % y un
volumen de 100 gal/pie.
Calcule el tiempo de inyección t3 para el volumen
V3, utilizando la formula ya descrita.
a) Calcule el tiempo de inyección del prelavado:
Calcule el volumen para desplazar estos fluidos desde la boca del pozo hasta el intervalo disparado.
WL (PLQ) =
0.023805 × 9 (JDO )
T PD[ ( %30 )
O
L
Calcule el volumen del sistema ácido HF-HCl (o HFácido orgánico ), V2 ( gal ).
5.
Calcule el incremento de productividad esperado para determinar la rentabilidad del tratamiento.
Aplique la siguiente ecuación:
U
/Q ( H )
-[
UZ
=
U
U
N
MR
/Q ( H ) +
/Q ( H )
UZ
N[
UZ
b)
Obtenga la penetración en arena limpia (Pa)
de la figura 8.
c)
Corrija el valor de Pa por gasto, multiplicándolo 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
70
6.
Elaborar un programa operativo, que especifique las acciones que se deberán tomar antes, durante y después del tratamiento. Además dicho programa deberá contener los volúmenes, gastos tiempos,
presiones y tipos de fluidos a manejar, así como los
antecedentes del pozo incluyendo su estado mecánico.
7.
j) Desplazar el cemento con el volumen de fluido calculado para el ejemplo de 16,509 l.
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:
k) Levantar la sarta a la profundidad donde se pretende dejar la cima de cemento (en este caso a
4,100m).
4.536x 3480+(820-200-339)x2.578=16,509 l.
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.
I
Calcule el tiempo de inyección t2 para el volumen del
sistema ácido.
0 . 023805 × 9 2
W 2 ( PLQ ) =
T PD[
(
estarán cubiertos por cemento al bombear los fluidos al pozo.
Cuando se trate de estimulación no reactivo,
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 anulares 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 asignar tareas específicas al personal y evitar riesgos innecesarios.
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 volumen de 2,595 l de cemento.
i) Bombear el segundo bache separador; en este caso
de 515 l de agua.
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 aumentado a límites económicamente no manejables, 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 presión en un punto específico del pozo. El objetivo es
llenar todas las perforaciones con cemento o canales 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 colocación del cemento sobre el intervalo disparado, más
la aplicación de la presión necesaria para formar un
enjarre de cemento deshidratado dentro de las perforaciones 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 determinada.
Ejemplo 2:
Se tiene la necesidad de obturar un intervalo mediante una cementación a presión a través del intervalo 5425-5475m, el cual se encuentra invadido de
95
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 perforación (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 volúmenes 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 cemento 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 =
= 1604 m
0 + 2.578
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:
96
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 forzar la lechada de cemento hacia la formación está
dado así:
9LQ\ = 9FPWR − 975
remover el daño y la mezcla más común es 3% de
HF y 12 % de HCl.
Esta mezcla debe ser debidamente inhibida y formulada 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.
Calcule la penetración del sistema ácido con la
siguiente gráfica:
(7)
T
Finalmente se obtiene el volumen del fluido de
estimulación mediante la siguiente gráfica:
30
C
O
N
T
E
N
I
D
O
25
150 200 250
20
100ºF
300 ºF
15
D
E
A continuación se presenta el más sencillo:
a)
c)
10
S
I
5
L
I
C
A
0
0
0.2
0.4
0.6
0.8
T
O
FAC TO R DE C O RREC CIÓ N PO R CO NTENIDO DE SILICATO S
S
(%p e so )
1
E
Donde:
M
P
Figura 10 Factor de corrección por contenido de
silicatos
E
R
Viny. es el volumen de inyección
VTR.-es el volumen de la TR
A
La multiplicación de la capacidad de la tubería de
revestimiento de 5", por la diferencia entre profundidades 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.
°F
En el ejemplo se considera un retenedor de cemento; en caso de utilizar un cementador recuperable
(tipo RTTS), al volumen de desplazamiento se adiciona 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:
T
U
R
$&(7,&2+&/
A
1000
E
S
P
E
S
O
R
)250,&2+&/
+&/+)
PENETRACION DEL SISTEMA ACIDO (pg).
Figura 8 Penetración del sistema ácido
El valor obtenido de la penetración debe ser corregido por el gasto de inyección y el contenido
de silicatos, mediante las siguientes gráficas:
0 .0 5
D
E
0 .0 3
U
N
I
T
A
R
I
O
200
100
F
O
R
M
A
C
I
O
N
50
30
20
(m )
10
0
1 .0
30
50
1 0 .0
5 0 .0
100
10
R A D I O E F E C T IV O D E L F A C T O R D E P E N E T R A C IÓ N
(r 12- r12) .
Figura 11 Corrección por radio de penetración
0 .1
G
A
S
T
O
I
N
Y
E
C
C
I
Ó
N
300
D
E
b)
500
Fluido de desplazamiento.- El propósito de este fluido es desplazar los precipitados dañinos de la vecindad del pozo, asegurar la reacción total del HF y facilitar la remoción de los productos de reacción.
0 .0 2
0 .0 1
Para obtener el volumen de este fluido, se utiliza la
siguiente formula:
0 .0 0 5
0 .0 0 3
0 .0 0 2
I
0 .0 0 1
0
(LB/ p ie )
(
9I = 23.5 × φ × K × U 2 − U 2
0 .2
0 .4
0 .6
0 .8
1
1 .2
1 .4
[
Z
)
Donde:
FA C TO R D E C O RREC C IÓ N ( C q )
Figura 9 Factor de corrección por calcio y
silicatos
φ = Porosidad, (%)
69
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
2.
3.
a)
de no lograr su identificación no es recomendable aplicar los tratamientos no-reactivos.
9I = 23.5 × φ × K ( U 2 − U 2 )
Seleccione el fluido de tratamiento y sus aditivos, de acuerdo con las pruebas de compatibilidad y análisis de núcleos descritos previamente.
Para estimulación ácida en areniscas emplear el siguiente método para calcular el volumen de fluido
de tratamiento.
Realice una prueba de admisión o
inyectabilidad para determinar los gastos y presiones a manejar, además de los requerimientos de potencia. En el caso de no contar con
ellos, estímelos como se indica a continuación:
Calcule la presión de fractura:
3 =* ×'
I
I
Pf = Presión de Fractura (psi).
Gf = Gradiente de Fractura (psi/pie )
D = Profundidad (pie)
b)
Obtenga la presión máxima:
3 PD[ = 3 I − (0 .433 × ρ × ' )
c)
Determine el gasto máximo de inyección, como
se indica:
4.97 × 10 −6 . K ( 3I − 3ZV )
4PD[ =
µ /Q (UH / UZ)
Donde:
I
[
Z
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.
K =Permeabilidad, mD
H = Espesor de la formación,pie
m = Viscosidad, cp
re = Radio de drene, pie
rw= Radio del pozo, pg.
El volumen requerido para disolver el material soluble en HCl a una distancia r x está dado por:
4.
Determine el volumen de tratamiento de acuerdo a la longitud del intervalo a tratar y el radio de
penetración de la zona dañada, en general se recomienda una penetración de 2 a 5 pies, y en el caso
de intervalos con longitudes mayores a 50 pies emplear desviadores de flujo para que el tratamiento se
realice de manera selectiva.
Donde:
Emplear la siguiente formula, tanto para tratamientos reactivos como no reactivos cuando estos sean
de limpia.
68
9 +&/ =
23 .5 ( 1 − φ ) KI ; +&/ ( U[ 2 − U Z 2 )
β
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 deducidas de la experiencia de campo, ya que no existen fórmulas exactas para su obtención.
Fluido de estimulación.- El objetivo de este fluido es
3KII =
ρ ['
10
I
Donde:
D es la profundidad de interés (m).
rf .- es la densidad del fluido en (gr./cc)
(8)
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 presión 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:
Donde:
3V = Pr − ( 3KII + 0V )
(9)
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.
servicio, según sea el caso, de acuerdo con los procedimientos 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 forzar 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 requerida. Para el ejemplo de 1. 87 gr./cc, y un volumen 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 cargar el peso necesario para evitar la comunicación en
el espacio anular.
c) Efectuar una junta de seguridad entre el personal
involucrado en la operación, con la finalidad de asignar tareas especificas al personal y evitar riesgos innecesarios.
o) Cerrar los preventores y bombear el volumen de
inyección, el cual depende de las presiones en superficie alcanzadas. Represionar gradualmente el espacio anular mientras se realiza la inyección, de
acuerdo con el comportamiento de la presión de inyección.
d) Anclar la herramienta cementadora en presencia
del operador o personal técnico de la compañía de
p) Una vez concluida la inyección, abrir los
preventores y levantar la sarta de trabajo de 2 a 4 m,
97
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 similares que no constituyen un riesgo de convertirse en
zonas ladronas por diferencia de presión.
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.
Todo lo relacionado con este tema se detalla en la
sección titulada terminación de pozos.
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 acuoso.
Obturamiento parcial de intervalos
Estado Mecánico
Antes
Estado Mecánico
después
El obturamiento parcial de intervalos realizado de manera intencional y con la finalidad 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 fluidos en el yacimiento.
En la vecindad del pozo, el gas y el agua
tienen mayor movilidad que el aceite. La
explotación irracional genera un incremento en la producción de estos fluidos, lo que
ocasiona problemas en su manejo. Cuando esto sucede es necesario el reacondicionamiento del pozo mediante el
obturamiento parcial del intervalo productor.
La técnica de aplicación para estas intervenciones es similar a la anteriormente
explicada en el inciso. Sin embargo, en
este caso se requieren operaciones adicionales como:
Retenedor a 5415m
Retenedor a 5415m
5425-5475m
5425-5475m
PI= 5500m
PI= 5500m
Figura 20. Ejemplo de una operación de cementación presión.
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 demandan y el espesor del yacimiento lo permite, se amplía
98
a) Moler la herramienta cementadora utilizada y rebajar el cemento,
b) Descubrir el intervalo productor y probar su obturamiento con un 60% de la
presión máxima de la tubería de revestimiento.
c) Redisparar la cima o base del intervalo (alta relación 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:
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. Utilizándose para la remoción de daño por partículas
de sólidos (arcillas), precipitaciones inorgánicas. Los
fluidos a utilizar principalmente son los sistemas ácidos. El éxito de estos tratamientos se basa en la selección del sistema ácido.
Tipos de ácido
Todos los ácidos tienen algo en común, se descomponen 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 rápidamente y completamente hasta un limite del 43 %
en peso a condiciones estándar y esto le da la condición de ácido fuerte. En el mercado se encuentra
hasta una concentración del 32 % en peso y se le
conoce como ácido muriatico.
y la reacción con la dolomita es similar pero la composición química es ligeramente diferente:
4HCl + CaMg(CO3)2
2Co2
CaCl2 + MgCl2 + 2 H2O +
Acido Fluorhidrico
Este acido es el unico que permite la disolucion de
minerales silicos como las arcillas, feldespatos cuarzo, etc. En el mercado se puede obtener en soluciones acuosas del 40 al 70 % en peso o como un material 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 acético y el fórmico, estos ácidos orgánicos son considerados mucho mas débiles que el ácido clorhídrico. Entre estos podemos citar entre los mas comunes:
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 reacción básica entre el ácido clorhídrico y la caliza es la siguiente:
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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 sólido, 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.
c)
Clasificación de los surfactantes
La tabla 2 muestra la clasificación con sus descripción 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%/(
*583248,0,&2
$3/,&$&,21(6
(1$*8$
68/)$726
$1,21,&2
1(*$7,9$
)26)$726
68/)21$726
)26)21$726
5(7$5'$'25(6
12(08/6,),&$17(6
/,03,$'25(6
&25526,21
'(3(1'('(/
68/)$72'($0,1$
Un surfactante debe cumplir con los requisitos siguientes:
·
·
)26)$72'($0,1$
·
9,6&26,),&$17(6
,1+,%,'26'(
3+'(/6,67(0$
&25526,21
Tabla 2 Clasificación de surfactantes
Utilización de los surfactantes
La utilización de los surfactantes se manifiesta principalmente en los siguientes fenómenos:
66
Requerimiento de los surfactantes
&25526,21
(6380$17(6
/$&$5*$
b)
Los surfactantes actúan en las emulsiones reduciendo la tensión interfacial, lo cual permite romper la
rigidez de la película, o neutraliza el efecto de los agentes emulsificantes.
,1+,%,'26'(
6,1&$5*$
32/,0(526
a)
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.
,1+,%,'26'(
$0,1$6
%$&7(5,6,'$6
$1)27(5,&2
Rompimiento de emulsiones
Cuando dos líquidos entran en contacto y se
mezclan se llega a formar una esfera que ofrece un área de superficie mínima y una fuerte
tensión interfacial.
&2038(6726'(
326,7,9$
12(08/6,),&$17(6
12,21,&2
a) Problemas de canalización de agua o gas de diferentes estratos.
12(08/6,),&$17(6
12(08/6,),&$17(6
&$7,21,&2
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 resbalamiento que produce una película de agua
absorbida en la pared del poro. Todo esto trae
como consecuencia una reducción en la permeabilidad a los hidrocarburos.
Disminución de las fuerzas retentivas de los fluidos en el medio poroso.
La acción bajotensora de los surfactantes permite reducir las fuerzas capilares en el medio
poroso, este efecto tiene mayor importancia en
formaciones de baja permeabilidad, de pequeños poros, donde las fuerzas retentivas causan
que los hidrocarburos no fluyan con la energía
disponible.
Mojamiento de la roca
Cuando la formación en la vecindad del pozo
llega a ser mojada por aceite, este se adhiere a
·
·
·
·
Reducir la tensión superficial e interfacial.
Prevenir la formación de emulsiones o romper
las existentes.
Mojar de agua a la roca del yacimiento considerando la salinidad y el ph del agua utilizada.
No hinchar o dispersar las arcillas de la formación.
Mantener la actividad de superficie a las condiciones 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.
b) Conificaciones de agua y gas.
c) Problemas en la vecindad del pozo (malas
cementaciones primarias).
Las gráficas convencionales de corte de agua contra
el tiempo, se emplean para mostrar cambios drásticos 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 producción 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.
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
Después de determinar la procedencia del agua y
los volúmenes por utilizar se debe analizar la conveniencia 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%. Mediante 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 cemento. 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 penetración planeada se tiene:
H W
L
H
F
D
D
X
J
D
Q
y
L
F
D
O
H
5
&RQLILFDFLyQ
9I = 0.5067 × φ × K ( U
I
&DQDOL]DFLyQ
Fluidos de tratamiento
Los fluidos base utilizados en los tratamientos son
oleosos, acuosos, alcoholes, solventes mutuo y soluciones micelares.
El volumen del fluido que se debe utilizar está en
función directa de la longitud del intervalo disparado, que se encuentra en comunicación con la formación. 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.
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.
2
S
−U 2)
Z
(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 cemento micro matriz por cada 20 pies de intervalo disparado se tiene: 1m=3.28 pies
No sc= (4325 - 4270) x 3.28 x 40 = 360.8 Sacos de
[
20
]
cemento
99
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
A G A V E
E D O . M E C A N IC O
2 4
3 0 1
A C T U A L
5 0
"
1 6 "
6 0 5
2 5 4 2
1 0 3 /4 "
E m p . R T T s 7
5 /8 "
4 0 1 5
5 "
4 0 1 2 5
5 /8 "
4 1 5 0 m
B .L
7
m
La profundidad de apertura de una
ventana corresponde al punto de inicio de desviación y depende básicamente de los requerimientos planteados en el objetivo de la intervención,
tales como desplazamiento, coordenadas, profundidad vertical desarrollada,
etc. La figura 24 presenta una sección
vertical de una reentrada.
m
m
m
m
4 2 8 5 -4 2 7 0 m
4 3 2 5 -4 3 1 6
M e rc u ry "K " 5 "
5
"
m
4 3 9 8 m
4 4 9 2 -4 4 4 5
4 5 9 9
m
Figura 22 Estado mecánico para el ejemplo de aplicación de exclusiones.
Cuando termina la vida productiva de un pozo y existen zonas del yacimiento aún sin drenar, se puede
100
Una vez definido el punto de inicio de
la desviación, el siguiente paso es decidir 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 evaluadas 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 segundo mediante una cuchara mecánica y una sarta de molienda diseñada especialmente para abrir una ventana en un costado de la tubería de
revestimiento. La figura 25 muestra estas herramientas.
Apertura de ventana con cortador de
tubería o molinos de sección.
m
Reentradas
aprovechar la infraestructura existente, como el estado mecánico o la localización, con el fin de abrir una ventana en el pozo y redireccionarlo hacia
las zonas sin drenar. Esta opción resulta 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 perforación de varias reentradas.
El principio básico de operación de estas herramientas es la presión hidráulica de circulación y rotación; poseen la ventaja de
que al aplicar presión se pueden localizar los coples
de la tubería de revestimiento, con lo cual es posible
efectuar el ajuste de la profundidad por cortar.
el daño.
Estimulación matricial. Llamada también acidificación
intersticial, es la que sirve para incrementar la permeabilidad natural de la formación al disolver el ácido 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, utilizándose 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 selección 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 concierne principalmente con la alteración de estas fuerza
retentivas, manifestadas en los fenómenos de tensión 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 combinación de fuerzas electrostáticas y de Van der Walls.
El desbalance de estas fuerzas en la interfaces crea
energía libre de superficie.
un fuerza de adhesión por lo que el liquido es atraído 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 mojada 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. Entonces 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 yacimiento y bajo estas condiciones se pueden atacar
problemas de bloqueos de agua, emulsiones, daños
por tensión interfacial, por mojabilidad, por depósitos organicos, entre otros.
Los agentes de superficie (surfactantes) son los productos químicos que principalmente se utilizan en la
estimulación matricial no reactiva, debido a su eficiente acción que permite alterar los fenómenos de
superficie.
Surfactantes
b) Mojabilidad
Los agentes de superficie son compuestos de moléculas 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.
En la interfaces entre un liquido y un sólido también
existen fuerzas intermoleculares en desequilibrio que
generan el concepto de mojabilidad. El sólido causa
El hecho de que un surfactante busque una interfase
implica que la tensión superficial o interfacial, presión capilar y la mojabilidad de un liquido en un sóli-
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.
65
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
minerales presentes en la roca analizada.
Pruebas de laboratorio
de los fluidos de tratamiento.
g)
352<(&72$*$9( %/248(685(67(
6(&&,21(6758&785$//21*,78',1$/ && Definir etapas de limpieza del pozo.
$&7,920863$&
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
3500
3752
ENO
3860 EOC
K.S.
3965
3947
3984
4000
4045
4085
4085
4135
PT . 4085
4162
K.I.
P.T .4217
En esta sección se describirán los aspectos relevantes sobre las estimulación matricial.
pozo
pr oduciendo
en
agujer o
descubier to, actualmente dañado por
der r umbe en la zona pr oductor a.
Qo = 509 BPD
Qg = 6.69 MMPCD
R.G.A.= 2,339 M3/M3
Pr esion T .P= 117 Kg/cm2
Est.= 9/16"
5000
Qo = 1434 BPD
Qg = 14.81 MMPCD
R.G.A.= 1,839 M3/M3
Pr esion T .P= 182 Kg/cm2
Est.= 1/2"
37
1,960,000
m.N.
LOC.
303
311
73D
00
301
302
LOC.242
222
201
221A
223
221
C´ -4 -460
1,958,000
m.N.
,17(59$/2'(7(50,1$&,21
0
4
20 00
0
241 -4
0
60
-4
-3 8
00
1,956,000
m.N.
dib.: gpe.morales
Nov./1997
a) Plano estructural del campo, y planteamiento de un pozo intermedio
73D
41
00
301
302
40
L O C .3 0 3
L O C .2 4 2
39
37
0
232
201
0
36
00
00
00
38
00
221A
- Estimulación matricial no ácida
- Estimulación matricial ácida.
Estimulación de limpieza. Es la que permite restituir
la permeabilidad natural de la formación al remover
LOC.
203
73
232
390
Ambos grupos incluyen estimulaciones de limpieza y
matriciales.
P.T .4543
Qo = 660 BPD
Qg = 9.64 MMPCD
55-A
R.G.A.= 2,599 M3/M3
C 42 57
1,962,000
00
Pr esion T.P= 140 Kg/cm2 m.N.
65
63
Est.= 5/8"
P.T . 4671
El éxito de una estimulación matricial depende primordialmente 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 están: el tipo, severidad y localización del daño, y su
compatibilidad con el sistema roca fluido de la formación.
Dependiendo de la interacción de los fluidos de
estimulación y el tipo de daño presente en la roca, se
divide en dos grandes grupos:
M.B.N.M.
C.A.A.M.B.N.M. DEFINIDO POR AGAVE 301
4500
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.
C.A.A.4300
P.P. 4300
516,000
m.E.
64
Desarrollar cédulas y estrategias de colocación
M.PARAJE SOLO
M. PARAJE SOLO
00
f)
Determinación de los volúmenes de los fluidos
de tratamiento.
Después de la terminación de un pozo, en un mantenimiento mayor o en el desarrollo de la vida productiva de los pozos, generalmente se requiere restaurar
o mejorar las condiciones de flujo del intervalo productor o inyector. Para lograr esto existen dos técnicas principales de estimulación de pozo: la
estimulación matricial y por fracturamiento, diferenciándose por los gastos y presiones de inyección.
3000
0
-4
e)
Determinación de la presión y gasto de inyección.
N.R. -3000 m.
TECNICAS BÁSICAS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS
3600
d)
Selección de los fluidos de tratamiento y sus
aditivos en función del daño pronosticado.
AGAVE - 223
00
38
c)
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 desprende la selección adecuada de los fluidos de tratamiento.
AGAVE - 221-A
00
b)
Selección de candidato. Establecer en esta etapa la validación de los datos de tratamiento y la
cuantificación de producción postfractura, teniendo como meta principal la selección de pozos con bajo riesgo y alto potencial.
AGAVE - 301
42
a)
LOC. AGAVE - 303
514,000
m.E.
El software debe contemplar los siguientes aspectos:
AGAVE - 65
00
41 00
40
00
39
Software técnico para el diseño de las estimulaciones
Análisis económico y rentabilidad del tratamiento.
512,000
m.E.
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.
h)
',6(f2<(9$/8$&,21'(352'8&&,21
0
3800
221
223
-4
60
0
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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
3UR\HFFLyQ
3UR\HFFLyQ
0
Programa
1
:
200
Objetivo
X=513,669.46
Y=1’960,244.85
400
200
(
150
6
100
600
800
50
Rumbo N 72º W
Desplazamiento 300 m
1,000
0
Conductor
X=513,983.40
Y=1’960,142.89
1,200
-50
1,400
-100
1,600
1,800
-150
-400
-300
-200
-100
0
2,400
'DWRVGHOSURJUDPD
2,800
3,000
3,200
Vent ana
3010-3050 m
Prof . inici o des v.
3010 m
Prof . vert. cima EOCEN O.
3630 m
Prof . des . ci ma EOCENO
3662 m
Desp. BRECH AS EC OCEN O.
300 m
Severidad
2.° / 30 m
Angul o máxi mo
22.12°
Rumbo
N 72. 00 W
Prof . vert. total
3980 m
Prof . des . t otal
4040 m
Desp. t ot al
330 m
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 presión de fractura, mientras que los fracturamientos
hidráulicos se utilizan gasto y presiones de inyección
superiores a la presión de fractura.
Datos del yacimiento
3,400
75 VSURJUDPDGD V
3,600
Diámetr
MV
MD
5"
3 1/2"
3015
3106
3040
3135
3,800
4,000
4,200
0
100
200
300
400
500
Figura 24 Ejemplificación de una reentrada, sección vertical y desplazamiento horizontal.
102
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 consideración 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
2,200
2,600
Pruebas de laboratorio.- Los estudios de laboratorios 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.
100
Programa
2,000
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.
Los parámetros mas importantes de análisis para diseñar 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 dependiendo del comportamiento de las mismas durante su vida productiva se puede determinar que el
yacimiento esta dañado, y para la comprobación del
mismo se hecha mano de herramientas para la determinación 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 depende 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 comunes.
Análisis composicional. Esta prueba nos permite detectar 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 densidad, 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 proporción en la roca del yacimiento, es de suma importancia conocer la mineralogía ya que dependiendo de
ello se seleccionan el tipo de tratamiento y sus aditivos.
Este análisis se puede determinar de dos formas, fluorescencia y difraccion de rayos X, de los cuales se
obtiene la distribución en forma cualitativa de los
63
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 ácidos 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 repercute en una disminución de la permeabilidad relativa al
aceite.
Adicionalmente las perdidas de volúmenes considerables de fluido de control, a través de fisuras, cavernas o fracturas inducidas propician invasión considerable de sólidos a la formación siempre son difíciles de remover.
Daño asociado con la producción
Otra fuente común de daño asociado con el flujo de
los fluidos de la formación es la migración de los finos, presentándose generalmente en formaciones
poco consolidadas o mal cementadas, provocando
obturamientos de los canales porosos.
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.
Todo pozo a su inicio de su explotación o durante la
misma, se encuentra dañado en menor o mayor grado 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.
Dependiendo del tamaño, comportamiento y tipo de
sólidos, estos pueden removerse en contraflujo, sin
62
Martillo Hico.
Drill collar´s
Cortador de
Tubería
a).- Cortador de tubería interno accionado hidráulicamente
Otro tipo de daño es el bloqueo de agua o gas por su
canalización o conificacion, provocando una reducción en la producción del aceite e incluso dejando de
aportar el pozo.
Evaluación del daño
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 partículas y los poros.
Tubería de perf´n
La producción de los pozos propicia cambios de presión y temperatura en o cerca de la vecindad del pozo,
provocando un desequilibrio de los fluidos agua, aceite y/o gas, con la consecuente precipitación y deposito de sólidos orgánicos y/o inorgánicos, generando obturamientos de los canales porosos y por lo
tanto, daño a la formación.
Daño por invasión de sólidos
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.
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 empleando cortadores de tubería.
embargo muchas veces no se alcanzan presiones
diferenciales suficientes y el daño puede ser mas
severo.
Para lograr la remoción del daño es necesario
avaluarlo y esto se puede realizar tomando en consideración 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-
Estabilizador
Desviador de
flujo
Drill collar´s
Molino Cónico
Figura 26 Diseño de sarta típica para una apertura
de ventana
XVII. CONSIDERACIONES PARA LA APERTURA DE
VENTANAS
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-
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 mínimo 50 m, con el objetivo de que los recortes de
tubería que se precipiten no lo obstruyan durante
la operación de molienda.
103
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 intervalo que se abrirá 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.
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 óptimo acarreo del recorte, y así cuantificar el volumen de acero recuperado y controlar en superficie el avance de la sección molida.
i) Iniciar el bombeo incrementando lentamente hasta alcanzar 400-500 gpm.
5) Tener las bombas equipadas con las camisas necesarias para el gasto requerido de lodo (de 400 a
500 gpm).
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.
6) Probar hidráulicamente con la presión de trabajo el tubo vertical (Stand Pipe), y unión giratoria (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. Considerar 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 tubería de perforación como la profundidad de inicio de la ventana.
104
j) Verificar el torque de la tubería, lo cual indicará
que el corte está iniciando. Una vez que disminuya, será la señal que el corte se ha realizado.
l) Anotar el avance metro a metro y tomar en cuenta 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 recomendable 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 requerida de ventana (normalmente de 20-30 m), circular 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 operación se requieran viajes de limpieza con tubería
franca. Esto dependerá del comportamiento
reológico del lodo y del avance de la molienda.
p) Colocar un tapón por circulación de cemento
como apoyo a la sarta navegable para desviar
el pozo, de acuerdo con el procedimiento y cálculos ya especificados. Este deberá cubrir por
lo menos 20 m arriba del punto de inicio de la
ventana.
Efectos del daño
ción pueden ser:
Con la finalidad de evaluar en forma teórica y cuantitativa 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.
Reducción de la permeabilidad absoluta de la formación, originada por un taponamiento del espacio
poroso o fisuras naturales.
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 restricción 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 verdadero 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 producción 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 tuberías de revestimiento, las operaciones de terminación 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-
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 depende principalmente de la caracterización y remoción 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 operaciones que se realicen en un pozo petrolero.
Daño por invasión de fluidos
Este tipo de daño se origina por el contacto de fluidos 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 componentes mineralógicos de la roca.
La fuente principal de este tipo de daño es la perforación misma, ya que el lodo forma un enjarre debido
a la filtración de fluidos a la formación y su penetración depende del tipo de lodo, tiempo de exposición
y la presión diferencial. Esta invasión de fluidos genera 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 factores de daño por su alta sensibilidad a fluidos acuosos, 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 manera mecánica, la cual ocurren en el deposito
61
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 diseño.
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 producción por dia y asi mismo se pueden combinar
diferentes tipos de diametros de tuberia de producción 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 tecnológicos 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.
60
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 ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de Perforación y Terminación del pozo. Dependiendo del tipo de daño presente 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.
q) Sacar la sarta de trabajo a superficie, y en la espera de fraguado armar la herramienta desviadora
de acuerdo con la figura 27.
ventana o window mill, molinos sandía o watermelon). La figura 28 presenta los esquemas de dichas herramientas.
Tubería haviweight
Tornillo
de sujeción
Drill collar
Antimagnético
MWD
Motor de
fondo
Figura 7 Restauración o mejora de las condiciones 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
6 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.
F a) Empacador de cuchara b) Cuchara
desviadora
c).- Diferentes tipos de Molinos
Drill collar
corto
Barrena
Figura 27. Sarta navegable típica para la construcción de ángulo para perforar en dirección.
Molino Iniciador
(Started mill )
Molino sandia o
(Watermelon)
Apertura de ventanas con herramienta desviadora
tipo cuchara.
La apertura de ventanas con herramientas desviadoras 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
Molino ventana o
Figura 28 Herramientas comúnmente empleadas
para la apertura de ventanas con cuchara desviadora (Cortesía de Baker Oil Tools).
105
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 embargo se recomienda hacerlo con la unidad de registros, debido a que la operación se realiza más
rápido.
ben evitar, en lo posible, los frenados bruscos de
la tubería al sentarla en cuñas para hacer la conexión.
f) Verificar los pesos de la sarta hacia arriba, hacia
abajo y estática 50 m antes de llegar a la profundidad 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 muestra una ejemplificación del proceso de ruptura del
tornillo de sujeción en el anclaje de la cuchara.
6. Cuando se dispare en lodo o con fluidos relativamente sucios, debe reconocerse que :
Selección optima de disparos utilizando Software
Técnico
·
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 fácilmente removidos de los disparos, con ácido o
con otros productos químicos, a menos que cada
disparo sea fracturado con bolas selladoras.
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 escoger el tipo y la pistola, densidad de las cargas, la fase,
la penetración y el diametro del agujero optimo.
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 consolidada.
7.- No debe permitirse que los lodos de perforación 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, debido al taponamiento de los disparos o de la formación de sólidos.
M o lin o in ic ia d o r
T o rn illo d e
s u je c ió n
C u c h a ra
D e s v ia d o ra
8.-Los disparos taponados con lodo contribuyen
a la presentación de estos problemas:
·
G u ía d e c u c h a ra
E m pacador
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 planteadas, además de hacer la impresión de la guía
del empacador para orientar la cuchara en superficie.
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-
106
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 profundidad 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 revestimiento y la cuchara más o menos 1 m. El
objetivo es marcar la tubería y hacer huella para
operar el molino ventana.
La productividad de los pozos puede ser apreciablemente reducida.
La recuperación de aceite o gas puede reducirse
apreciablemente, dependiendo del tipo de empuje del yacimiento y los procedimientos de terminación.
La eficiencia de la inyección de agua o de otros
métodos de recuperación mejorados pueden reducirse grandemente.
Algunos pozos exploratorios pueden ser abandonados 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 permanecer taponados la mayoría de los disparos.
La probabilidad de que se presenten problemas
de confiscación o dignación de gas o gas aumenta cuando un porcentaje alto de los disparos están taponados.
Hay dos formas de introducir los datos al programa:
1 Existe un dibujo de todas las partes que conforman 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 terminar con todas las pantallas y posteriormente correr el programa.
2 La otra forma es señalando programa de la
barra de herramientas y un semaforo que se encuentra en luz verde y automaticamente el programa muestra la primera pantalla y posteriormente la siguiente hasta terminar de llenar todas las
pantallas, por lo que se tiene más orden en la alimentación del programa.
La primera pantalla solicita los datos de entrada como
la temperatura estatica, si el pozo es desviado ó vertical, el tipo de flujo, la profundidad de referencia de
los datos. Posteriormente la siguiente pantalla solicita 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, combinado 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 yacimiento 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 gravedad especifica del agua, posteriormente solicita la
temperatura en la superficie.
59
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
mato requerido, especificando diámetro de pistola, fase, tipo, etc. Además de datos del pozo (Diámetro de tuberías profundidad interior, intervalo
por dispara etc.)
2. Efectuar la reunión de seguridad entre el personal del servicio de disparos, de apoyo, tripulación del equipo, donde se explicará la operación
a realizar, las medidas de seguridad y se asignaran funciones.
3. Instalar la Unidad de disparos, aterrizar la misma, instalar señales de advertencia (peligro, explosivos, no fumar y apagar radios y teléfonos
celulares, etc.)
4. Probar el lubricador con una presión equivalente a la de trabajo del árbol de válvulas
5. Calibrar el pozo con un sello de plomo y barras de contrapeso del diámetro y longitud de pistolas a utilizar.
6. Tomar registro de coples para correlacionar
profundidad del disparo de la profundidad interior hasta 100 m arriba de la cima del intervalo a
disparar.
7. Afinar la profundidad del disparo
correlacionando las curvas del registro de correlación y el tomado previo al disparo.
8. Armar las pistolas de acuerdo a los procedimientos de seguridad establecidos. De preferencia 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 impidan su funcionamiento en el pozo. En caso de
falla en la pistola, al sacarla extremar precauciones, revisarla y determinar las causas que originaron 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 ).
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 figura 33 presenta una ejemplificación de dicho proceso.
11.Sacar las pistolas disparadas, observar el estado 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.
T orn illo
de su jeción
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 efectuadas 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 considerado en cada operación para optimizar la penetración 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 diferentes de cero o probablemente de ½ pg., la penetración estimada y el tamaño del agujero deberán
corregirse por el claro de la pistola y por la resistencia de la formación a la compresión.
3. El método preferido para disparar consiste generalmente en disparar usando fluidos limpios, libres 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.
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 figura 32 muestra un diseño típico de sarta.
Figura 33 Ejemplificación del direccionamiento de
un pozo.
Tubería
hevi - weight
Molino Sandia
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.
o Watermelon
5. No es recomendable disparar en aceite, en
agua, o en ácido bajo una columna de lodo.
Molino Ventana
Figura 32 Ejemplificación de una sarta típica para abrir
una ventana.
58
Profundizaciones
Este tipo de intervenciones se realiza cuando:
1. Los pozos son terminados en la cima de la formación productora.
2. Se tienen antecedentes de acumulaciones de hidrocarburos a profundidades mayores.
Básicamente, el proceso consiste en romper la zapata 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 acuerdo con el procedimiento visto en el inciso III, y salir
lateralmente hasta la profundidad de interés.
La planeación del trabajo de profundización requiere de información adicional a la utilizada para un
107
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
mantenimiento convencional, tales como registros
geofísicos de correlación de pozos vecinos, histórico 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 tubería 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 hidráulicamente de manera que se garantice la hermeticidad
del pozo antes de efectuar la profundización.
Procedimiento operativo
a) Con un molino del diámetro adecuado, se debe
reconocer hasta la profundidad interior del pozo
y rebajar los accesorios de la tubería de revestimiento (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 sufra 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, empacada, etcétera).
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 hasta 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 equipo de flotación trabajará adecuadamente en la medida 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.
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 penetración 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
'
$
'
,
9
,
7
&
8
'
2
5
3
j) Instalar cabeza de cementar y anclar el conjunto
colgador de T.R. de acuerdo con los procedimientos de operación.
k) Efectuar una junta de seguridad entre el personal
involucrado en la operación para asignar tareas
específicas para evitar incidentes que puedan poner 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.
e) Tomar los registros programados:
DI/ RG= Doble Inducción/Rayos Gamma
Existen dos razones básicas para taponar un pozo:
La primera, cuando el pozo ha terminado su vida
Taponamiento definitivo
1.1
3 C/M
6 C/M
1.0
0.9
(
'
1
2
,
&
$
/
(
5
o
90 Fase
diametro 0.5 "
sin zona dañada
0.8
3
6
9
12
15
18
21
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
2
,
&
$
/
(
5
1.3
O
90
)DVH
O
120
O
180
1.2
1.1
0
O
Equivalente a
agujero
abierto
0.9
Aplicando la ecuación para pozos de gas, la presión
diferencial requerida para disparar en condiciones
de bajo balance es:
3GLI =
3500
= 2095 psi
4 0.37
Procedimiento de operación
FDUJDV SLH
GLD PHWUR
0.8
Aplicando la ecuación y sustituyendo valores se tiene:
La profundidad del pozo es 3000 m, el pozo será terminado 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 diferencia ((2,235 psi) por lo que el nivel de fluidos deberá
encontrarse a 1570m, en otras palabras el pozo tendrá una columna de agua de 1430 mts.
1.4
(
'
1
Se desea disparar el intervalo 3015- 3075, en una formación de caliza con una permeabilidad de 4 md, el
análisis del registro Sónico Dipolar proporciona una
resistencia compresiva de 12,400 psi, el fluido esperado es gas y condensado, con una presión del yacimiento 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 resistencia 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 condiciones bajo balance?.
3HQ = 18 * H ( 0.086*(5−12.4))= 9.53 pg
Figura 5 Efecto de la penetración y densidad de
disparo sobre la relación de productividades.
2
5
3
Ejemplo:
Solución:
352)81','$''(3(1(75$&,21 38/*
'
$
'
,
9
,
7
&
8
'
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.
0.7
0
i) Efectuar el ajuste de tubería. Se recomienda dejar
la zapata +/- 1 m arriba del fondo perforado circular para homogenizar las condiciones reológicas
del lodo a la entrada y salida.
d) Una vez alcanzada la profundidad de interés, efectuar viaje corto y acondicionar el agujero para tomar registros eléctricos y sacar la barrena a la superficie.
108
RP= Relación de productividades.
VLQ ]RQD GDxD GD
0.7
0
3
6
9
12
15
18
352)81','$''(3(1(75$&,21 38/*
Figura 6 Efecto de la fase sobre la RP.
21
1. Solicitar el servicio de disparos, una vez que el
árbol y las conexiones superficiales estén probados con la presión de trabajo, de acuerdo al for-
57
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
se llevara a cabo el disparo (condiciones Bajo Balance 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 terminación.
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 expulsados del agujero. La figura 4 ejemplifica estos efectos.
Casing
Carcaza
Cemento
Arenisca
Berea
ANTES DEL
DISPARO
Liner
Primer
Explosivo
principal
Jet
DURANTE LA
PERFORACION
Arenisca
comprimida
([SORVLyQ
Arenisca
sin daño
DESPUES DEL DISPARO
ANTES DE FLUIR
do empleado en la terminación. Valores recomendados de presión diferencial, tanto para pozos de gas
como de aceite son calculados mediante siguientes
correlaciones empíricas:
Para pozos de gas:
3GLI =
Para Pozos de aceite:
3GLI =
Influencia de los factores geométricos sobre la relación de productividad
Para evaluar el potencial productivo de un pozo se
utiliza el índice de productividad, el objetivo es determinar la capacidad de flujo del pozo se obtiene al
dividir el gasto promedio entre la diferencial de presión existente en el pozo y la formación, esto es:
-=
Residuos
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-
56
2500
. 0.17
Donde :
Pdif= Presión diferencial en lbs/pg2
K.- Permeabilidad de la formación en md.
PERFORACION SUCIA
(T APONADA)
DESPUES DE FLUIR
3500
. 0.37
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 fluido de perforación.
Los factores geométricos tienen un marcado efecto
sobre el índice de productividad, estos son evaluados 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
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 herméticamente 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 colocación 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 comunicación o daño
· Limpieza de pozo:
- Aparejo de producción o inyección
- Fondo del pozo
· Corrección de anomalías de tuberías de revestimiento
· Estimulaciones
· Fracturamientos
· Inducciones
· Mantenimiento a conexiones superficiales
XVIII. REQUERIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN Y DISEÑO DEL REACONDICIONAMIENTO DE
APAREJOS DE PRODUCCIÓN
La programación en las operaciones de mantenimiento de aparejos de producción requiere de información básica del pozo, tales como: tipo y características 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 ingeniero 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 accesorios 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 durante una estimulación o inducción por los movimientos 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 objetivo. Por ejemplo, si al desenchufar las unidades
selladoras, o desanclar el empacador, las unidades no despegan, qué alternativas se pueden emplear (vibración de tuberías, corte químico, corte
térmico, etcétera.
2) En el proceso de introducción del aparejo se requiere efectuar una medición precisa de los tra
109
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 tubería se deben introducir para dejar los accesorios a
las profundidades solicitadas.
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, además, utilizar una válvula de control de presión
subsuperficial.
Reacondicionamiento de aparejos
En la explotación de los yacimientos, ya sea por energía 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.
16"
500 m
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 circulación 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 batería.
110
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.
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)
Planeación del sistema de disparo
10 3/4"
2800m
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
obtenerse una mayor penetración sacrificando el
tamaño del agujero. Debido a que una máxima penetración parece ser más importante, con fundamento 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 perforan 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.
Emp. int
413-08
B.L. 5"
7 5/8"
MK
MK
MK
3929.62m
4050-4017 m
4061m
4070m
4080m
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 hidrocarburos.
Al planear un trabajo de disparos se deben considerar, el estado mecánico del pozo, el tipo de formación y las condiciones de presión esperadas después
del disparo.
Factores importantes en el comportamiento de un
sistema de disparos son densidad de cargas, penetración, fase y diámetro de agujero, estos son conocidos como factores geométricos (figura3).
El estado mecánico del pozo determinara el diámetro 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; Profundidad, Litología, Parámetros de Formación (Densidad, Resistencia Compresiva, Esfuerzo Efectivo,
Permeabilidad, Porosidad, etc.) dan indicio del comportamiento de la pistola en el pozo.
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 * H
Donde:
Pen
Pensup
=
=
Desempeño de las cargas
Cr
=
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 propuesto por Thompson en 1962, el cual relaciona la
resistencia compresiva, con los resultados obtenidos
Cf
=
(0.086 (& −& ))
U
I
Penetración
Penetración en superficie, Carta API
RP-43.
Compresibilidad en superficie a las
condiciones de la prueba, (Kpsi).
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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 penetración. 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 producción, 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 penetración 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 observado 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. Cuando los claros son mayores de 2 pg., es generalmente conveniente descentralizar y orientar la dirección 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 producción. Sin embargo, se pueden tener residuos y problemas mecánicos bastantes severos.
Medición de la Profundidad
Aparejos para pozos de bombeo neumático
Aparejos para pozos de bombeo mecánico
El método aceptado para asegurar un control preciso en la profundidad de los disparos consiste en correr un localizador de coples con las pistolas, y medir
la profundidad de los coples que han sido localizados, respecto a las formaciones, usando registros
radiactivos. Algunos marcadores radiactivos pueden
instalarse dentro de las cargas preformadas seleccionadas, 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 detonación de las cargas expuestas.
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 inyección de gas, distribuidas estratégicamente en la tubería 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 aceite debido al movimiento reciprocante de un émbolo,
generado desde la superficie a través de una sarta
de varillas metálicas, por una viga oscilante (balancín) accionada por un motor o unidades superficiales actuadas hidráulica o neumáticamente. La figura
36 ejemplifica el tipo de aparejo mencionado.
'(%20%(2
9$5,//$38/,'$
Disparos Orientados
Los disparos orientados se requieren cuando se usan
varias sartas de tuberías de revestimiento, o en terminaciones múltiples en las que se dispara a través de
la tubería de producción, cuando están juntas tuberías de producción.
78%(5Ë$'(
352'8&&,Ï1
Se dispone de dispositivos mecánicos, radiactivos, y
electromagnéticos, para orientar las pistolas. Cuando se usan pistolas orientadas en terminaciones múltiples, a través de las tuberías de producción, se deben de usar siempre pistolas con cargadores tubulares
de pared delgada. Las pistolas con cargas
encapsuladas pueden provocar el colapso de alguna
tubería de producción adyacente.
EMBOLO
EXTENSIÓN
CILINDRO
V álvulas de Inyección
i
NIPLE ASIENTO
Para evitar disparar las sartas de tuberías de revestimiento adyacentes, cementadas en el mismo agujero, la práctica más usual consiste en correr una fuente radioactiva y un detector sobre el mismo cable eléctrico de las pistolas, y a continuación girar las pistolas para evitar perforar las tuberías de revestimiento
adyacentes. Si existe alguna duda en la interpretación se correrá una marca radioactiva en la tubería
de revestimiento adyacentes para ayudar a localizar
estas sartas.
EXTENSIÓN
ANCLA MECÁNICA
ANCLA DE GAS
E m pacador Superior
s
Figura 36 Estado mecánico para un pozo terminado
con aparejo de bombeo mecánico
E m pacador Inferior
i
Penetración contra tamaño del agujero
Al diseñar cualquier carga preformada puede
Figura 35 Estado mecánico de un pozo terminado con aparejos de bombeo neumático.
54
(48,32683(5),&,$/
Aparejo para pozos con bombeo electrocentrífugo
Este sistema se aplica cuando la energía del yacimiento no logra enviar los hidrocarburos a la superficie y
queda en el interior del pozo. Consiste en extraer los
hidrocarburos mediante el equipo eléctrico superficial (transformador, tablero de control, cable superficial) y subsuperficial (bomba centrífuga, motor eléc
111
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 eléctrica 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.
150.0 m
30"
radas por intervalos no productores. El empleo de
pistolas que se corren a través de la tubería de producción 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 producción puede colocarse, en unas cuantas horas después de cementar el pozo. A continuación pueden
efectuarse los disparos a través de la tubería de producción 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
& $ %(= $ /
6$57 $'(7) ´
& $ % / ( ' ( 3 2 ' ( 5
550.00 m
16"
%2 0 %$
35 2 7 ( & 7 2 5
%/´
P
10 3/4”
P
(03$&$'253(50$1(17( ´
%/´
P
P
P
7 5/8”
0 2 72 5
,17(59$/2352'8&725
%73.6
P.I.
5”
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 presión 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 detonadores para alta temperatura en las pistolas que
contienen cargas para baja temperatura. De esta
manera se evitarán los disparos accidentales
0'
09
P
P
P.T. =3600 M.D. ( 3222.0 M.V.)
Figura 37 Aparejo de bombeo electrocentrífugo.
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 producción fluyente. Se coloca una tubería flexible col-
Se requiere reacondicionar un aparejo de producción fluyente 4 ½" a bombeo neumático de 4 ½" - 3
½" con 3 mandriles, en un pozo donde se tiene un
112
debido a la alta temperatura, ya que las cargas
preformadas se fundirán o quemarán sin detonar, a menos que sean disparadas con el detonador de la pistola.
Para pozos con temperaturas muy altas puede no
existir otra alternativa que correr el paquete completo 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 detonador 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 superficial, siendo suficiente un prensaestopa tipo limpiador. Sin embargo, es siempre conveniente usar un
preventor de cable. Los pozos productores de aceite
con presión normal, pueden ser disparados, con aceite o agua en el agujero, con pistolas a través de la
tubería de producción, usando instalaciones de control convencionales a boca del pozo y un
prensaestopa ajustable tipo espiral.
En todos los pozos productores de gas deberá usarse un lubricador con sello de grasa, así como en todos los pozos en que se prevea una presión superficial mayor de 1,000 lb/pg2.
Daño en el Cemento y la Tubería de Revestimiento.
Las pistolas con cargador de tubo absorben la energía no empleada al detonar las cargas. Esto evita el
agrietamiento de la tubería de revestimiento y elimina virtualmente que el cemento se desquebraje. Con
el uso de las pistolas a bala convencionales no se
dañan mucho las tuberías de revestimiento. Al disparar 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 cemento, 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 ácido 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 partículas 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 tamaño y penetración adecuadas bajo ciertas condicio-
52
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 cemento, y de la formación. La penetración de las
pistolas a bala decrece severamente al aumentar la
resistencia de la tubería de revestimiento, del cemento, 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 disparado. 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. Generalmente 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 empaque 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 resistencia, con pistolas con cargas expuestas, pueden
agrietar la tubería de revestimiento. También el cemento puede fracturarse severamente, siendo necesario efectuar cementaciones forzadas para controlar 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, generalmente los costos son inferiores cuando se usan bajas
densidades de disparo. El empleo de pistolas selectivas puede ahorrar un tiempo apreciable en las intervenciones en que se tienen zonas productoras sepa-
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 CO2.
2
b) Determinar la longitud de las unidades selladoras,
de acuerdo con las operaciones futuras. Para el ejemplo 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 longitud 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, quedando 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 roscas sea el adecuado y que los accesorios estén instalados correctamente.
Cambio de aparejo o empacador por comunicación o daño.
Debido a las características de flujo de los hidrocarburos y de los sólidos que arrastran a los mismos
hidrocarburos o a los fluidos de inyección, el aparejo, 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 producción o en las unidades selladoras el problema se resuelve cambiando el aparejo.
En otras ocasiones, el aparejo se colapsa por diferentes causas. De cualquier modo, el flujo se restringe 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 permanente, o sacar con el aparejo cuando es recuperable. Posteriormente se coloca otro, cambiando un
poco la profundidad de anclaje, debido a que la
tubería de revestimiento en ese punto tiene marcas de cuñas del antiguo empacador o efectos de
la molienda.
113
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
El diseñador debe efectuar un análisis y una selección 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 limpieza, 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 denominadas 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
114
Figura 40 Unidad de tubería flexible (cortesía de
Dowell-Schlumberger).
La unidad terrestre de tubería flexible consta, principalmente de:
· Cabina de control
· Carrete de tubería
· Unidad de potencia
· Inyector de tubería
· Sistema de prevención
· Sistema de Izage
· Unidad transportadora
vestimiento, el cemento y la formación, con diversos
fluidos en el pozo.
5) El mantenimiento de la temperatura del yacimiento y de la presión en el fondo del pozo y el yacimiento 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 recubrimiento metálico puede ser muy severo. Mediante 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 partículas 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 frecuentemente son desviados de los disparos a la presión atmosférica.
zonas específicas. Cuando están taponadas, o parcialmente obturadas, una o más zonas en un yacimiento estratificado, las pruebas de formación, las
de producción y las mediciones del índice de productividad, 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 disparos en muchas áreas. Si los disparos en pozos terminados en arenas, no pueden limpiarse con herramientas 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 cerrarán poco después que la presión de
fracturamiento sea liberada.
La acidificación de los pozos en areniscas generalmente 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 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 disparos.
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 satisfactorios.
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 creación 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
Si una parte de la tubería de revestimiento disparada
está pobremente cementada, proporcionando comunicación vertical atrás de la tubería y entre las perforaciones, las condiciones resultantes son similares a
las de una terminación en agujero abierto con tubería ranurada. Si se presenta flujo de la formación,
todos los disparos en la tubería de revestimiento,
generalmente se limpiarán. Sin embargo los disparos en la formación podrán o no limpiarse.
51
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 detonación 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 penetración puede incrementarse apreciablemente adicionando nitrógeno a la corriente del fluido.
para abrir ranuras o ventanas para comunicar el fondo del pozo con la formación. Para controlar la producción 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 revestimiento cementadas dentro de tambores de acero. Las pruebas comparativas en el fondo del pozo
eran generalmente imprácticas, debido a la dificultad
en controlar las condiciones del pozo y del yacimiento.
Las pruebas superficiales a presión atmosférica proporcionaban 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 efectúa a presión atmosférica. Las pruebas superficiales
se efectuaban usando blancos preparados con arena y cemento, en lugar de utilizar núcleos de arenisca 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 simular 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 diámetro 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 .
Cortadores Mecánicos.
3) El aislamiento de la formación del fondo del pozo
por la tubería de revestimiento y un material
cementante adecuado.
Se han usado cuchillas y herramientas de molienda
4) El disparo de pistolas a través de la tubería de re-
50
Si es unidad marina está conformada por los siguientes módulos:
Tubería Flexible
· Cabina de control.
· Carrete de tubería
· Unidad de potencia
· Inyector de tubería
· Carretes de mangueras
· Sistema de prevención
Cabeza Inyectora
La unidad se distribuye en la localización interconectando con mangueras el panel de control con el carrete, el inyector, los preventores y la unidad de potencia.
Lubricador
Se interconecta el carrete de tubería con el sistema
de bombeo.
Conexión Rápida
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.
Preventores
Válvula de Sondeo
del
Árbol de válvulas
Figura 41 Inyector de tubería flexible instalado en un
árbol de válvulas (Cortesía de Dowell-Schlumberger,
modificada).
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.
to se requiere reintegrarlo nuevamente en condiciones óptimas de servicio.
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.
Las anomalías en tuberías de revestimiento se pueden determinar y localizar con registros eléctricos o
pruebas de presión con empacador y tubería de trabajo.
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.
Existen dos formas de resolver este problema:
Corrección de anomalías de tubería de revestimiento
Las principales fallas observadas en las tuberías de
revestimiento son desprendimiento, rotura o aplastamiento (colapso). Las causas que las originan pueden ser fatiga o desgaste del acero, efectos de corrosión 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-
a) Efectuar una recementación a la anomalía con un
empacador recuperable o un retenedor de cemento, rebajando y finalmente probando hasta asegurar
que está obturado.
b) Aislando la anomalía con una tubería de revestimiento 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 espació anular TR-TP.
115
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
A) Tubería de revestimiento colapsada
B) Corrección de anomalía con recementación .
C) Corrección de anomalía prolongando la tubería de revestimiento.
Figura 42 Anomalía y corrección de tuberías de revestimiento.
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 superficiales de control.
6. Instalar y probar preventores.
7. Levantar aparejo de producción hasta desenchufar 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.
116
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 zapata para empacador 9 5/8",
moler sistema de anclaje de
empacador.
c) Con pescante de agarre interno recuperar restos de
empacador.
d) Con molino cónico para tubería de revestimiento de 7"
conformar o rimar camisa
soltadora (C-2).
e) Con tubería de trabajo y
niple efectuar viaje de limpieza hasta la profundidad interior.
f) Meter y cementar prolongación de tubería de revestimiento de 7" con una nueva
boca de tubería 50 m arriba
de la zona de riesgo.
g) Calibrar tubería de revestimiento de acuerdo con el
diámetro del empacador
que se va a instalar.
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 tubería de revestimiento de 9 5/8" conformar la anomalía.
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 presión del 60% de la resistencia a la presión interna
de la tubería de revestimiento (este valor dependerá de las condiciones de la tubería y del mismo
pozo).
d) Calibrar tubería de revestimiento con el diámetro
adecuado para correr el empacador de producción 9 5/8".
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 empresa, 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 revestimiento, ya que un disparo bien diseñado posibilitará el
flujo de los hidrocarburos en forma eficiente. La operación de disparo no es una técnica aislada, debiendo 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 producción 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 mejorado 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 deficientes principalmente por un desconocimiento de los
requerimientos para disparar óptimamente, el control inadecuado del claro, particularmente cuando
se corren las pistolas a través de la tubería de producción 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 compresión 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 velocidad 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 incremento continuo de la presión sobre el recubrimiento provoca la expulsión de un haz o chorro de partículas
finas, en forma de aguja, a una velocidad aproximada de 20,000 pies/seg. con una presión estimada de
5 millones de lb/pg2.
Debido a la sensibilidad del proceso de disparo a chorro, por la casi perfecta secuencia de eventos que
49
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 función 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 función 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./
48
´
(67$'20(&$1,&2
cc.
d).- Salmueras mezcladas de 2 o 3 tipos de sales:
CaCl2-CaBr2-ZnBr2, que varía su densidad desde 1.31 hasta 2.30 gr./cc.
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´
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$5%2/'(9$/98/$6
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$5%2/9$/96´[´ 0 &$%(=$/352'´[´ 0 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.
&$55(7(&$%(=$/),3´ 0 [´ 0 %5,'$'6(//2),3´ 0 [´
&$%62/'$%/(),3´ 0
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9$/977$´ 0 #P
Requerimientos del agua utilizada para preparar fluidos 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
Sólidos totales disueltos
Sólidos en suspensión
Dureza de Calcio ( CaCO3 )
Dureza de magnesio
Alcalinidad Total
Cloruros
Sulfatos ( Na2SO4 )
Fosfatos Totales solubles ( PO4 )
Cromatos ( CrO4 )
Fierro Total ( Fe )
pH
Mg/L
100
0-100
40
40
200
412
200
0.1
0.05
0.30
7-9
El análisis de agua es de suma importancia en la preparación 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 volver 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 variedad de sólidos disueltos, así como sólidos en suspensión, 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 disueltas en el agua y que son perjudiciales en el agua,
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P
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Figura 43 Estado mecánico de un pozo con anomalía en el espacio anular.
117
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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).
Ejemplo 7:
Mantenimiento a conexiones superficiales
· La válvula no abre o cierra (no funciona el mecanismo).
· El maneral gira sin abrir la válvula (perno roto).
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.
Cambio de válvula del cabezal por la siguiente problemática:
Objetivo: Cambiar las válvulas del cabezal para mantenerlas en óptimas condiciones de operación, y asegurar el control del pozo por espacio anular.
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.
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 fluido final programado para quedarse dentro del pozo,
ya sea agua dulce o salmuera libre de sólidos, circulados a gastos máximos de bombeo.
La condición de flujo turbulento no es precisamente
necesaria pero mejora la eficiencia de un desplazamiento.
8.- Para diseñar los volúmenes de espaciadores y
lavadores químicos, es necesario considerar el volumen por remover en el lavado del pozo, ya que en
caso de estar muy someros y el volumen por desalojar sea poco, el diseño puede ser ajustado por menores cantidades y evitar excesos en los costos de
estos servicios.
Para fluidos base agua, normalmente su principal
contacto se inicia con un bache de agua dulce o
alcalinizada con sosa cáustica. Existen diversos productos de las compañías de servicios los cuales pueden ser utilizados como espaciadores, píldoras o baches viscosos y limpiadores químicos, todos ellos
utilizan productos como viscosificantes naturales y
sintéticos, soluciones alcalinas, surfactantes o solventes, para una activa remoción de contaminantes orgánicos 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, normalmente su densidad es cercana al agua dulce. En algunos 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 interrupciones, evitando retrasos de tiempo y problemas críticos al efectuar el desplazamiento por este tipo de
productos químicos.
Sello
9.- En el caso de pozos de poca profundidad o de
poca costeabilidad productiva, es conveniente efectuar 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
Consideraciones previas a la operación
Todos los procesos para efectuar desplazamientos
de fluidos de control ya sea base agua o aceite, utilizan espaciadores y lavadores químicos , con la finalidad de evitar incompatibilidad de fluidos, problemas de contaminación, limpieza del pozo de manera
efectiva y para la separación de fases del sistema.
1. Efectuar una reunión de trabajo acerca de la operación que se va a realizar.
2. Contar con el apoyo del Departamento de Seguridad 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.
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 contacto como espaciador debe ser ambos compatibles.
Figura 45 Válvula mecánica de árbol de producción o
laterales de cabezal
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.
118
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 tuberías de revestimiento es, para que estas tuberías se
protejan adecuadamente de los efectos de la corrosión, y que faciliten la recuperación de los aparejos
de producción, ya que uno de los principales problemas al tratar de sacar estas tuberías de producción 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 causando costos excesivos al alargarse los tiempos de intervención de los pozos.
Esta selladura es provocada por problemas de corrosión, así como depósito de materiales orgánicos
e inorgánicos o vulcanización de los elastómeros.
Este tipo de fluidos se emplean también para mantener 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 algunas áreas de presión anormal. Al mismo tiempo se
47
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 costo 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 colapsos 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
46
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 mismo, por lo que sus propiedades necesitan ser consideradas desde el desplazamiento, para prevenir la
formación de geles de alto valor, ya que de esta manera el fluido permitirá un mejor desplazamiento con
mayor eficiencia. Se deben seguir las siguientes consideraciones:
a).- Efectuar la circulación del fluido del pozo hacia los equipos disponibles de eliminadores de
sólidos, con el propósito de remover contaminantes grandes, y de ser posibles hacia presas
o tanques limpios para ser reutilizado este al
salir ya libre de sedimentos y agentes contaminantes.
b).- Reducir a valores mínimos permisibles la viscosidad plástica y el punto de cedencia, para
asegurar la movilidad del fluido en los espacios anulares y tener un eficiente barrido del
mismo.
c).- Evitar en esta etapa los espaciadores o píldoras viscosas.
4.- La tubería necesita ser reciprocada y si las herramientas lo permiten girarse antes y durante el desplazamiento para romper geles o bolsas estacionarias 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 incrementar 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 aproximadamente 300 mts. , y volver a bajar a la profundidad programada y seguir circulando el fluido filtrado. 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-
6. Tener con anillos selladores compatibles.
7. De ser necesario, tener un lubricador para insertar
tapones en el orificio lateral del cabezal de producción, revisado y probado (taper machine).
Procedimiento operativo
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. Asegúrese de que el adaptador no esté dañado.
3. Elimine el adaptador del vástago (revisar condiciones).
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. Coloque cada rodamiento entre un par de pistas. Cuide 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 necesario.
11. Inspeccione la cachucha para asegurarse que ninguna 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 despegada 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 exceso 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 inmediatamente 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 poder 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 correctivo 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 cambio 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 inflamables, accesorios y herramientas.
119
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
o
<XJRV2SUHVRUHV
l
6DOLGDV/DWHUDOHV
s
6HOORV6HFXQGDULRV
Figura 46 Cabezal de producción (Cortesía Cía.
Cameron).
Procedimiento operativo
1. Si el colgador de tubería de producción no despega 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 tensión de la tubería de producción.
c) Si el pozo lo permite, represionar por espacio anular 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 controlado.
3. Si se tiene instalado un equipo convencional de
mantenimiento.
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 producción 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 contrapresión 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 conexiones 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 Árbol de Válvulas
Línea de Control de la VSC
120
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 disponga en superficie. Es necesario primero verificar
que se tengan todos los materiales y equipos programados y posteriormente monitorear el avance,
eficiencia y cumplimiento del programa diseñado
para ello.
especiales, ya que la mayoría de los lodos utilizados
son incompatibles con las salmueras, y es necesario
su programación para garantizar una limpieza y desplazamiento 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, salmuera libre de sólidos o la combinación de ambos:
Circulación Inversa
Circulación Directa
La selección del procedimiento más adecuado depende 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 revestimiento 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 mismo pueden utilizarse regímenes de bombeo más elevados con flujos turbulentos.
Colgador de tubería
Cabezal de Producción
Línea de 1/4” de la VSC
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
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 tubería 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.
Figura 47 Conexiones superficiales de un pozo productor 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.
Productos quimicos programados en el desplazamiento
Que la función de los productos químicos no se cumpla por fallas de calidad de los mismos. Estar preparados 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
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 permitirá desplazamientos más efectivos y libres de contaminantes.
Así mismo tendremos menores tiempos operativos y
una menor adición de aditivos ya sean espaciadores
y de lavadores químicos, lo cual nos dará como resultado una considerable reducción en los costos del
lavado y filtración.
45
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
días permitirá que el fierro se precipite, adicionar ácido clorhídrico u otro ácido al medio filtrante no está
permitido.
El análisis de materiales taponantes del pozo indicaron 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 contaminación 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.
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 desplazamiento de fluido de control, es necesario mantener 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 circulación 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 contaminantes 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 programa de desplazamiento y deben ser considerados previamente:
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 diseñados para circulase dentro del pozo. La presión puede incidir drásticamente en el equilibrio de presiones, que debe mantenerse en un desplazamiento de
fluidos.
VIII. DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS DE CONTROL
b).- Diseño de las tuberías.
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.
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
d) Mantener el contrapozo limpio de fluidos inflamables.
0HGLRÈUEROGH9iOYXODV
Procedimiento operativo
1LSOH&ROJDGRU
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 adecuada para activar la válvula de contrapresión, situado 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 interior 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 Seguridad y Protección Ambiental para verificar presencia de gas, y protección al equipo.
c) Mantener el contrapozo limpio de líquidos inflamables 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 compatible en cuanto a marca, tipo, libraje, y diámetros.
<XJRV2SUHVRUHV
&ROJDGRUGH7XEHUtD
Figura 48. Cabezal de producción de un pozo productor 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 superficiales.
f) Eliminar 100% los birlos y el cabezal de producción.
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 secundarios 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 maniobras de los estrobos.
m)Instalar las válvulas laterales del cabezal, previa
revisión de la pista de sellos.
121
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 terminación.
Consideraciones generales para la elaboración del
programa de mantenimiento a pozos
Al planear y desarrollar el programa de mantenimiento 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 recopilación completa de los antecedentes del pozo y
de los datos de tomas de información (registros
de producción, toma de muestras, calibraciones),
tales como:
122
1. Estado mecánico.
2. Columna geológica real.
3. Posición estructural con respecto a pozos vecinos.
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 fluidos 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 secuencialmente para alcanzar el objetivo planteado en la intervención, 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 válvula en sus aparejos de producción subsuperficial
de control, también llamada de "tormenta." El manejo de dicho accesorio requiere de operaciones adicionales 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-
nas moleculares que contienen oxigeno en sus radicales tales como éteres, esteres y aldehídos, sin embargo las cargas han sido en gran parte neutralizadas 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 conductora y las reacciones de corrosión pueden ser retardadas 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 atraídos 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 instrumento en sí y una sonda detectora de la corrosión,
que provee medidas de la tasa de corrosión directamente en milésimas de pulgada por año (mpa) cuando 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 cambiado 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 corrosiva, 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 rápida y sensitiva pero requiere que el fluido sea
eléctricamente conductor. En la mayoría de los casos las tasas de corrosión son leídas directamente
del instrumento de medición.
Coontaminantes mas comunes en los fluidos limpios.
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 cambia a Fe + + + (precipitados café rojizo oscuro) el
cual es más fácil de filtrar por su naturaleza cristalina.
Algunas compañías en filtración utilizan ácido clorhídrico 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 rápidamente.
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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
erosión-corrosión puede causar picaduras, extensiva demanda de fallas.
Metales sujetos a ciclos de tensión desarrollará rompimientos por fatiga y esto puede crecer hasta completar 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 rápidamente 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 composición 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, salmueras) 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 metálico a donar electrones, se establece que en determinados sitios microscópicos de la superficie metálica
42
(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 convertirse en hidrógeno monoatómico, éstos a su vez capturan 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 producirse 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 manifiesta 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 efectivas en salmueras que no contienen ZnBr2. Dependiendo del tipo de Amina, su estabilidad térmica tiene un rango de 137°C. A 204°C. Los inhibidores de
corrosión usados en la industria petrolera son principalmente compuestos de materiales orgánicos, debido a su alta eficiencia a la protección corrosiva bajo
las condiciones del pozo.
visión marina. Están diseñadas para cerrar automáticamente el flujo de hidrocarburos a superficie, al
ocurrir cualquier siniestro en las conexiones superficiales o en la localización.
Cabezal de Producción
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.
Colgador de Tubería
Tubería de Control de ¼”
La mayoría de las VSC abren totalmente con una
presión aproximada de 120 kg/cm2, pero ya en operación, el panel general que acciona todas las válvulas de los pozos existentes en la plataforma, maneja
una presión de 240 kg/cm2 para mantenerlas abiertas.
Válvula Subsuperficial de
Control
Figura 50 Diagrama esquemático de un aparejo de producción con una válvula subsuperficial de control instalada. (Cortesía Cía. Seal Tide).
Figura 49 Válvulas subsuperficiales de control
(Cortesía Cías. Ava y Halliburton).
Los agentes con actividad superficial caen dentro de
tres clasificaciones que son: catiónicas, aniónicos y
no iónicos.
Al despresionarse el sistema a una presión menor de
85 kg/cm2, la válvula cierra automáticamente.
Los inhibidores catiónicos son en general a base de
aminas formadas con uno o más átomos de nitrógeno. En éste estado el nitrógeno tiene un poder de
carga positiva y puede ser atraído a una superficie
catódica.
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 recuperación, como en la instalación de dicha válvula.
Los inhibidores aniónicos son atraídos a una superficie anódica y son formados alrededor de un radical
del tipo R-COOH. Estos materiales tienen cargas negativas y buscan abandonar sus electrones.
Instalación de la válvula subsuperficial de control
(VSC)
Los inhibidores no iónicos consisten de largas cade-
Línea de Inyección de
Aceite Hidráulico
1. Al recibir la VSC en plataforma, probar su apertura y cierre con 350 kg/cm2.
2. Efectuar ajuste definitivo del aparejo.
3. Levantar aparejo e instalar la VSC (ajustar para
que quede a +/- 150 m).
4. Instalar la VSC en el aparejo de producción conectando el piñón a la caja de la tubería.
5. Conectar la tubería de ¼" a la VSC y probar interconexión 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 producción; cerrar VSC desfogando la presión de la tubería de ¼".
8. Interconectar la tubería de ¼" al colgador de tubería; 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 tubería, niple de control y línea de ¼".
13.Conectar la línea de inyección de aceite hidráulico del panel general de control de las VSC de la
plataforma al medio árbol de válvulas.
123
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Recuperación de la VSC
1. Controlar pozo.
2. Instalar válvula de contrapresión tipo "H" en el colgador de tubería.
3. Desconectar la línea de inyección de aceite hidráulico 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 línea de inyección de aceite hidráulico del colgador
de tubería; eliminar colgador de tubería de producción.
7. Recuperar aparejo de producción hasta la VSC
eliminando tubería de inyección de aceite hidráulico de ¼".
8. Desconectar línea de inyección de aceite hidráulico 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 desplazar 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.
124
· Secuencia operativa especifica de la intervención.
· Eliminación de preventores e instalación del árbol
de válvulas.
· Operaciones adicionales (inducción, disparos, registros, 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 formación 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 aparejo de producción, capacidades internas de presión de las conexiones superficiales de control.
d) Solicitar la certificación de la prueba de conexiones 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 considera que el aparejo de producción está debidamente enchufado y probado hasta su
hermeticidad.
De los siguientes datos obtendremos el tipo de fluido que se ha de emplear, la densidad de control, la
presión inicial de circulación, la presión final de circulación, la máxima presión permisible durante el
control, el volumen necesario de lodo con los márgenes de seguridad necesarios (el volumen del pozo
más un 100%).
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 ácidos 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 carbónico, 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 excede 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 formación, acción bacteriana sobre sulfatos solubles o
degradación térmica de aditivos que contengan
sulfuros en los fluidos de control.
La corrosión puede tomar muchas formas y puede
combinar con otros tipos de demandas (erosión, Fatiga, Fractura, etc.) y causa daño extremos. Varios
tipos de corrosión pueden ocurrir al mismo tiempo,
pero solo un tipo de corrosión predominará. Conociendo e identificando la forma de corrosión puede
ayudar a la planeación de aplicar la correctiva.
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 asociados con cloruros se incrementan con la profundidad
y la presión.
Los factores que contribuyen a la fractura y corrosión bajo esfuerzo por cloruros (CSCC) involucra Temperatura, 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-
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 material.
La corrosión puede ser localizada en pequeñas áreas
definidas de pared, causando picaduras en la tubería. Su cantidad, profundidad y tamaño puede variar considerablemente. Las picaduras pueden causar fallas y pueden servir como punto de origen en
el rompimiento de origen. Los cloruros, oxigeno, ácido sulfíhidrico y especialmente la combinación de
ellos, son la mejor contribución para la corrosión
localizada. Adicionalmente al tipo de corrosión localizada, existe la fragilización del metal por hidrógeno atómico y molecular en los sitios catódicos. Los
átomos de hidrógeno son muy pequeños y son capaces 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 estructura del acero. La molécula de hidrógeno por su tamaño es difícil que salga de la estructura del acero,
resultando en el desarrollo de presiones extremadamente 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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
= 800
( 'R − 'G )
( 'R − 8.34)
(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 materiales de la tubería en fluidos base agua, son los gases 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 corrosión uniforme y picaduras a las tuberías. En los
sistemas de fluidos base agua que son expuestos
a la atmósfera ocasionan condiciones severas de
corrosión.
a) Densidad de control de los registros de presión
de fondo con la ecuación 8.
b) Los valores reológicos del fluido de control que
se va a utilizar se obtienen con el auxilio del
viscosímetro fann 35 A.
c) Caídas de presión de acuerdo con los valores
reológicos, densidad de control, estado mecánico
del pozo y gasto que se ha de emplear durante el
control. Determinar las caídas de presión en el sistema en función del modelo matemático que se
ajuste al comportamiento reológico del fluido. Este
valor será igual a la PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN.
d) Determinar el volumen de la T.P. que se realiza con
a ecuación 1.
Para determinar el volumen de la T.P. simplemente
multiplicamos el valor de los l/m por la profundidad
a donde se realizará el control.
e) Para el espacio anular, utilizaremos la ecuación 2.
f). Cálculo del desplazamiento de la bomba tríplex
1pulg3= 0.01639lx0.785 x 0.01639 x 3= 0.0386
Dióxido de carbono
'HVSOD]DPLHQWR (OWV / HPE) = ' 2 [ / [ ( [ .0.0386
0386 (32)
El Dióxido de Carbono soluble en agua forma un ácido 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 mantenido 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 carbonato de fierro, el cual se desprende en escamas
reduciendo su espesor de pared.
donde:
El CO2 en los fluidos puede venir del gas de formación, por descomposición térmica de sales disueltas,
los aditivos orgánicos de los fluidos de control o por
la acción de las bacterias sobre los materiales orgánicos en descomposición.
Litros x embolada, son los litros por embolada calculados, que desplaza la bomba.
En general conforme la presión se incrementa, se
incrementa también la acción corrosiva del CO2. Cuando la presión parcial de CO2 es mayor de 30 psi, se
40
Cálculos que se deben realizar para el control
0.0386 factor de conversión
D= Diámetro de la camisa, pg
L= Longitud de la carrera, pg
E= Eficiencia de la bomba
(35)
Donde:
DP = Disminución de presión en Kg.
PIC = Presión inicial de circulación
PFC = Presión final de circulación
i) Calculamos el régimen de bombeo
5E =
# GH HPERODGDV SDUD OOHQDU OD WS
'LVPLQXFLyQ GH Pr HVLyQ
(36)
De aquí se obtiene el número de emboladas necesarias para disminuir 1 Kg/cm² de presión.
Ejemplo 11:
Se tienen los siguientes datos para el control de
un pozo:
· Presión inicial de circulación = 95 Kg/cm²
· Caídas de presión calculadas o presión final de circulación =53 Kg/cm²
· 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
· Núm. de emboladas para llenar el pozo = 11,100
5E =
g) Cálculo de la presión inicial de circulación
Donde:
PIC= Presión Inicial de Circulación.
DP= Caídas de presión calculadas
'3 = 3,& − 3)&
Calculamos el régimen de bombeo:
f) Calculamos el número de emboladas para llenar la
T.P.
9ROXPHQ GH OD WS (OWV )
# (PE. =
(33)
/LWURV [ (PERODGD
3,& = ∆3VLVWHPD + 3FWS
Pctp = Presión de cierre en T.P.
h).- Calculamos la disminución de presión
(34)
2800
= 66 emboladas
42
Se requieren 66 emboladas para disminuir 1 Kg/cm²
de presión en la T.P.
Para representar la disminución de presión cada 4
Kg/cm² multiplicamos el número de emboladas necesarias para disminuir 1 Kg/cm² por 4 y el valor será
de 266 emboladas para disminuir 4 Kg/cm² la representación tabular o gráfica será de la siguiente manera, ver tabla 3:
Secuencia operativa para el control de un pozo con
circulación
Efectuar la reunión técnica y de seguridad con el
personal involucrado en la operación, para asignarles las diferentes actividades que les corresponden.
125
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
(PERODGDV
DFXPXODWLYDV
3UHVLyQHQ.JFPð
3UHVLyQHQ/EVSXOJð
Tabla 3 Representación tabular de la cédula de bombeo.
4.- En este punto, si la densidad 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 disparos. Una vez bombeada la
capacidad, parar el bombeo
para comprobar que la presión
en la TP sea cero, lo cual indicaría que la densidad de control es la adecuada; en caso
contrario, recalcular nuevamente la densidad de control.
5.- Si la densidad de control fue
calculada hasta la camisa, una
vez bombeada la capacidad, hacer una pausa y cerrar totalmente la TR para comprobar que la
presión en la TP sea cero. En
caso contrario recalcular la densidad de control, abrir ligeramente el estrangulador y reiniciar el
bombeo ajustando la presión de
circulación calculada (Presión Final de Circulación) con auxilio del
estrangulador.
80
Presión (Kg/cm2)
perforaciones de la TP (Tubing
Puncher).
60
40
20
Brw = ( 59.9 )
Crw = Vw
&R
:R
Crw = (59.9)
6.- Continuar la circulación manteniendo constante la presión
en la TP, hasta que el fluido con
la densidad de control llegue a
a
Emboladas Acumulativas
superficie. Abrir o cerrar el esFigura 51. Representación gráfica de la cédula de bombeo.
trangulador según sea necesario. En cuanto el fluido de control empiece a salir en superfi1.- Abrir el estrangulador y simultáneamente iniciar cie monitorear constantemente la densidad de sael 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
estar completamente abierto.
2.- Ajustar el estrangulador hasta obtener el valor
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
266 532 798 1064 1130 1596 1862 2128 2394 2660 2800 5000 7000 900011100
3.- Continuar el bombeo del fluido de control manteniendo la presión de bombeo (calculada en la cédula de control) con el auxilio del estrangulador
hasta que el fluido de control llegue a la camisa o
126
el bombeo del fluido y mantener completamente
abierto el pozo para determinar cualquier aportación del mismo.
118.77
0.6937
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:
Brw = Vw
(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 )
Usando la ecuación para determinar el volumen de
Bromuro de Zinc
= 600
( 'I − 'R)
(19.2 − 'I )
(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 cantidad de agua que ha entrado al sistema esto se hace
usando la ecuación.
%R
:R
Brw = (59.9)
6.- Una solución de fluido de terminación de 16.6
lbs/gal debe ser aumentada a 16.8 lbs/gal. El volumen 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?
V 19.2 = Vo
Crw = 10255 Lbs
0
0
(253.57)
= 21895 Lbs
2.6937
9Z
:R
Vrw = ( 750 - 59.9 )
59.9
0.73
Vrw = 772 bls de salmuera redensificada
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 determinada, esto puede ser hecho usando tablas.
Este procedimiento se maneja exactamente de la misma manera que el redensificado de los sistemas de
fluidos de terminación. La ecuación se usa para determinar el contenido de bromuro de Calcio con
valores determinados de tablas.
Brw = (Vw)
%R
:R
39
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Vf = 350
(15.1 − 14.0)
(15.1 − 14.3)
Ba total = 500
139.99 * 228.21
- 202.86
126.38
Ba total = 19,540 Lbs
Vf = 350
(1.1)
(0.8)
Vf =
9R * &R
&I
Vf =
500 * 133.99
126.38
Vf = 481.25 bls de 14.3 lbs/gal
Paso 2. Usando la ecuación resolvemos para Va:
Vo + Va = Vf
Va = 481.25 - 350
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 cristalización 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
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 sistema total es de 750 bls Densifique el fluido a 14.6 lbs/
gal usando ambos, CaCl2 y CaBr2. Determina el volumen 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)
Entonces:
Wa total = ( Vo )
Wa total = 500
&R * :I
- Wo
&I
133.99 * 0.7079
- 0.7221
126.38
Wa total = 14.21 bls de agua adicional
Ba total = ( Vo )
38
&R * %I
- Bo
&I
Paso 2.- Determine lo siguiente de tablas:
Bo = 253.37 lbs CaBr2 por barril de salmuera original.
Co = 118.77 lbs CaBr2 por barril de salmuera original.
Wo = 0.6937 bls de agua por barril de salmuera original.
Entonces:
Brw = Vw
%R
:R
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 válvulas 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 laterales del árbol de válvulas.
3. Retraer los anillos opresores (yugos) y eliminar tornillos 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 calculados hasta levantar el árbol de válvulas lo suficiente
como para instalar las cuñas de plato (spider).
6. Levantar el anillo metálico amarrándolo a los agujeros 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
tubería de producción.
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 engancharlo al block viajero de la grúa de la plataforma.
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 control a la presión requerida.
15. Instalar campana, línea de flote y charolas de recolección 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 intervención. En las descripciones de las diferentes operaciones 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, eliminar 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 fluidos, línea de flote y campana de circulación
13. Desconectar líneas superficiales de control y líneas hidráulicas a preventores.
14. Desmantelar preventores.
15. Verificar que la válvula de contrapresión esté correctamente 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 carrete 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 compañía.
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 específicas de la intervención
128
Después de haber cumplido con el seguimiento operativo específico de la intervención, de haber desmantelado 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 intervención, de acuerdo con la experiencia del campo o
los resultados de análisis posteriores al mantenimiento.
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
A continuación se enumeran algunas, clasificadas
como operaciones adicionales a la intervención de
mantenimiento a pozos.
Paso 1. Usando la ecuación encuentra el Vf del volumen final de la salmuera:
Inducciones
Vf = Vo
Cuando los hidrocarburos producidos por la formación no llegan por sí mismos a la superficie, se realizan 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 inducir un pozo, su aplicación depende de las características y el estado mecánico del pozo. Los más comunes son:
Inducción mecánica
Es el método más antiguo conocido en la industria
petrolera. Consiste en deslizar una barra pesada
( 'D − 'R)
( 'D − 'I )
Vf = ( 250 )
(8.34 − 11.3)
(8.34 − 10.7)
MECANICA
POR
DESPLAZAMIENTO
Vf = ( 250 )
(−2.96)
(−2.36)
Vf = 313.5 Bbls
Paso 2. Usando la ecuación encuentras el Va adicionando al volumen de 8.34 lbs/gal de agua dulce.
Vo + Va = Vf
A TRAVES DE
L A CAMISA O VALVULA
DE CIRCULACION
Va = 313.55 - 250
POR
IMPLOSION
CON TUBERIA
FLEXIBLE
Figura 52 Métodos de inducción.
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
250 + Va = 313.55
METODOS DE
INDUCCION
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 entonces se selecciona la ecuación y se resuelve para
Vo:
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
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:
Vf = Vo
( 'D − 'R)
( 'D − 'I )
37
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
4 E.- Vf = Va
( 'R − 'D )
( 'R − 'I )
4 F.- Vf = Vo
( 'D − 'R)
( 'D − 'I )
( 'D − 'I )
4 G.- Vo = Vf
( 'D − 'R)
5.- Wa =
&R:I
- Wo
&I
6 A.- Wa Total = ( Vo )
8.- Vw = Vd
&R:I
- Wo
&I
&R
&I
%R
:R
10.- Vrw = ( Vd – Vw ) +
11.- Crw = ( Vw )
9Z
:R
&R
:R
( 'I − 'R)
12.- V 19.2 = ( Vo )
(19.2 − 'I )
13.- ZnBr = (Vw)
36
Wo =
Sa
Sf
So
Da
=
=
=
=
Bf =
Va =
Co =
Cf =
( 'R − 'G )
( 'R − 8.34)
9.- Brw = (Vw )
Vf =
Vo =
Wf =
Df =
Bo =
&R%I
6 B.- Ba Total = ( Vo )
- Bo
&I
7.- Vf = ( Vo )
Abreviaturas
=Q2
:R
Wa =
Wa Total =
Ba Total =
Vw =
Vd =
Dd =
Brw =
Vrw =
Crw =
V 19.2 =
Znrw =
ZnO =
Volumen final de salmueras ( Bls )
Volumen original de salmueras ( Bls )
Contenido final de agua ( bls/bl ) de
salmuera
Contenido original de agua ( bls/bl )
de salmuera
Contenido adicional de sal ( lbs/bl )
Contenido final de sal ( lbs/bl )
Contenido original de sal ( lbs7bl )
Densidad adicionada de fluido ( lbs/
gal )
Densidad final de fluidos ( lbs7gal )
Bromuro de Calcio ( lbs7bl ) de la salmuera para incrementar la densidad
( salmuera original )
Cloruro de calcio ( lbs/bl ) de la solución resultante después de
redensificar ( salmuera final )
Volumen adicionado de agua a la salmuera
( Bls )
Cloruro de calcio ( lbs/bl ) de la salmuera para incrementar una densidad ( salmuera original )
Colruro de calcio ( lbs/bl ) de la solución resultante después de
redensificar ( salmuera final )
Agua adicionada a la salmuera original (bls/bl)
Agua requerida total adicionada (lbs)
Bromurro de calcio total adicionado
en (lbs)
Volumen adicionado de agua (bls)
Volumen de salmuera diluido (bls)
Densidad diluida de la salmuera (lbs/
gal)
Lbs de Bromuro de calcio al 95 %
para redensificar agua adicionada Vw
Volumen redensificado (lbs)
Lbs de Cloruro de calcio al 95 % para
redensificar agua adicionada
(bls) de bromuro de zinc de 19.2 lbs/
gal
(bls) de bromuro de zinc de 19.2 lbs/
gal para redensificar agua adicionada
(bls/bl) de Bromuro de Zinc de 19.2
lbs/galpara densificar una salmuera
original
provista de un elemento de empaque o copas, a través del aparejo de producción. En su viaje ascendente, y debido al peso del fluido, las copas se ajustan al diámetro interior del aparejo, permitiendo con
esto el desalojo del fluido que se encuentre por encima 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 circulación 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 inducción.
2. Volumen de fluido para desplazar. La obtención
previa de este parámetro evitará que se generen operaciones inconclusas y anómalas por falta de fluido y
sobre-desplazamiento del mismo.
El cálculo de estos parámetros para fluidos líquidos
(agua dulce, salmueras) es simple y ampliamente
conocido. Sin embargo, el manejo de gases es más
complicado y requiere mayor atención. Para explicarlo 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 características:
· 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 desplazamiento.
Método tradicional
Paso 1. Calcular la presión hidrostática ejercida por
el fluido hasta la camisa de circulación:
(37)
3K =1.422(/ [ G)
=1.422(5280 x 1) =7508 psi
129
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Símbolo químico
Peso atómico
Peso molecular del N 2
Densidad a 20 ° C
Punto de ebullición
Temperatura crítica
Presión crítica
Punto de vaporización
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/cm 2
29.81 °C
0.861 m 3 de gas
condiciones normales
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
a
Paso 3. Calcular la presión promedio:
Pm =
2.5 ppm ( v )
NULA
NULA
( Pf + Pfb )
2
(42)
( 7523+ 6523)
= 7,023 SVLD
a
2
Paso 4. Determine la temperatura de fondo (hasta la
camisa)
Pm =
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.
Tf = GT x L + Ts
(43)
Gradiente termico (GT) = 2.0202° C/100 m
Tf = 0.0202 x 5280 + 30 = 136.7 °C
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 presión de fondo calculada entre 1.4077 nos dá la presión en la cabeza ó presión final de bombeo:
Paso 5.- Calcular la temperatura promedio:
(38)
3K
7241
=
= 5333 psi
3IE =
)F 1.4077
(136.7+ 30)
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:
9 1 2 = 9WS [ )Y
(39)
VN2= (2.019 x 1500 + 4.54 x 3.200 + 3,831 x 600 = 19855
l
VN2= 19.855 x 265.9 = 5280 m3
Método analítico
Paso 1. Calcule la presión de fondo hasta la camisa.
(40)
3I = 1.422 (/ [ G ) + 3 DW
130
Tm =
Tm =
2
= 83.35 °&
( Tm ) en °R =( 1.8 x °C )+ 492
(44)
(45)
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 corregida:
Donde:
[ = 0.06 [
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 ecuación modificada para obtener la ecuación siguiente:
3I
H[
=
7523
ex
( 'I − 'R)
(19.2 − 'I )
El volumen final entonces es igual a:
Vf = V 19.2 + Vo
Tm = (1.8 x 83.35) + 492 = 642 °R
3 IEF =
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.
V 19.2 = Vo
(TF + Ts )
2
Cálculos para salmueras de sales múltiples, fluidos
de terminación
(46)
/
5280 = 0.3738
= 0.06
83.55 x 1.32
(7P [ =P)
(47)
Cuando hay una gran diferencia entre la densidad
final y la densidad original, el volumen final aumentará significativamente. Este hecho debe ser considerado cuando se planee redensificar.
nada, esto puede ser hecho usando tablas. Este procedimiento se maneja exactamente de la misma manera que el redensificado. De los sistemas de fluidos
de terminación. La ecuación se usa para determinar
el contenido de Bromuro de Calcio con valores determinados de tablas.
Brw = ( Vw )
%R
:R
La ecuación anterior se usa para determinar el volumen de solución de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal.
=Q2
:R
Znrw = ( Vw )
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 ) +
Ecuaciones
1.- Vf = ( Vo )
:R
:I
Aumentar la densidad de una salmuera como fluido
de terminación diluida:
2.- Sa = SfVf – VoSo
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:
3.- Vf = ( Vo )
( '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-
9Z
:R
:R
:I
4 A.- Vo + Va = Vf
4 B.- VoDo + VaDf
4 C.- Va = Vf
( 'R − 'I )
( 'R − 'D)
4 D.- Vo = Vo
( 'I − 'R)
( 'D − 'I )
35
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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:
Vrw = ( Vd - Vw ) +
9Z
:R
donde:
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 )
Crw = ( Vw )
%R
:R
y
&R
:R
Crw = Lbs de CaCl2 al 95 % para redensificar agua
adicionada.
34
El volumen densificado puede ser encontrado usando la ecuación siguiente:
Vrw = ( Vd - Vw ) +
9Z
:R
Vrw = Volumen redensificado bls.
'R − 'I
Va = Vf
'R − 'D
Va se convierte en Vw = Volumen de agua adicionada bls.
Vf se convierte en Vd = Volumen diluido de salmuera bls.
Df se convierte en dd = Densidad diluida de salmuera Lbs/gal.
Da se convierte en Dw = 8.34 lbs/gal densidad del
agua.
Vw = Vd
( 'R − 'I )
( 'R − 8.34)
Una vez que el volumen de agua añadida se ha determinada la cantidad de sal para densificar ese volumen de agua a la densidad original puede ser determinada.:
Determinación de sal redensificada con bromuro de
calcio.
Son usadas tablas para determinar la cantidad de
CaBr2 requerido para redensificar y también se puede usar la siguiente ecuación:
Brw = ( Vw )
%R
: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 salmuera original lbs/bbl
Vw = Volumen de agua adicionada (bls).
Sustituyendo valores:
x = 0.3738
Comparación de resultados
ex= e0.3738= 1.4532
,
7523
Pfbc = 5,177 psia =
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 =
3P =
(3I + 3 sup WD )
2
(7523 + 5177 ) = 6,350 SVLD
(48)
Paso 6.- obtener el valor de Zm para la nueva Pm:
Zm = 1.27
Paso 7.- Calcular la presión final de bombeo corregida:
3I
Pfbc = [
H
[ = 0.06 [
(49)
/
5280
= 0.06
= 0.3885
642 x 1.27
(7P [ =P )
7523
Pfbc = 0.3885 = 5,101psia
S
Pfinal de Bombeo
Vol. de N2
Tradicional
Analítico
5,333 psia
5,101 psia
5,286 m3
5,444 m3
Al comparar los resultados obtenidos con ambos
métodos, se observa que las diferencias son mínimas. Esto a nivel operativo no representa ningún riesgo, por lo tanto, la selección del método que se habrá de utilizar para obtener estos parámetros dependerá del diseñador.
Inducción por empuje o implosión
2
Para este nuevo caso:
Método
(50)
H
P supta = 5177 psia
y
Pfb calculada = 5101 psia
Como se mencionó anteriormente, los métodos
de inducción tienen como función principal reducir al máximo la fuerza ejercida hacia la formación
por la presión hidrostática de los fluidos contenidos en el pozo.
El método de inducción por empuje o implosión consiste en inyectar los fluidos contenidos en el pozo, más
un determinado volumen de nitrógeno, hacia la formación a través del intervalo abierto. Debido a que el
nitrógeno es un gas inerte no reacciona con la formación, y al ser descargado, produce un efecto de succión. Así arrastra en su viaje de retorno cantidades
considerables de sólidos y aunado a la disminución
casi total de la presión hidrostática, aumentará la aportación de los fluidos de formación hacia el pozo.
Sin embargo, para poder utilizar este método se deben tomar en cuenta dos aspectos importantes:
Como la diferencia de presiones es menor que 400
psia, continuamos.
a) La presión de inyección
b) Los fluidos contenidos en el pozo
Paso 8. Obtenga la presión media a partir de la ultima presión calculada:
Ambos aspectos deberán ser bien estudiados. Si
no se conocen profundamente será imposible utilizar este método.
Los parámetros requeridos para efectuar una
implosión son los siguientes:
7523 + 5101
= 6,312 SVLD
2
Paso 9. Calcular el volumen de nitrógeno:
3P =
91 2 = 35.7 [ 3P [
9WS
= 5,444 P3
(=P [ 7P)
1. La presión final de inyección (Pfi)
2. Capacidad total del pozo (Vtp)
3. Volumen de Nitrógeno para efectuar el desplazamiento hasta el intervalo (VN2d)
131
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Tabla 4
PRESIÓN DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITRÓGENO, TENIENDO LA PRESIÓN DE SUPERFICIE 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
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
517
526
534
543
552
560
569
577
1035
1052
1070
1087
1104
1122
1139
1156
1553
1580
1606
1633
1659
1685
1712
1738
2073
2109
2145
2181
2217
2253
2289
2324
2594
2641
2687
2733
2780
2825
2871
2917
3117
3175
3233
3291
3348
3405
3462
3518
3644
3715
3785
3855
3925
3994
4049
4102
4121
4180
4240
4299
4358
4417
4475
4533
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
586
595
603
612
621
629
638
1174
1191
1208
1226
1243
1260
1278
1764
1791
1817
1843
1869
1895
1921
2360
2395
2431
2466
2501
2537
2572
2962
3008
3053
3098
3143
3187
3232
3574
3630
3686
3742
3797
3852
3906
4156
4209
4263
4316
4368
4421
4474
4591
4649
4706
4763
4820
4877
4933
8500
647
1295
1947
2607
3276
3961
4526
4989
9000
9500
10000
10500
11000
11500
12000
12500
655
664
673
681
690
699
707
716
1312
1329
1347
1364
1381
1399
1416
1433
1974
2000
2026
2051
2077
2103
2129
2155
2642
2677
2712
2764
2781
2816
2851
2885
3321
3365
3409
3453
3497
3541
3585
3629
4008
4055
4101
4148
4194
4240
4286
4332
4578
4630
4681
4733
4784
4836
4887
4938
5045
5101
5157
5213
5268
5323
5378
5433
13000
13500
14000
14500
15000
15500
16000
16500
725
734
742
751
760
769
777
786
1451
1468
1485
1502
1520
1537
1554
1572
2181
2207
2232
2258
2284
2310
2335
2361
2920
2954
2989
3023
3057
3092
3126
3160
3672
3716
3759
3802
3845
3888
3931
3974
4378
4424
4470
4515
4561
4606
4651
4697
4989
5039
5090
5141
5191
5241
5291
5341
5488
5542
5597
5651
5705
5760
5813
5867
17000
795
1589
2387
3139
4013
4742
5391
5921
132
Va = Vf
( 'R − 'I )
( 'R − 'D )
Va = Vo
( 'I − 'R)
( 'D − 'I )
Vf = Va
( 'R − 'D )
( 'R − 'I )
( 'D − 'R)
Vf = Vo
'D − 'D )
Vo = Vf
( 'D − 'I )
'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. Aumentando la densidad de una salmuera para terminación 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 cristalización va a permanecer aproximadamente constante.
También se observa que la temperatura de cristalización 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 determinarse 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 resultante 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 resultante después de densificar (salmuera final).
Para determinar el agua adicional requerida para cada
barril de la salmuera original y proveer la misma relación 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 volumen original del agua (Vo) esto se expresa como sigue:
Wa Total = (Vo)
&R:I
- wo
&I
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
- Bo
&I
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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 terminación 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 adicionando 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)
32
Las libras requeridas de adición de sal se calculan
mediante la siguiente fórmula:
Continuación Tabla 4
PRESION DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITRÓGENO, TENIENDO LA PRESION DE SUPERFICIE Y
LA PROFUNDIDAD
Sa = Sf Vfm - Vo So
Prof (pies)/Pw (psia)
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
500
4566
5071
5575
6080
6584
7088
7591
8095
Para disminuir la densidad de una salmuera se agrega agua.
1000
1500
2000
2500
3000
4631
4696
4761
4825
4889
5141
5211
5281
5350
5419
5650
5725
5799
5873
5946
6159
6238
6316
6394
6472
6667
6750
6833
6915
6996
7175
7262
7348
7434
7519
7682
7773
7863
7952
8041
8190
8284
8377
8470
8562
Volumen final de la salmuera esta dado por la siguiente
formula:
3500
4000
4953
5017
5487
5555
6019
6092
6549
6626
7078
7158
7604
7689
8130
8218
8653
8744
4500
5080
5623
6164
6703
7239
7773
8305
8835
5000
5500
5143
5205
5691
5758
6236
6308
6779
6855
7319
7399
7857
7940
8392
8479
8925
9015
6000
6500
7000
7500
8000
5267
5330
5391
5453
5514
5825
5892
5958
6024
6090
6379
6450
6521
6591
6662
6930
7005
7080
7155
7229
7478
7557
7636
7714
7792
8023
8106
8188
8270
8351
8565
8651
8737
8822
8906
9104
9193
9282
9370
9457
8500
5575
6156
6732
7303
7870
8433
8991
9544
9000
9500
10000
10500
11000
11500
12000
12500
5636
5697
5758
5818
5878
5938
5998
6057
6221
6287
6352
6416
6481
6545
6609
6673
6801
6871
6940
7009
7078
7146
7214
7282
7376
7450
7523
7596
7669
7741
7813
7885
7947
8025
8101
8178
8254
8330
8406
8482
8513
8594
8674
8754
8833
8913
8992
9070
9075
9158
9241
9324
9407
9489
9571
9653
9631
9718
9804
9890
9976
10061
10146
10230
13000
13500
14000
14500
15000
15500
16000
16500
6117
6176
6235
6294
6353
6411
6470
6528
6737
6801
6864
6927
6990
7053
7116
7179
7350
7418
7485
7553
7620
7687
7753
7820
7957
8029
8100
8171
8242
8313
8383
8454
8557
8632
8707
8781
8855
8929
9003
9077
9149
9227
9305
9383
9460
9537
9614
9691
9735
9816
9897
9977
10058
10138
10218
10298
10315
10399
10483
10566
10649
10732
10815
10898
17000
6586
7241
7886
8524
9150
9768
10377
10980
Donde:
Sa = Sal adicionada en (lbs)
Sf = Contenido final de sal (lbs/bbl de salmuera)
So = Contenido original de sal (lbs/bbl de salmuera)
Vf =
9R6R
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 volumen 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 simultáneamente para proporcionar la siguiente versión
simplificada para fácil aplicación en el campo:
133
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
8696
8793
8889
8985
9080
9174
9268
9362
9201
9301
9400
9499
9597
9694
9791
9887
9707
9809
9911
10012
10113
10213
10312
10411
10212
10317
10421
10525
10628
10730
10832
10934
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
9455
9547
9640
9731
9823
9913
10004
9983
10078
10173
10267
10361
10455
10548
10509
10607
10705
10802
10898
10994
11090
11034
11135
11235
11334
11433
11531
11630
8500
10094
10641
11185
11727
9000
9500
10000
10500
11000
11500
12000
12500
10184
10273
10362
10451
10539
10627
10715
10802
10733
10825
10917
11008
11099
11189
11280
11370
11280
11374
11469
11562
11656
11749
11841
11934
11824
11921
12018
12114
12210
12305
12400
12495
13000
13500
14000
14500
15000
15500
16000
16500
10889
10976
11062
11148
11234
11320
11405
11490
11495
11549
11638
11726
11815
11903
11991
12078
12026
12118
12209
12300
12391
12482
12572
12662
12589
12683
12777
12871
12964
13057
13149
13241
17000
11575
12166
12752
13333
134
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 llevarlos 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 Cloruro de Calcio, Bromuro de Calcio y Bromuro de Zinc,
son normalmente formuladas, la temperatura de cristalización 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 temperatura 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 sólidos de sal en la salmuera. La precipitación de sólidos 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 contener las presiones de la formación. La temperatura de
cristalización de una salmuera pesada puede ser variada 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 salmueras con temperaturas de cristalización bajas,
como norma, serán más costosas para realizar. Como
resultado, el diseño de una salmuera con temperatura de cristalización excesivamente baja puede incrementar el costo de fluido significativamente. Una salmuera de densidad alta menos costosa con una temperatura de cristalización muy alta, puede incrementar costos debido a la pérdida de tiempo en el pozo
debido a la cristalización del fluido en la bomba, líneas y en las presas de almacenamiento. Con salmueras 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 producen 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 suspendidos. 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Daño a la formación productora
Se define como "cualquier factor que afecte a la formación 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 autores 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 mayoritario. Una relación de presión-volumen y temperatura
30
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 densidad 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 compresibilidad 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 desarrollar un modelo de regresión lineal que predecirá 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 salmueras pesadas durante las operaciones de terminación y reparación de pozos.
Composición y propiedades de las salmueras
La producción y la vida de los pozos con hidrocarburos pueden ser mejorados mediante la aplicación de
fluidos limpios libres de sólidos.
Los fluidos de terminación son diseñados para controlar la presión, facilitar las operaciones de molienda/limpieza y proteger a la formación productora,
mientras se hacen los trabajos correspondientes.
Se ha comprobado que de todos los fluidos de terminación, los más ventajosos son las salmueras libres 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-
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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Continuación Tabla 5
Prof.
(pies)
8100
8200
8300
8400
8500
8600
8700
8800
8900
9000
9100
9200
9300
9400
9500
9600
9700
9800
9900
10000
10100
10200
10300
10400
10500
10600
10700
10800
10900
11000
11100
11200
11300
11400
11500
11600
11700
11800
11900
12000
12100
12200
12300
12400
12500
136
Pw<4000
(psia)
1.2960
1.2996
1.3032
1.3068
1.3104
1.3140
1.3176
1.3212
1.3248
1.3284
1.3319
1.3354
1.3390
1.3425
1.3460
1.3495
1.3530
1.3566
1.3601
1.3636
1.3671
1.3706
1.3742
1.3777
1.3812
1.3847
1.3882
1.3918
1.3953
1.3988
1.4023
1.4058
1.4094
1.4129
1.4164
1.4199
1.4234
1.4270
1.4305
1.4340
1.4375
1.4410
1.4446
1.4481
1.4516
Pw>4000
(psia)
1.1943
1.1967
1.1991
1.2014
1.2038
1.2062
1.2086
1.2110
1.2134
1.2158
1.2182
1.2206
1.2230
1.2254
1.2278
1.2302
1.2326
1.2350
1.2374
1.2398
1.2422
1.2446
1.2470
1.2494
1.2518
1.2542
1.2566
1.2590
1.2614
1.2638
1.2662
1.2686
1.2710
1.2734
1.2758
1.2782
1.2806
1.2830
1.2854
1.2878
1.2902
1.2926
1.2950
1.2974
1.2998
Prof.
(pies)
12600
12700
12800
12900
13000
13100
13200
13300
13400
13500
13600
13700
13800
13900
14000
14100
14200
14300
14400
14500
14600
14700
14800
14900
1500
15100
15200
15300
15400
15500
15600
15700
15800
15900
16000
16100
16200
16300
16400
16500
16600
16700
16800
16900
17000
Pw<4000
(psia)
1.4551
1.4586
1.4622
1.4657
1.4692
1.4726
1.4761
1.4795
1.4830
1.4864
1.4898
1.4933
1.4967
1.5002
1.5036
1.5070
1.5105
1.5139
1.5174
1.5208
1.5242
1.5277
1.5311
1.5346
1.5380
1.5414
1.5449
1.5483
1.5518
1.5552
1.5586
1.5621
1.5655
1.5690
1.5724
1.5758
1.5793
1.5827
1.5862
1.5896
1.5927
1.5958
1.5990
1.6021
1.6052
Pw>4000
(psia)
1.3022
1.3046
1.3070
1.3094
1.3118
1.3142
1.3166
1.3190
1.3214
1.3238
1.3262
1.3286
1.3310
1.3333
1.3357
1.3381
1.3405
1.3429
1.3453
1.3477
1.3501
1.3525
1.3549
1.3573
1.3597
1.3621
1.3645
1.3669
1.3693
1.3717
1.3741
1.3765
1.3789
1.3813
1.3837
1.3861
1.3885
1.3909
1.3933
1.3957
1.3981
1.4005
1.4029
1.4053
1.4077
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 presión 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 pérdidas de presión entre el fondo y los accesorios de
separación en la superficie, o implementando o mejorando 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 recuperación de hidrocarburos. En resumen, la evaluación 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 presión 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(&,),&$
JUFF
$JXDGXOFHILOWUDGD
&ORUXURGH3RWDVLR
&ORUXURGH6RGLR
&ORUXURGH&DOFLR
%URPXURGH6RGLR
%URPXURGH&DOFLR
&ORUXURGH&DOFLR%URPXURGH&DOFLR
%URPXURGH&DOFLR%URPXURGH=LQF
%URPXURGH=LQF
Los sistemas libres de sólidos tienen diferentes aplicaciones durante la terminación y reparación de pozos 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 productora.
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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
- Determinar presencia de daño.
- Obtener pronósticos de producción.
- Determinar caídas de presión.
- Evaluar producción simulando diferentes cambios en el sistema.
- Determinar diámetro optimo de tuberías de producción.
- 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 explotación)
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
28
Datos de los fluidos producidos
- Gravedad específica de los fluidos producidos
- Relación de solubilidad Rsi
- Presión de burbuja
VII. INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y PRODUCTIVIDAD DEL POZO
Los componentes del sistema de producción de un
pozo pueden ser agrupados dentro del Indice de productividad. El papel que juega el diseño de producción del pozo está encaminado a maximizar su productividad de una manera efectiva en relación a los
costos. El entendimiento y medición de las variables
que controlan el Indice de Productividad (Diagnóstico del Pozo) llega a ser imperativo. Como es conocido el Indice de Productividad de un Pozo está representado por la ecuación:
-=
T
NK
=
S − S ZI
α U %µ ( S ' + V )
En esta ecuación se describen las variables que controlan 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 presión 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 remediado si es causado por medios mecánicos. Un efecto de daño negativo puede ser impuesto si un
fracturamiento hidráulico exitoso es creado. Así la
estimulación puede mejorar el Indice de Productividad, lo cual resulta en un incremento de la producción.
Tabla 6
FACTOR DE VOLUMEN PARA DETERMINAR LOS M3 DE NITRÓGENO POR M3 DE LIQUIDO
Psup
(psia)
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2300
2400
2500
2600
2700
2800
2900
3000
3100
3200
3400
3500
3600
3700
3800
3900
4000
4100
4200
4300
4400
4500
4600
4700
4800
4900
5000
5100
5200
2000
73.24
79.76
86.27
92.79
99.31
105.59
111.88
118.16
124.45
130.73
136.70
148.63
154.60
160.57
166.15
171.73
177.31
182.89
188.47
193.61
198.75
209.03
214.17
218.40
222.62
226.85
231.07
235.30
239.40
243.50
247.61
251.71
255.81
259.65
263.49
267.33
271.17
275.01
278.61
282.21
4000
73.21
79.70
86.19
92.68
99.17
105.42
111.67
117.92
124.17
130.42
136.36
148.23
154.16
160.10
165.66
171.21
176.77
182.32
187.88
193.00
198.13
208.39
213.53
217.39
221.26
225.13
229.00
232.79
236.93
240.98
245.03
249.09
253.05
256.84
260.63
264.42
268.21
272.00
275.56
279.12
6000
73.17
79.64
86.10
92.57
99.03
105.24
111.46
117.67
123.89
130.10
136.01
147.81
153.72
159.62
165.15
170.68
176.20
181.73
187.27
192.39
197.51
207.74
212.86
216.38
219.90
223.41
226.93
230.45
234.45
238.46
242.46
246.47
250.47
254.22
257.97
261.71
265.46
269.21
272.73
276.24
Profundidad en pies
8000
10000
12000
73.14
73.11
73.08
79.58
79.52
79.47
86.02
85.94
85.87
92.46
92.35
92.25
98.89
98.76
98.63
105.07
104.91
104.75
111.26
111.05
110.87
117.44
117.20
116.98
123.62
123.34
123.09
129.79
129.49
129.20
135.67
135.32
135.01
147.40
146.99
146.61
153.27
152.82
152.40
159.13
158.65
158.18
164.64
164.13
163.65
170.14
169.60
169.09
175.64
175.08
174.54
181.14
180.55
179.98
186.65
186.03
185.42
191.68
190.81
189.98
196.71
195.59
194.54
206.76
205.16
203.66
211.78
209.94
208.22
215.08
213.20
211.45
218.38
216.46
214.68
221.68
219.73
217.91
224.98
222.99
221.14
228.28
226.25
224.37
232.24
230.17
228.24
236.20
234.09
232.12
240.15
238.00
235.99
244.11
241.92
239.87
248.07
245.84
243.75
251.78
249.51
247.38
255.48
253.18
251.01
259.19
256.84
254.65
262.89
260.51
258.28
266.60
264.18
261.91
270.08
267.62
265.32
273.56
271.06
268.73
14000
73.06
79.42
85.80
92.15
98.51
104.60
110.69
116.76
122.84
128.92
134.69
146.22
151.98
157.73
163.16
168.57
173.99
179.40
184.80
189.16
193.52
202.25
206.61
209.81
213.01
216.21
219.41
222.61
226.45
230.29
234.13
237.97
241.81
245.41
249.00
252.60
256.19
259.79
263.17
266.54
16000
73.04
79.38
85.73
92.05
98.39
104.45
110.50
116.54
122.59
128.64
134.37
145.83
151.56
157.28
162.67
168.05
173.44
178.82
184.19
188.38
192.57
200.94
205.13
208.30
211.47
214.63
217.80
220.97
224.77
228.58
232.38
236.19
239.99
243.55
247.11
250.68
254.24
257.80
261.15
264.49
18000
73.02
79.33
85.65
91.96
98.27
104.29
110.31
116.32
122.34
128.36
134.05
145.44
151.14
156.83
162.18
167.53
172.89
178.24
183.59
187.59
191.59
199.58
203.58
206.75
209.93
213.10
216.28
219.45
223.22
226.99
230.75
234.52
238.29
241.82
245.35
248.88
252.41
255.94
259.26
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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Tabla 7
FACTOR DE VOLUMEN PARA DETERMINAR LOS M3 DE NITRÒGENO POR M3 DE LIQUIDO
138
Psup
(psia)
5600
5700
5800
5900
6000
6100
6200
6300
6400
6500
6600
6700
6800
6900
7000
7100
7200
7300
7400
7500
7600
7700
7800
7900
8000
8100
8200
8300
8400
8500
8600
8700
8800
8900
9000
9100
9200
9300
9400
9500
9600
9700
2000
296.39
299.77
303.16
306.54
309.92
313.10
316.29
319.47
322.66
325.84
328.84
331.85
334.85
337.86
340.86
343.70
346.54
349.38
352.22
355.06
357.81
360.56
363.31
366.06
368.81
371.15
373.49
375.82
378.16
380.50
382.71
384.92
387.12
389.33
391.54
393.63
395.72
397.80
399.89
401.98
403.96
405.94
4000
293.13
296.48
299.82
303.16
306.50
309.65
312.80
315.95
319.10
322.25
325.22
328.19
331.17
334.14
337.11
339.92
342.73
345.54
348.35
351.16
353.76
356.36
358.97
361.57
364.17
366.48
368.79
371.11
373.42
375.73
377.92
380.10
382.29
384.47
386.66
388.73
390.80
392.86
394.93
397.00
398.96
400.92
6000
290.10
293.40
296.71
300.01
303.32
306.44
309.55
312.67
315.78
318.90
321.84
324.79
327.73
330.68
333.62
336.43
339.25
342.06
344.88
347.69
350.12
352.55
354.99
357.42
359.85
362.14
364.43
366.72
369.01
371.30
373.46
375.63
377.79
379.96
382.12
384.17
386.22
388.27
390.32
392.37
394.32
396.26
Profundidad en pies
8000
10000
12000
287.27
284.63
282.17
290.54
287.87
285.38
293.82
291.11
288.58
297.09
294.35
291.79
300.36
297.59
295.00
303.45
300.65
298.03
306.53
303.70
301.06
309.62
306.76
304.08
312.70
309.81
307.11
315.79
312.87
310.14
318.70
315.76
312.97
321.62
318.65
315.80
324.53
321.53
318.62
327.45
324.42
321.45
330.36
327.31
324.28
333.05
329.89
326.79
335.74
332.46
329.30
338.43
335.04
331.80
341.12
337.61
334.31
343.81
340.19
336.82
346.22
342.57
339.18
348.62
344.96
341.54
351.03
347.34
343.91
353.43
349.73
346.27
355.84
352.11
348.63
358.11
354.36
350.88
360.38
356.61
353.11
362.64
358.85
355.33
364.91
361.10
357.56
367.18
363.35
359.77
369.33
365.48
361.88
371.47
367.60
363.99
373.62
369.73
366.10
375.76
371.85
368.21
377.91
373.98
370.32
379.94
376.00
372.32
381.98
378.02
374.33
384.01
380.03
376.33
386.05
382.05
378.34
388.08
384.07
380.34
390.01
385.99
382.24
391.94
387.90
384.14
14000
279.85
283.03
286.21
289.39
292.57
295.57
298.57
301.57
304.57
307.57
310.31
313.04
315.78
318.51
321.25
323.73
326.22
328.70
331.19
333.67
336.01
338.36
340.70
343.05
345.39
347.60
349.81
352.01
354.22
356.43
358.52
360.62
362.71
364.81
366.90
368.89
370.88
372.86
374.85
376.84
378.73
380.62
16000
277.68
280.83
283.98
287.13
290.28
293.25
296.23
299.20
302.18
305.15
307.80
310.45
313.11
315.76
318.41
320.87
323.34
325.80
328.27
330.73
333.05
335.37
337.70
340.02
342.34
344.53
346.72
348.92
351.11
353.30
355.38
357.46
359.53
361.61
363.69
365.66
367.64
369.61
371.59
373.56
375.44
377.32
18000
275.66
278.78
281.90
285.02
288.13
291.08
294.03
296.98
299.93
302.88
305.45
308.02
310.60
313.17
315.74
318.19
320.64
323.10
325.55
328.00
330.29
332.57
334.86
337.14
339.43
341.60
343.77
345.94
348.11
350.28
352.32
354.36
356.41
358.45
360.49
362.50
364.51
366.52
368.53
370.54
372.40
374.26
9800
9900
10000
407.91
409.89
411.87
402.88
404.84
406.80
398.21
400.15
402.10
393.87
395.80
397.73
382.51
384.40
386.29
379.19
381.07
382.95
376.11
377.97
379.83
389.82
391.73
393.65
386.05
387.95
389.85
&$%/(
%20%$
Figura 7 Componentes de un Sistema de Producción.
6(3$5$'25
hasta la superficie se considera un pozo fluyente, en
caso contrario se requiere de un sistema artificial,
como puede ser el "levantamiento mecánico", reducción de la densidad del fluido en el pozo y por consiguiente reducción de la presión hidrostática ("gas lift").
3527(&725
02725
6(1625
Figura 6 Conexiones superficial de un sistema de bombeo electrocentrifugo
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 simula el comportamiento de producción de pozo ajustándolo al gasto y presión de fondo fluyendo del pozo,
lo que nos lleva a corroborar o descartar la presencia de daño total del pozo (cuando existen curvas de
variación de presión, su interpretación y combinación 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Figura 53 Factor de compresibilidad del nitrógeno
1.6
º F = 1.8 x º C + 32
80 ºC
º R = º F + 460
100 ºC
1.5
125 ºC
150 ºC
Figura 3 Conexiones superficiales para un sistema de Bombeo Mecánico con Bimba Convencional.
Figura 5 Conexiones Superficiales de un Sistema de Cavidad Progresiva (Rotatorio)
200 ºC
1.4
250 ºC
Optimización de aparejos de Producción
300 ºC
Análisis del Sistema de Producción de los pozos.
26
1.2
1.1
1.0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
PR E S IÒN ME DIA ( PS I )
8000
9000
T E MPE R AT UR A ME DIA
Figura 4 Conexiones superficiales para un Sistema de Varilla Caliente.
Los fluidos que entran al pozo a través del intervalo
disparado o agujero descubierto, vienen fluyendo por
el medio poroso de la formación productora pasando a través de la vecindad del pozo y siguen su curso
por el aparejo de producción. Estos fluidos a su llegada 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 presión de fondo es suficiente para levantar los fluidos
1.3
FACT OR DE COMPR E S IBILIDAD ( Z m )
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.
350 ºC
10,000
139
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
4. Volumen de nitrógeno que se inyectará al pozo
(VN2i)
5. Volumen total de nitrógeno necesario (VTN2)
Ejemplo No. 13:
Paso 4. Obtener el volumen de nitrógeno de inyección: debido a que no se cuenta con un modelo
matemático práctico para efectuar este cálculo, se
ha empleado con bastante aceptación y buenos resultados el siguiente criterio :
A continuación se resolverá un ejemplo de un pozo
en donde se desea efectuar una implosión, y cuyos
datos son los siguientes:
Si: Pfb ³ 3,000 psia, utilizar de 500 a 1,500 m3 de
nitrógeno, dependiendo del comportamiento de la
presión de inyección.
Presión de fondo estática
Presión de inyección
Prof. de los disparos
Fluidos en el pozo
Si: Pfb < 3,000 psia, utilizar de 1,000 a 3,000 m3 de
nitrógeno.
362 kg/cm ².
23 kg/cm ² con agua.
5,100 mts.
aceite, gas y agua de
formación.
Nivel de fluidos
3,600 mts.
(BL) Base Liner de 5" 18 4,000 mts.
lb/pie
3,992 mts.
E m pacador de 7 5/8 "
3974 m ts.
Camisa de 3 1/ 2 "
1/2
Long. TP 3
" 9.2 lb/pie 3200 m ts.
Long. T P 3 1/2 " 12.7 792 m ts.
lb/pie
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 nitrógeno, 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
140
plo en el caso de Bimbas convencionales en la siguiente figura se muestran algunos de sus accesorios (figuras 3, 4 y 5)
Conexiones Superficiales para el Sistema de bombeo Electrocentrífugo.
150.0 m
30"
Utilizando el criterio anterior, para nuestro ejemplo
usaremos 1,000 m3 de nitrógeno.
Paso 5. Obtener el volumen total de nitrógeno requerido :
SARTA DE TF 1 1/ 2”
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
550.00 m
16"
1. Elaborar un estado mecánico actualizado del pozo
en el que se detallen diámetros y librajes de las
tuberías, profundidades de los accesorios, disparos, etc.
2. Realizar los cálculos requeridos. Verifique la resistencia al colapso del aparejo de producción y calcule la presión final de bombeo, y el volumen de
fluido desplazante para solicitar adecuadamente
los servicios y evitar incidentes durante la operación.
3. Efectuar una reunión de trabajo y seguridad. Antes 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 intervendrá directa e indirectamente en ella (ingeniero de proyecto, jefe de pozo, personal de servicio a pozos, seguridad industrial, producción, etc)
4. Efectuar la prueba hidráulica correspondiente a
las conexiones superficiales de acuerdo con el procedimiento ya descrito
5. Instalar las unidades involucradas, supervisando
su buen funcionamiento, y verificando que cumplan las normas de seguridad establecidas.
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, unidad de choque, impresora, transformador, variador de velocidad, además de estos dos componentes se tiene un filtro de armónicas que sirve
para evitar las oscilaciones en cuanto
a la energía, ya que al paso del tiempo, 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 empiece a manifestar el pozo con presencia
de aceite se iniciará la puesta en marcha del BEC.
Conexiones superficiales para el Sistema de bombeo hidráulico
B. L. 7 5/8”
1092. 43
m
10 3/4”
1550. 00
m
EMPACADOR PERMANENTE 7
5/8”
B. L. 5”
7 5/8”
INTERVALO PRODUCTOR:
(BTP-KS)
P.I.
3193.80 - 3195. 23 M
3199. 64 M.
3405. 0 m
3445. 00 - 3470. 00 M.D.
3093. 00 - 3114. 00 M. V.
3559.32
m
3598.08
m
P.T. =3600 M.D. ( 3222. 0 M.V.)
5”
Figura 2 Estado mecánico para un aparejo terminado con sarta
de velocidad.
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 potencia, ahora con la presión aumentada por la bomba triple, está controlada por las válvulas en la estación de
control y distribuida en uno o más
pozos. El fluido de potencia pasa a través 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 acciona 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 fricción.
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 levantando la tubería muy lentamente. El indicador de
peso debe leer algún peso arriba de 37,600 lb, probablemente 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, inclusive 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 bombeo 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 bombeo mecánico
Respecto a este sistema artificial de producción varia
en cuanto al tipo y marca que se diseñará por ejem-
9iOYXODVXSHULRUµ
9iOYXODODWHUDO µ
9iOYXODPDHVWUDµ
&ROJDGRUSDUD7)µ
7)75
9iOYXODPDHVWUDµ\EULGDDG DSWDGR UD
&ROJDGRUSDUD75µ
Figura 1 Conexiones superficiales para bombeo Neumatico
24
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 evitar confusiones en el caso de presentarse anomalías 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 circulación:
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 válvulas del cabezal de producción abiertas.
b) Efectuar los movimientos de apertura hasta observar abatimiento de la presión y circulación por
las válvulas del cabezal de producción. Esto indicará que la camisa ha sido abierta.
8. Para recuperar la operadora, revisar en qué condiciones se encuentran los pernos, las cuñas, etc.
9. Para efectuar el desplazamiento:
a) Si el desplazamiento es entre líquidos, se recomienda 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 desplazamiento, armar la operadora en posición invertida, 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 siguiente:
M á s a lta
< 3 0 0 0 p si
< 1 5 0 0 p si
< 1 0 0 0 p si
1 /1 6 "
1 /8 "
1 /4 "
1 /2 "
< 3 5 0 0 p si
> 1 5 0 0 p si
> 1 0 0 0 p si
0 p si
Si el pozo fluye, el criterio de selección es diferente:
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 presión baja y una RGA alta, el estrangulador recomendado es de ¼".
13. Calificar el desempeño del personal que intervino.
14. Elaborar el reporte final. El ingeniero de proyecto o el encargado de la operación deberá elaborar un reporte final, en el que detallará el desarrollo secuencial con tiempos; además deberá
llenar la hoja de certificación del trabajo realizado por los prestadores de servicio.
Procedimiento de ejecución para inducir con la tubería flexible
1. Elaborar un estado mecánico actualizado del pozo,
en el que se detallen: diámetros y librajes de las
tuberías, profundidades de los accesorios, disparos, etc.
2. Realizar los cálculos requeridos, tales como la presión final de bombeo y el volumen de fluido
desplazante, con el fin de solicitar adecuadamente los servicios y evitar incidentes durante la operación.
3. Efectuar una reunión de trabajo y seguridad.
Antes de iniciar al desarrollo operativo, se deben explicar el objetivo, riesgos y cuidados que
se deberán mantener durante su desarrollo, así
como asignar responsabilidades específicas al
personal que intervendrá directa e indirectamente en la misma (ingeniero de proyecto, jefe de
pozo, personal de servicio a pozos, seguridad
industrial, producción, etc).
141
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
4. Revisar las conexiones superficiales. Se deberán
examinar el medio árbol de válvulas, las válvulas
del cabezal de producción, el árbol de estrangulación 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 inducción, supervisando su buen funcionamiento y la
prueba de presión efectuada a dichas unidades.
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 importancia para la industria petrolera. Para lograrlo se han
desarrollado las siguientes técnicas:
6. Introducir la tubería flexible. Bajar la tubería flexible hasta la profundidad previamente determinada, con circulación continua desde el inicio si se
trata de líquidos, y a partir de 1000m si el desplazamiento se realiza con nitrógeno. Cuidar continuamente la presión de trabajo y el peso de la tubería.
7. Desplazar en el fondo. Una vez que la tubería ha
llegado a la profundidad deseada, se deberá bombear el volumen previamente calculado; se
incrementará el gasto sin rebasar la presión de trabajo y efectuar movimientos periódicos ascendentes 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 desplazamiento de fondo, se procederá a sacar la tubería 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 intervalo abierto. Si se observa manifestación o aportación del intervalo se utilizará un estrangulador,
en función de su diámetro de la presión y características del fluido producido.
10. Desmantelar las unidades utilizadas. Terminada
la inducción se desmantelarán las unidades que
intervinieron, y se efectuará la evaluación correspondiente 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
142
TECNICAS DE MUESTREO
A BOCA DE POZO
DE FONDO
DE FLUIDOS
DE SOLIDOS
DE FLUIDOS
Figura 54. Técnicas de muestreo.
La elección de la técnica que se va a utilizar dependerá 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 condiciones de yacimiento.
Dependiendo del objetivo, el muestreo de fondo puede 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 disparar el mecanismo a un tiempo programado previamente, que puede ser de hasta tres horas. Este
reloj se coloca, generalmente, cuando se toman
muestras para efectuar análisis PVT.
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 descendente 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.
Determinación del peso sobre el empacador durante su anclaje
Normalmente para el anclaje del empacador de agarre 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 producción sobre el empacador
Hay un gran número de factores que pueden aumentar o disminuir el peso sobre el empacador después de anclado, en la mayoría de los casos el efecto
de estos factores se pasa por alto. Se debe considerar 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.
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.
a) Factores que tienden a aumentar peso
(incrementan la longitud de la tubería), a un
empacador ya colocado.
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 hidráulicamente, 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 revestimiento, 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.
-
-
Fricción entre Tubería de producción y la tubería 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 revestimiento por efecto de flotación y contracción radial extendiendo su longitud.
b) Factores que tienden a disminuir el peso (acortando la tubería) a un empacador anclado.
-
Decremento en la temperatura promedio en la
tubería de producción.
Decremento de la presión en la tubería de revestimiento.
Incremento en presión de la tubería de producción 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 anticipado 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.
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 hidráulico, dependiendo de las operaciones que se realicen
en los intervalos de producción. La función que cumplen viene siendo la misma que la de todos los
empacadores y sus principios de operación varían
muy poco, estos empacadores pueden ser recuperados y reutilizados otra vez aplicándoles un mantenimiento mínimo en cada ocasión.
Empacadores permanentes. Como su nombre lo dice,
estos accesorios se colocan en los pozos para quedar en forma permanente, también tienen accesorios adicionales que permiten utilizarlos como tapones 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 ocasiones dependiendo del tipo de terminación o mantenimiento que se tenga en un pozo, pueden ser utilizados como retenores de cemento para realizar operaciones 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 diferenciales 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 facilidad.
Tipos de Empacadores
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.
A continuacion se describen algunos de los tipos de
empacadores más comunes que existen en el mer-
Empacador de agarre de pared o de anclaje por peso:
Este tipo consiste generalmente de un elemento de
22
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 abriendo la válvula inferior manualmente y permitiendo que
se libere la presión dentro del muestrero. Los líquidos se recibirán en un contenedor limpio.
cado actual.
MUEST REO DE FONDO
PARA
ANÀLISIS
FÌSICOS Y
QUÌMICOS
ANÀLISIS " PVT " Y
LA OBT ENCIÒN
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 yacimiento, 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 indispensable tomar un registro de gradientes previo al
muestreo, con la finalidad de determinar el nivel de
líquidos dentro del pozo y el posible contacto aguaaceite.
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 inmediatamente después de concluir la curva de incremento; 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 tomar 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 condiciones 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
2. La salinidad del agua producida debe ser igual a la
salinidad del agua de formación.
de la RGA en la producción será indicativo de que el
pozo ha sido acondicionado adecuadamente.
3. Si se realizó un tratamiento con ácido, el pH debe
ser igual a 7.
d) Variación de la relación gas/aceite (RGA)
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 gasto 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 composición de la fase líquida en el pozo.
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 acondicionamiento, el pozo deberá cerrarse preferentemente hasta 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 intervalo estará disparado en el casquete del yacimiento 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 procedimiento es el siguiente:
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 conexión)
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.
1. Se introduce en el lubricador y se conecta al
preventor instalado en el medio árbol.
Z2 + RY + R2 - 1 = 0
2. Se abre lentamente la válvula de sondeo para permitir que se llene de fluido todo el interior de lubricador.
R =
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.
3. Se espera a que se estabilice la presión para iniciar
la introducción del muestrero al pozo, a una velocidad 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 profundidad de muestreo, se reduzca la velocidad para evitar un cierre accidental de las válvulas o de tomar la
muestra a una profundidad inadecuada.
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
4. Cuando el muestrero esté en profundidad, deberá
subirse unos 10 ó 20m y volver a bajar. Esta operación se deberá repetir tres veces si se trata de aceite
ligero, y diez si se trata de aceite pesado.
144
Procedimiento de diseño de tubería de producción
:DS
$(3FS )
elegido, sin embargo podemos mencionar los más
importantes en cuanto se refiere a las terminaciones
sencillas, entre estos accesorios podemos mencionar:
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 generalmente 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
de un resorte interno cierra la válvula contra la línea
de presión.
Empacadores de producción
Z =
5FW
5FVW
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 varían de acuerdo al tipo de terminación que se haya
Estos son clasificados generalmente como tipo permanente o recuperable. Algunas innovaciones incluyen 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 entre 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
a) Clase Nueva.- Se presenta en sus datos de tensión, 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 espesor 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:
FF = 1 -
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 productora los hidrocarburos a través del sistema de
producción, y es necesario conocer para identificar
el tipo de aparejo a utilizar.
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 mediante la ecuación siguiente:
F = Factor de flotación
d = Densidad del lodo
da = Densidad del acero = 7.8 gr/cm3
PTR o PTP = Peso real de laT.P. o T.R.
Agentes de Corrosión
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.
20
Extracción y traspaso de la muestra
Para extraer el fluido del muestrero se requiere el siguiente equipo:
PTR o PTP = PTR o PTP X FF
donde:
a) El pH.
Para verificar que el muestrero se encuentra hermético se recomienda introducir sus extremos en agua
para verificar que no haya manifestación de burbujeo; 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 características similares.
- Indice de producción.
- Diámetro de Tubería de revestimiento
- Presión de trabajo.
donde:
La mayoría de los procesos de corrosión envuelven reacciones electro-químicas, el incremento de
la conductividad puede dar como resultado altas
velocidades de corrosión y los principales factores son:
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.
Este parámetro puede obtenerse de las curvas de
variación de presión.
G
GD
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.
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 considerablemente 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.
* 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
Ejemplo:
FF = 1- = 1- = 0.821
El procedimiento inicia con:
MU E S T R E R O DE F ONDO W OF F OR D
1. La instalación de la cabeza de traspaso en la válvula inferior del muestrero.
P A R A R E C U P E R A R F L U ID O S
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.
Figura 56. Muestrero de Fondo
2. Se instala la línea de 1/8" de la bomba de mercurio
a la cabeza de traspaso.
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 reloj.
3. Se purga el aire del sistema con mercurio.
6. Una vez tomada la muestra, la velocidad de recu-
5. Se abre el muestrero continuando la inyección de
4. Se inicia a inyectar mercurio al sistema con volúmenes de 1 cm3, registrando el volumen de mercurio consumido contra presión registrada.
145
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
mercurio hasta donde se observe un quiebre de la
curva. Éste indicará la presión de saturación de la muestra, a partir de la cual para cada cm3 de mercurio inyectado se harán grandes incrementos de presión.
6. Se traspasa la muestra del muestrero a una botella
de traslado, siguiendo cualquiera de los dos procedimientos más importantes: uno, llamado traspaso forzado, aplicado en la región Sur; y el segundo, denominado traspaso por gravedad.
Traspaso Forzado
El equipo utilizado para efectuar el traspaso se muestra en el siguiente esquema:
6
BOTELLA DE
TRASLADO
7
RECIPIENTE
MANOMETRO
3
RECIPIENTE
GRADUADO
BOMBA DE
MERCURIO
4
WOFFORD
1
2
5
MUESTRERO
DE MERCURIO
ACEITE
MERCURIO
REPRESENTACION ESQUEMATICA DEL TRASPASO FORZADO DE FLUIDOS
DEL MUESTRERO DE FONDO A LA BOTELLA DE TRASLADO
Figura 57. Traspaso de muestra.
Para efectuar el traspaso se recomienda el siguiente
procedimiento:
1. Llenar la botella de traslado con mercurio y
represionarla con una presión de 70 kg/cm² arriba
de la presión de saturación.
2. Cerrar las válvulas 2, 4 y 5, colocar el muestrero
ligeramente inclinado formando un ángulo de 15°
a 20° con respecto a la vertical; la cabeza de traspaso debe estar en la parte superior y con la válvula 4 hacia abajo.
3. Fijar la botella de traspaso en posición vertical con
una diferencia de nivel de 0.6 a 1.2m arriba de la
cabeza del muestrero.
146
4. Instalar una línea entre las válvulas y se llenan las
líneas de mercurio para purgar el aire probando
por partes cada sección entre válvulas.
5. Abrir la válvula 4 y se comienza a inyectar mercurio al interior del muestrero hasta alcanzar la presión con la que se va a desplazar la muestra, aproximadamente 70 kg/cm² superior a la presión de
saturación para lograr que la muestra se mantenga en fase líquida.
6. Abrir la válvula 5 y llevar la presión del sistema
hasta el valor de la presión de traspaso.
7. Efectuar el traspaso forzado que consiste en sacar
mercurio de la botella abriendo ligeramente la válvula 7 e inyectando simultáneamente mercurio al muestrero. Se debe mantener la presión de traspaso y recuperar el
mercurio de la botella de traspaso a través
de la válvula 7 a un recipiente graduado.
El procedimiento concluye cuando se hayan inyectado 670 cm3 pues en este momento se tendrá la seguridad de que se ha
traspasado toda la muestra que tiene un
volumen máximo de 650 cm3.
Muestreo de fondo para recuperar sólidos
Aquí es importante destacar que los problemas de abatimiento en la producción son consecuencia de varios factores, entre otros, de la
acumulación de asfeltenos y parafinas, la incrustación de sales, carbonatos y, en casos muy
severos, de formación proveniente de roturas
en tuberías de revestimiento (figura 58)
El muestreo de fondo para recuperar sólidos se efectúa, generalmente, en pozos que se encuentran en
operación. Constituyen la primera información válida para determinar las causas que provocan reducción en la producción.
Esta técnica es muy rápida y confiable. Se efectúa
con la línea de acero y nos permite decidir en forma
acertada las acciones que deberán seguirse en la
solución de un problema de esta naturaleza.
El equipo utilizado para efectuar este muestreo comprende un barril metálico que viene en dos tamaños
de diámetro exterior 1 5/8," máximo, o de 1 ¼" mínimo; dispone interiormente de una canica que actúa
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 requerimiento 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 gráficamente 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 proporcionaron 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 presión, 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 bombeo neumático, bombeo mecánico, bombeo electro-centrífugo y bombeo hidráulico.
Seleccionar, diseñar e instalar un aparejo de producción 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 diámetro interior afecta el área del piñón.
Al seleccionar el diámetro interior y exterior se determinan las áreas del piñón y la caja, estableciendo
los esfuerzos de torsión teóricos, la más grande reducción de estos esfuerzos de una junta durante su.
vida de servicio ocurre con el uso del diámetro exterior. 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 efecto de microanillo y se cerrará el pozo hasta el
fraguado inicial de la lechada.
Finalmente se elaborará el reporte final de la operación, 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 mencionarla, indicar si durante la operación la circulación 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 presión, 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 explotación 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
18
se deben calcular las capacidades de los diferentes
Espacios Anulares entre el agujero y el diámetro exterior de la TR de explotación, en este caso se consideró un agujero uniforme, pero en la realidad ésto
varia sustancialmente ya que con la toma de un Registro calibrador se conoce el diámetro real del agujero.
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 profundidad, 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 capacidades 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
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 recuperarlo 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 estabilización 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 variación composicional que sufren cuando cambian
sus condiciones de presión y temperatura. Las muestras de aceite y gas tomadas del separador más próximo a la boca del pozo se comprimen para simular su
comportamiento desde sus condiciones originales
MUSTRERO DE FONDO CAMCO
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
En el extremo de la línea alterna se coloca un recipiente limpio y grande, como una cubeta de 20 l de
capacidad para captar el volumen de muestra líquida necesaria para efectuar los análisis (1 a 3l). Es conveniente 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 presión 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 recuperarán, por separado, las muestras de gas y de aceite directamente del separador más cercano a la boca
del pozo. Las condiciones de separación en superficie (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 procedimiento 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.
Los volúmenes de bache separador y limpiador generalmente es de 3 a 5 m3 y 5 a 10 m3 respectivamente o realmente depende del EA que se va a cubrir.
Para calcular la cantidad de sacos de cemento y de
hasta las condiciones de separación en superficie.
Para efectuar análisis físicos, las muestras se obtienen 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.
Figura 58. Muestrero de Fondo
La recuperación de las muestras de gas para determinar el contenido de gases tóxicos se realiza directamente 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
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 inducción con el fin de que descargue los fluidos que
contenga, y fluya.
2. Si el pozo fluye, pasar al punto 14 de este procedimiento.
3. Si el pozo no fluye, observarlo abierto al quemador durante 8 h. para que la formación aporte fluidos al pozo.
4. Durante las 8 h.de observación del pozo, preparar
botellas, de 1 l de capacidad, limpias y de ser posible 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 permisible de acuerdo con su estado mecánico.
7. Con la *amerada (herramienta para tomar los registros de presión de fondo) y la ULA, tomar registro de gradientes hasta el nivel medio de los disparos 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 colocados 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 programaron 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 análisis necesarios.
13.Si se concluyó el muestreo, desmantele la ULA.
14.Si el pozo fluye y se requieren muestras para análisis PVT, dejarlo hasta que se limpie y se estabilice
su presión por diferentes estranguladores.
15.Una vez que el pozo se haya estabilizada, se reduce 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 aceitesólidos y el contacto agua-aceite, así como la profundidad 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, conectarlo 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 recuperar la muestra, no excediendo la velocidad
máxima de 120 m/min. Antes de efectuar el cierre de las válvulas, subir el muestrero lentamente
unos 10 ó 20m y volverlo a bajar a la profundidad 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
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 circulación porque el calibrador se quedó dentro del
ademe que ya se introdujo al pozo por lo que
debe proceder a su pesca de inmediato.
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 funcionamiento del equipo de flotación que se programe.
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 implica 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.
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 tubería, por la experiencia y la práctica se ha observado 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 recuperación 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 suspensión cuando permanecen en reposo. La circula-
e.- Verificación del sistema Hidráulico de bombeo
superficial.
Es muy importante verificar el buen funcionamiento de las bombas de los equipos de perforación, así como su limpieza de las mismas con
el objeto de evitar contratiempos en los desplazamientos 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 verificar la instalación correcta de equipos programados 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 diseño 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 básicamente 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 anomalía 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 aspecto 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
16
cementaciones primarias el volumen de fluido
limpiador que se programe y el gasto, debe estar 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 diseño se deben tomar en cuenta el diámetro de
las tuberías de revestimiento así como los diámetros 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 tiempo de contacto; con lodos base agua, un pequeño 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 fluido seleccionado pueda desplazarse en turbulencia a gastos de bombeo razonables para la geometría que presenta el pozo.
Operaciones durante la Cementación
a.- Colocación de Accesorios y revisión de Tramos
Es muy importante verificar la correcta colocación de accesorios, de acuerdo al programa elaborado previamente, así como también es importante 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 condiciones de medida del probador del manual y con el
objeto de seguir el orden de introducción programado.
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 dañado durante su transporte y/ó introducción, así
23. Si está hermético el muestrero, desechar la muestra, reacondicionar nuevamente el muestrero y
regresar al punto 19 del procedimiento.
9. Disponer de un depósito para recolectar las muestras que se van analizando y desechando (tanques cerrados de 200 l).
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 yacimientos.
10.Llevar el control del muestreo en una libreta en
donde se anote fecha, hora, presión y el estrangulador por donde está fluyendo el pozo, al momento de recuperar la muestra.
25. Si se recuperaron tres muestras a la misma profundidad, desmantelar la ULA
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.
26. Entregar las muestras a yacimientos para que efectúen 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 válvulas con línea de acero inoxidable de 1/8".
2. Determinar la concentración de H2S en el gas producido.
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 equipo 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 disipación 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 capacidad para la captación de las muestras (cubeta
de 18 l).
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 litro cada una
15.Entregar una muestra al químico del pozo para que
efectúe los análisis físicos; la otra queda en observación para que sea comparada con las muestras
tomadas antes y después, y determinar la variación
del contenido de agua y sólidos con el tiempo durante 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 Análisis "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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
4. Purgar el sistema de líneas y válvulas para desalojar 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 botella, 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 mínimo 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 separación, y si se está registrando el pozo, la presión y
temperatura del fondo del pozo.
8. Comprobar la hermeticidad de las botellas introduciéndolas en agua para verificar que no
tengan fugas.
14.Se entregan las muestras al personal de yacimientos 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 aparejo 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 operación (lubricadores y preventores).
4. Probar el equipo de control (con unidad de prueba o con unidad de alta presión), con una presión
del 20% arriba de la máxima esperada.
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 revestimiento, 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 tubería de revestimiento, evitando la deformación y desgaste de la misma, pueden ser del tipo: Guía,
Flotadora, Diferencial, De pétalos y Tipo V.
Coples
Aceleradores. Se utilizan para acelerar el fraguado
de la lechada, y pueden ser: Cloruro de Calcio, Cloruro de Sodio, Yeso Hidratado y Agua de Mar.
Retardadores. Se utilizan para retardar el fraguado
de las lechadas. Cada Compañía de servicio emplea
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 densidad de la lechada de cemento para contener altas
presiones de la Formación y mejorar el desplazamiento 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 materiales que requieran agua, con una gravedad baja
especifica, entre los más comunes tenemos:
bentonita, gilsonita, spherelite.
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 formado o de la acumulación de asfaltenos y parafinas precipitados. Tomar una impresión y definir el
tipo de resistencia.
Son los tapones que se utilizan para realizar una buena limpieza (diafragma) y posteriormente el desplazamiento de la lechada de cemento (sólido) para evitar su contaminación.
10.Abrir 100% la válvula superior de la botella, la válvula 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, válvula superior y, por último, la inferior de la botella
6. Efectuar una primera corrida con el barril muestrero
para determinar nuevamente la cima de la acumulación 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.
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 uniformemente.
11.Desconectar la botella y comprobar su hermeticidad
8. Si la operación resultó infructuosa, correr un
calibrador de menor diámetro para definir si realmente la resistencia se debe a la acumulación de
sólidos o a algún problema mecánico en el aparejo de producción.
9. Para recuperar las muestras de aceite, instalar las
botellas verticalmente y hacer la toma de los fluidos por su válvula inferior.
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 válvulas y desconectarlo del separador de producción.
7. Sacar el barril muestrero, y si la recuperación
fue exitosa, tomar una segunda muestra para
análisis.
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
Centradores
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 tienen: Gilsonita, Cemento Thixotrópico, Flo - Check y
Bentonita - Cemento - Diesel:
Reductores de Fricción. Se utilizan como dispersantes
en las lechadas de cemento para reducir su viscosidad aparente de la lechada.
Operación de Cementación Primaria
Posteriormente del diseño de la tubería de revestimiento, se procede a elaborar y coordinar para llevar 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
de la onda es función del espesor de la tubería y de
la resistencia, de la adherencia y espesor del cemento. En tubería no cementadas, la amplitud es máxima; en tuberías cementadas (completamente circundada 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 circunferencia 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 formación.
IV. CEMENTACIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO DE EXPLOTACIÓN
Durante la Perforación de un pozo petrolero es necesario proteger el agujero, con tuberías de revestimiento, la cual con el cemento integran un conjunto de
seguridad y funcionalidad para el pozo.
La operación de cementación primaria de las tuberías 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
14
ambiente, además las operaciones costosas para corregir esta anomalía. Se debe realizar un programa
bien establecido para llevar a cabo una operación
exitosa, desde su planeación en el gabinete, los materiales, aditivos, diseño del tipo de lechada, baches
lavadores, espaciadores, equipo y accesorios a utilizar, 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 terminar la operación exitosamente.
Tuberías de Explotación
El objetivo es aislar las zonas que contienen hidrocarburos, 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 esbeltos de 3 ½".
Tuberías de Explotación cortas
Existen las Tuberías de explotación cortas ó liner, la
cual es una sección de tubería de revestimiento colocada 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 acuerdo 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 clasifican 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-
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 probabilidades de ocurrencia durante el desarrollo de la
intervención, por lo que en los programas operativos
deben considerarse el tiempo requerido para corregirlos, 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. Entre 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 accidente 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 intervención del pozo.
Es uno de los problemas más importantes que afectan el desarrollo de la intervención en un pozo. Pueden ocurrir por varias causas, las más comunes son:
las fallas de algún componente del equipo superficial, subsuperficial, accesorios de trabajo (llaves, cuñas 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, resortes 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 operaciones 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, longitud, etc.
La pesca para la recuperación de herramientas del
pozo no es una ciencia, así es que existen varias alternativas 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 disponibilidad 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 diseñadas para introducirse con tubería. Operan con rotación y movimientos recíprocos, o con una combinación de ambos. La manera como se atrapa o suelta un pescado, las bocas de los mismos, así como
las condiciones de atrapamiento de éstos, indicarán
la herramienta de pesca adecuada para su recuperación. 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 mecanismo de cuñas que tiene en el interior del pescante;
ejemplos de este grupo son los bowen y las tarrajas.
151
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 tubería 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 tensión 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 fabricación, 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 irregulares, pues para operarlas se requiere aplicar rotación 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 recuperación se puede recuperar la sarta de pesca tensionando
hasta barrer las cuerdas, o en su caso, hasta accionar la herramienta de percusión (figura 60).
152
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.
TOP
SUB
CUÑAS DE
CANASTA
CUÑAS DE
ESPIRAL
MOLINO DE
CONTROL
GUIA DE
PESCANTE
Figura 59 Pescante de agarre exterior bowen (Cortesía Bowen Oil Tools).
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 superposición en donde se realiza un desarrollo matemático intenso para llegar a las formulas matemáticas
que se utilizan para el análisis.
El análisis se realiza por curvas tipo que fueron desarrolladas y es un análisis realmente sencillo para proporcionar resultados aproximados.
Registros de presión de fondo cerrado y fluyendo
Registros de producción
Figura 60 Pescante de agarre exterior tipo tarraja (Cortesía de Houston Engineer, Inc).
Pescantes de agarre interior
Básicamente están compuestos por machuelos y arpones. Son herramientas que penetran en el interior
del pescado y que cuentan con un mecanismo o diseño de agarre interior.
Los arpones están diseñados para operar en tensión.
Tienen la particularidad de que al correrse en el interior del pescado, las cuñas están en posición retraída. Al posicionarse dentro del pescado, el mecanismo de "J" es operado con rotación izquierda de 2 a 3
Los registros de producción son los registros que se
pueden tomar después que se han cementado las
tuberías de revestimiento, colocado el aparejo de producción 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, detección de zonas ladronas, canalización de cemento, 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 interpretación, 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 producción, 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 superficie; han sido diseñadas para correrse con cable
y grabar gráficas o cintas magnéticas con información sobre las condiciones del pozo, las cuales proporcionan los datos necesarios para evaluar la eficiencia de la terminación del mismo.
Registro de Molinete
Es un registro medidor continuo de gastos tipo hélice (molinete), que se utiliza para medir las velocidades de los fluidos en el interior de las tuberías de
producción y revestimiento, la herramienta es colocada 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 velocidad de la hélice, que es una función lineal de la
velocidad del fluido respecto a la herramienta, se registra continuamente contra la profundidad.
Este tipo de medidor es más efectivo para mediciones de flujo en una sola fase con gastos de producción 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 afectan 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 primaria 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 cemento. 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 transmisor y un receptor. La onda sonora emitida por el transmisor 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 transmite a la superficie para ser registrada. La amplitud
13
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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) situado en una de esas esferas y uno en el infinito es
proporcional a la resistividad de la formación homogénea 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 modificación 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 predominante 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 precisos, se requiere una buena información de la porosidad. Las principales aplicaciones son:
12
¨ Localización de zonas de hidrocarburos en
pozos ademados.
¨ Control de proyectos de recuperación secundaria, ya que determina la saturación residual.
¨ Correlación de profundidades de pozos
ademados.
vueltas por cada 1,000m de profundidad para expandir la cuñas y afianzar el cuerpo del pescado. Cuando éste no puede recuperarse, el arpón puede liberarse mediante la rotación derecha para retraer las
cuñas (figura 61).
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 fluidos desde la formación hasta la superficie. Si se encuentra que el pozo no esta produciendo de acuerdo con su capacidad, se deben investigar las causas,
las cuales corresponden a diferentes tipos de problemas, 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 registros de presión de fondo cerrado y fluyendo, realizar
diferentes pruebas de variación de presión como son
la de Incremento ó Decremento, de Interferencia, tomar 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 pruebas 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 permanentes 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 presión en los pozos, es obtener información del sistema roca-fluido y de los mismos pozos, a partir del
análisis de las citadas variación de presión. La información que se puede obtener incluye daño, permeabi-
CONEXIÓN SUPERIOR
atrapados en el interior de la canasta. Su operación 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 rotación 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 (figura 63).
CUÑAS DEL ARPON
GUIA O NARIZ DEL ARPÓN
Figura 61 Pescante de agarre interior tipo arpón (Cortesía Bowen Oil Tools)
Figura 62 Pescante de agarre interior tipo machuelo
(Cortesía Houston Engineer, Inc)
Pescantes para línea y cable de acero
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 tuberías. 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 aprovecha 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. Arrastra con ello los objetos por recuperar y quedan
Se emplean para recuperar alambre acerado, cable eléctrico y cable de acero. Su diseño es sencillo 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 indicador de peso cualquier resistencia, y bajar con rotación 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 elimina 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 partir 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 herramienta por recuperar.
153
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
cialmente por la densidad de los electrones (número
de electrones por centímetro cúbico) de la formación. 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.
Tipo A.Para formaciones
suaves
Tipo B.usado para lavar
dentro de TR
Tipo C.usada para cortar
en el fondo
dentro de TR’s
Tipo D.Usada para cortar
formación
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 revestimiento de resistencia especial y conexión resistente a la
torsión. La cantidad de tubería lavadora se da en función de los espacios anulares existentes entre la tubería 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 tubería 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.
154
Tipo E.usada para cortar
metal dentro de TR’s
Tipo F.Para formaciones
y dentro de TR’s
Tipo G.Para Agujero abierto
Tipo M.Diseñada para cortar
cemento, formación y
metal dentro de TR’s
Figura 64 Zapata lavador recubierta con carburo de tungsteno para lavar tuberías en pozos ademados y agujero
abierto (Cortesía de Gotco International).
Los molinos deben diseñarse para trabajos específicos. Son herramientas que no tienen partes movibles en su cuerpo y que se podrían quedar en el
pozo como resultado de la molienda y de su mismo 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 origina 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 depende del material que se va a moler. Son construidos
en tres diferentes configuraciones del fondo (plano,
cóncavo, cónico de aletas). Además deben diseñarse con canales o puertos de circulación que no restrinjan el flujo de fluido y que impidan levantar los
recortes molidos.
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 combinación 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 formación 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 hidrógeno. 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 difunden 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 herramienta de neutrones, un detector en la sonda capta
estos rayos gamma de captura o los neutrones mismos. 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 hidrocarburos, la electricidad puede pasar a través de una
formación sólo debido al agua conductiva que
contenga dicha formación. Con muy pocas excepciones, como el sulfuro metálico y la grafita, la
roca seca es un buen aislante eléctrico. Además,
las rocas perfectamente secas rara vez se encuentran, por lo tanto las formaciones subterráneas tienen 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 sustancia, es la resistencia medida entre lados opuestos de
un cubo unitario de la sustancia a una temperatura
especifica, las unidades de resistividad son el ohmiometros cuadrados por metro, o simplemente ohmiometros (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 impermeables 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
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 todavía 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.
10
La combinación de mediciones depende de la situación. Por ejemplo, si una formación se compone de
dos minerales conocidos en proporciones desconocidas, la combinación de los registros neutrónico y
de densidad o de densidad y sección transversal fotoeléctrica podrá definir las proporciones de los minerales además de dar un mejor valor de la porosidad. 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 porosidad en base, otra vez, a la combinación de densidad-neutrónica.
Las gráficas de interrelación son una manera conveniente de mostrar cómo varias combinaciones de
registros responden a la litología y la porosidad. También proporcionan un mejor conocimiento visual del
tipo de mezclas que la combinación podrá determinar mejor. Cuando la litología de la matriz es una
mezcla binaria (por ejemplo, arenisca-caliza, calizadolomita o arenisca- dolomita), el punto marcado a
partir de las lecturas de registros caerá entre las líneas de litología correspondientes.
Registros de Densidad
Los registros de densidad se usan principalmente como
registros de porosidad, otros usos incluyen identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de gas, determinación de la densidad de hidrocarburos, 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 partículas de alta velocidad que chocan con los electrones 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 disminuida 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 electrones de la formación, en consecuencia, la respuesta
de la herramienta de densidad está determinada esen-
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 relativamente grande, es necesario modificar el diseño de
las cargas tradicionales, en la forma del revestimiento a un diseño parabólico. La figura 66 presenta un
diseño típico de una carga amortiguada o puncher.
La selección de la carga puncher depende principalmente del espesor de tubería que se pretende perforar 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 explosivo y, por consiguiente, mayor diámetro de carga; 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 revestimiento 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 camisa 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 cargas puncher
Debido a que las pistolas puncher son similares a las
pistolas entubadas para disparos de producción es
importante tomar en cuenta las siguientes recomendaciones:
a) Usar un dispositivo posicionador para pegar la pistola contra la tubería con el objetivo de hacer más
eficiente la operación de disparo; en caso contrario la tubería podría no ser perforada.
155
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 embargo, 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 presión que se va a manejar en los disparos. Normalmente cuatro cargas por metro son suficientes;
sin embrago, en puntos en donde la carga está
cerca del límite se recomienda aumentar la densidad de los disparos.
Tipo de
carga
Pequeña
(Naranja)
Mediana
(Blanco)
Grande
(Azul)
Espesor de
Tubería
( pg)
0.19
0.37
0.38
0.49
0.50
0.60
Diámetro
promedio
(pg)
0.37
0.19
0.37
0.22
0.23
0.21
Penetración
máx. en la
tubería
exterior
(pg)
0.10
0.04
0.07
0.04
0.05
--
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:
156
Tipo de
carga
Espesor de
Tubería( pg)
Pequeña
(Verde)
Mediana
(Café)
Grande
(Verde)
0.15
0.34
0.34
0.49
0.49
0.55
Diámetro
Penetración
promedio(pg) máx. en la
tubería
exterior(pg)
0.37
0.02
0.25
-0.34
0.02
0.18
-0.24
0.03
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 herramientas y accesorios utilizados en la intervención
pueden ocasionar este problema. Así es que las decisiones para resolverlo son determinantes para lograr 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 encuentra 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 pegados, tubería pegada, por tornillos dados de cuñas y, en general, por objetos extraños en el pozo)
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 afectada 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 características 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 invadida.
Otras mediciones petrofísicas, como la micro-resistividad, el magnetismo nuclear o la propagación electromagnética, 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 sónicos 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 atravesar 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 dependencia de la porosidad hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. Los tiempos de tránsito sónicos integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos. El registro sónico 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 rugosidad del agujero, las capas de la formación, y las fracturas 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 marcaron los diferentes paquetes de ondas. Aunque los
paquetes de ondas no están totalmente separados
en el tiempo en este espaciamiento, pueden observarse los distintos cambios que corresponden al inicio 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 transmisor a la formación como una onda de presión
de fluido, viaja dentro de la formación a la velocidad 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 transmisor al receptor en la columna de lodo a la velocidad de onda de compresión del fluido del agujero.
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 frecuencia del pulso de sonido, del diámetro del agujero, de la velocidad de cizallamiento de la formación, de las densidades de la formación y del fluido y
de la velocidad de la onda de compresión en el fluido.
9
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
trico producido por la interacción del agua de formación innata, el fluido de perforación conductivo y
otras rocas selectivas de iones (lutita) y el registro de
GR indica la radioactividad natural de las formaciones. 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 correlación entre las capas.
¨ Proporciona una indicación de la arcillosidad
de la capa.
¨ Ayuda en la identificación de la litología (mineral).
¨ En el caso de la curva SP, permite la determinación de la resistividad del agua de formación.
¨ En el caso de los Registros GR y NGS (registro
de espectrometria de rayos gamma naturales)
detecta y evalúa depósitos de minerales radioactivos.
¨ En el caso del registro NGS define las concentraciones 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, definiendo 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 llenos con lodos no conductivos, ya que éstos no proporcionan una continuidad eléctrica entre el electrodo del SP y la formación.
8
Registro de RG
El registro de RG es una medición de la radioactividad natural de las formaciones. En las formaciones
sedimentarias el registro normalmente refleja el contenido de arcilla de las formaciones porque los elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas. Las formaciones limpias generalmente
tienen un nivel muy bajo de radioactividad, a menos
que contaminantes radioactivos como cenizas volcánicas 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 entubado lo que lo hace muy útil como una curva de correlación 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 localización de capas con y sin arcilla y, lo mas importante,
para la correlación general.
Las propiedades de los Rayos Gamma son impulsos 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 elementos 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 elementos emite rayos gamma, el número y energía de
éstos es distintivo de cada elemento, al pasar a
través de la materia, los rayos gamma experimentan colisiones de Compton sucesivas con los átomos del material de la formación y pierden energía en cada colisión.Después de que el rayo gamma
ha perdido suficiente energía , un átomo de la formación lo absorbe por medio de efecto fotoeléctrico. Por consiguiente, los rayos gamma naturales se absorben gradualmente y sus energías se
degradan {reducen} al pasar a través de la formación. La tasa de absorción varía con la densidad
de la formación, dos formaciones que tengan la
misma cantidad de material radiactivo por volumen de unidad, pero con diferentes densidades,
mostraran diferentes niveles de radioactividad, las
formaciones menos densas aparecerán algo más
radioactivas.
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 medición 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 tubería 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 tensión sobre el peso de la tubería, midiendo la
elongación producto de ese esfuerzo. La longitud de
atrapamiento se calcula con:
/=
Donde:
(0.88[H[: )
∆)
[10− 5
(51)
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 punto 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 longitud mínima libre.
7) Repita los pasos 4, 5, 6, y compare las longitudes
calculada, con el fin de determinar con mayor precisión la longitud libre de tubería.
Los valores de tensión recomendados para la tubería de producción y de perforación son presentan en
la tabla 10.
Diámetro
(pg)
2 3/8
2 7/8
3½
4½
2 7/8
3½
4 1/2
Tipo de
Tubería
Producción
Producción
Producción
Producción
Perforación
Perforación
Perforación
Tensión Recomendada
(Lbs)
10,000-15,000
14,000-20,000
20,000-30,000
28,000-42,000
20,000-25,000
30,000-35,000
35,000-40,000
Tabla 10. Tensión adicional recomendada para pruebas
de elongación.
El torque en superficie se relaciona con el desplazamiento angular o giro. Éste varía linealmente con la
profundidad; es decir, desde un máximo en la superficie 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:
Donde:
7[/
θ = 27,060
(V [,
(52)
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 − 'L 4 ) (53)
(
32
Donde:
De = Diámetro exterior de la tubería (pg).
Di = Diámetro exterior de la tubería (pg).
Determinación de la cantidad de explosivo para efectuar 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 explosivo depende principalmente de la profundidad (presión hidrostática) y del diámetro de la tubería. La tabla 11 proporciona la cantidad de cordón explosivo
recomendado para diferentes diámetros de tubería y
157
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 vibración 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 desconectar.
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 demuestra que es mejor tenerla ligeramente a tensión. Para
determinar la cantidad de tensión aplicada a la tubería se tiene que:
Calcular el peso flotado de la tubería hasta el punto 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 tubería 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 tubería, 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 desconexión es apretar la tubería. Esto evita que se desconecte 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 perforación, mientras que en tuberías de producción se
recomienda 1 ½ vueltas.
158
El tercer factor en la desconexión de tuberías tiene que
ver con la torsión izquierda en la junta por desconectar. Cuando se tienen pozos desviados, ésta hace difícil la transmisión de la torsión hasta la junta por desconectar. En estos casos se recomienda transmitir la torsión por etapas. Una práctica recomendable es aplicar
½ vuelta por cada 300m de longitud de tubería de perforación, y 1 vuelta para tuberías de producción.
Procedimiento operativo
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 torsión 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 limitado 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 necesario 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.
Pruebas de formación
La prueba de formación consiste en hacer una terminación 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 formación fluyan hacia el pozo y posteriormente a la
superficie. El objetivo de las pruebas de formación
es crear las condiciones favorables para que la formación 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 producción 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 Eléctrico 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 interpretación y análisis de datos de un conjunto de perfiles 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 yacimiento 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 única de la resistividad eléctrica de las formaciones atravesadas, se realizaba por estaciones, se hacían mediciones y la resistividad calculada se trazaba ma-
nualmente en una gráfica, en 1929 se introdujo comercialmente y se reconoció la utilidad de la medición de la resistividad para propósitos de correlación
y para identificar las capas potenciales portadoras
de hidrocarburos. En 1931, la medición del potencial espontáneo (SP) se incluyó con la curva de
resistividad en el registro eléctrico y así sucesivamente
se fueron dando los avances de los diferentes registros 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 (natural e inducida) y numerosos parámetros en agujeros
revestidos.
Registro en Agujero Descubierto
Casi toda la producción de petróleo y gas en la actualidad se extrae de acumulaciones en los espacios
porosos de las rocas del yacimiento, generalmente
areniscas, calizas o dolomitas. La cantidad de petróleo o gas contenida en una unidad volumétrica del
yacimiento es el producto de su porosidad por la
saturación de hidrocarburos. Además de la porosidad y de la saturación de hidrocarburos, se requiere
el volumen de la formación almacenadora de hidrocarburos. Para calcular las reservas totales y determinar si la reserva es comercial, es necesario conocer el espesor y el área del yacimiento para calcular
su volumen.
Para evaluar la productividad del yacimiento, se requiere 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 principales parámetros petrofísicos para evaluar un depósito son: porosidad, saturación de hidrocarburos,
espesor, área, permeabilidad, geometría, temperatura y la presión del yacimiento, así como la litología
que desempeñan un papel importante en la evaluación, 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 fenómenos físicos que ocurren naturalmente en las
rocas in situ. La curva SP registra el potencial eléc-
7
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
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 información 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:
6
- Causas naturales. Son aquellas inherentes a la
formación , ejemplo: cavernas o fracturas naturales.
- Causas inducidas. Son provocadas durante la
perforación al bajar rápidamente la sarta de perforación (efecto pistón), al controlar el pozo
alcanzando la presion máxima permisible y al
incremento inadecuado de la densidad de lodo.
Tubería
Tipo
Producción
Perforación
Diámetro
(pg)
2 3/8
2 7/8
3½
4 ½”
2 3/8-2 7/8
3 ½- 4
4 ½-6 9/16
6 5/8
3½
4 1/8-5 ½
5 ¾-7
7 ¼-8 1/2
Arriba de 9
0-1000
1
1
1
2
1
2
2
3
2-4
2-4
3-6
4-6
6
Profundidad( m)
2000-3000
1
2
2
2
3
4
4-6
5-7
3-7
4-8
5-10
6-12
6-12
1000-2000
1
1
1
2
2
3
4
4-5
2-5
3-6
4-8
5-9
6-12
En conclusión las pérdidas de circulación indican las
zonas depresionadas así como también nos da una
aproximación de la presión de fractura de la formación. Así el programa de terminación deberá contener las densidades requeridas para el control adecuado del pozo.
Drilles
Correlaciones
Tabla 11 Número de hilos de cordón explosivo de 8 granos/pie
En la elaboración del programa de terminación es
importante la información que proporcionan los pozos vecinos, esta servirá para ubicar las zonas de interés, así como la geometría de aparejos de producción que se utilizaron, diseño de disparos e historia
de producción de los pozos. Toda la información recolectada 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, rebajado la zapata y se perforen algunos metros, se debe
de determinar el gradiente de fractura de la formación expuesta, así como la efectividad de la
cementación. Principalmente si han existido problemas durante la cementación, como perdidas de circulación 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 ocurre un brote, para determinar las densidades máximas en el pozo.
Otra de las pruebas que se realizan en la perforación
es la prueba de formación con la cual se obtiene información del comportamiento del flujo de fluidos y
de la formación. La información obtenida en las pruebas realizadas en la perforación del pozo son de utilidad para optimizar la planeación de la terminación.
Su principio de operación consiste en expulsar violentamente 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.
3000-4000
2
2
2
3
4
4-6
5-9
6-10
3-8
4-10
6-12
7-15
8-15
40002
3
3
3
4-6
5-8
6-12
7-14
4-9
5-12
7-15
8-18
8-18
de suma importancia que en la planeación se realice
un análisis tomando en consideración los porcentajes de riesgo involucrados, que permitan la generación de ganancias.
A continuación se mencionan algunas consideraciones que se deben tomar en cuenta al operar un cortador químico:
1) La herramienta debe permanecer inmóvil durante el corte, para lo cual cuenta con un dispositivo de anclaje.
2) El rango de corte en tuberías mínimo es de 0.742
pg.
3) Es necesario contar con fluido dentro de la tubería 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 entidad prestadora de servicios, requiere conocer los
costos de la intervención a los pozos. Por lo tanto es
Figura 67 Cortador térmico (superior), forma del corte 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 depreciación del equipo
159
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Terminación y Mantenimiento de Pozos
Utilidad .- Es la diferencia entre el costo y el precio,
normalmente se maneja en porcentaje.
Terminación y
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.
Mantenimiento de Pozos
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
Figura 68 Cortador de tubería químico (superior). Corte efectuado (inferior)
Ahora bien, para hablar de costos debemos tener
clara las diferencias entre los conceptos costo y gasto, precio y utilidad.
Gasto. Es el flujo de efectivo que se ve reflejado directamente en caja. En algunos casos se puede igualar al costo; esto es, cuando los servicios utilizados
en la intervención son proporcionados por la compañías de servicio. En caso contrario, cuando son
por administración, siempre serán menor al costo.
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, telecomunicaciones, 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.
160
Servicios
Apertura de ventana
Perforación direccional.
Prueba de lubricador
Apriete computarizado (llave y computadora) TR`s y TP
Disparos
Estimulación
Registros
Instalación de bola y niple colgador
Cementación de TR`s y TXC (Tapón por Circulación)
Mantenimiento, instalación y prueba del ½árbol
Nitrógeno
Pruebas hidráulicas
Herramientas especiales
Tubería flexible
Unidad de alta presión
Unidad Línea de Acero (registro de gradientes y
muestras)
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 elección del sistema de terminación deberá considerarse
la información recabada, indirecta o directamente,
durante la perforación, a partir de: Muestra de canal, núcleos, pruebas de formación análisis
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.
Transporte de:
Análisis de información
a) Equipo (desmantelar transportar e instalar )
b) Personal, accesorios y material diverso
Para desarrollar la planeación de la terminación se
deberá de contar con la información del pozo a intervenir y de pozos vecinos, esta estará constituida
de: Registros geofísicos, muestras de canal, corte de
núcleos, gasificaciones, perdidas de circulación, correlaciones, antecedentes de pruebas durante la
perforación, pruebas de formación (DST). Esta información se evaluara con el propósito de determinar cuales son las zonas de interés que contengan
hidrocarburos y a través de un análisis nodal se diseñaran los disparos, diámetros de tubería de producción y diámetros de estranguladores para mejorar la producción del yacimiento.
Muestras de canal y corte de núcleos
Las muestras de canal se obtienen durante la perforación, 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 barrena 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 preferentemente en áreas no conocidas y su operación
consiste:
a. El equipo muestreador es instalado en el extremo inferior de la sarta de perforación y se
introduce hasta el fondo del agujero.
b. La barrena empieza a cortar el núcleo perforando 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
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Terminación y Mantenimiento de Pozos
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
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