Tomo11 terminacion y mantenimiento de pozos
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  • Buen día Mónica, una pregunta estará disponible el material citado por algún otro medio, ya que intente conocer los temas que expones y me interesaría conocer más a detalle.

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  • 1. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de PozosÍNDICE PáginaI. DISEÑO DE LA TERMINACIÓN DE POZOS 5 Planeación de la terminación 5 Programa de operación 5 Análisis de información 5 Muestras de canal y corte de núcleos 5 Gasificación y pérdidas de circulación 6 Correlaciones 6 Antecedentes de pruebas durante la perforación 6 Pruebas de formación 7II. ANÁLISIS DE REGISTROS 7 Registro en agujero descubierto 7 Registro en agujero entubado 12III. TOMA DE INFORMACIÓN 12 Registros de presión 13 Registro de producción (PLT) 14 Registro de evaluación de cementación 14IV. CEMENTACIÓN DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO DE EXPLOTACIÓN 14 Tuberías de explotación 14 Tuberías de explotación cortas 14 Operaciones previas a la cementación 16 Operaciones durante la cementación 16 Introducción de la tubería de revestimiento 17 Operaciones posteriores a la cementación 18V. DISEÑOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN 19 Propiedades de la tuberías y de las juntas 19 Clase de tuberías de producción 19 Consideraciones de diseño 20 Accesorios de los aparejos de producción 21 Equipo de control subsuperficial 21 Empacadores 23 Determinación del peso de anclaje 24 Conexiones superficiales de control 25 1
  • 2. Terminación y Mantenimiento de Pozos Optimación de los aparejos de producción 28VI. ANÁLISIS NODAL 29VII. INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y LA PRODUCTIVIDAD DEL POZO 30 Fluidos utilizados durante la terminación 31 Daño a la formación productora 31 Efecto de la presión y temperatura sobre las salmueras 32 Composición y propiedades de las salmueras 32 Cálculos para el cambio de densidad de salmueras 34 Corrosividad de las salmueras 41 Tipos de corrosión 42 Factores que afectan la tasa de corrosión 43VIII. DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS DE CONTROL 45 Objetivos del desplazamiento 45 Recomendaciones previas al lavado del pozo 47 Espaciadores y lavadores químicos 48 Fluidos empacantes 48IX. DISEÑO DE DISPAROS 50 Pistolas hidráulicas 51 Cortadores mecánicos 51 Taponamiento de los disparos 52 Limpieza de los disparos taponados 52 Control del pozo 54 Penetración contra tamaño del agujero 56 Planeación del sistema de disparo 56 Desempeño de las cargas 56 Influencia de los factores geométricos sobre la relación de productividad 57 Procedimento de operación 59 Selección óptima de disparos utilizando software técnico 60X. ESTIMULACIÓN DE POZOS 61 Determinación del tipo de daño a la formación 61 Selección del tipo de tratamiento 64 Análisis de muestras y pruebas de laboratorio 64XI. TÉCNICAS BÁSICAS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS 65 Estimulación matricial 65 Surfactantes 66 Tipos de acido 69 Diseño de una estimulación 69 Procedimiento operativo para realizar una estimulación 72XII. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 732
  • 3. Terminación y Mantenimiento de Pozos Conceptos básicos 73 Comparación del fracturamiento ácido y fracturamiento con apuntalante 77 Fracturamiento ácido 78 Fracturamiento con apuntalante 79 Fracturamiento con espumas 81 Fracturamiento con gas altamente energizado 82XIII. ANÁLISIS DE PROBLEMAS DE POZOS 83 Tópicos de terminación 86XIV. TÉCNICA Y EQUIPO PARA LA TERMINACIÓN CON TUBINGLESS 88 Consideraciones de diseño 89 MANTENIMIENTO DE POZOSXV. INTRODUCCIÓN, DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN 93XVI. REPARACIÓN MAYOR 93 Procedimiento operativo 95XVII. CONSIDERACIONES PARA LA APERTURA DE VENTANAS 103 Apertura de ventanas con herramienta desviadora tipo cuchara 105 Procedimento operativo para apertura de ventanas con cuchara desviadora 106XVIII. REQUERIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN Y DISEÑO DEL REACONDICIONAMIENTODE APAREJOS DE PRODUCCIÓN 109 Consideraciones para el desarrollo de un programa de mantenimiento de pozos 109 Control del pozo 124 Inducciones 128 Inducción por empuje o implosión 131 Toma de muestras 142 Procedimientos operativos para el muestreo 148 Moliendas 154 Consideraciones en la selección y operación de cargas puncher 155 Vibraciones de sartas 156 Consideraciónes para la desconexión de tuberías 158 Cortadores de tubería 158XIX. COSTO DE UNA INTERVENCIÓN 159 Bibliografía 161 3
  • 4. Terminación y Mantenimiento de Pozos c) Fluidos de control 7. Niño Chaves Mario A;" Manual de Empacadores d) Material químico y Retenedores", PEP REGION Sur, Gerencia de , e) Tuberías Perforación y Mantenimiento de Pozos, Primera Edición 1995. Anclaje de empacadores en: 8. Sánchez Zamudio Miguel y Velez Martínez Ma- nuel;" Diseño Manejo y Selección de Tuberías de Fluidos Producción", PEP REGION Sur, Gerencia de Per- , a) Para perforación foración y Mantenimiento de Pozos, Primera Edi- b) Para terminación ción 1995. c) Filtrado de fluidos de terminación 9. Mora Ríos Alfonso y López Valdéz Israel;" Manual de evaluación de Formaciones , PEP REGION Sur, , Servicios de Ingeniería de Perforación y Mantenimiento de Pozos, Prime- Indirectos y de administración ra Edición 1995. 10.Reparación de Pozos I Nivel 3 Coordinación de Bibliografía Mantenimiento de Pozos. 11.Reparación de Pozos II Nivel 3 Coordinación de 1. Short, "Jim", J.A.;" Fishing and Casing Repair, Edi- Mantenimiento de Pozos. torial Pennwell, 19. 12.Reparación de Pozos III Nivel 4 Coordinación de 2. Kemp Gore;" Oilwell Fishing Operations: Tools and Mantenimiento de Pozos. Techniques", Second Edition Golf Publishing 13.Reparación de Pozos IV Nivel 4 Coordinación de Compañy.1990. Mantenimiento de Pozos. 3. Wells Michael;"Perforating Design" Curso Villa- 14.Manual de Procedimientos Técnico Operativos en hermosa TAB. Octubre 1999. Campo, Tomos I, II, III, IV, V, PEP; Perforación y 4. Chang K.S.; " Water Control Diagnostic Plots"; SPE Mantenimiento de Pozos, Sugerencia de Termi- 30775. nación y reparación de Pozos. 5. Rasso Zamora Carlos y Najera Romero Salvador; 15.Garaicochea P Francisco; " Apuntes de Estimu- . " Determination of the Drilling Cost and Well lación de Pozos ", Facultad de Ingeniería UNAM. Maintenance System in Pemex Perforación y Man- 16.Garaicochea P Francisco y Benitez H. Miguel A" . tenimiento de Pozos"; SPE 40045. Apuntes de Terminación de Pozos", Facultad de 6. Subiaur Artiachi Servio Tulio;" Disparos Diseño y Ingeniería UNAM. Procedimientos", PEP REGION Sur, Gerencia de , 17.Composite Catalog of Oil Field Equipment and Perforación y Mantenimiento de Pozos, Primera Services, 1998-99, 43rd, Edition Published by Edición 1995. World Oil, Golf Publishing Compañy.4 161
  • 5. 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, Mantenimiento de Pozos por lo deben ser considerados en el costeo del pozo. Por ejemplo los conceptos manejados en el costeo en una intervención de mantenimiento mayor de reentrada, se listan a continuación: I. DISEÑO DE LA TERMINACIÓN DE POZOS de: Registros geofísicos, muestras de canal, corte de Concepto núcleos, gasificaciones, perdidas de circulación, co- Planeación de la terminación rrelaciones, antecedentes de pruebas durante la Costo día/equipo perforación, pruebas de formación (DST). Esta in- La terminación de un pozo petrolero es un proceso formación se evaluara con el propósito de determi- Materiales operativo que se inicia después de cementada la ulti- nar cuales son las zonas de interés que contengan ma tubería de revestimiento de explotación y se rea- hidrocarburos y a través de un análisis nodal se dise- Tubería de revestimiento liza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocar- ñaran los disparos, diámetros de tubería de pro- Accesorios de tubería de revestimiento buros o taponado si así se determina. ducción y diámetros de estranguladores para mejo- Tuberías de producción rar la producción del yacimiento. Accesorios para aparejo de producción El objetivo primordial de la terminación de un pozo Empacadores y retenedores es obtener la producción optima de hidrocarburos Muestras de canal y corte de núcleos Molinos, escariadores, barrenas y herramientas de al menor costo. Para que esta se realice debe hacer- percusión se un análisis nodal para determinar que aparejos de Las muestras de canal se obtienen durante la perfo- Combinaciones producción deben de utilizarse para producir el pozo ración, son los fragmentos de roca cortados por la adecuado a las características del yacimiento. (tipo barrena y sacados a la superficie a través del sistema Servicios de formación, mecanismo de empuje etc.) En la elec- circulatorio de perforación, el recorte es recolectado Figura 68 Cortador de tubería químico (supe- ción del sistema de terminación deberá considerarse en las temblorinas para su análisis. Estas muestras rior). Corte efectuado (inferior) la información recabada, indirecta o directamente, proporcionan información del tipo de formación que Apertura de ventanaAhora bien, para hablar de costos debemos tener Perforación direccional. durante la perforación, a partir de: Muestra de ca- se corta, características de la roca como son: laclara las diferencias entre los conceptos costo y gas- Prueba de lubricador nal, núcleos, pruebas de formación análisis Porosidad (φ), Permeabilidad (K), saturación de aguato, precio y utilidad. Apriete computarizado (llave y computadora) TR`s y TP petrofisicos, análisis PVT y los registros geofísicos de (Sw), Saturación de aceite (So), Compresibilidad de Disparos explotación. la roca ( C ). Los núcleos son fragmentos de rocaGasto. Es el flujo de efectivo que se ve reflejado di- Estimulación relativamente grande que son cortados por una ba-rectamente en caja. En algunos casos se puede igua- Registros Programas de operación rrena muestreadora constituidas por : tambor olar al costo; esto es, cuando los servicios utilizados Instalación de bola y niple colgador barril exterior, tambor o barril interior, retenedor deen la intervención son proporcionados por la com- Cementación de TR`s y TXC (Tapón por Circulación) Es desarrollado por el Ingeniero de proyecto y es núcleo, cabeza de recuperación , válvula de alivio depañías de servicio. En caso contrario, cuando son Mantenimiento, instalación y prueba del ½árbol creado con información de la perforación del pozo a presión. La practica de corte de núcleos se usa pre-por administración, siempre serán menor al costo. Nitrógeno intervenir en caso de ser exploratorio y pozos veci- ferentemente en áreas no conocidas y su operación Pruebas hidráulicas nos a él al tratarse de pozos en desarrollo, consiste consiste:Costo. Es el flujo de efectivo reflejado en caja, más Herramientas especiales en un plan ordenado de operaciones que incluyenlos gastos contables como depreciación de los equi- Tubería flexible la toma de registros, la limpieza del pozo, el diseño a. El equipo muestreador es instalado en el ex-pos, servicios y productos proporcionados por otras Unidad de alta presión de disparos, y la prueba de intervalos productores, tremo inferior de la sarta de perforación y seentidades, tales como servicio medico, telecomuni- Unidad Línea de Acero (registro de gradientes y con el fin de explotar las zonas de interés de poten- introduce hasta el fondo del agujero.caciones, combustibles, lubricantes, etc. muestras) cial económico. b. La barrena empieza a cortar el núcleo perfo- rando solamente la parte del borde exterior y,Precio. Es el costo del servicio proporcionado. Se Transporte de: Análisis de información al mismo tiempo, el núcleo va siendo alojadoestablece de acuerdo con el comportamiento del en el barril interior.mercado y engloba los conceptos de gasto, riesgo y a) Equipo (desmantelar transportar e instalar ) Para desarrollar la planeación de la terminación se c. Cuando se termina de cortar el núcleo este esutilidad. b) Personal, accesorios y material diverso deberá de contar con la información del pozo a in- retenido por el seguro retenedor. tervenir y de pozos vecinos, esta estará constituida d. Posteriormente es sacado el núcleo del barril160 5
  • 6. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos muestreador. Se extrae solamente este barril - Causas naturales. Son aquellas inherentes a la Tubería Diámetro Profundidad( m) ya que es independiente del equipo. formación , ejemplo: cavernas o fracturas na- Tipo (pg) 0-1000 1000-2000 2000-3000 3000-4000 4000- turales. 2 3/8 1 1 1 2 2Se debe procurar obtener los 9 metros que es la lon- - Causas inducidas. Son provocadas durante la Producción 2 7/8 1 1 2 2 3gitud del barril, el núcleo proporciona mayor infor- perforación al bajar rápidamente la sarta de per- 3½ 1 1 2 2 3mación sobre la litología y el contenido de fluidos. foración (efecto pistón), al controlar el pozo 4 ½” 2 2 2 3 3La decisión de obtener núcleos se toma cuando se alcanzando la presion máxima permisible y al 2 3/8-2 7/8 1 2 3 4 4-6presenta una aportación de hidrocarburos en rocas incremento inadecuado de la densidad de lodo. Perforación 3 ½- 4 2 3 4 4-6 5-8almacenadoras, y cuando los registros geofísicos 4 ½-6 9/16 2 4 4-6 5-9 6-12indican una zona de posibilidad de contenido de hi- En conclusión las pérdidas de circulación indican las 6 5/8 3 4-5 5-7 6-10 7-14drocarburos. zonas depresionadas así como también nos da una 3½ 2-4 2-5 3-7 3-8 4-9 aproximación de la presión de fractura de la forma- Drilles 4 1/8-5 ½ 2-4 3-6 4-8 4-10 5-12El corte de núcleos de pared del pozo es realizado ción. Así el programa de terminación deberá conte- 5 ¾-7 3-6 4-8 5-10 6-12 7-15con un equipo que trabaja a través de percusión. ner las densidades requeridas para el control ade- 7 ¼-8 1/2 4-6 5-9 6-12 7-15 8-18Este tipo de núcleos puede ser orientado para deter- cuado del pozo. Arriba de 9 6 6-12 6-12 8-15 8-18minar los esfuerzos a los que es sometida la roca. Correlaciones Tabla 11 Número de hilos de cordón explosivo de 8 granos/pieGasificación y perdidas de circulación En la elaboración del programa de terminación es Su principio de operación consiste en expulsar vio- de suma importancia que en la planeación se realiceDurante la perforación se presentan gasificaciones importante la información que proporcionan los po- lentamente un líquido corrosivo de la herramienta un análisis tomando en consideración los porcenta-que indican posibles acumulaciones de hidrocarbu- zos vecinos, esta servirá para ubicar las zonas de in- hacia la tubería. Normalmente consta de un inicia- jes de riesgo involucrados, que permitan la genera-ros y proporcionan información aproximada de una terés, así como la geometría de aparejos de produc- dor, un propelente sólido, un catalizador y trifluoruro ción de ganancias.densidad equivalente a la presión de poro. Las ción que se utilizaron, diseño de disparos e historia de bromo (BrF3). Cuando se inicia la explosión, elgasificaciones consisten en la contaminación del lodo de producción de los pozos. Toda la información re- propelente fuerza al BrF3 a través del catalizador y dede perforación por un flujo de gas que sale de la colectada se evaluará con el objeto de optimizar el una cabeza de corte a alta presión y temperatura. Elformación hacía el pozo provocado por una presión programa mencionado. BrF 3 es expulsado a través de varios orificios de ladiferencial a favor de la formación productora (la herramienta contra la pared de la tubería que se va apresión de formación es mayor que la presión Antecedentes de pruebas durante la perforación cortar. La figura 68 muestra la herramienta y el cortehidrostática.) Se debe de tener cuidado en este tipo efectuado.de problemas (las gasificaciones) ya que cuando se Una de las pruebas requeridas durante la perforaciónvuelven incontrolables provocan los reventones o es la prueba de goteo, la cual exige que después de A continuación se mencionan algunas consideracio-crean peligro de incendio, por lo que es recomenda- haber cementado la tubería de revestimiento, reba- nes que se deben tomar en cuenta al operar un cor-ble la realización de un buen control de pozo. Estos jado la zapata y se perforen algunos metros, se debe tador químico:problemas de gasificación son muy comunes duran- de determinar el gradiente de fractura de la forma-te la perforación de pozos petroleros; pero en espe- ción expuesta, así como la efectividad de la 1) La herramienta debe permanecer inmóvil duran-cial en los pozos exploratorios, en donde no se tiene cementación. Principalmente si han existido proble- te el corte, para lo cual cuenta con un dispositi-información precisa sobre la columna geológica que mas durante la cementación, como perdidas de cir- vo de anclaje.se está perforando. culación de cemento, heterogeneidad de lechada, 2) El rango de corte en tuberías mínimo es de 0.742 fallas de equipo de bombeo etc. Para determinar el pg.Las pérdidas de circulación se definen como la per- gradiente de fractura de la formación, se realiza la 3) Es necesario contar con fluido dentro de la tube-dida parcial o total del fluido de control hacia una prueba de goteo, esta prueba proporciona también ría para efectuar el corte.formación muy permeable o depresionada. Este pro- la presión máxima permisible en el pozo cuando ocu- 4) En lodos densos se tienden a tapar los agujerosblema se presenta en ocasiones en la perforación de rre un brote, para determinar las densidades máxi- de la herramienta y puede operar deficientemente. Figura 67 Cortador térmico (superior), forma del cor-pozos y se manifiesta cuando retorna parte o no hay mas en el pozo. te efectuado (inferior)retorno del fluido de perforación. Para que se pre- XIX. COSTO DE UNA INTERVENCIÓNsente este tipo de problemas se requiere dos condi- Otra de las pruebas que se realizan en la perforación El costo total de la intervención estará compuestociones en el pozo: Formación permeable y altas es la prueba de formación con la cual se obtiene in- Debido a la transformación de PEMEX EXPLORACIÓN por:presiones diferenciales para que exista flujo hacia la formación del comportamiento del flujo de fluidos y Y PRODUCCIÓN en líneas de negocios, la Unidad de a) Costo de los materialesformación. Las causas más comunes de este tipo de de la formación. La información obtenida en las prue- Perforación y Mantenimiento de Pozos, como enti- b) Costos de los serviciosproblema son: bas realizadas en la perforación del pozo son de utili- dad prestadora de servicios, requiere conocer los c) Costo por la utilización, mantenimiento y depre- dad para optimizar la planeación de la terminación. costos de la intervención a los pozos. Por lo tanto es ciación del equipo6 159
  • 7. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozosprofundidades. Dicha tabla supone una densidad El tercer factor en la desconexión de tuberías tiene que Pruebas de formación nualmente en una gráfica, en 1929 se introdujo co-promedio del fluido de control de 1.2 gr./cc, además ver con la torsión izquierda en la junta por desconec- mercialmente y se reconoció la utilidad de la medi-de tener el pozo lleno de fluido. (No existe condición tar. Cuando se tienen pozos desviados, ésta hace difí- La prueba de formación consiste en hacer una ter- ción de la resistividad para propósitos de correlaciónde pérdida de fluido). cil la transmisión de la torsión hasta la junta por desco- minación temporal del pozo y de esta manera pro- y para identificar las capas potenciales portadoras nectar. En estos casos se recomienda transmitir la tor- vocar que la formación se manifieste. Para lograr esto de hidrocarburos. En 1931, la medición del poten-Consideraciones para la desconexión de tuberías sión por etapas. Una práctica recomendable es aplicar es necesario crear una presión diferencial a favor de cial espontáneo (SP) se incluyó con la curva de ½ vuelta por cada 300m de longitud de tubería de per- la formación de interés, suprimiendo la presión resistividad en el registro eléctrico y así sucesivamenteAntes de efectuar un trabajo de string shot o vibra- foración, y 1 vuelta para tuberías de producción. hidrostática. Para aislar la formación productora se se fueron dando los avances de los diferentes regis-ción de tubería es recomendable tomar en cuenta utiliza un empacador ó ensamble de fondo especial, tros eléctricos como el de echados, rayos gamma,las siguientes consideraciones: Procedimiento operativo quedando en comunicación la formación con la su- neutrones, inducción, doble inducción, sónico de perficie, por lo que actuará solo en ella la presión porosidad, de densidad, litodensidad y actualmente1) Mantener la tubería (cople por desconectar) en a) Hacer una prueba de elongación y determinar la atmosférica, lo cual permite que los fluidos de la for- otras mediciones de registro incluyen la resonancia tensión. longitud mínima. mación fluyan hacia el pozo y posteriormente a la magnética nuclear, la espectrometría nuclear (natu-2) Tubería apretada. b) Tomar un registro de punto libre. Ajustar pesos superficie. El objetivo de las pruebas de formación ral e inducida) y numerosos parámetros en agujeros3) Aplicar torque izquierdo al cople que se va a des- con base en resultados del registro. es crear las condiciones favorables para que la for- revestidos. conectar. c) Calcular la cantidad de cordón explosivo. mación productora fluya, y de esta manera obtener4) Posicionar el cordón con la cantidad de explosivo d) Determinar el número de vueltas para el apriete y información sobre el comportamiento de los fluidos Registro en Agujero Descubierto adecuado. desconexión. de la formación. e) Verificar el apriete de tubería. Casi toda la producción de petróleo y gas en la ac-Teóricamente, la junta por desconectar debe encon- f) Introducir la varilla con el cordón explosivo. Se Con esta información y con la que se obtuvo duran- tualidad se extrae de acumulaciones en los espaciostrarse en una condición de punto neutro (sin tensión recomiendan de 200 a 300m. te la perforación, se evalúa la capacidad de produc- porosos de las rocas del yacimiento, generalmenteni compresión). Sin embargo, la experiencia demues- g) Aplicar el torque izquierdo a la tubería y dejarla en ción de la formación probada para conocer si es areniscas, calizas o dolomitas. La cantidad de petró-tra que es mejor tenerla ligeramente a tensión. Para el peso calculado para la desconexión. comercial su explotación. Las pruebas de formación leo o gas contenida en una unidad volumétrica deldeterminar la cantidad de tensión aplicada a la tube- h) Registrar el torque aplicado. se efectúan durante la perforación, por lo que siem- yacimiento es el producto de su porosidad por laría se tiene que: i) Bajar el cordón explosivo hasta el punto que se va pre se realizan en agujero descubierto. Estas prue- saturación de hidrocarburos. Además de la porosi- a desconectar y disparar. bas son costosas, pero indispensables en ciertos ca- dad y de la saturación de hidrocarburos, se requiereCalcular el peso flotado de la tubería hasta el pun- j) Observar en el torquímetro algún cambio en la tor- sos, especialmente en pozos exploratorios. el volumen de la formación almacenadora de hidro-to de desconexión (longitud mínima libre), adicio- sión registrada. carburos. Para calcular las reservas totales y deter-nar un sobrejalón, se recomienda el 10 % del peso k) Tomar un registro de coples antes de sacar la varilla II. ANÁLISIS DE REGISTROS minar si la reserva es comercial, es necesario cono-calculado. Sin embargo, este método tiene el in- l) Levantar o bajar la tubería para comprobar la cer el espesor y el área del yacimiento para calcularconveniente de que la longitud mínima pudiera ser desconexión; en caso necesario, completarla Hace más de medio siglo se introdujo el Registro Eléc- su volumen.errónea debido a la fricción ocasionada por la tu- con torsión izquierda. trico de pozos en la Industria Petrolera, desde enton-bería en los puntos de contacto con las paredes ces, se han desarrollado y utilizado, en forma gene- Para evaluar la productividad del yacimiento, se re-del pozo. Otra alternativa tiene que ver con el peso Cortadores de tubería ral, muchos más y mejores dispositivos de registros. quiere saber con qué facilidad puede fluir el liquido amarcado por el indicador antes de pegarse la tu- A medida que la Ciencia de los registros de pozos través del sistema poroso. Esta propiedad de la rocabería, restar el peso flotado del pescado que se va Cortador térmico (tipo jet) petroleros avanzaba, también se avanzó en la inter- que depende de la manera en que los poros estána dejar en el pozo y agregar el 10% por pretación y análisis de datos de un conjunto de per- intercomunicados, es la permeabilidad. Los princi-sobretensión. Es básicamente una carga moldeada y revestida de files cuidadosamente elegidos. Por lo anterior se pro- pales parámetros petrofísicos para evaluar un depó- forma circular, que al detonar produce un corte limita- vee un método para derivar e inferir valores de sito son: porosidad, saturación de hidrocarburos,El segundo factor para asegurar el éxito de la desco- do en la tubería. La forma del tubo en el corte queda parámetros tan importantes para la evaluación de un espesor, área, permeabilidad, geometría, temperatu-nexión es apretar la tubería. Esto evita que se desco- ligeramente abocinada por lo que puede requerirse yacimiento como es las saturaciones de hidrocarbu- ra y la presión del yacimiento, así como la litologíanecte al momento de aplicar torsión izquierda, por conformar la boca del pez. Como requisito es necesa- ros y de agua, la porosidad, la temperatura, el indice que desempeñan un papel importante en la evalua-lo que se recomienda apretar la tubería con un 30% rio que la tubería sea calibrada previamente al drift, de permeabilidad, la litología de la roca de yacimien- ción, terminación y producción de un yacimiento.adicional al torque óptimo de apriete, o al que se para su utilización. La figura 67 muestra este tipo de to y actualmente la geometría del pozo, los esfuer-usará para la desconexión. El número de vueltas a la cortador y la forma del corte que produce. zos máximos y mínimos, el agua residual, etc. Registro de Potencial Espontaneo y de Rayosderecha (apriete), depende del diámetro, peso y pro- Gamma Naturalesfundidad. Sin embrago, una regla de campo es apli- Cortador de tubería químico El primer Registro eléctrico se tomo en el año decar una vuelta por cada 300 m, en tuberías de perfo- 1927 en el Noroeste de Francia, era una gráfica úni- La curva de Potencial espontáneo (SP) y el registroración, mientras que en tuberías de producción se A diferencia del cortador térmico, éste deja un corte ca de la resistividad eléctrica de las formaciones atra- de Rayos Gamma naturales (GR) son registros de fe-recomienda 1 ½ vueltas. limpio sin protuberancias dentro y fuera del tubo. vesadas, se realizaba por estaciones, se hacían me- nómenos físicos que ocurren naturalmente en las diciones y la resistividad calculada se trazaba ma- rocas in situ. La curva SP registra el potencial eléc-158 7
  • 8. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozostrico producido por la interacción del agua de for- Registro de RG Una vez que se detecta una pegadura de tubería es Los valores de tensión recomendados para la tube-mación innata, el fluido de perforación conductivo y necesario tomar un registro de punto libre, con la ría de producción y de perforación son presentan enotras rocas selectivas de iones (lutita) y el registro de El registro de RG es una medición de la radioactivi- finalidad determinar la profundidad o punto exacto la tabla 10.GR indica la radioactividad natural de las formacio- dad natural de las formaciones. En las formaciones de pegadura. Las herramientas usadas para la medi-nes. Casi todas las rocas presentan cierta radioactivi- sedimentarias el registro normalmente refleja el con- ción basan su funcionamiento en las propiedades de Diámetro Tipo de Tensión Recomendadadad natural y la cantidad depende de las concentra- tenido de arcilla de las formaciones porque los ele- los materiales elásticos susceptibles de deformarse (pg) Tubería (Lbs)ciones de potasio, torio y uranio, los registros SP y mentos radioactivos tienden a concentrarse en arci- cuando son sometidos a un esfuerzo. 2 3/8 Producción 10,000-15,000de GR son bastantes útiles e informativos, entre sus llas y lutitas. Las formaciones limpias generalmente 2 7/8 Producción 14,000-20,000usos se encuentran los siguientes: tienen un nivel muy bajo de radioactividad, a menos Una tubería de perforación o producción en un pozo 3½ Producción 20,000-30,000 que contaminantes radioactivos como cenizas vol- está sometida a un esfuerzo de tensión, ocasionado 4½ Producción 28,000-42,000 ¨ Diferencia roca potencialmente productoras cánicas o residuos de granito estén presentes o que por el propio peso. Dicho esfuerzo se distribuye permeables y porosas (arenisca, caliza, las aguas de formación contengan sales radioactivas linealmente por toda la tubería, desde un máximo en 2 7/8 Perforación 20,000-25,000 dolomia) de arcillas y lutitas no permeables. disueltas. la superficie hasta un mínimo (cero) en el punto de 3½ Perforación 30,000-35,000 ¨ Define los limites de las capas y permite la co- atrapamiento. Cuando se aplica un jalón a una tube- 4 1/2 Perforación 35,000-40,000 rrelación entre las capas. El registro de RG puede ser corrido en pozos entuba- ría atrapada esta sufre una elongación proporcional Tabla 10. Tensión adicional recomendada para pruebas ¨ Proporciona una indicación de la arcillosidad do lo que lo hace muy útil como una curva de corre- a la tensión aplicada. Por lo tanto, es posible hacer de elongación. de la capa. lación en operaciones de terminación o modificación una estimación de la profundidad de atrapamiento, ¨ Ayuda en la identificación de la litología (mine- de pozo. Con frecuencia se usa para complementar por medio de una prueba de elongación. El torque en superficie se relaciona con el desplaza- ral). el registro del SP y como sustituto para la curva SP miento angular o giro. Éste varía linealmente con la ¨ En el caso de la curva SP permite la determi- , en pozos perforados con lodo salado , aire o lodos a Una prueba de elongación consiste en aplicar ten- profundidad; es decir, desde un máximo en la su- nación de la resistividad del agua de forma- base de aceite. En cada caso , es útil para la localiza- sión sobre el peso de la tubería, midiendo la perficie hasta un mínimo en el punto de atrapamiento. ción. ción de capas con y sin arcilla y, lo mas importante, elongación producto de ese esfuerzo. La longitud de Esto se da en función de la longitud libre de tubería, ¨ En el caso de los Registros GR y NGS (registro para la correlación general. atrapamiento se calcula con: del torque, del módulo de elasticidad transversal y de espectrometria de rayos gamma naturales) del momento de inercia de la tubería. Es decir: detecta y evalúa depósitos de minerales radio- Las propiedades de los Rayos Gamma son impul- (0.88[H[: ) (51) /= [10− 5  7[/  activos. sos de ondas electromagnéticos de alta energía ∆) θ = 27,060  (52) ¨ En el caso del registro NGS define las con- que son emitidos espontáneamente por algunos Donde: Donde:  (V [,  centraciones de potasio, torio y uranio. elementos radioactivos. El isótopo de potasio radioactivo con un peso atómico 40 y los ele- L= longitud libre de tubería (m) q = Desplazamiento angular o giro (grados).Registro SP mentos radioactivos de las series del uranio y del e = Elongación (cm) T = Torque de tubería (Lbs-pie). torio emiten casi toda la radiación gamma que se W = peso unitario de la tubería(lbs/pie) Es = Modulo de elasticidad transversal (psi)La curva SP es un registro de la diferencia entre el encuentra en la tierra, cada uno de estos elemen- D F= Sobre tensión aplicada a al tubería (lbs) I = Momento de inercia de la tubería (pg4)potencial eléctrico de un electrodo movil en el pozo tos emite rayos gamma, el número y energía de La longitud calculada con la ecuación anterior es lay el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la su- éstos es distintivo de cada elemento, al pasar a mínima libre en el pozo, debido a que los efectos de El momento de inercia está dado por:perficie en función de la profundidad, enfrente de través de la materia, los rayos gamma experimen- fricción crean puntos de seudoatrapamiento, más Πlutitas, la Curva SP por lo general, define una líneamás o menos recta en el registro, que se llama línea tan colisiones de Compton sucesivas con los áto- mos del material de la formación y pierden ener- severos en pozos desviados. El procedimiento para una prueba de elongación es el siguiente: ,= 32 (H4 − L 4 ) (53)base de lutitas, enfrente de formaciones permeables, gía en cada colisión.Después de que el rayo gamma Donde:la curva muestra excursiones con respecto a la línea ha perdido suficiente energía , un átomo de la for- 1) Calcular el peso flotado de la tubería hasta el pun- De = Diámetro exterior de la tubería (pg).base de lutitas; en las capas gruesas estas deflexiones mación lo absorbe por medio de efecto fotoeléc- to de atrapamiento. Di = Diámetro exterior de la tubería (pg).tienden a alcanzar una deflexión constante, definien- trico. Por consiguiente, los rayos gamma natura- 2) Calcular una tensión adicional de acuerdo con eldo así una línea de arena y la deflexión puede ser a la les se absorben gradualmente y sus energías se tipo y diámetro de la tubería. Determinación de la cantidad de explosivo para efec-izquierda o a la derecha, dependiendo principalmente degradan {reducen} al pasar a través de la forma- 3) Marcar la tubería al nivel del piso de trabajo (mesa rotaria) tuar una vibración de sartade las salinidades relativas del agua de formación y ción. La tasa de absorción varía con la densidad 4) Aplicar sobre-tensión y medir la distancia entre ladel filtrado de lodo, el registro del SP se mide en de la formación, dos formaciones que tengan la primera marca y la segunda. Para desenroscar la tubería en el punto deseado, semilivoltios (mV) y no se puede registrar en pozos lle- misma cantidad de material radiactivo por volu- 5) Libere la tubería de la sobretensión regresándola a detona un paquete de cordón explosivo cerca delnos con lodos no conductivos, ya que éstos no pro- men de unidad, pero con diferentes densidades, la primera marca. cople con el fin de proveer la fuerza necesaria paraporcionan una continuidad eléctrica entre el electro- mostraran diferentes niveles de radioactividad, las 6) Aplique la ecuación no.51 para calcular la longi- desconectar la tubería. La cantidad de cordón explo-do del SP y la formación. formaciones menos densas aparecerán algo más tud mínima libre. sivo depende principalmente de la profundidad (pre- radioactivas. 7) Repita los pasos 4, 5, 6, y compare las longitudes sión hidrostática) y del diámetro de la tubería. La ta- calculada, con el fin de determinar con mayor pre- bla 11 proporciona la cantidad de cordón explosivo cisión la longitud libre de tubería. recomendado para diferentes diámetros de tubería y8 157
  • 9. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozosb) Tratar de disparar lo más cercano al cople, debido Tipo de Espesor de Diámetro Penetración Registros de Porosidad prensión y de cizallamiento dentro de la formación, a que el up-set de la tubería centra la misma y así carga Tubería( pg) promedio(pg) máx. en la ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero se evitan daños a la de revestimiento. Sin embar- tubería La porosidad de las rocas puede obtenerse a partir y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido. go, no se debe disparar sobre un cople. exterior(pg) del registro sónico, el registro de densidad o el regis- En el caso de registros de pozos, la pared y rugosi- Pequeña 0.15 0.37 0.02 tro de neutrones. Todas estas herramientas ven afec- dad del agujero, las capas de la formación, y las frac-c) Verificar el nivel y densidad de fluidos dentro del (Verde) 0.34 0.25 -- tada su respuesta por la porosidad, los fluidos y la turas pueden representar discontinuidades acústicas pozo. En caso de una gran diferencial de presión Mediana 0.34 0.34 0.02 matriz de la formación. Si los efectos de fluidos y significativas. se requerirá utilizar equipo de control de presiones (Café) 0.49 0.18 -- matriz se conocen o se pueden determinar, la res- Grande 0.49 0.24 0.03 puesta de la herramienta puede relacionarse con la Por lo tanto, los fenómenos de refracción, reflexiónd) Determinar el número de disparos en función del (Verde) 0.55 0.22 -- porosidad. Por lo tanto, estos instrumentos se men- y conversión de ondas dan lugar a la presencia de área total del flujo requerido para la caída de pre- cionan con frecuencia como registros de porosidad. muchas ondas acústicas en el agujero cuando se está sión que se va a manejar en los disparos. Normal- Tabla 9. Cargas puncher para alta temperatura hasta Tres técnicas de registro responden a las característi- corriendo un registro sónico. Estas formas de onda 470 F en diámetro de 1 9/16". mente cuatro cargas por metro son suficientes; cas de la roca adyacente al agujero. Su profundidad se registraron con un arreglo de ocho receptores sin embrago, en puntos en donde la carga está Espesor de tubería = 0.368x1.125=0.414 pg de investigación es de sólo unas cuantas pulgadas y localizados de 8 a 11 ½ pies del transmisor. Se mar- cerca del límite se recomienda aumentar la densi- por lo tanto está generalmente dentro de la zona in- caron los diferentes paquetes de ondas. Aunque los dad de los disparos. Por lo que la carga seleccionada tendría que ser una vadida. paquetes de ondas no están totalmente separados carga mediana con código blanco. en el tiempo en este espaciamiento, pueden obser- Tipo de Espesor de Diámetro Penetración Otras mediciones petrofísicas, como la micro-resisti- varse los distintos cambios que corresponden al ini- carga Tubería promedio máx. en la Vibraciones de sartas vidad, el magnetismo nuclear o la propagación elec- cio de llegadas de compresión y cizallamiento y la ( pg) (pg) tubería exterior tromagnética, algunas veces se utilizan para deter- llegada de la onda Stoneley. Una condición indeseable en el pozo es el pegado o minar la porosidad. Sin embargo, estos instrumen- (pg) atrapamiento de la tubería. Estas situaciones pueden tos también reciben una gran influencia del fluido El primer arribo u onda compresional es la que ha Pequeña 0.19 0.37 0.10 suceder en cualquier etapa durante la intervención que satura los poros de las rocas. Por esta razón se viajado desde el transmisor a la formación como (Naranja) 0.37 0.19 0.04 de un pozo o a lo largo de su vida productiva. Un discuten aparte. una onda de presión de fluido, se refracta en la Mediana 0.38 0.37 0.07 descuido humano o la falla mecánica de las herra- pared del pozo, viaja dentro de la formación a la (Blanco) 0.49 0.22 0.04 mientas y accesorios utilizados en la intervención Registros sónicos velocidad de onda compresional de la formación Grande 0.50 0.23 0.05 pueden ocasionar este problema. Así es que las de- y regresa al receptor como una onda de presión (Azul) 0.60 0.21 -- cisiones para resolverlo son determinantes para lo- En su forma más sencilla, una herramienta sónica de fluido. Tabla 8. Cargas puncher para temperatura estándar en grar la continuidad en las operaciones. consiste de un transmisor que emite impulsos sóni- diámetro de 1 9/16". cos y un receptor que capta y registra los impulsos. La onda de cizallamiento es la que viaja del trans- Una técnica ampliamente usada en estos casos es la El registro sónico se da simplemente en función del misor a la formación como una onda de presiónEjemplo 14: detonación de una carga explosiva (cordón detonante tiempo, t, que requiere una onda sonora para atra- de fluido, viaja dentro de la formación a la veloci- o vibración) en una junta de tubería que se encuen- vesar un pie de formación. Este es conocido como dad de onda de cizallamiento de la formación ySe requiere establecer circulación en un pozo cuya tra con torsión arriba del punto de atrapamiento. El tiempo de tránsito, t, t es el inverso de la velocidad regresa al receptor como una onda de presión desarta de perforación se encuentra atrapada a una golpe de la explosión afloja la unión, cuando se tiene de la onda sonora. El tiempo de tránsito para una fluido.profundidad de 3 400m, el diámetro de la tubería es torsión inversa, se logra la desconexión. formación determinada depende de su litología y sude 3 ½", grado X, de 13.3 lbs/pie, la temperatura en porosidad. Cuando se conoce la litología, esta de- La onda de lodo (no muy evidente en estos trenesel pozo es de 200°F. Las pegaduras más comunes en sartas de trabajo y pendencia de la porosidad hace que el registro sóni- de ondas) es la que viaja directamente del trans- aparejos de producción son: co sea muy útil como registro de porosidad. Los tiem- misor al receptor en la columna de lodo a la velo-Solución: pos de tránsito sónicos integrados también son úti- cidad de onda de compresión del fluido del aguje- a) Pegado por presión diferencial les al interpretar registros sísmicos. El registro sóni- ro.De acuerdo con el diámetro, temperatura del pozo b) Pegado por fraguado prematuro de cemento co puede correrse simultáneamente con otros servi-y peso de tubería, se tiene un espesor de pared de c) Pegado por pérdida de circulación cios. La onda Stoneley es de gran amplitud y viaja del0.368 pg. En función de la temperatura puede em- d) Pegado por ojo de llave transmisor al receptor con una velocidad menor a laplearse la tabla 8, seleccionando un tipo de carga e) Pegado por derrumbe de agujero El principio es la propagación del sonido en un pozo, de las ondas de compresión en el fluido del agujero.pequeña con código naranja, cuya penetración es f) Pegado por producción de arena es un fenómeno complejo que está regido por las La velocidad de la onda Stoneley depende de la fre-de 0.37 pg. Sin embargo, es recomendable mane- g) Pegado por lodo propiedades mecánicas de ambientes acústicos dife- cuencia del pulso de sonido, del diámetro del agu-jar un margen de seguridad para asegurar el éxito h) Pegado por condición mecánica (empacadores pe- rentes. Estos incluyen la formación, la columna de jero, de la velocidad de cizallamiento de la forma-de la operación. Se recomienda 12.5% del espe- gados, tubería pegada, por tornillos dados de cu- fluido del pozo y la misma herramienta de registro. ción, de las densidades de la formación y del fluido ysor, es decir: ñas y, en general, por objetos extraños en el pozo) El sonido emitido del transmisor choca contra las de la velocidad de la onda de compresión en el flui- paredes del agujero. Esto establece ondas de com- do.156 9
  • 10. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de PozosDeterminación de Litología y Porosidad La combinación de mediciones depende de la situa- Los molinos tipo junk mill son los más versátiles de- 9 presentan sus características para diámetro de 1 9/ ción. Por ejemplo, si una formación se compone de bido a su capacidad para moler cemento, todo tipo 16". Debido a que las cargas puncher requieren deLas mediciones de los registros: neutrónico, de den- dos minerales conocidos en proporciones descono- de tubería y empacadores de producción. Están re- poca penetración y un diámetro de agujero relativa-sidad y sónico dependen no sólo de la porosidad cidas, la combinación de los registros neutrónico y vestidos por carburo de tungsteno o metal muncher. mente grande, es necesario modificar el diseño desino también de la litología de la formación, del flui- de densidad o de densidad y sección transversal fo- Se disponen con fondo plano, cóncavo y convexo, las cargas tradicionales, en la forma del revestimien-do en los poros, y en algunos casos, de la geometría toeléctrica podrá definir las proporciones de los mi- y con cuello de pesca y estabilizadores (figura 65). to a un diseño parabólico. La figura 66 presenta unde la estructura porosa. Cuando se conoce la litología, nerales además de dar un mejor valor de la porosi- diseño típico de una carga amortiguada o puncher.y en consecuencia, los parámetros de la matriz, pue- dad. Si se sabe que la litología es más compleja pero La selección de la carga puncher depende principal-den obtenerse los valores correctos de porosidad en si sólo consiste de cuarzo, caliza, dolomita y anhidrita, mente del espesor de tubería que se pretende perfo-base a dichos registros (corregidos debido a efectos puede deducirse un valor relativamente fiel de la po- rar y la temperatura del pozo. El espesor de tuberíaambientales)en formaciones limpias saturadas de rosidad en base, otra vez, a la combinación de densi- influye en el diámetro de la carga, debido a que losagua. Bajo esas condiciones, cualquier registro, ya dad-neutrónica. espesores grandes necesitan mayor cantidad de ex-sea neutrónico, el de densidad o, si no hay porosi- plosivo y, por consiguiente, mayor diámetro de car-dad secundaria, el sónico, puede utilizarse a fin de Las gráficas de interrelación son una manera conve- ga; la temperatura determina el tipo de explosivo endeterminar la porosidad. niente de mostrar cómo varias combinaciones de la carga. registros responden a la litología y la porosidad. Tam-La determinación exacta de la porosidad resulta más bién proporcionan un mejor conocimiento visual deldifícil cuando se desconoce la litología de la matriz o tipo de mezclas que la combinación podrá determi-si consiste de dos o más minerales en proporciones nar mejor. Cuando la litología de la matriz es unadesconocidas. La determinación se complica toda- mezcla binaria (por ejemplo, arenisca-caliza, caliza-vía más cuando la respuesta de los líquidos de los dolomita o arenisca- dolomita), el punto marcado aporos localizados en la porción de la formación que partir de las lecturas de registros caerá entre las lí-la herramienta está investigando, varía de manera neas de litología correspondientes. Figura 65 Molino tipo junk mil l(Cortesía Gotconotable de aquella del agua. En especial, los hidro- International).carburos ligeros (gas) pueden influir de manera im- Registros de Densidadportante en los tres registros de porosidad. Perforación de tuberías (tubing o casing puncher) Los registros de densidad se usan principalmente comoInclusive la naturaleza o tipo de la estructura porosa registros de porosidad, otros usos incluyen identifi- La utilización de cargas puncher o amortiguadas, esafecta la respuesta de la herramienta. Los registros cación de minerales en depósitos de evaporitas, de- recomendado para perforar la tubería de perforaciónneutrónico y de densidad responden a la porosidad tección de gas, determinación de la densidad de hi- o de producción, sin dañar la tubería de revestimien-primaria (intergranular o intercristalina) con la poro- drocarburos, evaluación de arenas con arcilla y de to circundante; es decir, cuando se desea tener unasidad secundaria (cavidades, fisuras, fracturas). Sin litologías complejas, determinación de producción de penetración controlada del disparo, son bajadas den-embargo, los registros sónicos tienden a responder lutitas con contenido de aceite, cálculo de presión de tro de un tubo conductor recuperable. Su empleosólo a la porosidad primaria de distribución unifor- sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas. El se recomienda en los siguientes casos:me. principio es una fuente radioactiva, que se aplica a la pared del agujero en un cartucho deslizable, emite a 1. Para establecer circulación cuando la tubería deA fin de determinar cuándo se presenta cualquiera la formación rayos gamma de mediana energía, se perforación está atrapada. Figura 66 Carga tipo puncher o amortiguadade estas complicaciones, se necesitan más datos que puede considerar a estos rayos gamma como partí-aquellos que proporciona un solo registro de porosi- culas de alta velocidad que chocan con los electro- 2. Para perforar la tubería de producción cuando nodad. Por fortuna, los registros neutrónicos de densi- nes en la formación, con cada choque, los rayos es posible abrir la camisa de circulación. Consideraciones en la selección y operación de car-dad y sónico responden de manera diferente a los gamma pierden algo de su energía, aunque no toda, gas puncherminerales de la matriz, a la presencia de gas o acei- la ceden al electrón y continúan con energía dismi- 3. Para perforar la tubería de producción arriba deltes ligeros, y a la geometría de la estructura porosa.. nuida la cual se conoce como efecto Compton y los empacador cuando el aparejo no cuenta con ca- Debido a que las pistolas puncher son similares a lasSe pueden utilizar combinaciones de esos registros rayos gamma dispersos que llegan al detector, que misa de circulación. pistolas entubadas para disparos de producción esy el factor fotoeléctrico, Pe, la medición del registro está a una distancia fija de la fuente, se cuentan para importante tomar en cuenta las siguientes recomen-de Litho-Densidad* y las mediciones de torio, uranio indicar la densidad de la formación. Las pistolas puncher o amortiguadas están disponi- daciones:y potasio tomadas del registro de espectrometría de bles en varios diámetros. Las más comunes son lasrayos gamma naturales NGS*, con el propósito de El número de colisiones en el efecto Compton está de 1 ½", 1 3/8" y 1 9/16", resistentes a diferentes con- a) Usar un dispositivo posicionador para pegar la pis-determinar las mezclas de matrices o fluidos com- directamente relacionado con el número de electro- diciones de temperatura. Se consideran estándar a tola contra la tubería con el objetivo de hacer másplejos y así proporcionar una determinación más nes de la formación, en consecuencia, la respuesta aquéllas que trabajan hasta 350°F (Tipo RDX), y de eficiente la operación de disparo; en caso contra-exacta de la porosidad. de la herramienta de densidad está determinada esen- alta temperatura hasta 470°F (Tipo PSF). La tablas 8 y rio la tubería podría no ser perforada.10 155
  • 11. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos cialmente por la densidad de los electrones (número tura de alta energía. Dependiendo del tipo de herra- de electrones por centímetro cúbico) de la forma- mienta de neutrones, un detector en la sonda capta ción. La densidad de los electrones está relacionada estos rayos gamma de captura o los neutrones mis- con el volumen de densidad real, que a su vez de- mos. Cuando la concentración de hidrogeno del pende de la densidad del material de la matriz de la material que rodea a la fuente de neutrones es alta, roca, la porosidad de la formación y la densidad de la mayoría de éstos son desacelerados y capturados los fluidos que llenan los poros. a una distancia corta de la fuente, por el contrario, si hay poca concentración de hidrógeno, los neutrones Tipo A.- Para formaciones Tipo B.- usado para lavar Tipo C.- usada para cortar Tipo D.- Usada para cortar Registros Neutrónicos se alejan de la fuente antes de ser capturados, de suaves dentro de TR en el fondo dentro de TR’s formación acuerdo con esto, la tasa de conteo en el detector Los registros neutrónicos se utilizan principalmente aumenta para bajas concentraciones de hidrógeno para delinear formaciones porosas y para determi- y viceversa. nar su porosidad y responden principalmente a la cantidad de hidrógeno en la formación, por lo tanto, Registros de Resistividad en formaciones limpias cuyos poros estén saturados con agua o aceite, el registro de neutrones refleja la La resistividad de la formación es un parámetro cantidad de porosidad saturada de fluido. Las zonas clave para determinar la saturación de hidrocar- de gas con frecuencia pueden identificarse al com- buros, la electricidad puede pasar a través de una Figura 63 Canasta de circulación inversa (Cortesía parar el registro de neutrones con otro registro de formación sólo debido al agua conductiva que Bowen Oill Tools). porosidad o con un análisis de muestras. Una com- contenga dicha formación. Con muy pocas excep- binación del registro de neutrones con uno o más ciones, como el sulfuro metálico y la grafita, la Tipo E.- Tipo F.- Tipo G.- Tipo M.- registros de porosidad proporciona valores de poro- roca seca es un buen aislante eléctrico. Además,Los lavadores de tubería se emplean para lavar exte- usada para cortar Para formaciones Para Agujero abierto Diseñada para cortar metal dentro de TR’s y dentro de TR’s cemento, formación y sidad e identificación de litología aun más exactos, las rocas perfectamente secas rara vez se encuen-riormente el cuerpo de tubería de un pozo, como metal dentro de TR’s incluso una evaluación del contenido de arcilla. El tran, por lo tanto las formaciones subterráneas tie-parte de la preparación de la pesca. Generalmente Figura 64 Zapata lavador recubierta con carburo de tungs- principio es que los neutrones son partículas nen resistividades mensurables y finitas debido alson fabricados de cuerpo de tubería de revestimien- teno para lavar tuberías en pozos ademados y agujero eléctricamente neutras; cada una tiene una masa agua dentro de sus poros o el agua intersticialto de resistencia especial y conexión resistente a la abierto (Cortesía de Gotco International). idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Una absorbida por una arcilla. La resistividad de unatorsión. La cantidad de tubería lavadora se da en fun- fuente radioactiva en la sonda emite constantemen- formación depende de:ción de los espacios anulares existentes entre la tu- Los molinos deben diseñarse para trabajos espe- te neutrones de alta energía (rápidos), estos neutronesbería lavador, el agujero y el pescado que se va a cíficos. Son herramientas que no tienen partes mo- chocan con los núcleos de los materiales de la for- ¨ La resistividad de agua de formación.lavar. vibles en su cuerpo y que se podrían quedar en el mación en lo que podría considerarse como colisio- ¨ La cantidad de agua presente. pozo como resultado de la molienda y de su mis- nes elásticas de "bolas de billar", con cada colisión, el ¨ La geometría estructural de los poros.Las zapatas lavadoras forman parte del aparejo de mo desgaste. Para su operación se requiere de neutrón pierde algo de su energía.lavado de las tuberías. Son manufacturadas de tu- cierto torque; la cantidad depende del diámetro La resistividad (resistencia especifica) de una sustan-bería lavadora revestida en su parte inferior con ma- del molino y del material que se va a moler, del La cantidad de energía pérdida por colisión depende cia, es la resistencia medida entre lados opuestos deterial especial para moler sobre la boca del cuerpo ritmo de penetración y del peso sobre el molino. de la masa relativa del núcleo con el que choca el un cubo unitario de la sustancia a una temperaturatubular que se va a pescar. La forma y características Un torque excesivo puede ocasionar daño en las neutrón, la mayor pérdida de energía ocurre cuan- especifica, las unidades de resistividad son el ohmio-de los cortadores y del recubrimiento depende de la juntas de la sarta de trabajo, que a la postre origi- do el neutrón golpea un núcleo con una masa metros cuadrados por metro, o simplemente ohmio-necesidad del lavado y del pescado por recuperar. na otros problemas. prácticamente igual, es decir un núcleo de hidróge- metros (ohm-m). La conductividad es la inversa de laAsí pues, existen zapatas para lavar en agujero des- no. Las colisiones con núcleos pesados no resistividad.cubierto, y en el interior de pozos ademados, por lo Los molinos están construidos con una pieza de metal desaceleran mucho al neutrón, por lo tanto laque cada una cubre una necesidad especifica. La fi- recubierta en el fondo con cortadores de diferentes desaceleración de neutrones depende en gran parte Las resistividades de formación por lo general variangura 64 presenta varios tipos de zapatas para dife- materiales como carburo de tungsteno, o metal de la cantidad de hidrógeno de la formación. Debido de 0.2 a 1000 ohm-m, resistividades superiores a 1000rentes condiciones de pesca. muncher (metal más resistente que el carburo de a las colisiones sucesivas, en unos cuantos ohm-m son poco comunes en formaciones tungsteno). La selección del tipo de cortador depen- microsegundos los neutrones habrán disminuido su permeables pero se observan en formaciones imper-Moliendas de del material que se va a moler. Son construidos velocidad a velocidades térmicas, correspondientes meables de muy baja porosidad (por ejemplo las en tres diferentes configuraciones del fondo (plano, a energías cercanas a 0.025 eV, entonces, se difun- evaporitas). La resistividad de formación se mide yaUna operación de molienda puede emplearse en casi cóncavo, cónico de aletas). Además deben diseñar- den aleatoriamente, sin perder más energía, hasta sea al mandar corriente a la formación y medir latodas las operaciones de pesca; sin embargo, algu- se con canales o puertos de circulación que no res- que son capturados por los núcleos de átomo como facilidad con que fluye la electricidad o al inducir unanas moliendas resultan infructuosas, debido a la can- trinjan el flujo de fluido y que impidan levantar los cloro, hidrógeno o silicio. El núcleo que captura se corriente eléctrica en la formación y medir qué tantidad que se va a moler del pescado, el tipo de moli- recortes molidos. excita intensamente y emite un rayo gamma de cap- grande es.no usado y las condiciones de operación.154 11
  • 12. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de PozosEl principio de la medición de los registros de ¨ Localización de zonas de hidrocarburos en vueltas por cada 1,000m de profundidad para expan- atrapados en el interior de la canasta. Su opera-resistividad es introducir corrientes en la formación, pozos ademados. dir la cuñas y afianzar el cuerpo del pescado. Cuan- ción inicia de 1 a 2 m arriba del fondo del pozo,por medio de electrodos de corriente y se miden los ¨ Control de proyectos de recuperación secun- do éste no puede recuperarse, el arpón puede libe- con la circulación del fluido; posteriormente sevoltajes entre los electrodos de medición, estos daria, ya que determina la saturación residual. rarse mediante la rotación derecha para retraer las aplica rotación y se baja hasta el fondo del pozo.voltajes proporcionan la resistividad para cada dis- ¨ Correlación de profundidades de pozos cuñas (figura 61). En ese punto se aumenta el gasto de circulación,positivo, en una formación homogénea e isotropica ademados. y finalmente se suspende el bombeo y se lanzade extensión infinita, las superficies equipotenciales una canica metálica. Cuando la canica llega a suque rodean un solo electrodo emisor de corriente III. TOMA DE INFORMACIÓN asiento se aumenta el gasto y se proporciona ro-(A), son esferas. El voltaje entre un electrodo (M) si- tación y peso (se recomienda de 60 r.p.m. y 1 a 2tuado en una de esas esferas y uno en el infinito es La toma de información al inicio y durante la vida ton de peso), se calcula el tiempo de circulación CONEXIÓN SUPERIORproporcional a la resistividad de la formación homo- productiva del yacimiento es muy importante para requerido, y se saca la canasta a la superficie (fi-génea y el voltaje medido puede graduarse en una conocer la situación real del pozo y la posibilidad de gura 63).escala en unidades de resistividad. mejorar sus condiciones de explotación, para lo cual se necesita información sobre las características del CUÑAS DEL ARPONRegistro en Agujero Entubado sistema roca fluido, el estado actual de agotamiento del yacimiento, la eficiencia de terminación del pozo,Registro RG etc. y así mismo para dar recomendaciones válidas sobre la manera en que un pozo de aceite o gasEl registro de RG puede ser corrido en pozos entu- debe producir, es necesario una compresión clarabado lo que lo hace muy útil como una curva de de los principios que rigen el movimiento de los flui-correlación en operaciones de terminación o modifi- dos desde la formación hasta la superficie. Si se en-cación de pozo, por ejemplo al correlacionar los dis- cuentra que el pozo no esta produciendo de acuer-paros de cambio de intervalo y/o mejorar la do con su capacidad, se deben investigar las causas,cementación, así mismo cuando se inyecta un las cuales corresponden a diferentes tipos de proble- GUIA O NARIZ DEL ARPÓNtrazador radioactivo y se requiere ver la altura del mas, ya sea del yacimiento, de los fluidos, del pozo ointervalo que tomo. del equipo. Para poder determinar lo anterior es muy Figura 62 Pescante de agarre interior tipo machuelo Figura 61 Pescante de agarre interior tipo arpón (Corte- (Cortesía Houston Engineer, Inc) importante tomar información como son los regis- sía Bowen Oil Tools)Registro Decaimiento Termal (TDT) tros de presión de fondo cerrado y fluyendo, realizar diferentes pruebas de variación de presión como son Pescantes para línea y cable de aceroLa herramienta consta de un generador de neutrones la de Incremento ó Decremento, de Interferencia, to- Los machuelos son herramientas que en su exteriorde alta velocidad, la cual se reduce rápidamente has- mar los diferentes registros de producción, etc. tienen una rosca cónica de un rango de menor a Se emplean para recuperar alambre acerado, ca-ta la llamada "velocidad termal" al ser capturados por mayor diámetro, con un orificio en el extremo infe- ble eléctrico y cable de acero. Su diseño es senci-núcleos de la formación, emitiendo radiaciones Registros de presión rior para la circulación de fluidos. La construcción llo y práctico. La mayoría constan de gavilanes,gamma que son detectadas por el aparato, durante de las roscas puede ser a la derecha o izquierda y aunque en el caso de arpones para línea llevan,el tiempo de medición, la cantidad de neutrones Existen registros de presión en donde una buena son empleados para pescar en el interior de tube- además, una arandela o disco de diámetro igualtermales disminuye exponencialmente. El tiempo re- medición de la presión es parte esencial de las prue- rías. Su operación es semejante a la de tarrajas, pues al interior de la tubería de revestimiento en dondequerido para medir la disminución de neutrones bas de variación de presión en pozos. Para obtener requieren de rotación y peso para afianzar el pesca- se pretende pescar, con el objetivo de evitar quetermales es la constante correspondiente al tiempo mejores resultados, las presiones deben ser medidas do (figura 62). el pescado de línea pase por arriba del arpón. Sude decaimiento y representa las propiedades de cap- cerca de los estratos productores y hay tres tipos operación consiste en detectar a través del indica-tura de neutrones de la formación. Se gráfica un valor básicos de medidores de presión de fondo y son : de Pescantes para agarrar herramientas sueltas dor de peso cualquier resistencia, y bajar con ro-de tiempo de decaimiento que es representativo de cable de línea, registro con instalaciones permanen- tación a partir de ese punto cargando peso de 0.5la velocidad de decaimiento o pérdida de neutrones tes y de registro recuperable en la superficie. Estas herramientas se utilizan para agarrar materia- a 1 ton, hasta observar incremento en la torsión.termales en la formación, el cloro captura una gran les sueltos en el interior del pozo, tales como: cuñas En ese momento se suspende la rotación y se eli-cantidad de neutrones y es el elemento predominan- Curvas de variación de presión de tubería, dados de llaves rotos, pedazos de cable, mina la torsión permitiendo regresar las vueltaste en el proceso de captura, con lo cual se puede conos y baleros de barrenas. necesarias para, posteriormente, levantar la sartadecir que el registro responde al contenido de agua El objetivo de las pruebas de presión , que consisten de pesca y tensionar y recuperar el pescado. Otrosalada en la formación. El registro TDT es la primera básicamente en generar y medir variaciones de pre- El diseño de la canasta de circulación inversa apro- tipo de herramienta para pescar estos materialesherramienta que permite determinar la saturación de sión en los pozos, es obtener información del siste- vecha precisamente la circulación inversa que pro- es la zapata de fricción, la cual se construye a par-agua a través de la T.R.; para obtener valores preci- ma roca-fluido y de los mismos pozos, a partir del duce el fluido de control cuando sale de la canas- tir de un tramo de tubería. Su interior se preparasos, se requiere una buena información de la porosi- análisis de las citadas variación de presión. La infor- ta en forma de jet hacia el fondo del pozo para con puntas o ranuras y son operadas por fricción;dad. Las principales aplicaciones son: mación que se puede obtener incluye daño, permeabi- dirigirse hacia la parte interior de la canasta. Arras- al aplicar peso atrapan una porción de la herra- tra con ello los objetos por recuperar y quedan mienta por recuperar.12 153
  • 13. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de PozosSe fabrican para ser operados con rotación derecha lidad, porosidad, presión media, discontinuidades, · Comportamiento del pozo.o izquierda y en diferentes tipos de tamaños; pue- etc., la cual es esencial para la explotación eficiente · Evaluación de las formaciones.den aplicarse a pescados sueltos o fijos (tarrajas). TOP de los yacimientos. Las diferentes tipos de pruebas SUB de presión son las siguientes : de Incremento, de Las herramientas de los registros de producción conCuando el pescado está suelto se recomienda un Decremento, Prueba de inyectividad, de interferen- una línea eléctrica y registran las señales en la su-pescante bowen serie 150, el cual es bajado con tu- cia y de decremento en pozos inyectores. perficie; han sido diseñadas para correrse con cablebería hasta la boca del pescado. Se introduce en el y grabar gráficas o cintas magnéticas con informa-interior del pescante hasta la sección de cuñas, cuan- Las diferentes pruebas de presión se basan en con- ción sobre las condiciones del pozo, las cuales pro- CUÑAS DEdo la sarta de pesca es levantada, las cuñas o grapas CANASTA CUÑAS DE ESPIRAL ceptos básicos y suposiciones para el análisis de las porcionan los datos necesarios para evaluar la efi-afirman el pescado, para entonces trabajarlo con ten- mismas pruebas como son : el daño a la formación ciencia de la terminación del mismo.sión hasta liberarlo y sacarlo a la superficie. En el MOLINO DE y el almacenamiento del pozo, el principio de super-caso de que no pueda ser recuperado, la sarta de CONTROL posición en donde se realiza un desarrollo matemá- Registro de Molinetepesca puede girarse a la derecha y entonces soltar tico intenso para llegar a las formulas matemáticasel pescado. que se utilizan para el análisis. Es un registro medidor continuo de gastos tipo héli- GUIA DE ce (molinete), que se utiliza para medir las velocida- PESCANTELos pescantes de agarre externo, como los bowen, El análisis se realiza por curvas tipo que fueron desa- des de los fluidos en el interior de las tuberías deutilizan cuñas de canasta o de espiral. La selección rrolladas y es un análisis realmente sencillo para pro- producción y revestimiento, la herramienta es colo-del tipo de cuñas depende de las condiciones del porcionar resultados aproximados. cada en el centro de la columna de fluido por medio Figura 59 Pescante de agarre exterior bowen (Corte-pescado. Las cuñas de canasta, por su forma y fabri- de centrados de resorte y corrida a una velocidad sía Bowen Oil Tools).cación, son de agarre corto: un labio superior evita Registros de presión de fondo cerrado y fluyendo constante en contra de la dirección del flujo, la velo-que el pescado entre en la totalidad del barril en el cidad de la hélice, que es una función lineal de lapescante lo que permite poder soltar el pescado cuan- Registros de producción velocidad del fluido respecto a la herramienta, se re-do sea necesario. Un requisito indispensable para el gistra continuamente contra la profundidad.empleo de pescantes con cuñas de canasta es lavar Los registros de producción son los registros que sela boca del pescado, además de que el diámetro de pueden tomar después que se han cementado las Este tipo de medidor es más efectivo para medicio-la boca sea homogéneo. Esta característica es indis- tuberías de revestimiento, colocado el aparejo de pro- nes de flujo en una sola fase con gastos de produc-pensable pues el pescante penetra unas cuantas pul- ducción y disparado el intervalo productor, es decir, ción altos y si el diámetro del agujero y la viscosidadgadas sobre la boca del pescado. Cuando se usan después de la terminación inicial del pozo, estos re- de los fluidos permanecen constantes, el registrocuñas de espiral, la condición de la boca del pesca- gistros han permitido conocer con más detalle el com- puede presentarse en una escala en por ciento deldo no es tan importante debido a que el pescado portamiento no solo de los pozos, sino también de flujo total. Existen tres factores principales que afec-entra en el interior del pescante hasta la cima del las formaciones. Por ejemplo algunos de los benefi- tan la velocidad de la hélice : velocidad y viscosidadbarril. cios que se pueden obtener : evaluación de la efi- de los fluidos y diámetro del agujero. ciencia de la terminación, información detallada so-En la actualidad se encuentran disponibles varios bre las zonas que producen o aceptan fluidos, de- Registros de Evaluación de Cementacióntipos de guías de pescantes, como zapatas guías tección de zonas ladronas, canalización de cemen-y molinos de control, que son empleados para to, perforaciones taponadas, fugas mecánicas, etc. Los registros de evaluación de la cementación pri-guiar la boca del pescado hacia el interior del pes- Entre los registros de producción se tienen los si- maria de la tubería de revestimiento de superficial,cante (figura 59). guientes: de temperatura, de gastos, de presiones, intermedia y de explotación, se veía inicialmente Figura 60 Pescante de agarre exterior tipo tarraja (Cor- tesía de Houston Engineer, Inc). de diámetro interior de tuberías, etc. únicamente la cima de cemento en la parte exterior,Las tarrajas pertenecen al segundo tipo de pescan- ya que dicho registro indicaba en donde estaba eltes de agarre exterior. Una tarraja es, básicamente, Pescantes de agarre interior Paralelamente con el perfeccionamiento de las he- cambio de temperatura de caliente a frío y en eseun cilindro que en su interior tiene una cuerda rramientas para correr los registros de producción momento se detectaba o se veía la cima de cemen-ahusada o cónica; algunas, aceptan en su interior el Básicamente están compuestos por machuelos y ar- se han ido desarrollando técnicas depuradas de in- to. Actualmente la evaluación de la cementación sepaso de herramientas de cable o línea acerada Su pones. Son herramientas que penetran en el interior terpretación, permitiendo que las intervenciones en realiza con el registro Sónico de cementación CBL,uso se recomienda en pescados fijos y bocas irregu- del pescado y que cuentan con un mecanismo o di- los pozos sean más efectivas. Existen cuatro condi- la herramienta consta de dos secciones: Acústica ylares, pues para operarlas se requiere aplicar rota- seño de agarre interior. ciones básicas en relación con el pozo, las cuales se electrónica, la sección acústica contiene un transmi-ción y peso: se hace una rosca al cuerpo del pesca- determinan con la ayuda de los registros de produc- sor y un receptor. La onda sonora emitida por el trans-do para su afianzamiento y recuperación. Cuando el Los arpones están diseñados para operar en tensión. ción, estas condiciones son: misor viaja a través de la TR y es detectada por elpescado es afianzado y no es posible su recupera- Tienen la particularidad de que al correrse en el inte- receptor, la sección electrónica mide la amplitud deción se puede recuperar la sarta de pesca tensionando rior del pescado, las cuñas están en posición retraí- · Estado mecánico del pozo. la porción deseada de la señal del receptor y la trans-hasta barrer las cuerdas, o en su caso, hasta accio- da. Al posicionarse dentro del pescado, el mecanis- · Calidad de la cementación. mite a la superficie para ser registrada. La amplitudnar la herramienta de percusión (figura 60). mo de "J" es operado con rotación izquierda de 2 a 3152 13
  • 14. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozosde la onda es función del espesor de la tubería y de ambiente, además las operaciones costosas para co- 10.Elaborar el reporte con la fecha y la profundidad te, falta de potencia hidráulica en las bombas quela resistencia, de la adherencia y espesor del cemen- rregir esta anomalía. Se debe realizar un programa a la que fueron recuperadas las muestras. limitan la limpieza del fondo del pozo, e indicadoresto. En tubería no cementadas, la amplitud es máxi- bien establecido para llevar a cabo una operación de peso descalibrados.ma; en tuberías cementadas (completamente circun- exitosa, desde su planeación en el gabinete, los ma- Problemas comunesdada por una capa de cemento, menor de ¾" de teriales, aditivos, diseño del tipo de lechada, baches Las fallas en el equipo subsuperficial se deben a ope-espesor) la amplitud es mínima. lavadores, espaciadores, equipo y accesorios a utili- Son aquéllos derivados de las condiciones del pozo raciones inadecuadas en los accesorios introducidos zar, así mismo en el campo realizar la operación como o de la secuencia operativa. Tienen muchas proba- al pozo, tales como molinos, zapatas, pescantes etc.El concepto de índice de adherencia proporciona una se programó, cumplir con la densidad de la lechada bilidades de ocurrencia durante el desarrollo de la Se originan por falta de conocimiento por parte delevaluación cualitativa de la cementación, usando diseñada, presiones y gasto de bombeo para termi- intervención, por lo que en los programas operativos personal o por descuido o falta de habilidad de laúnicamente el registro CBL, excluyendo otros facto- nar la operación exitosamente. deben considerarse el tiempo requerido para corre- persona que ejecuta la operación.res, el índice de adherencia es proporcional a la cir- girlos, así como las causas que los originan para sucunferencia de la T.R. en contacto con el cemento Tuberías de Explotación prevención. A estos problemas comunes algunos Como se puede ver el factor humano predominabueno, la experiencia indica que índices de veces se les llama riesgos de operación. Por otro en muchas de las causas que originan situacionescementación mayores de 8 sobre una sección de 5 El objetivo es aislar las zonas que contienen hidro- lado, existen riesgos internos que son impondera- de pesca. Por esta razón se recomienda que todapies de T.R. de 5 ½" de diámetro generalmente no carburos, evitar la movilidad de fluidos contenidos bles y no pueden ser programados, pero que final- herramienta introducida en el pozo debe medirsehay comunicación a lo largo de la sección particular en cada zona y permite producir y controlar el pozo. mente afectan los resultados de la intervención. En- y que en la bitácora de operación se anoten todasde T.R. y un índice de adherencia mucho menor de 8 Los diámetros más comunes son de 7 5/8", 7" , 6 5/8", tre los más comunes están: sus características: diámetro interior, exterior, lon-indica la probabilidad de canalización de lodo o ce- 5", 4 ½" y actualmente con la Técnica de pozos esbel- gitud, etc.mento contaminado con cemento. tos de 3 ½". Pescas Moliendas La pesca para la recuperación de herramientas delLa centralización es extremadamente importante en Tuberías de Explotación cortas Perforación de tuberías (tubing o casing puncher) pozo no es una ciencia, así es que existen varias al-la amplitud sónica registrada, si se obtiene una Vibraciones de sarta ternativas para solucionar un mismo problema. Sinrepetibilidad adecuada, entonces puede suponerse Existen las Tuberías de explotación cortas ó liner, la Corte de tuberías (mecánico, térmico o químico) embargo, la de mayor probabilidad de éxito es aquéllaque se tiene buena centralización y un movimiento cual es una sección de tubería de revestimiento colo- que considera todas las características del pescadorápido en la señal del tiempo de transito es debido a cada en agujero descubierto ó dentro de otra tubería Estos problemas ocasionan pérdidas de tiempo, ope- que se pretende recuperar. Por otro lado, la disponi-la mala centralización. El registro CBL-VDL indica la para corregir daños en tuberías ya cementadas y se raciones fallidas y taponamiento de pozos por acci- bilidad de pescantes es menor en la medida que elAdherencia entre la tubería de revestimiento y el ce- cementan con el objetivo de aislar zonas de presión dente mecánico. A su vez originan una recuperación diámetro del pescado es más pequeño, mientras quemento y la adherencia entre el cemento y la forma- anormal, ahorro económico, rápida colocación en de hidrocarburos inadecuada o la erogación de ma- para pescados grandes se tienen varios pescantesción. las zonas programadas, reducir los volúmenes de yores recursos para la explotación del yacimiento disponibles. En ese caso la elección debe considerar cemento. (reentradas, pozos nuevos, etc). la herramienta de mayor resistencia a la tensión.IV. CEMENTACIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIEN-TO DE EXPLOTACIÓN Clasificación de Tuberías de revestimiento de acuer- Problemas de pescas La mayoría de las herramientas de pesca están dise- do a sus propiedades ñadas para introducirse con tubería. Operan con ro-Durante la Perforación de un pozo petrolero es nece- Un problema de pesca se define como el conjunto tación y movimientos recíprocos, o con una combi-sario proteger el agujero, con tuberías de revestimien- - Diámetro Exterior. de operaciones o procedimientos realizados dentro nación de ambos. La manera como se atrapa o suel-to, la cual con el cemento integran un conjunto de - Peso por Unidad de longitud. de un pozo con el objetivo de remover o recuperar ta un pescado, las bocas de los mismos, así comoseguridad y funcionalidad para el pozo. - Grado de Acero. materiales, herramientas o tuberías que impiden o las condiciones de atrapamiento de éstos, indicarán - Tipo de Junta. afectan el desarrollo secuencial durante la interven- la herramienta de pesca adecuada para su recupera-La operación de cementación primaria de las tube- - Longitud o Rango ción del pozo. ción. Estas herramientas se clasifican dentro de losrías de revestimiento consiste en bombear por la TR siguientes grupos:un bache lavador, un espaciador, lechada de cemento De acuerdo a las condiciones del agujero se clasifi- Es uno de los problemas más importantes que afec-diseñada, espaciador y posteriormente el desplaza- can en dos grupos: tan el desarrollo de la intervención en un pozo. Pue- Pescantes de agarre exteriormiento calculado para alcanzar la presión final re- den ocurrir por varias causas, las más comunes son: Pescantes de agarre interiorquerida, la lechada se coloca en el espacio anular - Unión a base de rosca. las fallas de algún componente del equipo superfi- Pescantes para herramientas y materiales sueltosentre el agujero descubierto y la TR. - Unión a base de soldadura. cial, subsuperficial, accesorios de trabajo (llaves, cu- Pescantes para línea y cable de acero ñas etc) y, en algunos casos, por operaciones malLa experiencia ha demostrado que una operación Accesorios para Tuberías de Revestimiento efectuadas y descuidos humanos. Pescantes de agarre exteriordeficiente de la Cementación primaria de Tubería derevestimiento, origina continuas dificultades en la vida Es conocido que al introducir la tubería de revesti- La mayoría de fallas en el equipo superficial se origi- Son herramientas diseñadas para agarrar el pescadoproductiva de los pozos y a largo plazo el medio nan por falta de mantenimiento en las dados, resor- exteriormente. Su afianzamiento se basa en el meca- tes y pernos de las cuñas que se encuentran en mal nismo de cuñas que tiene en el interior del pescante; estado, falla del embrague de alta y baja del malaca- ejemplos de este grupo son los bowen y las tarrajas.14 151
  • 15. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos4. Purgar el sistema de líneas y válvulas para desalo- 14.Se entregan las muestras al personal de yacimien- miento dentro de un agujero es necesario equiparlo Actualmente se esta tratando de utilizar el lodo como jar el aire y dejarlo lleno de aceite o gas, según sea tos y concluye el muestreo. con los accesorios convenientes para obtener mejo- cemento para la cementación de las tuberías de re- la muestra que se vaya a recuperar. res resultados de los objetivos básicos. Podemos vestimiento, aunque esto esta todavía como una Procedimiento para recuperar muestras de sólidos mencionar a los principales accesorios para la prueba tecnológica llamada MTC y se encuentra en5. Instalar la botella en forma vertical al sistema de en el fondo del pozo. cementación. desarrollo. válvulas y líneas. 1. Verificar el estado actual del pozo (para definir las Zapatas Aditivos6. Para recuperar las muestras de gas se conecta la condiciones de flujo) y definir el rango de trabajo toma de la muestra en la válvula superior de la bote- del equipo de control que se va a utilizar, de acuerdo La zapata protege y guía en la introducción a la tube- Aceleradores. Se utilizan para acelerar el fraguado lla, se abre la válvula de la toma y después la válvula con la máxima presión de cabeza esperada. ría de revestimiento, evitando la deformación y des- de la lechada, y pueden ser: Cloruro de Calcio, Clo- de la botella; posteriormente, se cierran las válvulas gaste de la misma, pueden ser del tipo: Guía, ruro de Sodio, Yeso Hidratado y Agua de Mar. en el siguiente orden: primero, la del separador; 2. Determinar el diámetro interior mínimo del apare- Flotadora, Diferencial, De pétalos y Tipo V. Retardadores. Se utilizan para retardar el fraguado después, la de la botella y por último la de la toma. jo de producción y el drift, que significa "espacio de las lechadas. Cada Compañía de servicio emplea anular mínimo para que pase una herramienta a Coples un código para sus productos.7. El procedimiento se repite hasta recuperar un mí- través de una tubería". nimo de tres muestras. En cada una de ellas, se Proporcionan la superficie de sello y el punto de asen- Para Alta Densidad. Se utilizan para aumentar la den- registra la presión y la temperatura en la cabeza 3. Instalar el equipo de control para efectuar la ope- tamiento para los tapones de cementación, se colo- sidad de la lechada de cemento para contener altas del pozo, el diámetro del estrangulador por el cual ración (lubricadores y preventores). can usualmente de 1 a 3 tramos arriba de la zapata. presiones de la Formación y mejorar el desplaza- está fluyendo, la presión y temperatura de separa- Pueden ser del tipo: Flotador, Diferencial, Retención miento del lodo. Se tienen: hematita, barita, ilmentita ción, y si se está registrando el pozo, la presión y 4. Probar el equipo de control (con unidad de prue- y Cementación Múltiple. y la sal. temperatura del fondo del pozo. ba o con unidad de alta presión), con una presión del 20% arriba de la máxima esperada. Tapones de Cementación Para Lechadas de Baja Densidad. Las lechadas de baja8. Comprobar la hermeticidad de las botellas in- densidad se pueden acondicionar, agregando mate- troduciéndolas en agua para verificar que no 5. Calibrar el pozo con un sello de diámetro exterior Son los tapones que se utilizan para realizar una bue- riales que requieran agua, con una gravedad baja tengan fugas. igual o menor al *drift del aparejo de producción na limpieza (diafragma) y posteriormente el despla- especifica, entre los más comunes tenemos: para detectar la cima del tapón de sedimentos for- zamiento de la lechada de cemento (sólido) para evi- bentonita, gilsonita, spherelite.9. Para recuperar las muestras de aceite, instalar las mado o de la acumulación de asfaltenos y parafi- tar su contaminación. botellas verticalmente y hacer la toma de los flui- nas precipitados. Tomar una impresión y definir el Controladores de Filtrado. Se utilizan para disminuir dos por su válvula inferior. tipo de resistencia. Centradores la deshidratación o la pérdida de agua de la lechada a zonas porosas; proteger formaciones sensibles y10.Abrir 100% la válvula superior de la botella, la vál- 6. Efectuar una primera corrida con el barril muestrero En las cementaciones primarias de tuberías de re- mejorar las cementaciones forzadas. vula de la toma de fluidos y, finalmente, la válvula para determinar nuevamente la cima de la acu- vestimiento es muy conveniente que en las zonas de inferior, que permitirá la entrada de aceite al mis- mulación de sólidos; una vez confirmada, operar mayor interés quede centrada la tubería con la finali- Controladores de pérdidas de Circulación. Como su mo tiempo que se desaloja 100% el agua del inte- el barril muestrero con golpes (cinco a seis golpes dad de distribuir la lechada de cemento uniforme- nombre lo indica para control de perdidas de fluido rior de la botella; dejar salir un poco de aceite para máximo), sobre la resistencia para obligar a los mente. previa cementación, entre los mas comunes se tie- asegurar que únicamente queda aceite en el inte- sólidos a entrar en el barril. nen: Gilsonita, Cemento Thixotrópico, Flo - Check y rior de la botella. Una vez concluido el llenado, Tipos de Cemento Bentonita - Cemento - Diesel: cerrar las válvulas en el siguiente orden: válvula 7. Sacar el barril muestrero, y si la recuperación del separador, válvula inferior de la botella, vál- fue exitosa, tomar una segunda muestra para Cemento es un material con ciertas propiedades de Reductores de Fricción. Se utilizan como dispersantes vula superior y, por último, la inferior de la botella análisis. adherencia y es el resultado de la calcinación de una en las lechadas de cemento para reducir su viscosi- mezcla especifica de caliza y arcilla con adición de dad aparente de la lechada.11.Desconectar la botella y comprobar su hermeticidad 8. Si la operación resultó infructuosa, correr un óxidos de sodio, potasio y magnesio, existen dife- calibrador de menor diámetro para definir si real- rentes tipos de cemento, la API los clasifica de la si- Operación de Cementación Primaria12.Repetir el procedimiento hasta haber recuperado mente la resistencia se debe a la acumulación de guiente manera : un mínimo de tres muestras en buenas condicio- sólidos o a algún problema mecánico en el apare- Posteriormente del diseño de la tubería de revesti- nes; registrar los datos mencionados en el punto jo de producción. - Clase "A" miento, se procede a elaborar y coordinar para lle- 7 del procedimiento. - Clase "B" var acabo la operación de cementación primaria de 9. Una vez definido el problema o recuperadas las - Clase "C" la misma, en donde se deben tomar en cuenta los13.Descargar los fluidos del sistema de líneas y válvu- muestras, cerrar el pozo y desmantelar el equipo - Clase "D" materiales, aditivos, equipos, introducción y diseño las y desconectarlo del separador de producción. de control. - Clase "E" de la lechada de cemento de la propia cementación. - Clase "G y H" * drift - Espacio anular mínimo para que pase una herramienta através de una tubería150 15
  • 16. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos cementaciones primarias el volumen de fluido 23. Si está hermético el muestrero, desechar la mues- 9. Disponer de un depósito para recolectar las mues-Operaciones Previas a la Cementación limpiador que se programe y el gasto, debe es- tra, reacondicionar nuevamente el muestrero y tras que se van analizando y desechando (tan- tar diseñado para un tiempo de contacto de 8 a regresar al punto 19 del procedimiento. ques cerrados de 200 l).a.- Análisis del Agua disponible. 12 min. Utilizando un flujo turbulento, lo cual es un mínimo recomendable para remover el 24. Traspasar la muestra del muestrero WOFFORD a 10.Llevar el control del muestreo en una libreta en Es de gran importancia conocer con tiempo las enjarre de los lodos de perforación y para su di- la botella de traslado, con el auxilio del personal, donde se anote fecha, hora, presión y el estran- características químicas del agua que se utilizará seño se deben tomar en cuenta el diámetro de del equipo de la ULA y del laboratorio de yaci- gulador por donde está fluyendo el pozo, al mo- y efectuar pruebas del cemento con estas. Si se las tuberías de revestimiento así como los diá- mientos. mento de recuperar la muestra. considera necesario se transportará cuidando metros de los agujeros, para que sea el volumen que su salinidad sea menor de 1000 ppm de adecuado y se obtengan óptimos resultados, así 25. Si se recuperaron tres muestras a la misma pro- 11.Cada vez que se vaya a recuperar una muestra, Cloruros. mismo tomar en cuenta el tipo de formación, se fundidad, desmantelar la ULA abrir el paso a los fluidos dejándolos que fluyan bombeara después de haber soltado el tapón de hasta que se considere que se desalojaron todosb.- Pruebas de Cemento de cada lote recibido. diafragma. 26. Entregar las muestras a yacimientos para que efec- los remanentes de la muestra anterior. túen los análisis PVT. El Control de calidad del cemento es de gran Cuando se selecciona un fluido espaciador, para 12.Cada vez que se recupere una muestra, ésta debe importancia e invariablemente deberán efectuar- efectuar un eficiente desplazamiento del lodo, 27. Terminar el procedimiento de recuperación de ser de 3 l aproximadamente. se pruebas de los lotes recibidos, básicamente deberán tomarse en cuenta la reología del fluido muestras de fondo. Elaborar un reporte de las en cédula No. 5 sin aditivos, así como el cálculo espaciador, gasto de bombeo, compatibilidad del muestras tomadas. 13.Agitar y homogenizar perfectamente la muestra de la densidad máxima permisible para evitar fluido espaciador con el lodo y el cemento y tiem- para posteriormente llenar dos botellas de un li- pérdidas de circulación por fracturamiento de po de contacto; con lodos base agua, un pe- Procedimiento para Recuperar Muestras de Fluidos tro cada una las formaciones y de acuerdo a la temperatura queño volumen de agua como espaciador entre en Superficie de fondo del pozo para el diseño de la lechada el lodo y el cemento han registrado resultados 15.Entregar una muestra al químico del pozo para que de cemento. satisfactorios. El criterio más importante en la a) Para efectuar análisis físicos. efectúe los análisis físicos; la otra queda en obser- selección de un fluido espaciador es que el flui- vación para que sea comparada con las muestrasc.- Programa de Accesorios. do seleccionado pueda desplazarse en turbulen- 1. Instalar la toma de gas en el medio árbol de válvu- tomadas antes y después, y determinar la variación cia a gastos de bombeo razonables para la geo- las con línea de acero inoxidable de 1/8". del contenido de agua y sólidos con el tiempo du- El programa de accesorios estará sujeto básica- metría que presenta el pozo. rante la limpieza y estabilización del pozo. mente a los objetivos que se persigan, fijando 2. Determinar la concentración de H2S en el gas pro- normas y condiciones que optimicen los resul- Operaciones durante la Cementación ducido. 16.Elaborar un reporte de la cantidad de muestras tados y evitando al máximo un incremento en tomadas, con la fecha, hora y el estrangulador los costos, así mismo se deben verificar los ac- a.- Colocación de Accesorios y revisión de Tramos 3. Si la concentración de H2S es peligrosa, disponer por el cual estaba fluyendo el pozo. cesorios en su diámetro, estado, tipo de rosca, del equipo de protección necesario para trabajar diámetros interiores, grados y librajes así como Es muy importante verificar la correcta coloca- en condiciones peligrosas. Procedimiento para Recuperar Muestras para Aná- el funcionamiento de las partes de los acceso- ción de accesorios, de acuerdo al programa ela- lisis "PVT" rios antes de la operación para cualquier ano- borado previamente, así como también es im- 4. Instruir al personal sobre el uso adecuado del equi- malía que se detecte se corrija a tiempo y no a portante verificar las condiciones del fluido de po de protección y sobre el manejo de los fluidos. 1. Se debe esperar a que el pozo esté estabilizado y la hora de iniciar la introducción de la tubería. control, ya que es un factor de gran importancia limpio y fluyendo al separador de producción más para el éxito de una cementación primaria. Así 5. Instalar una línea para recuperar las muestras en cercano. De ser posible, contar con un separadord.- Diseño de la lechada de cemento y los baches mismo la numeración de los tramos, siguiendo una posición tal que los vientos favorezcan la di- portátil cerca de la cabeza del pozo. lavadores y espaciadores. un orden de acuerdo al diseño del ademe que se sipación del gas sin poner en riesgo al personal utilizará en el pozo en grados, peso y tipos de que toma las muestras. 2. Instalar un arreglo de válvulas de aguja de 1/2" y El diseño de la lechada de cemento es un aspec- roscas ,las cuales deben satisfacer las condicio- líneas de 1/8" de acero inoxidable a las salidas del to muy importante ya que en la misma se debe nes de medida del probador del manual y con el 6. Instalar el equipo de protección contra-incendio separador de producción por donde se vayan a considerar aditivos para la presencia de gas, objeto de seguir el orden de introducción pro- cerca de la toma de las muestras. obtener las muestras. retardadores y/ó aceleradores y en caso necesa- gramado. rio, etc., así mismo debe contemplarse la com- 7. Preparar botellas limpias y transparentes de 1 l de 3. Preparar las botellas de acero inoxidable para alta patibilidad con el lodo de perforación en uso y El total de tramos debe coincidir en todas sus capacidad para depositar las muestras. presión tipo bala para recibir las muestras. Las que los diferentes baches a utilizar como son los lim- partes con el número de tramos, apartando los se llenaran con gas deben estar totalmente piadores y espaciadores. que están en malas condiciones, principalmente 8. Disponer de un recipiente limpio de regular capa- purgadas al vacío y las que recibirán aceite deben en las roscas y los que se hayan golpeado y da- cidad para la captación de las muestras (cubeta purgar todo el aire con agua y quedar llenas con Con el objeto de tener mejores resultados en las ñado durante su transporte y/ó introducción, así de 18 l). este líquido.16 149
  • 17. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de PozosProcedimientos operativos para el muestreo 12 Si se han obtenido las muestras programadas, como los tramos sobrantes del total programa- ción y el movimiento de la tubería en los casos se entregan estas al químico del pozo o al do. que sea posible, romperá este gel reduciendo laProcedimiento para el Muestreo de Fluidos en el analista de producción para efectuarle sus aná- viscosidad del lodo. Los tiempos suficientes deFondo. lisis necesarios. El ajuste aproximado de la totalidad de los tra- circulación, dependerán de la profundidad, pozo, mos a utilizar, nos indicará las profundidades de espacio anular entre tuberías y agujero, tipo de1. Abrir el pozo inmediatamente después de haber 13.Si se concluyó el muestreo, desmantele la ULA. circulación, el cambio de grados y pesos de las formaciones que se atraviesen y del buen fun- sido disparado o de haberse efectuado una induc- diferentes tuberías programadas, hasta llegar a cionamiento del equipo de flotación que se pro- ción con el fin de que descargue los fluidos que 14.Si el pozo fluye y se requieren muestras para aná- la profundidad total y así mismo es importante grame. contenga, y fluya. lisis PVT, dejarlo hasta que se limpie y se estabilice verificar el calibrador ó "conejo" que se esta utili- su presión por diferentes estranguladores. zando, ya que la pérdida del mismo puede oca- d.- Instalación de la cabeza de cementación y de los2. Si el pozo fluye, pasar al punto 14 de este procedi- sionar un problema serio a la hora de la tapones. miento. 15.Una vez que el pozo se haya estabilizada, se redu- cementación y no se pueda establecer circula- ce paulatinamente el diámetro del estrangulador ción porque el calibrador se quedó dentro del La supervisión del estado físico de la cabeza de3. Si el pozo no fluye, observarlo abierto al quema- por donde fluye el pozo hasta que se estabilice la ademe que ya se introdujo al pozo por lo que cementación es de gran importancia, que impli- dor durante 8 h. para que la formación aporte flui- RGA producida. debe proceder a su pesca de inmediato. ca roscas, tapas, pasadores, machos y válvulas, dos al pozo. así como el diámetro correcto. Asímismo es de 16.Cerrar el pozo y tomar registro de presiones de fondo b.- Introducción de la Tubería de Revestimiento. gran importancia la supervisión en la colocación4. Durante las 8 h.de observación del pozo, preparar hasta que se estabilice la presión de fondo cerrado. de los tapones de desplazamiento y limpieza y botellas, de 1 l de capacidad, limpias y de ser po- Durante la introducción de la tubería de revesti- en la posición de las válvulas ó machos de la sible transparentes, así como un recipiente de 17.El personal de servicio interpretará el registro de miento uno de los problemas que puede afectar cabeza de cementación durante la operación. mayor capacidad, limpio y seco, para captar la gradientes para determinar las contactos aceite- el éxito o el fracaso de la operación de muestra directamente del muestrero de fondo. sólidos y el contacto agua-aceite, así como la pro- cementación, seria el que se origine la presión e.- Verificación del sistema Hidráulico de bombeo fundidad a donde se va a tomar la muestra. de surgencia que puede ocasionar pérdidas de superficial.5. Cerrar el pozo e instalar la Unidad de Línea de circulación que básicamente se pueden originar Acero (ULA). 18.Preparar el muestrero de fondo WOFFORD y el durante la introducción incorrecta de la tubería. Es muy importante verificar el buen funciona- equipo con el que se va a traspasar la muestra. miento de las bombas de los equipos de perfo-6. Calibrar el pozo con el máximo diámetro permisi- La velocidad de introducción deberá calcularse ración, así como su limpieza de las mismas con ble de acuerdo con su estado mecánico. 19.Introducir el muestrero dentro del lubricador, co- antes de iniciar la operación de introducción, ve- el objeto de evitar contratiempos en los despla- nectarlo y abrir la válvula de sondeo lentamente locidad que estará sujeta por la densidad del lodo zamientos de las lechadas de cemento, se debe7. Con la *amerada (herramienta para tomar los re- para llenar el interior de lubricador hasta alcanzar de perforación, longitud de la columna, espacio checar su eficiencia y volúmenes por embolada gistros de presión de fondo) y la ULA, tomar regis- la presión en cabeza con el pozo cerrado. entre tubería y agujero y accesorios de la tube- que estará sujeto a los diámetros del pistón y tro de gradientes hasta el nivel medio de los dispa- ría, por la experiencia y la práctica se ha obser- carrera del mismo. ros y la temperatura del fondo del pozo. 20. Bajar el muestrero al fondo donde se va a recu- vado que no es conveniente rebasar una veloci- perar la muestra, no excediendo la velocidad dad de introducción de 20-34 seg por tramo de f.- Operación de Cementación.8. El personal de servicio a pozos debe interpretar la máxima de 120 m/min. Antes de efectuar el cie- 12 metros. carta metálica para determinar el nivel de fluidos rre de las válvulas, subir el muestrero lentamente En el proceso de operación es importante verifi- líquidos en el pozo, así como la temperatura de unos 10 ó 20m y volverlo a bajar a la profundi- c.- Llenado de Tuberías y Circulación. car la instalación correcta de equipos programa- fondo de acuerdo con los termómetros coloca- dad programada. Se repite esto unas tres veces dos y auxiliares, checar circulación, preparar el dos en la amerada. cuando el pozo contiene aceite ligero; cinco, El llenado de la tubería dependerá de los acce- colchón limpiador de acuerdo al programa en cuando se trata de aceite normal y diez veces si sorios programados y del funcionamiento de los tipo y volumen y bombear al pozo, preparar el9. Preparar el muestrero de fondo WOFFORD. se trata de aceites pesados. mismos, así como de las condiciones del fluido colchón separador , soltar el tapón de diafragma de control, de la velocidad de circulación y re- ó limpiador , bombear el colchón separador,10.Baje el muestrero el número de veces que sea 21. Desconectar el lubricador y recuperar el muestrero cuperación del corte. bombear lechada de cemento de acuerdo a di- necesario para recuperar las muestras que se pro- de su interior. Verificar la hermeticidad del seño elaborado en cuanto a densidad , soltar el gramaron previamente. muestrero introduciendo sus extremos en agua Los beneficios de la circulación en el pozo, du- tapón de desplazamiento ó sólido , bombear un para corroborar que no haya burbujeo. rante la perforación así como en la cementación colchón de agua natural y desplazar la lechada11.Cada muestra tomada se recupera en el recipien- de tuberías de revestimiento es de gran impor- con el volumen calculado; durante la operación te contenedor grande y de este se pasa a cada 22. Si el muestrero está hermético pasar al punto 24 tancia, tomando en cuenta que la mayoría de es importante verificar la circulación, niveles de botella preparada para recibirlos. del procedimiento. los lodos de perforación son de bajo esfuerzo presas y presión de desplazamiento. de corte y forman geles con sólidos en suspen-* amerada - Nombre de herramienta utilizada para tomar los registros de presión de fondo sión cuando permanecen en reposo. La circula- La verificación de la llegada del tapón de despla-148 17
  • 18. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos zamiento al cople de retención ó presión final se deben calcular las capacidades de los diferentes como "check" para retener en su interior la muestra hasta las condiciones de separación en superficie. es de gran importancia, seria una manera de che- Espacios Anulares entre el agujero y el diámetro ex- una vez que ha sido recuperada. Esta herramienta Para efectuar análisis físicos, las muestras se obtie- car el volumen calculado de desplazamiento, terior de la TR de explotación, en este caso se consi- trabaja conjuntamente con la acción de un operador nen directamente de una línea alterna a la línea de además, comprobar que la maniobra efectuada deró un agujero uniforme, pero en la realidad ésto de golpe (tijera o martillo). Para realizar esta técnica quema pues mientras el pozo se encuentra en etapa en la cabeza de cementación fue correcta. La varia sustancialmente ya que con la toma de un Re- se requieren de cinco a seis golpes que se aplican de limpieza, los productos deben ser quemados. presión final se descargará a cero y se checará gistro calibrador se conoce el diámetro real del agu- sobre la resistencia de sólidos para llenar el interior el funcionamiento del equipo de flotación y en jero. del barril y posteriormente, si es necesario, para re- En el extremo de la línea alterna se coloca un reci- caso de falla del mismo se represionará con una cuperarlo en caso de atraparse en los sólidos. piente limpio y grande, como una cubeta de 20 l de presión diferencial adecuada, para evitar el efec- Cap. TR 6 5/8",24 # (D. Int.=5.921")= 17.76 lts/m capacidad para captar el volumen de muestra líqui- to de microanillo y se cerrará el pozo hasta el Cap. TR 6 5/8",28 # (D. Int.=5.791")= 16.99 lts/m Normalmente las muestras recuperadas en superfi- da necesaria para efectuar los análisis (1 a 3l). Es con- fraguado inicial de la lechada. Cap. EA Agujero-TR Explotación= (92 - 5.6252) cie son pequeñas; pero su volumen es suficiente para veniente realizar un análisis del gas que produce el 0.5067= 25 lts/m efectuar el análisis y determinar la naturaleza, y así pozo para determinar si contiene gases tóxicos o Finalmente se elaborará el reporte final de la ope- poder preparar sistemas de fluidos y solventes para venenosos como el H2S, con la finalidad de proteger ración, que incluirá el ajuste final de la tubería Posteriormente se calculan los volúmenes requeridos, lograr su remoción en forma eficiente. al personal que recuperará la muestra con el equipo de revestimiento indicando grado, peso y rosca, únicamente multiplicando la capacidad por la pro- necesario. número de centradores utilizados, presiones de fundidad, es importante mencionar que existen libros Muestreo de fluidos a boca de pozo operación, si se presentó alguna falla mencio- y/o manuales de las diferentes compañías de servicio Una vez obtenida la muestra en el recipiente, se agita y narla, indicar si durante la operación la circula- en donde viene especificadas las características de Esta técnica se aplica únicamente a los pozos se coloca en recipientes limpios y transparentes de 1 l ción fue normal ó se presentaron pérdidas y si todas las TR y en ellos vienen los datos de las capaci- fluyentes, y como en el caso del muestreo de fondo, de capacidad para apreciar visualmente la separación funcionó ó no funcionó el equipo de flotación, dades de TR´S y diferentes espacios anulares por bl/ se realiza con dos propósitos principales: el primero, de los componentes líquidos y sólidos, así como su además se indicará el tiempo de fraguado y el m ó gal/pie para definir el intervalo en forma rápida cuando se color. Se recomienda hacer la recuperación de las programa de terminación. han logrado las condiciones de limpieza y de estabi- muestras cada hora con un registro de la fecha y hora Vol. Desplaz. 24" = 17.76 x 1800 m. = 31968 lts = 201 lización de su producción; el segundo, para efectuar en que se tomó la presión en la cabeza del pozo y el bls análisis PVT cuando el yacimiento contiene gas y diámetro del estrangulador. El muestreo se suspendeOperaciones posteriores a la Cementación condensado o aceite volátil. Las muestras que se cuando dejen de salir sedimentos y agua, o cuando Vol. Desplaz. 28" = 16.99 x 670 m. = 11383 lts = 71.6 obtienen de ellos no son representativas de los flui- los porcentajes de los mismos ya no varíen, y la pre-La tubería se anclará en sus cuñas con el 30% de su bls dos que contiene el yacimiento debido a la gran va- sión en la cabeza del pozo se haya estabilizado.peso, se cortará, biselará y colocarán empaques se- riación composicional que sufren cuando cambiancundarios, carrete adapatador y se probara con pre- Vol. Total desplaz. Al cople flotador = 43321 lts = sus condiciones de presión y temperatura. Las mues- La recuperación de las muestras en superficie parasión, posteriormente se bajara a reconocer la cima 272.6 bls tras de aceite y gas tomadas del separador más próxi- el análisis PVT es más complicado; por tal motivo, sede cemento, se probara la tubería , se escariará y se mo a la boca del pozo se comprimen para simular su realiza por el personal responsable del laboratorioevaluara la cementación tomando un Registro Sonico Vol. Lechada EA= 25 lts/m (2500 - 1800 m) = 19600 comportamiento desde sus condiciones originales de yacimientos. Ellos se encargan de preparar lasde Cementación CBL-VDL . lts = 123 bls botellas metálicas para alta presión en donde recu- perarán, por separado, las muestras de gas y de acei- MUSTRERO DE FONDO CAMCOEjemplo: Vol. Lechada TR 6 5/8"= 30 m x 16.99 lts/m = 509.7 te directamente del separador más cercano a la boca lts = 3.2 bls del pozo. Las condiciones de separación en superfi-Se va a realizar la cementación de la tubería de ex- cie (presión y temperatura) deberán darse a travésplotación de 6 5/8",N-80, combinada 24-28 # a 2500 Vol. Total lechada cemento = 20109.7 lts = 126.2 bls de un sistema cerrado compuesto de válvulas dem. aguja y líneas de acero inoxidable de 1/8". Este pro- T.R. Explotación 6 5/8",24# de 0 a 1800 m Vol. Bache limpiador = 25 lts/m x 100 m = 2500 lts = cedimiento generalmente es lento: se lleva de una a 6 5/8",283 de 1800-2500 m 16 bls dos horas por cada muestra que se recupera; como Diámetro Agujero = 9" mínimo se recomiendan tres de cada fase. T.R. anterior 9 5/8" ,N-80,40 # A 1500 m. Vol. Bache separador = 25 lts/m x 30 m = 750 lts = 5 Intervalo de interés 2350 - 2400 m. bls Antes de recuperar las muestras, las líneas y válvulas Cima de cemento a 1800 m. se purgan y se saturan de fluidos, mientras que las Cople flotador 6 5/8" a 2470 m. Los volúmenes de bache separador y limpiador ge- botellas se preparan en el laboratorio al vacío para neralmente es de 3 a 5 m3 y 5 a 10 m3 respectiva- recuperar las muestras.Cálculos: mente o realmente depende del EA que se va a cu- brir. La recuperación de las muestras de gas para determi-Primero se requiere conocer los diámetros interiores nar el contenido de gases tóxicos se realiza directa-de la T.R. de explotación y su capacidad, así mismo Para calcular la cantidad de sacos de cemento y de mente en el equipo para su medición y análisis; así, Figura 58. Muestrero de Fondo esto se detallará en el tema de análisis de muestras.18 147
  • 19. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozosmercurio hasta donde se observe un quiebre de la 4. Instalar una línea entre las válvulas y se llenan las aditivos que se va a utilizar en la operación, esto ya co de Cementación CBL-VDL . curva. Éste indicará la presión de saturación de la mues- líneas de mercurio para purgar el aire probando depende del diseño de la lechada de cemento con la tra, a partir de la cual para cada cm3 de mercurio in- por partes cada sección entre válvulas. densidad requerida, el rendimiento, el requerimien- V. DISEÑOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN yectado se harán grandes incrementos de presión. to de agua, la temperatura, los aditivos necesarios 5. Abrir la válvula 4 y se comienza a inyectar mercu- para el tiempo bombeable requerido, etc. Las sartas o aparejos de producción es el medio por6. Se traspasa la muestra del muestrero a una botella rio al interior del muestrero hasta alcanzar la pre- el cual se transportan los fluidos del yacimiento a la de traslado, siguiendo cualquiera de los dos pro- sión con la que se va a desplazar la muestra, aproxi- Un ejemplo es la lechada con las siguientes especifi- superficie y pueden clasificarse dependiendo de las cedimientos más importantes: uno, llamado tras- madamente 70 kg/cm² superior a la presión de caciones : condiciones del yacimiento como: fluyente, de bom- paso forzado, aplicado en la región Sur; y el se- saturación para lograr que la muestra se manten- beo neumático, bombeo mecánico, bombeo elec- gundo, denominado traspaso por gravedad. ga en fase líquida. Densidad lechada = 1.89 gr/cm3 tro-centrífugo y bombeo hidráulico. Rendimiento = 38 lts/sacoTraspaso Forzado 6. Abrir la válvula 5 y llevar la presión del sistema Requerimiento de agua = 18 lts/saco Seleccionar, diseñar e instalar un aparejo de produc- hasta el valor de la presión de traspaso. Retardador = 1.5% en peso del cemento ción es una parte crítica en cualquier programa deEl equipo utilizado para efectuar el traspaso se mues- Reductor de filtrado = 0.5 % en peso de cemento operación durante la intervención de un pozo ya seatra en el siguiente esquema: 7. Efectuar el traspaso forzado que consiste en sacar en una terminación y/o reparación. mercurio de la botella abriendo ligeramen- En el ejemplo anterior se requieren 19600 lts = 123 te la válvula 7 e inyectando simultáneamen- bls de lechada y haciendo las siguientes operaciones En un diseño hay que tornar en cuenta el ángulo del te mercurio al muestrero. Se debe mante- se calcula el número de sacos requeridos. pozo, los fluidos de perforación, peso, velocidad de 6 ner la presión de traspaso y recuperar el rotaria y otros procedimientos de operación. BOTELLA DE RECIPIENTE mercurio de la botella de traspaso a través No sacos total = 20109.7 lts / 38 lts/saco = 529 sacos TRASLADO MANOMETRO DE MERCURIO de la válvula 7 a un recipiente graduado. de cemento Propiedades de las Tuberías y de las Juntas El procedimiento concluye cuando se ha- 7 3 yan inyectado 670 cm3 pues en este mo- Y como cada saco peso 50 kg = 26.5 ton. Esfuerzo de torsión en las juntas. Es una función de 1 RECIPIENTE GRADUADO mento se tendrá la seguridad de que se ha variables como: 2 traspasado toda la muestra que tiene un Vol. De agua requerida = 529 sacos x 18 lts/saco = 5 BOMBA DE 4 MERCURIO volumen máximo de 650 cm3. 9 522 lts = 9.522 m3 - Esfuerzo del acero. - Tamaño de conexión. MUESTRERO Muestreo de fondo para recuperar sólidos Existe software o programas técnicos en donde se - Forma de la Rosca. ACEITE WOFFORD introducen los datos que va solicitando cada panta- - Carga. MERCURIO Aquí es importante destacar que los proble- lla y automáticamente proporcionan el volumen de - Coeficiente de Fricción. mas de abatimiento en la producción son con- desplazamiento, la cantidad de sacos de cemento, REPRESENTACION ESQUEMATICA DEL TRASPASO FORZADO DE FLUIDOS secuencia de varios factores, entre otros, de la volumen de agua, etc. , asi mismo proporcionan grá- El área de piñón o caja controla grandes factores y DEL MUESTRERO DE FONDO A LA BOTELLA DE TRASLADO acumulación de asfeltenos y parafinas, la in- ficamente y tablas como va a quedar la cementación está sujeta a amplias variaciones. crustación de sales, carbonatos y, en casos muy de la tubería de revestimiento y los materiales reque- Figura 57. Traspaso de muestra. severos, de formación proveniente de roturas ridos, es muy importante mencionar que él mismo El diámetro exterior de la caja y el diámetro interior en tuberías de revestimiento (figura 58) software nos indica si se fractura la formación con determinan los esfuerzos de la junta en torsión, elPara efectuar el traspaso se recomienda el siguiente los datos de gradiente de fractura que le proporcio- diámetro exterior afecta el área de la caja y el diáme-procedimiento: El muestreo de fondo para recuperar sólidos se efec- naron y la densidad de la lechada de cemento, de la tro interior afecta el área del piñón. túa, generalmente, en pozos que se encuentran en densidad del bache espaciador, limpiador y también1. Llenar la botella de traslado con mercurio y operación. Constituyen la primera información váli- la densidad del lodo de perforación que se tiene en Al seleccionar el diámetro interior y exterior se deter- represionarla con una presión de 70 kg/cm² arriba da para determinar las causas que provocan reduc- el momento de la cementación de la tubería de re- minan las áreas del piñón y la caja, estableciendo de la presión de saturación. ción en la producción. vestimiento. los esfuerzos de torsión teóricos, la más grande re- ducción de estos esfuerzos de una junta durante su.2. Cerrar las válvulas 2, 4 y 5, colocar el muestrero Esta técnica es muy rápida y confiable. Se efectúa Operaciones posteriores a la Cementación vida de servicio ocurre con el uso del diámetro exte- ligeramente inclinado formando un ángulo de 15° con la línea de acero y nos permite decidir en forma rior. Es posible incrementar el esfuerzo de torsión a 20° con respecto a la vertical; la cabeza de tras- acertada las acciones que deberán seguirse en la La tubería se anclará en sus cuñas con el 30% de su haciendo juntas con diámetros exteriores grandes y paso debe estar en la parte superior y con la vál- solución de un problema de esta naturaleza. peso, se cortará, biselará y colocarán empaques se- diámetros interiores reducidos. vula 4 hacia abajo. cundarios, carrete adaptador y se probará con pre- El equipo utilizado para efectuar este muestreo com- sión, posteriormente se bajará a reconocer la cima Clases de tuberías de producción3. Fijar la botella de traspaso en posición vertical con prende un barril metálico que viene en dos tamaños de cemento, se probará la tubería , se escariará y se una diferencia de nivel de 0.6 a 1.2m arriba de la de diámetro exterior 1 5/8," máximo, o de 1 ¼" míni- evaluará la cementación tomando un Registro Sóni- Existen varias clases. cabeza del muestrero. mo; dispone interiormente de una canica que actúa146 19
  • 20. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos a) Clase Nueva.- Se presenta en sus datos de ten- b) La temperatura. peración del muestrero debe ser moderada hasta el sión, torsión y presión interna y colapso. c) La velocidad del flujo. momento en que entre al aparejo de producción. A d) Heterogeneidad. partir de ahí se puede incrementar la velocidad con- b) Clase Premium.- Está basada en una tubería e) Altos esfuerzos. siderablemente y nuevamente se vuelve a reducir que tiene un uso uniforme y un mínimo de hasta parar totalmente 10m abajo de la cabeza del espesor de pared del 80%. Presión del yacimiento pozo, los cuales se terminan de subir a mano para evitar que el muestrero choque con el lubricador y c) Clase 2.- Esta tubería tiene un mínimo de es- Es la presión con la cual aportara la formación pro- se rompa la línea de acero. pesor de pared del 65%. ductora los hidrocarburos a través del sistema de producción, y es necesario conocer para identificar 7. Cuando el muestrero está en la parte superior del d) Clase 3.- Esta clase de tubería tiene un mínimo el tipo de aparejo a utilizar. lubricador, se cierra la válvula de sondeo, se descarga la de espesor de pared del 55% con todo el uso presión del lubricador y se desconecta del medio árbol de un solo lado. Este parámetro puede obtenerse de las curvas de de válvulas para extraer el muestrero de su interior. variación de presión.Se recomienda que los datos como el grado, peso y Para verificar que el muestrero se encuentra hermé-rosca de las tuberías sean grabadas en la base del - Indice de producción. tico se recomienda introducir sus extremos en aguapiñón. - Diámetro de Tubería de revestimiento para verificar que no haya manifestación de burbu- - Presión de trabajo. jeo; en caso contrario, la muestra deberá desecharseConsideraciones de diseño y repetir la toma de la misma. Se recomienda tomar Procedimiento para calcular el peso de la tubería de de tres a cuatro muestras de fluidos con la finalidadFactor de flotación producción dentro del pozo de que se tengan por lo menos dos con característi- cas similares.El factor de flotación es un factor muy importante - Obtencion del factor de flotacion.que se debe de tomar en cuenta en los diseños de - Obtencion del peso de la tuberia de produccion Extracción y traspaso de la muestrasartas ya que nos reduce el peso total de la tubería y dentro del pozo, el cual puede obtenerse me-se puede calcular con la siguiente formula: diante la ecuación siguiente: Para extraer el fluido del muestrero se requiere el si- G guiente equipo:FF = 1 - PTR o PTP = PTR o PTP X FF GD * Una bomba de desplazamiento de Mercuriodonde: donde: * Un recipiente de Mercurio * Un manómetroF = Factor de flotación PTR o PTP = Peso real de laT.P o T.R. . * Una cabeza de traspasod = Densidad del lodo * Una línea flexible de acero inoxidable de 1/8"da = Densidad del acero = 7.8 gr/cm3 Ejemplo: * Seis válvulas de acero inoxidable para alta presión * Una botella de trasladoAgentes 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, El procedimiento inicia con:La corrosión puede ser definida como la alteración y 6.5 lbs/pie o 9.67 kg/m con un lodo de 1.40 grs/cm3.degradación del material por su medio ambiente y 1. La instalación de la cabeza de traspaso en la válvu-los principales agentes que afectan a las tuberías son FF = 1- = 1- = 0.821 MU E S T R E R O DE F ONDO W OF F OR D la inferior del muestrero.los gases disueltos (el oxigeno, dióxido de carbono e P A R A R E C U P E R A R F L U ID O Shidrógeno sulfuroso), sales disueltas (cloros, carbo- Peso de la T.P en el aire = 2,000 x 9.67 = 19,340 Kgr 2. Se instala la línea de 1/8" de la bomba de mercurionatos y sulfatos) y ácidos. = 19.34 toneladas a la cabeza de traspaso. Figura 56. Muestrero de FondoLa mayoría de los procesos de corrosión envuel- Peso de laT.P en el aire x Factor de Flotación = 5. Se cierran las válvulas rompiendo el perno de corte 3. Se purga el aire del sistema con mercurio.ven reacciones electro-químicas, el incremento de Peso de la TP dentro del pozo por medio de jalones bruscos de la línea de acero si lala conductividad puede dar como resultado altas cabeza es de golpe o esperando que el cierre se haga 4. Se inicia a inyectar mercurio al sistema con volú-velocidades de corrosión y los principales facto- 19,340 x 0.821 = 15,878.14 Kgs automático al concluir el tiempo programado del re- menes de 1 cm3, registrando el volumen de mer-res son: loj. curio consumido contra presión registrada. Peso de la TP dentro del pozo = 15, 878.14 Kgs. a) El pH. 6. Una vez tomada la muestra, la velocidad de recu- 5. Se abre el muestrero continuando la inyección de20 145
  • 21. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos2. La salinidad del agua producida debe ser igual a la de la RGA en la producción será indicativo de que el Procedimiento de diseño de tubería de producción elegido, sin embargo podemos mencionar los mássalinidad del agua de formación. pozo ha sido acondicionado adecuadamente. importantes en cuanto se refiere a las terminaciones En este apartado solo se mencionarán las considera- sencillas, entre estos accesorios podemos mencio-3. Si se realizó un tratamiento con ácido, el pH debe d) Variación de la relación gas/aceite (RGA) ciones más importantes que se toman en cuenta para nar:ser igual a 7. el diseño de una sarta de producción, dentro de Esta variación se da cuando se reduce el diámetro estas se consideran las siguientes variables: Equipo de control subsuperficial4. El volumen que haya producido el pozo debe ser del estrangulador, y la caída de presión dentro delde 5 a 10 veces el volumen del pozo. yacimiento se va haciendo más pequeña hasta que Wn = Peso nominal de la T.P (lb/pie) . Dentro de este equipo podemos mencionar: el valor de la RGA prácticamente no cambia al fluirlo Pt = Resistencia a la tensión (lb)Cuando se cumplen los criterios anteriores, conclu- en los últimos dos o tres estranguladores. Rc = Resistencia al colapso (Psi) Las válvulas de seguridad con las cuales se obstruyeye el periodo de limpieza; sin embargo, si el tiempo Wtp = Peso ajustado de la T.P (lb/pie) (incluye co- . la tubería de producción en algún punto abajo delen que se limpió el pozo fue menor a 12 horas, se Una vez concluida esta última etapa del acondiciona- nexión) cabezal cuando los controles superficiales han sidodebe dejar fluir un 50% adicional. miento, el pozo deberá cerrarse preferentemente has- Pcp = Punto de cedencia promedio (lb/pg2) dañados o requieren ser completamente removidos. ta que se estabilice la presión de fondo cerrado, con lo Mop = Margen de seguridad por tensión (ton) Reguladores y estranguladores de fondo los cualesb) Producción normal cual se logrará que el aceite dentro del pozo tenga una Fsc = Factor de seguridad al colapso (1.125) reducen la presión fluyente en la cabeza del pozo y composición prácticamente igual a la del yacimiento. previene el congelamiento de las líneas y controlesUna vez que haya terminado el periodo de limpieza El procedimiento incluye en términos generales 2 eta- superficiales.se recomienda dejar fluir al pozo a través del estran- Si al reducir el diámetro de los estranguladores la pas, la primera es el diseño de la sarta por Tensión ygulador por el cual va a producir o por uno que per- RGA aumenta en lugar de disminuir, entonces el in- la segunda el diseño por Colapso. Válvulas check que previenen el contraflujo en losmita registrar la presión de fondo fluyendo, hasta que tervalo estará disparado en el casquete del yacimien- pozos de inyección. Estos instrumentos pueden serse estabilice. Para la medición de la misma y del gas- to y no será posible efectuar el muestreo, a menos En el diseño por Tensión se utilizan las siguientes for- instalados o removidos mediante operaciones conto se emplea un separador cercano a la boca del que se aísle el intervalo y se abra otro. mulas: cable. Ya que estos accesorios son susceptibles alpozo o un medidor de fondo para evitar errores por daño, debe pensarse en una buena limpieza antescondiciones de la línea de descarga. Obtención de la muestra de fondo 3W (0.9) − 0RS de instalar un dispositivo de control superficial. L =c) Reducción paulatina de la producción Para la toma de muestra se utiliza el muestrero :Q ( .E) Sistemas de seguridad WOFFORD con cabeza de golpe y para el cierre deDespués del paso anterior, es necesario que el pozo las válvulas, con mecanismo de reloj. Este tipo de En el diseño por Colapso la sarta debe estar previa- Los sistemas de seguridad superficial son la primerafluya sucesivamente a través de varios estrangulado- muestreros se baja con equipo de línea y el procedi- mente calculada por Tensión y se utilizan las siguien- línea de protección contra cualquier desgracia enres de diámetro cada vez más reducido. Se debe miento es el siguiente: tes formulas. los accesorios superficiales. Estos sistemas general-medir su producción y registrar su presión de fon- mente consisten de válvulas cerradas mantenidasdo, para que las condiciones de producción se 1. Se introduce en el lubricador y se conecta al Z2 + RY + R2 - 1 = 0 abiertas por medio de gas a baja presión que actúaestabilicen en cada estrangulador. preventor instalado en el medio árbol. un pistón. Si la presión de gas es purgada, la acción :DS de un resorte interno cierra la válvula contra la líneaEsta reducción paulatina de la producción es nece- 2. Se abre lentamente la válvula de sondeo para per- R = de presión.saria debido a que en el yacimiento, la presión dis- mitir que se llene de fluido todo el interior de lubricador. $(3FS )minuye en la vecindad del pozo al fluir hasta llegar Empacadores de producciónpor abajo de la presión de saturación, lo que ocasio- 3. Se espera a que se estabilice la presión para iniciar 5FWna la liberación de gas y la variación en la composi- la introducción del muestrero al pozo, a una veloci- Z = Estos son clasificados generalmente como tipo per-ción de la fase líquida en el pozo. dad de 120m/min como máximo. Se deben evitar 5FVW manente o recuperable. Algunas innovaciones inclu- cambios bruscos que podrían activar de golpe el yen niples de asiento o receptáculos de estos. LosCon la disminución del diámetro del estrangulador, mecanismo o alterar el funcionamiento del reloj y Wap = Tensión aplicada a la T.P sobre el punto de . empacadores deben ser corridos cuando su utilidadel abatimiento de presión en el fondo del pozo es poner especial cuidado de que, al llegar a la profun- interés (Kg). futura sea visualizada para que no resulte en gastosmenor, lo cual origina que la cantidad de gas libre didad de muestreo, se reduzca la velocidad para evi- A = Área transversal del acero (cm2). innecesarios que deriven en costosas remociones.disminuya y la composición del aceite sea cada vez tar un cierre accidental de las válvulas o de tomar la Rct = Resistencia al colapso bajo tensión (kg/cm2)más cercana a la del aceite en el yacimiento. muestra a una profundidad inadecuada. Rcst = Resistencia al colapso sin tensión (kg/cm2) Los empacadores sirven para varios propósitos en- tre los cuales podemos mencionar la protección deLa selección de los estranguladores sucesivos se hará 4. Cuando el muestrero esté en profundidad, deberá Accesorios de los aparejos de producción la Tubería de revestimiento de las presiones, tantode tal manera que en cada cambio la producción se subirse unos 10 ó 20m y volver a bajar. Esta opera- del pozo como de las operaciones de estimulación,reduzca 30% ò 50%, con el más pequeño a través del ción se deberá repetir tres veces si se trata de aceite Los accesorios para los aparejos de producción va- y sobre todo de fluidos corrosivos; el aislamiento decual pueda obtenerse un flujo estable. La disminución ligero, y diez si se trata de aceite pesado. rían de acuerdo al tipo de terminación que se haya fugas en la Tubería de revestimiento, el aislamiento144 21
  • 22. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozosde disparos cementados a presión forzada, o inter- cado actual. La recuperación de las muestras en la superficie sevalos de producción múltiple, cancelación de los MUEST REO DE FONDO realiza con la finalidad de efectuar análisis físicos. Lacabeceos o el suaveo de fluidos, auxilio de instala- Empacadores recuperables. Existen diferentes tipos PARA extracción de los fluidos del muestrero se hará abrien-ciones artificiales, en conjunto con válvulas de segu- de empacadores de esta categoría, los cuales van do la válvula inferior manualmente y permitiendo queridad, o para mantener fluidos de "matar" o fluidos desde empacadores que se anclan con peso hasta se libere la presión dentro del muestrero. Los líqui-de tratamiento en el espacio anular. anclados por tensión o anclaje mecánico o hidráuli- dos se recibirán en un contenedor limpio. co, dependiendo de las operaciones que se realicenEl empacador puede ser descrito como un dispositi- en los intervalos de producción. La función que cum- La información obtenida al efectuar estos análisis ANÀLISIS LA OBT ENCIÒNvo el cual bloquea el paso de los fluidos al espacio plen viene siendo la misma que la de todos los FÌSICOS Y ANÀLISIS " PVT " Y es: porcentaje de agua, de aceite y de sólidos, asíanular o del espacio anular a la tuberia de produccion. empacadores y sus principios de operación varían QUÌMICOS CROMATOGRÀFICO DE SÒLIDOS como la densidad, el pH, y la salinidad y solubilidadLa mayoria de las aplicaciones de los empacadores muy poco, estos empacadores pueden ser recupera- de los sólidos. En algunas ocasiones no es posibleson simples y sencillas que no requieren mas que la dos y reutilizados otra vez aplicándoles un manteni- obtener estos datos en forma completa debido ade proporcionar el peso de la tuberia de produccion miento mínimo en cada ocasión. que el volumen que recupera en el muestrero es Figura 55. Muestreos de fondo.suficiente sobre el empacador para garantizar el se- de 650 cm3.llo. Existen otras aplicaciones donde se deben tomar Empacadores permanentes. Como su nombre lo dice,consideraciones de extrema precaucion para el an- estos accesorios se colocan en los pozos para que- Muestreo de fondo para análisis físicos y químicos Cuando se realiza la muestra de un pozo, es indis-claje del mismo, sobre todo en el tipo de aplicación dar en forma permanente, también tienen acceso- pensable tomar un registro de gradientes previo alpeso para que no falle en la utilizacion especifica en rios adicionales que permiten utilizarlos como tapo- El muestreo de fondo tiene mayor aplicación en po- muestreo, con la finalidad de determinar el nivel deel pozo. nes puente temporal, para cementaciones forzadas, zos que no fluyen inicialmente o que están líquidos dentro del pozo y el posible contacto agua- o para realizar fracturas arriba del empaque. Este despresionados, así es que es necesario conocer la aceite.Selección tipo de empacadores permite realizar operaciones aportación de los fluidos del yacimiento. Las profun- donde se tienen presiones altas, y en algunas ocasio- didades recomendables para la toma de muestras Antes de tomar la muestra, se debe cerrar el pozo yPara hacer una buena selección se deben tomar los nes dependiendo del tipo de terminación o manteni- son las siguientes: esperar un tiempo de estabilización. En el caso de lossiguientes parametros: miento que se tenga en un pozo, pueden ser utiliza- pozos productores, el momento apropiado es inme- dos como retenores de cemento para realizar opera- Primera muestra. Generalmente se toma al nivel diatamente después de concluir la curva de incremen- - Diametro de la tuberia de revestimiento o agu- ciones de cementación forzada en un intervalo de medio del intervalo; sin embargo, en la práctica no to; en el caso de pozos que no aportan producción, jero descubierto en caso del tipo inflable. abandono definitivo, para posteriormente probar un es posible hacerlo en forma confiable debido a las después de descargar la presión del Nitrógeno o la - Grado y peso de la tuberia de revestimiento. intervalo superior de interés. diferencias entre las profundidades registradas por presión de gas que se haya acumulado en el pozo. El - Temperatura a la que estara sometido. la línea de acero con las profundidades reales del tiempo de estabilización recomendable antes de to- - Presion de trabajo. Consiste de uno o mas elementos de empaque y dos pozo. Lo anterior se debe a que no se cuenta con mar la prueba es de 8 a 12 h. - Tension y compresion. juegos de cuñas, pueden ser introducidos al pozo un dispositivo para correlacionar y afinar la profun- - Diseño de operación. mediante tuberia de produccion o cable conductor didad. Por esta razón se recomienda tomar la mues- Muestreo de fondo para análisis "PVT" con alguna forma de carga explosiva, manipulacion tra 20m arriba de la cima del intervalo.Consideraciones generales en la selección de los de tijeras o dispositivos hidrostaticos. Para efectuar un muestreo para análisis PVT (presión,empacadores. La selección involucra el análisis anti- Si no se considera lo anterior, puede suceder que la volumen, temperatura), se requiere crear ciertas con-cipado de los objetivos de las operaciones del pozo, Estos empaques resisten altas presiones diferencia- muestra no sea de los fluidos que aporta el yacimien- diciones con la finalidad de que el fluido tenga unacomo son la terminación, la estimulación, y los tra- les de arriba o abajo sin que sufra algun movimiento, to, sino del fluido de lavado que queda abajo de la composición lo más cercana a la del fluido originalbajos futuros de reparación. Se debe considerar los generalmente son construidos de hierro fundido base del intervalo, con lo que se generan viajes adi- del yacimiento, las más comunes son:costos de este accesorio, así como los mecanismos centrifugado y las cuñas de acero de bajo carbon cionales.de sello y empacamiento mecánico, la resistencia a con la finalidad de que puedan ser molidos con faci- a) Limpieza del pozolos fluidos y presiones, su capacidad de lidad. Segunda Muestra. Se recomienda tomarla 100m arri-recuperabilidad o no, sus características para las ba de la cima del intervalo en prueba cuando se tie- El primer paso para acondicionar un pozo que va aoperaciones de pesca o molienda, si hay posibilidad Empacador de ancla: Consiste simplemente de un ne solo uno, y en la cima del siguiente si se tienen ser muestreado es verificar que el fluido producido node efectuar operaciones "trough-tubing" o con cable elemento de empaque el cual puede ser comprimido intervalos adicionales. contenga residuos de las sustancias utilizadas durantea través del. También debe considerarse los cambios y de esta manera forzarlo a expanderse hasta la la perforación, terminación o de algún tratamiento deen la temperatura y la presión. tuberia de revestimiento, por la aplicación de peso Tercera Muestra. En general esta es la última y se limpieza. Los criterios que se aplican para determinar sobre el elemento de sello con la tuberia de hace al nivel de fluidos líquidos detectados con el que un pozo está limpio de acuerdo con las muestrasTipos de Empacadores produccion. registro de gradientes. En algunos casos, cuando se tomadas en superficie son los siguientes: requiere mayor información, se toma en el cambioA continuacion se describen algunos de los tipos de Empacador de agarre de pared o de anclaje por peso: de agua a aceite dependiendo de la necesidades de 1. El contenido de agua debe ser menor al 5 % y elempacadores más comunes que existen en el mer- Este tipo consiste generalmente de un elemento de información que se desee conocer. de sólidos al 0.5 %.22 143
  • 23. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos4. Revisar las conexiones superficiales. Se deberán secuencial y los tiempos empleados. Llenará la sello, un juego de cuñas y cono, dispositivo de Determinación del peso sobre el empacador duran- examinar el medio árbol de válvulas, las válvulas hoja de certificación del trabajo realizado por los friccion y un mecanismo "J". Este empacador es ac- te su anclaje del cabezal de producción, el árbol de estrangula- prestadores de servicio. cionado por rotacion de la tuberia de produccion ción y la línea de aforo o descarga a la batería. De para soltar el mecanismo "J" o por movimiento de la Normalmente para el anclaje del empacador de aga- ser necesario, probarlas hidráulicamente. Toma de muestras tuberia tanto en sentido ascendente como descen- rre de pared se recomienda aplicar 10 000 lb de peso dente y resiste altas presiones diferenciales. con tubería de 2" en empacadores hasta de 6 5/8" y5. Instalar las unidades involucradas. Se instalarán La recuperación de las muestras es de gran impor- 12 000 lb de peso en tubería de 2 1/2" en empacadores todas las unidades que participarán en la induc- tancia para la industria petrolera. Para lograrlo se han Empacadores con paso de desviado: Este otro tipo de 7’’. ción, supervisando su buen funcionamiento y la desarrollado las siguientes técnicas: consiste de un elemento de empaque alrededor de prueba de presión efectuada a dichas unidades. un aparejo de tubería de producción en adición a Factores que afectan el peso de la tubería de pro- algun dispositivo de paso de fluido a traves del ele- ducción sobre el empacador6. Introducir la tubería flexible. Bajar la tubería flexi- TECNICAS DE MUESTREO mento de empaque. Estos a su vez pueden ser clasi- ble hasta la profundidad previamente determina- ficados en tipo ancla (BP-2 de Camco) que consta de Hay un gran número de factores que pueden au- da, con circulación continua desde el inicio si se un elento de empaque unicamente o del tipo de aga- mentar o disminuir el peso sobre el empacador des- trata de líquidos, y a partir de 1000m si el despla- rre de pared con un mecanismo de desanclaje. pués de anclado, en la mayoría de los casos el efecto zamiento se realiza con nitrógeno. Cuidar conti- DE FONDO A BO A DE PO C ZO de estos factores se pasa por alto. Se debe conside- nuamente la presión de trabajo y el peso de la tu- Los empacadores anteriormente citados son utiliza- rar si existe la posibilidad de que alguno de estos bería. dos en camaras de acumulacion en istalaciones de factores aumente, en este caso se tomará en cuenta bombeo neumatico o para aislar fugas en tuberias cuando se determine el peso que va a dejarse sobre7. Desplazar en el fondo. Una vez que la tubería ha DE FLUIDOS DE SOLIDOS DE FLUIDOS de revestimiento. el empacador. llegado a la profundidad deseada, se deberá bom- bear el volumen previamente calculado; se Empacadores de Cabeza de Control: Este empacador a) Factores que tienden a aumentar peso incrementará el gasto sin rebasar la presión de tra- Figura 54. Técnicas de muestreo. está provisto con un dispositivo de igualación arriba (incrementan la longitud de la tubería), a un bajo y efectuar movimientos periódicos ascenden- La elección de la técnica que se va a utilizar depen- del mismo, sin que sea necesario levantar la colum- empacador ya colocado. tes y descendentes para evitar atrapamientos de derá de los requerimientos de análisis que se harán a na de fluido arriba del empacador y sin desempacar la tuberías flexibles. Se recomienda recuperar las muestras (físicos, químicos, presión, volumen, el elemento de sello del mismo. - Fricción entre Tubería de producción y la tu- muestras del fondo para su análisis. temperatura). bería de revestimiento. Empacadores Hidráulicos: Estos empacadores pue- - Incremento de la temperatura promedio en la8. Extraer la tubería flexible. Al terminar el despla- Muestreo de fondo de pozo den ser permanentes o recuperables con cuñas o tubería de producción. zamiento de fondo, se procederá a sacar la tu- sin cuñas, generalmente se accionan por presión - Incremento de la presión en el espacio anular. bería manteniendo el bombeo de fluido hasta la Su objetivo es la recuperación de muestras para el hidrostática en la tubería de producción, aplicada a - Decremento de la presión en la tubería de re- superficie o a 1000m si el bombeo se realiza con análisis y evaluación de los fluidos producidos, así través de ella desde la superficie. vestimiento por efecto de flotación y contrac- Nitrógeno. como para determinar sus características bajo con- ción radial extendiendo su longitud. diciones de yacimiento. Empacadores Múltiples: Los empacadores múltiples9. Condiciones de la línea de descarga. Durante la pueden ser de cualquiera de los tipos antes mencio- b) Factores que tienden a disminuir el peso (acor- inducción, esta línea deberá permanecer franca Dependiendo del objetivo, el muestreo de fondo pue- nados. Estos están simplemente construidos para tando la tubería) a un empacador anclado. (sin estrangulador), para evitar el efecto de contra de utilizarse para, ver figura 55. alojar dos o más aparejos de tubería de producción presión y una posible inyección de fluido al inter- a través de ellos y pueden ser colocados por diferen- - Decremento en la temperatura promedio en la valo abierto. Si se observa manifestación o apor- En ambos casos del muestreo de fluidos, la herramienta tes dispositivos, generalmente son colocados hidráu- tubería de producción. tación del intervalo se utilizará un estrangulador, utilizada para su ejecución es el tipo "WOFFORD". Ésta licamente, pero también existen algunos tipos que - Decremento de la presión en la tubería de re- en función de su diámetro de la presión y caracte- consiste en un barril cilíndrico de acero inoxidable con se colocan con la o las tuberías de producción. vestimiento. rísticas del fluido producido. una válvula de cierre mecánico en cada extremo; es - Incremento en presión de la tubería de pro- operada mediante una tijera, y al actuar sobre una Anclas hidraúlicas: Son usadas en conjunto con los ducción por incremento del efecto de flotación10. Desmantelar las unidades utilizadas. Terminada cabeza de golpe, libera los seguros y permite el cierre empacadores y son operadas hidráulicamente, una y expansión radial acortando su longitud. la inducción se desmantelarán las unidades que de ellos, una vez recuperada la muestra. alta presión en la tubería de producción forzará las intervinieron, y se efectuará la evaluación corres- cuñas hacia afuera contra la tubería de revestimien- c) Fricción pondiente tanto al equipo como al personal que El cierre del muestreo también se puede efectuar to, proporcionando de esta forma al empacador de intervino. automáticamente colocando un reloj que hace dis- una conexión mecánica que lo detendrá evitando Se presenta generalmente entre la tubería de parar el mecanismo a un tiempo programado pre- cualquier movimiento entre la tubería de producción producción y la de revestimiento especialmente11. Elaborar el reporte final. El ingeniero de proyecto viamente, que puede ser de hasta tres horas. Este y la de revestimiento. en pozos desviados, tenderá a disminuir el o el encargado de la operación, deberá elaborar reloj se coloca, generalmente, cuando se toman total del peso de la tubería de producción apli- el reporte final. Ahí detallará el desarrollo muestras para efectuar análisis PVT.142 23
  • 24. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos cado sobre el enipacador. Existe la posibili- que la tubería de producción es bajada lentamente y 6. Calibrar el aparejo de producción con un sello de Un criterio adecuado para su selección es el si- dad en estos casos que durante la vida del luego detenida, a la fricción sele atribuirán 6,600 lb. plomo acorde con el diámetro de la operadora con guiente: pozo, la tubería de producción se asiente Una comprobación sobre esto puede hacerse levan- la cual se abrirá la camisa de circulación. Para evi- aumentando peso al empacador. tando la tubería muy lentamente. El indicador de tar confusiones en el caso de presentarse anoma- peso debe leer algún peso arriba de 37,600 lb, proba- lías en el aparejo, el sello de plomo deberá estar M á s a lta 1 /1 6 " < 3 5 0 0 p siEl peso del aparejo de tubería de producción puede blemente alrededor de 43,000 lbs, entonces debe limpio de marcas en su área frontal y lateral. < 3 0 0 0 p si 1 /8 " > 1 5 0 0 p siser calculado, al igual que el total de pérdida del peso asumirse que 6,600 lb del peso de la tubería están < 1 5 0 0 p si 1 /4 " > 1 0 0 0 p sidel mismo. El total de pérdida del peso se debe al soportados por la fricción de los coples, y parte de 7. Para efectuar la apertura de la camisa de circula- < 1 0 0 0 p si 1 /2 " 0 p siefecto de flotación de la tubería de producción en el este peso se aplicará al empacador al estar fluyendo ción:fluido (lodo o aceite) contenido en la tubería de re- el pozo. Si el pozo fluye, el criterio de selección es diferen-vestimiento, este puede calcularse y ser deducido del a) Supervisar el armado de la operadora y bajarla te:peso total de la tubería de producción, si el indica- Conexiones superficiales de control hasta detectar la camisa. Una vez detectada,dor de peso muestra un decremento considerable represionar el aparejo con una presión mayor a la En pozos con una presión y una RGA (relaciónen el peso de la tubería de producción que el calcu- Cada uno de los sistemas artificiales de producción de circulación en ese punto y mantener las válvu- gas/aceite) alta, se recomienda estabilizar el flujolado en la gráfica, debe asumirse que la fricción en- tiene su sistema de conexiones superficiales, inclusi- las del cabezal de producción abiertas. por un estrangulador de ½." En pozos con pre-tre las tuberías de producción y revestimiento están ve puede cambiar dependiendo del sistema artificial sión baja y una RGA alta, el estrangulador reco-soportando mucho del peso del aparejo. Por lo tanto de que se trate, en el caso del sistema de bombeo b) Efectuar los movimientos de apertura hasta ob- mendado es de ¼".debe incrementarse el peso a las 10,000 o 12,000 lbs mecánico cambia hasta por el tipo y marca de cada servar abatimiento de la presión y circulación porrecomendadas para compensar el efecto por fric- uno de ellos. las válvulas del cabezal de producción. Esto indi- 13. Calificar el desempeño del personal que inter-ción. cará que la camisa ha sido abierta. vino. Conexiones superficiales para el sistema de bom-Ejemplo: beo neumático. 8. Para recuperar la operadora, revisar en qué con- 14. Elaborar el reporte final. El ingeniero de proyec- diciones se encuentran los pernos, las cuñas, etc. to o el encargado de la operación deberá elabo-Datos: En las dos figuras 1 y 2 se muestran las conexiones rar un reporte final, en el que detallará el desa- Tubería de Producción 2" 4.7 lb/pie superficiales típicas que se utilizan en los aparejos de 9. Para efectuar el desplazamiento: rrollo secuencial con tiempos; además deberá Lodo de 16 lb/pg2 bombeo neumático con tibería flexible. llenar la hoja de certificación del trabajo realiza- Profundidad 10,000 pies a) Si el desplazamiento es entre líquidos, se reco- do por los prestadores de servicio. La tubería a la profundidad citada pesa 47 000 lbs Conexiones superficiales para el sistema de bom- mienda circular hasta observar limpio el líquido Efecto de flotación* es de 90 400 lbs beo mecánico de salida. Procedimiento de ejecución para inducir con la tu- Peso neto del block es de 37 600 lbs bería flexible Respecto a este sistema artificial de producción varia b) Sí el desplazamiento es de un líquido por gas seSi el indicador de peso muestra 31,000 lb., después en cuanto al tipo y marca que se diseñará por ejem- utilizará únicamente el volumen calculado, para 1. Elaborar un estado mecánico actualizado del pozo, evitar un sobre desplazamiento. en el que se detallen: diámetros y librajes de las tuberías, profundidades de los accesorios, dispa- Wiy‰ˆyhƈƒr…v‚…Ã!Ã( %µ 10.Cerrar la camisa de circulación. Terminado el des- ros, etc. plazamiento, armar la operadora en posición in- Wiy‰ˆyhÃyh‡r…hyà Ã!à %µ vertida, bajarla hasta localizar la camisa y efectuar 2. Realizar los cálculos requeridos, tales como la pre- movimientos ascendentes para el cierre. El paso sión final de bombeo y el volumen de fluido Wiy‰ˆyhÀhr†‡…hÃ!Ã( %µ libre de la operadora a través de la camisa será un desplazante, con el fin de solicitar adecuadamen- indicativo de que ha sido cerrada . te los servicios y evitar incidentes durante la ope- 11.Recuperar la operadora. Si al sacar la operadora ración. 8‚ythq‚…Ãh…hÃUAÃ!Ã"µ existe duda en el cierre, antes de aforar el pozo se UAUS deberá efectuar una prueba con presión, utilizan- 3. Efectuar una reunión de trabajo y seguridad. do de 35 a 70 kg/cm2 arriba de la presión final de Antes de iniciar al desarrollo operativo, se de- Wiy‰ˆyhÀhr†‡…hÃ#à %µÃ’Ãi…vqhÃhq hƒ‡hq‚ …h bombeo. ben explicar el objetivo, riesgos y cuidados que se deberán mantener durante su desarrollo, así 12.Aforar o descargar el pozo hacia la batería. Para como asignar responsabilidades específicas al 8‚ythq‚…Ãh…hÃUSÃ$µ el aforo del pozo es conveniente, seleccionar ade- personal que intervendrá directa e indirectamen- cuadamente el estrangulador para evitar daños al te en la misma (ingeniero de proyecto, jefe de aparejo de producción. El diámetro del estrangu- pozo, personal de servicio a pozos, seguridad lador dependerá de la presión final de bombeo. industrial, producción, etc). Figura 1 Conexiones superficiales para bombeo Neumatico24 141
  • 25. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos4. Volumen de nitrógeno que se inyectará al pozo Paso 4. Obtener el volumen de nitrógeno de inyec- plo en el caso de Bimbas convencio- (VN2i) ción: debido a que no se cuenta con un modelo nales en la siguiente figura se mues-5. Volumen total de nitrógeno necesario (VTN2) matemático práctico para efectuar este cálculo, se tran algunos de sus accesorios (figu- ha empleado con bastante aceptación y buenos re- ras 3, 4 y 5)Ejemplo No. 13: sultados el siguiente criterio : Conexiones Superficiales para el Sis-A continuación se resolverá un ejemplo de un pozo Si: Pfb ³ 3,000 psia, utilizar de 500 a 1,500 m3 de tema de bombeo Electrocentrífugo.en donde se desea efectuar una implosión, y cuyos nitrógeno, dependiendo del comportamiento de la 30" 150.0 mdatos son los siguientes: presión de inyección. Este sistema normalmente hace uso de un equipo auxiliar que consta de un Presión de fondo estática362 kg/cm ². Si: Pfb < 3,000 psia, utilizar de 1,000 a 3,000 m3 de sistema de generación de 500 kw, un Presión de inyección 23 kg/cm ² con agua. nitrógeno. sistema de cuarto de control el cual Prof. de los disparos 5,100 mts. contiene una unidad de computo, uni- Fluidos en el pozo aceite, gas y agua de formación. Utilizando el criterio anterior, para nuestro ejemplo dad de choque, impresora, transfor- Nivel de fluidos 3,600 mts. usaremos 1,000 m3 de nitrógeno. mador, variador de velocidad, ade- (BL) Base Liner de 5" 18 4,000 mts. más de estos dos componentes se tie- lb/pie Paso 5. Obtener el volumen total de nitrógeno re- SARTA DE TF 1 1/ 2” ne un filtro de armónicas que sirve E m pacador de 7 5/8 " 3,992 mts. querido : para evitar las oscilaciones en cuanto a la energía, ya que al paso del tiem- Camisa de 3 1/ 2 " 3974 m ts. VTN2 = VN2 + ViN2 = 5,679 + 1,000 = 6,679 m3 N2 po, las variaciones de voltaje pueden Long. TP 3 1/2 " 9.2 lb/pie 3200 m ts. dañar el equipo BEC. Long. T P 3 1/2 " 12.7 792 m ts. Procedimiento de ejecución para inducir a través de lb/pie la válvula de circulación o camisa deslizable 16" 550.00 m Primeramente se debe de aligerar laCálculos: columna hidrostática generada por el 1. Elaborar un estado mecánico actualizado del pozo fluido de control, una vez que empie-Paso 1. Partiendo de la presión de fondo de 362 kg/ en el que se detallen diámetros y librajes de las ce a manifestar el pozo con presenciacm² (5,148 psia), la profundidad de los disparos a tuberías, profundidades de los accesorios, dispa- de aceite se iniciará la puesta en mar-5,100 m (16,728 pies) y con el auxilio de la Tabla 4 ros, etc. cha del BEC.(mostrada anteriormente) obtener el valor de Pw, elcual es de 3,500 psia y será igual a la presión final de 2. Realizar los cálculos requeridos. Verifique la resis- Conexiones superficiales para el Sis-bombeo (Pfb) tencia al colapso del aparejo de producción y cal- tema de bombeo hidráulico cule la presión final de bombeo, y el volumen de B. L. 7 5/8” 1092. 43Paso 2. Calcular el volumen total del pozo. Para esto fluido desplazante para solicitar adecuadamente m En el sistema de bombeo hidráulico,obtendremos los volúmenes en la TR de 5", en la TP los servicios y evitar incidentes durante la opera- 10 3/4” 1550. 00 el crudo (o agua) se toma del tanquede 3 1/2" y se sumarán ambos valores. ción. m de almacenamiento y se alimenta a la bomba triple múltiple. El fluido de po-Vtotal = VTR + VTP 3. Efectuar una reunión de trabajo y seguridad. An- tencia, ahora con la presión aumenta- tes de dar inicio al desarrollo operativo, explicar EMPACADOR PERMANENTE 7 3193.80 - 3195. 23 M da por la bomba triple, está controla-VTR = Cap TR x L y VTP = Cap TP x L el objetivo, riesgos y cuidados que se deberán 5/8” B. L. 5” 3199. 64 M. da por las válvulas en la estación de mantener durante su desarrollo, así como asignar 3405. 0 m control y distribuida en uno o más 7 5/8”Vtotal = 27.70 m3 responsabilidades específicas al personal que in- pozos. El fluido de potencia pasa a tra- tervendrá directa e indirectamente en ella (inge- vés de las válvulas del cabezal del pozoPaso 3. Calcular el volumen de nitrógeno para efec- niero de proyecto, jefe de pozo, personal de servi- y es dirigido a la bomba al fondo deltuar el desplazamiento hasta los disparos: utilizando cio a pozos, seguridad industrial, producción, etc) pozo. En una instalación de bomba dela Tabla 6 y los valores de Pw = 3,500 psia y L = INTERVALO PRODUCTOR: 3445. 00 - 3470. 00 M.D. pistón, este fluido de potencia accio-16,728 pies se obtiene el factor de volumen del nitró- 4. Efectuar la prueba hidráulica correspondiente a 3093. 00 - 3114. 00 M. V. na el motor que a su vez acciona la (BTP-KS)geno, el cual se multiplica por el volumen total del las conexiones superficiales de acuerdo con el pro- P.I. 3559.32 bomba. El fluido de potencia regresapozo para obtener el volumen de Nitrógeno. cedimiento ya descrito 5” m 3598.08 a la superficie con el crudo producido m y es enviado por tubería al tanque de P.T. =3600 M.D. ( 3222. 0 M.V.)VN2 = Vtotal x Fv = 27.70 x 205 5. Instalar las unidades involucradas, supervisando almacenamiento. su buen funcionamiento, y verificando que cum- Figura 2 Estado mecánico para un aparejo terminado con sartaVN2 = 5,679 m3 de N2 plan las normas de seguridad establecidas. de velocidad.140 25
  • 26. 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 5 Conexiones Superficiales de un Siste- Figura 3 Conexiones superficiales para un siste- ma de Cavidad Progresiva (Rotatorio) 200 ºC ma de Bombeo Mecánico con Bimba Conven- 1.4 250 ºC cional. Optimización de aparejos de Producción 300 ºC Análisis del Sistema de Producción de los pozos. 350 ºC La figura 7 muestra en general las partes principales que componen el Sistema de Producción de un pozo. 1.3 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 1.2 representa la optimización de estos aparejos, se debe principalmente a que es el unico medio mecánico FACT OR DE COMPR E S IBILIDAD ( Z m ) con el cual se cuenta para variar el comportamiento de un pozo. Los fluidos que entran al pozo a través del intervalo 1.1 disparado o agujero descubierto, vienen fluyendo por el medio poroso de la formación productora pasan- do a través de la vecindad del pozo y siguen su curso T E MPE R AT UR A ME DIA por el aparejo de producción. Estos fluidos a su lle- gada a la vecindad del pozo requieren ser levantados hasta la superficie. Esta acción necesita la actuación 1.0 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 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10,000 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 PR E S IÒN ME DIA ( PS I ) Figura 4 Conexiones superficiales para un Siste- ma de Varilla Caliente. ser colocado en el pozo. Esto significa que si la pre- sión de fondo es suficiente para levantar los fluidos26 139
  • 27. 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 Psup Profundidad en pies (psia) 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 5600 296.39 293.13 290.10 287.27 284.63 282.17 279.85 277.68 275.66 5700 299.77 296.48 293.40 290.54 287.87 285.38 283.03 280.83 278.78 5800 303.16 299.82 296.71 293.82 291.11 288.58 286.21 283.98 281.90 5900 306.54 303.16 300.01 297.09 294.35 291.79 289.39 287.13 285.02 6000 309.92 306.50 303.32 300.36 297.59 295.00 292.57 290.28 288.13 6100 313.10 309.65 306.44 303.45 300.65 298.03 295.57 293.25 291.08 6200 316.29 312.80 309.55 306.53 303.70 301.06 298.57 296.23 294.03 6300 319.47 315.95 312.67 309.62 306.76 304.08 301.57 299.20 296.98 6400 322.66 319.10 315.78 312.70 309.81 307.11 304.57 302.18 299.93 6500 325.84 322.25 318.90 315.79 312.87 310.14 307.57 305.15 302.88 &$%/( 6600 328.84 325.22 321.84 318.70 315.76 312.97 310.31 307.80 305.45 6700 331.85 328.19 324.79 321.62 318.65 315.80 313.04 310.45 308.02 6800 334.85 331.17 327.73 324.53 321.53 318.62 315.78 313.11 310.60 6900 337.86 334.14 330.68 327.45 324.42 321.45 318.51 315.76 313.17 7000 340.86 337.11 333.62 330.36 327.31 324.28 321.25 318.41 315.74 Figura 7 Componentes de un Sistema de Produc- %20%$ 7100 343.70 339.92 336.43 333.05 329.89 326.79 323.73 320.87 318.19 ción. 7200 346.54 342.73 339.25 335.74 332.46 329.30 326.22 323.34 320.64 7300 349.38 345.54 342.06 338.43 335.04 331.80 328.70 325.80 323.10 hasta la superficie se considera un pozo fluyente, en 7400 352.22 348.35 344.88 341.12 337.61 334.31 331.19 328.27 325.55 caso contrario se requiere de un sistema artificial, 7500 355.06 351.16 347.69 343.81 340.19 336.82 333.67 330.73 328.00 como puede ser el "levantamiento mecánico", reduc- 6(3$5$25 7600 357.81 353.76 350.12 346.22 342.57 339.18 336.01 333.05 330.29 ción de la densidad del fluido en el pozo y por consi- 7700 360.56 356.36 352.55 348.62 344.96 341.54 338.36 335.37 332.57 guiente reducción de la presión hidrostática ("gas lift"). 7800 363.31 358.97 354.99 351.03 347.34 343.91 340.70 337.70 334.86 7900 366.06 361.57 357.42 353.43 349.73 346.27 343.05 340.02 337.14 VI. ANÁLISIS NODAL 8000 368.81 364.17 359.85 355.84 352.11 348.63 345.39 342.34 339.43 3527(&725 8100 371.15 366.48 362.14 358.11 354.36 350.88 347.60 344.53 341.60 El análisis nodal puede ser realizado con cualquiera 8200 373.49 368.79 364.43 360.38 356.61 353.11 349.81 346.72 343.77 de los software que existen el mercado ( WEM, Flo 8300 375.82 371.11 366.72 362.64 358.85 355.33 352.01 348.92 345.94 System, y otros desarrollados por otras compañías 8400 378.16 373.42 369.01 364.91 361.10 357.56 354.22 351.11 348.11 de servicio) y nos permite crear un modelo que si- 8500 380.50 375.73 371.30 367.18 363.35 359.77 356.43 353.30 350.28 mula el comportamiento de producción de pozo ajus- 8600 382.71 377.92 373.46 369.33 365.48 361.88 358.52 355.38 352.32 02725 tándolo al gasto y presión de fondo fluyendo del pozo, 8700 384.92 380.10 375.63 371.47 367.60 363.99 360.62 357.46 354.36 lo que nos lleva a corroborar o descartar la presen- 8800 387.12 382.29 377.79 373.62 369.73 366.10 362.71 359.53 356.41 cia de daño total del pozo (cuando existen curvas de 8900 389.33 384.47 379.96 375.76 371.85 368.21 364.81 361.61 358.45 variación de presión, su interpretación y combina- 9000 391.54 386.66 382.12 377.91 373.98 370.32 366.90 363.69 360.49 ción con el análisis nodal resulta una herramienta 9100 393.63 388.73 384.17 379.94 376.00 372.32 368.89 365.66 362.50 6(1625 muy poderosa para obtener el daño del pozo), para 9200 395.72 390.80 386.22 381.98 378.02 374.33 370.88 367.64 364.51 ello requiere de información del yacimiento, datos 9300 397.80 392.86 388.27 384.01 380.03 376.33 372.86 369.61 366.52 del pozo y de los fluidos producidos, de esta manera 9400 399.89 394.93 390.32 386.05 382.05 378.34 374.85 371.59 368.53 es posible corroborar los datos de daño y demás 9500 401.98 397.00 392.37 388.08 384.07 380.34 376.84 373.56 370.54 parámetros del yacimiento. 9600 403.96 398.96 394.32 390.01 385.99 382.24 378.73 375.44 372.40 9700 405.94 400.92 396.26 391.94 387.90 384.14 380.62 377.32 374.26 El análisis nodal es una herramienta que nos permite 9800 407.91 402.88 398.21 393.87 389.82 386.05 382.51 379.19 376.11 simular y evaluar un sin número de parámetros, de nuestro interés podemos señalar los siguientes: 9900 409.89 404.84 400.15 395.80 391.73 387.95 384.40 381.07 377.97 Figura 6 Conexiones superficial de un sistema de bom- 10000 411.87 406.80 402.10 397.73 393.65 389.85 386.29 382.95 379.83 beo electrocentrifugo138 27
  • 28. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos - Determinar presencia de daño. Datos de los fluidos producidos Tabla 6 - Obtener pronósticos de producción. FACTOR DE VOLUMEN PARA DETERMINAR LOS M3 DE NITRÓGENO POR M3 DE LIQUIDO - Determinar caídas de presión. - Gravedad específica de los fluidos producidos - Evaluar producción simulando diferentes cam- - Relación de solubilidad Rsi Psup Profundidad en pies bios en el sistema. - Presión de burbuja (psia) 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 - Determinar diámetro optimo de tuberías de pro- 1100 73.24 73.21 73.17 73.14 73.11 73.08 73.06 73.04 73.02 ducción. VII. INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y PRODUCTIVI- 1200 79.76 79.70 79.64 79.58 79.52 79.47 79.42 79.38 79.33 - Ajustar correlaciones de flujo DAD DEL POZO - Otros. 1300 86.27 86.19 86.10 86.02 85.94 85.87 85.80 85.73 85.65 Los componentes del sistema de producción de un 1400 92.79 92.68 92.57 92.46 92.35 92.25 92.15 92.05 91.96A continuación se enlistan los datos requeridos para pozo pueden ser agrupados dentro del Indice de pro- 1500 99.31 99.17 99.03 98.89 98.76 98.63 98.51 98.39 98.27correr un simulador de análisis nodal. ductividad. El papel que juega el diseño de produc- 1600 105.59 105.42 105.24 105.07 104.91 104.75 104.60 104.45 104.29 ción del pozo está encaminado a maximizar su pro- 1700 111.88 111.67 111.46 111.26 111.05 110.87 110.69 110.50 110.31Datos del yacimiento ductividad de una manera efectiva en relación a los 1800 118.16 117.92 117.67 117.44 117.20 116.98 116.76 116.54 116.32 costos. El entendimiento y medición de las variables 1900 124.45 124.17 123.89 123.62 123.34 123.09 122.84 122.59 122.34 - Daño de la formación que controlan el Indice de Productividad (Diagnósti- 2000 130.73 130.42 130.10 129.79 129.49 129.20 128.92 128.64 128.36 - Presión promedio del yacimiento co del Pozo) llega a ser imperativo. Como es conoci- 2100 136.70 136.36 136.01 135.67 135.32 135.01 134.69 134.37 134.05 - Presión de fondo fluyendo do el Indice de Productividad de un Pozo está repre- 2300 148.63 148.23 147.81 147.40 146.99 146.61 146.22 145.83 145.44 - Temperatura sentado por la ecuación: 2400 154.60 154.16 153.72 153.27 152.82 152.40 151.98 151.56 151.14 - Permeabilidad 2500 160.57 160.10 159.62 159.13 158.65 158.18 157.73 157.28 156.83 - Espesor del cuerpo productor T NK 2600 166.15 165.66 165.15 164.64 164.13 163.65 163.16 162.67 162.18 - Porosidad -= = S − S ZI α U %µ ( S + V ) 2700 171.73 171.21 170.68 170.14 169.60 169.09 168.57 168.05 167.53 - Radio de drene 2800 177.31 176.77 176.20 175.64 175.08 174.54 173.99 173.44 172.89 - Factor de forma (arreglo geométrico de explo- 2900 182.89 182.32 181.73 181.14 180.55 179.98 179.40 178.82 178.24 tación) En esta ecuación se describen las variables que con- - Datos de tratamientos anteriores trolan y afectan el comportamiento de un pozo y 3000 188.47 187.88 187.27 186.65 186.03 185.42 184.80 184.19 183.59 - Reporte de operación mediante su manipulación a través del diseño 3100 193.61 193.00 192.39 191.68 190.81 189.98 189.16 188.38 187.59 - Compresibilidad de la formación optimizado, el ingeniero de diseño puede realizar 3200 198.75 198.13 197.51 196.71 195.59 194.54 193.52 192.57 191.59 - Litología diversos escenarios de producción del pozo. La pre- 3400 209.03 208.39 207.74 206.76 205.16 203.66 202.25 200.94 199.58 - Saturación de agua irreductible sión adimensional, pD depende del modelo físico que 3500 214.17 213.53 212.86 211.78 209.94 208.22 206.61 205.13 203.58 controla el comportamiento de flujo en el pozo, esto 3600 218.40 217.39 216.38 215.08 213.20 211.45 209.81 208.30 206.75Datos del pozo incluye el comportamiento transitorio o de actuación 3700 222.62 221.26 219.90 218.38 216.46 214.68 213.01 211.47 209.93 - Estado mecánico del pozo infinita, la etapa en estado permanente (donde PD = 3800 226.85 225.13 223.41 221.68 219.73 217.91 216.21 214.63 213.10 - Intervalo productor disparado ln re/rw ) y otros. 3900 231.07 229.00 226.93 224.98 222.99 221.14 219.41 217.80 216.28 - Densidad, penetración y fase de disparos 4000 235.30 232.79 230.45 228.28 226.25 224.37 222.61 220.97 219.45 - Temperatura de superficie Para un yacimiento específico con permeabilidad k, 4100 239.40 236.93 234.45 232.24 230.17 228.24 226.45 224.77 223.22 - Datos de Producción: espesor h, y con un fluido con factor de volumen de 4200 243.50 240.98 238.46 236.20 234.09 232.12 230.29 228.58 226.99 - Producción de aceite formación B y viscosidad M la única variable de la 4300 247.61 245.03 242.46 240.15 238.00 235.99 234.13 232.38 230.75 - Producción de agua parte derecha de la ecuación anterior que puede 4400 251.71 249.09 246.47 244.11 241.92 239.87 237.97 236.19 234.52 - Relación Gas / aceite ser ajustada es el factor de daño s. este puede ser 4500 255.81 253.05 250.47 248.07 245.84 243.75 241.81 239.99 238.29 - Historia de Producción reducido o eliminado a través de la estimulación - Presión en superficie matricial si es causa de daño o de otra modo reme- 4600 259.65 256.84 254.22 251.78 249.51 247.38 245.41 243.55 241.82 - Datos del sistema artificial: diado si es causado por medios mecánicos. Un efec- 4700 263.49 260.63 257.97 255.48 253.18 251.01 249.00 247.11 245.35 - Presión de inyección del gas to de daño negativo puede ser impuesto si un 4800 267.33 264.42 261.71 259.19 256.84 254.65 252.60 250.68 248.88 - Gasto de inyección fracturamiento hidráulico exitoso es creado. Así la 4900 271.17 268.21 265.46 262.89 260.51 258.28 256.19 254.24 252.41 - Tipo de inyección: continua ó intermitente estimulación puede mejorar el Indice de Productivi- 5000 275.01 272.00 269.21 266.60 264.18 261.91 259.79 257.80 255.94 - Gravedad específica del gas dad, lo cual resulta en un incremento de la produc- 5100 278.61 275.56 272.73 270.08 267.62 265.32 263.17 261.15 259.26 - Profundidad de las válvulas ción. 5200 282.21 279.12 276.24 273.56 271.06 268.73 266.54 264.49 262.58 5300 285.81 282.68 279.76 277.04 274.50 272.14 269.92 267.84 265.90 5400 289.41 286.24 283.27 280.52 277.94 275.55 273.29 271.18 269.22 5500 293.01 289.79 286.79 284.00 281.39 278.96 276.67 274.53 272.5428 137
  • 29. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos Continuación Tabla 5 En yacimientos con problemas relacionados con la dos y de acuerdo a la formulación, es la densidad caída de presión (producción de finos, agua o que proporcionan en la siguiente tabla 1 se ilustra lo Prof. Pw<4000 Pw>4000 Prof. Pw<4000 Pw>4000 conificación de la capa de gas) el incrementar la pro- anterior: (pies) (psia) (psia) (pies) (psia) (psia) ductividad puede permitir disminuir la caída de pre- 8100 1.2960 1.1943 12600 1.4551 1.3022 sión con atractivos gastos de producción. El incre- Sistemas libres de sólidos 8200 1.2996 1.1967 12700 1.4586 1.3046 mento en la caída de presión (P-PWF) disminuyendo 8300 1.3032 1.1991 12800 1.4622 1.3070 pwf es la otra opción disponible para que el ingenie- Tabla 1 Densidad de fluidos libres de sólidos. 8400 1.3068 1.2014 12900 1.4657 1.3094 ro de diseño incremente la productividad del pozo. 8500 1.3104 1.2038 13000 1.4692 1.3118 Mientras el Indice de Productividad permanezca cons- tante, la reducción de la presión de fondo fluyendo *5$9($ 8600 1.3140 1.2062 13100 1.4726 1.3142 6,67(0$ debe incrementar el gradiente de presión (P-PWF) y (63(&,),&$ 8700 1.3176 1.2086 13200 1.4761 1.3166 el gasto de flujo, q, consecuentemente. La presión JUFF 8800 1.3212 1.2110 13300 1.4795 1.3190 $JXD GXOFH ILOWUDGD de fondo puede ser disminuida minimizando las pér- 8900 1.3248 1.2134 13400 1.4830 1.3214 didas de presión entre el fondo y los accesorios de &ORUXUR GH 3RWDVLR 9000 1.3284 1.2158 13500 1.4864 1.3238 separación en la superficie, o implementando o me- 9100 1.3319 1.2182 13600 1.4898 1.3262 jorando los procedimientos en el diseño de los siste- &ORUXUR GH 6RGLR  9200 1.3354 1.2206 13700 1.4933 1.3286 mas artificiales de levantamiento. El mejorar la pro- &ORUXUR GH &DOFLR  9300 1.3390 1.2230 13800 1.4967 1.3310 ductividad del pozo mediante la optimización del flu- 9400 1.3425 1.2254 13900 1.5002 1.3333 jo en el sistema, desde su localización en el fondo %URPXUR GH 6RGLR 9500 1.3460 1.2278 14000 1.5036 1.3357 hasta los accesorios de separación en superficie, es %URPXUR GH &DOFLR 9600 1.3495 1.2302 14100 1.5070 1.3381 el papel mas importante que desempeña el ingenie- 9700 1.3530 1.2326 14200 1.5105 1.3405 ro de diseño de estos sistemas de producción y re- &ORUXUR GH &DOFLR%URPXUR GH &DOFLR  9800 1.3566 1.2350 14300 1.5139 1.3429 cuperación de hidrocarburos. En resumen, la eva- %URPXUR GH &DOFLR%URPXUR GH =LQF 9900 1.3601 1.2374 14400 1.5174 1.3453 luación y el mejoramiento del pozo son la mayor im- 10000 1.3636 1.2398 14500 1.5208 1.3477 portancia del ingeniero de diseño de estos sistemas %URPXUR GH =LQF 10100 1.3671 1.2422 14600 1.5242 1.3501 de producción. Para ello se cuenta con tres herra- 10200 1.3706 1.2446 14700 1.5277 1.3525 mientas principales para la evaluación del comporta- miento del pozo: (1) medición (algunas veces solo el Los sistemas libres de sólidos tienen diferentes apli- 10300 1.3742 1.2470 14800 1.5311 1.3549 entendimiento) de las relaciones de la caída de pre- caciones durante la terminación y reparación de po- 10400 1.3777 1.2494 14900 1.5346 1.3573 sión contra el gasto para las trayectorias de flujo zos productores de gas o aceite cuando se usan 10500 1.3812 1.2518 1500 1.5380 1.3597 desde el yacimiento hasta el separador, (2) pruebas como: 10600 1.3847 1.2542 15100 1.5414 1.3621 del pozo, en las cuales se evalúa el potencial del 10700 1.3882 1.2566 15200 1.5449 1.3645 yacimiento para el flujo y, a través de las mediciones Fluidos de terminación 10800 1.3918 1.2590 15300 1.5483 1.3669 del efecto del daño, proporcionando información Fluidos reparación 10900 1.3953 1.2614 15400 1.5518 1.3693 acerca de las restricciones de flujo en la vecindad del Fluidos para controlar presiones anormales 11000 1.3988 1.2638 15500 1.5552 1.3717 pozo; y (3) los registros de producción, por medio Fluido de empaque. 11100 1.4023 1.2662 15600 1.5586 1.3741 de los cuales se describe la distribución del flujo en Fluido de perforación únicamente para la zona pro- 11200 1.4058 1.2686 15700 1.5621 1.3765 el agujero, tanto como el diagnóstico de otros pro- ductora. 11300 1.4094 1.2710 15800 1.5655 1.3789 blemas relacionados con la terminación. 11400 1.4129 1.2734 15900 1.5690 1.3813 Ventajas de fluidos limpios 11500 1.4164 1.2758 16000 1.5724 1.3837 Fluidos utilizados durante la Terminación 11600 1.4199 1.2782 16100 1.5758 1.3861 No dañan la formación productora. 11700 1.4234 1.2806 16200 1.5793 1.3885 En general el uso de fluidos limpios es el de mejorar El retorno a la permeabilidad es excelente. 11800 1.4270 1.2830 16300 1.5827 1.3909 los sistemas para optimizar la terminación e incre- Se mezclan a la densidad deseada. mentar la producción y prolongar la vida del pozo al Tienen tasas de corrosión bajas. 11900 1.4305 1.2854 16400 1.5862 1.3933 evitar el daño que se genera en la formación pro- Son estables a las condiciones del pozo. 12000 1.4340 1.2878 16500 1.5896 1.3957 ductora al utilizar fluidos con sólidos. Compatibles con los aditivos químicos. 12100 1.4375 1.2902 16600 1.5927 1.3981 No están clasificados como dañinos a la salud o al 12200 1.4410 1.2926 16700 1.5958 1.4005 Existe una amplia variedad de fluidos libres de sóli- medio ambiente. 12300 1.4446 1.2950 16800 1.5990 1.4029 12400 1.4481 1.2974 16900 1.6021 1.4053 12500 1.4516 1.2998 17000 1.6052 1.4077136 29
  • 30. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de PozosDaño a la formación productora ha sido determinado también experimentalmente Tabla 5 para varias concentraciones de cloruro de sodio en FACTOR PARA DETERMINAR EL PESO DE UNA COLUMNA DE NITRÔGENOSe define como "cualquier factor que afecte a la for- solución para temperaturas de 347°F y presiones de Prof. Pw<4000 Pw>4000 Prof. Pw<4000 Pw>4000mación reduciendo o impidiendo la producción de 4978 psi. Recientemente, mediciones experimentales (pies) (psia) (psia) (pies) (psia) (psia)hidrocarburos en un pozo". Y los principales daños han sido dirigidas hacia fluidos de perforación de base 100 1.0038 1.0024 4100 1.1521 1.0983a la formación son: agua y aceite en los rangos de temperatura y presión 200 1.0075 1.0048 4200 1.1558 1.1007 de 70 a 400°F y de 0 a 14000 psi. Este documento 300 1.0113 1.0072 4300 1.1594 1.1031 - Hidratación de arcillas. examina por primera vez el comportamiento de den- - Invasión de sólidos. sidad de las salmueras desde las mediciones de (PVT) 400 1.0150 1.0096 4400 1.1631 1.1055 - Alteración de la mojabilidad de la formación.. en el laboratorio para salmueras de cloruro de sodio, 500 1.0188 1.0120 4500 1.1668 1.1079 - Dislocamiento y migración de partículas finas. cloruro de calcio, bromuro de sodio, bromuro de 600 1.0226 1.0144 4600 1.1705 1.1103 - Reacciones químicas por incompatibilidad de calcio y combinaciones de estas, bromuro de zinc/ 700 1.0263 1.0168 4700 1.1742 1.1127 fluidos. bromuro de calcio/cloruro de calcio y bromuro de 800 1.0301 1.0192 4800 1.1778 1.1151 - Invasión de fluidos. zinc/bromuro de calcio a presiones de 0 a 22000 psi para temperaturas constantes de 76°F 198°F y 345°F , . 900 1.0338 1.0216 4900 1.1815 1.1175Efecto de la presión y temperatura sobre las sal- Estos estudios de laboratorio muestran que la com- 1000 1.0376 1.0240 5000 1.1852 1.1200mueras presibilidad y expansibilidad térmica de esos fluidos 1100 1.0413 1.0288 5100 1.1889 1.1223 pueden variar con la composición de las salmueras, 1200 1.0451 1.0312 5200 1.1926 1.1247Las salmueras pesadas disminuyen de densidad con o mas precisamente, a la concentración total de sal 1300 1.0489 1.0336 5300 1.1962 1.1271el incremento de temperatura e incrementan en den- en solución. 1400 1.0526 1.0360 5400 1.1999 1.1295sidad con el aumento de la presión. Adicionalmente esos datos han sido usados para de- 1500 1.0564 1.0384 5500 1.2036 1.1319Un análisis de presión volumen y temperatura (PVT) sarrollar un modelo de regresión lineal que predeci- 1600 1.0601 1.0408 5600 1.2072 1.1343de varias soluciones de salmueras a temperaturas de rá en forma precisas los cambios en la densidad en 1700 1.0638 1.0432 5700 1.2108 1.136775°C (345°F) y presiones de 0 a 22000 psi. han sido fluidos de salmuera arriba de 345°F y 22000 psi para 1800 1.0674 1.0456 5800 1.2144 1.1391usados para determinar el comportamiento de la den- concentraciones de sal de 19 al 75% en peso. 1900 1.0711 1.0480 5900 1.2180 1.1415sidad de las salmueras bajo las condiciones del fon-do del pozo. Como un resultado, un control de pozo óptimo y 2000 1.0748 1.0504 6000 1.2216 1.1439 control de costos puede ser obtenido del uso de sal- 2100 1.0785 1.0528 6100 1.2252 1.1463La información obtenida de estas mediciones permi- mueras pesadas durante las operaciones de termina- 2200 1.0822 1.0552 6200 1.2288 1.1487te, calcular en forma más precisa la densidad de la ción y reparación de pozos. 2300 1.0858 1.0576 6300 1.2324 1.1511salmuera en la superficie la cual proveerá el gradiente 2400 1.0895 1.0600 6400 1.2360 1.1535hidráulico deseado para el control y la presión de la Composición y propiedades de las salmuerasformación a las temperaturas y presiones en el fon- 2500 1.0932 1.0624 6500 1.2396 1.1559do del pozo. La producción y la vida de los pozos con hidrocarbu- 2600 1.0969 1.0648 6600 1.2431 1.1583 ros pueden ser mejorados mediante la aplicación de 2700 1.1006 1.0671 6700 1.2466 1.1607En la ausencia de datos experimentales muchos au- fluidos limpios libres de sólidos. 2800 1.1042 1.0695 6800 1.2502 1.1631tores han usado ecuaciones empíricas para hacer un 2900 1.1079 1.0719 6900 1.2572 1.1655modelo de las variaciones de la densidad de varias Los fluidos de terminación son diseñados para con-salmueras y otros fluidos en la superficie. Los mode- trolar la presión, facilitar las operaciones de molien- 3000 1.1116 1.0743 7000 1.2607 1.1679los matemáticos han sido desarrollados para prede- da/limpieza y proteger a la formación productora, 3100 1.1153 1.0767 7100 1.2642 1.1703cir exitosamente la variación de densidad en el fon- mientras se hacen los trabajos correspondientes. 3200 1.1190 1.0791 7200 1.2642 1.1727do del pozo y la presión hidrostática de una colum- 3300 1.1226 1.0815 7300 1.2678 1.1751na de fluido de perforación. Los cálculos para esos Se ha comprobado que de todos los fluidos de ter- 3400 1.1263 1.0839 7400 1.2713 1.1775modelos de densidades para lodos de base agua y minación, los más ventajosos son las salmueras li-aceite estuvieron basados en valores de literatura para bres de sólidos en suspensión, por que protegen la 3500 1.1300 1.0863 7500 1.2748 1.1799compresibilidad y expansibilidad de agua, solucio- formación productora, proveen un amplio rango de 3600 1.1337 1.0887 7600 1.2783 1.1823nes de cloruro de sodio y aceite, también existe para densidades para controlar las presiones de formación 3700 1.1374 1.0911 7700 1.2818 1.1847salmueras naturales y fluidos geotérmicos que con- sin usar substancias dañinas como la barita. 3800 1.1410 1.0935 7800 1.2854 1.1871tienen cloruro de sodio como electrolíto mayorita- 3900 1.1447 1.0959 7900 1.2889 1.1895rio. Una relación de presión-volumen y temperatura Las propiedades fisico-químicas de las salmueras de- 4000 1.1484 1.0959 8000 1.2924 1.191930 135
  • 31. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos penden de la composición química. ratura, de la sal menos soluble se vuelve insoluble y Continuación Tabla 4 se precipita. Enfriamiento de la sal bajo la tempera- PRESION DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITROGENO, TENIENDO LA PRESION DE SUPERFICIE Y Densidad tura de cristalización resulta en más precipitación de LA PROFUNDIDAD sólidos de sal. La densidad de un fluido es una de las propiedades más importantes, ya que gracias a su correcto ma- Usuarios de salmueras de densidades, normalmente nejo se logra el control de un pozo; manteniendo la especifican la temperatura anticipada más baja del Prof (pies)/Pw (psia) 8500 9000 9500 10000 presión hidrostática igual o ligeramente mayor que medio ambiente para prevenir la cristalización de só- la presión de formación. lidos de sal en la salmuera. La precipitación de sóli- 500 8598 9101 9604 10106 dos de sal cristalinos debajo de la temperatura de 1000 8696 9201 9707 10212 La densidad o peso específico es la densidad de un cristalización puede causar un número de problemas material en relación a la densidad del agua. en la intervención del pozo. Si los cristales de sal se 1500 8793 9301 9809 10317 asientan en las presas, la densidad de la salmuera 2000 8889 9400 9911 10421 Un amplio rango de densidades (1.01 a 2.40 gr./c.c.) bombeada al pozo podrá ser muy baja para conte- 2500 8985 9499 10012 10525 es posible, escogiendo la mezcla de sales a disolver. ner las presiones de la formación. La temperatura de 3000 9080 9597 10113 10628 Esto da mucha flexibilidad para controlar la presión cristalización de una salmuera pesada puede ser va- de formación sin usar aditivos dañinos. riada ajustando la concentración de las diferentes 3500 9174 9694 10213 10730 sales en el sistema. Consecuentemente, salmueras 4000 9268 9791 10312 10832 Viscosidad de una cierta densidad pueden ser formuladas con 4500 9362 9887 10411 10934 numerosas temperaturas de cristalización. Las sal- 5000 9455 9983 10509 11034 La viscosidad: Es la medida de la resistencia interna mueras con temperaturas de cristalización bajas, al flujo, que tiene un liquido. como norma, serán más costosas para realizar. Como 5500 9547 10078 10607 11135 resultado, el diseño de una salmuera con temperatu- 6000 9640 10173 10705 11235 La Viscosidad se mide en segundos marsh, que es el ra de cristalización excesivamente baja puede incre- 6500 9731 10267 10802 11334 tiempo que un litro de substancia tarda en fluir. mentar el costo de fluido significativamente. Una sal- muera de densidad alta menos costosa con una tem- 7000 9823 10361 10898 11433 La viscosidad normal de una salmuera es función de peratura de cristalización muy alta, puede incremen- 7500 9913 10455 10994 11531 la concentración y naturaleza de las sales disueltas y tar costos debido a la pérdida de tiempo en el pozo 8000 10004 10548 11090 11630 la temperatura. debido a la cristalización del fluido en la bomba, lí- 8500 10094 10641 11185 11727 neas y en las presas de almacenamiento. Con sal- Se puede modificar la viscosidad de la salmuera me- mueras diluyentes como agua de mar, Cloruro de 9000 10184 10733 11280 11824 diante el uso de un aditivo viscosificante como el Calcio 30% y Cloruro de Potasio 20%, la sal disuelta 9500 10273 10825 11374 11921 hidroxietilcelulosa o polímeros los cuales dan la ca- en el agua abate la temperatura de cristalización o 10000 10362 10917 11469 12018 pacidad para mantener sólidos en suspensión y lle- punto de congelamiento de la salmuera. Esto es, la 10500 10451 11008 11562 12114 varlos a la superficie. temperatura a la cual el agua empieza a congelarse fuera de la solución, es reducida por medio de la sal 11000 10539 11099 11656 12210 Cristalización de salmueras disuelta. 11500 10627 11189 11749 12305 12000 10715 11280 11841 12400 La temperatura de cristalización actual de una sal- Turbidez 12500 10802 11370 11934 12495 muera clara es una temperatura a la cual un sólido empezará a precipitarse de la solución, si es dada Pequeñas partículas suspendidas en el fluido produ- 13000 10889 11495 12026 12589 suficientemente tiempo y condiciones de nucleación cen dispersión de luz. La turbidez de un fluido es 13500 10976 11549 12118 12683 apropiada. El sólido puede ser sólido de sal o hielo una medida de la luz dispersada por las partículas 14000 11062 11638 12209 12777 de agua fresca. suspendidas en el fluido. La turbidez se mide con un 14500 11148 11726 12300 12871 Nefelómetro, expresando el resultado en NTU el cual Como las salmueras de densidades altas como Clo- es proporcional a la concentración de sólidos sus- 15000 11234 11815 12391 12964 ruro de Calcio, Bromuro de Calcio y Bromuro de Zinc, pendidos. Un fluido limpio ha sido definido como 15500 11320 11903 12482 13057 son normalmente formuladas, la temperatura de cris- uno que NO contiene partículas de diámetro mayor 16000 11405 11991 12572 13149 talización es la temperatura a la cual la salmuera es a 2 micras y dar un valor de turbidez NO mayor a 30 saturada con una o mas de sus sales. A esta tempe- NTU. 16500 11490 12078 12662 13241 17000 11575 12166 12752 13333134 31
  • 32. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de PozospH Las libras requeridas de adición de sal se calculan Continuación Tabla 4 mediante la siguiente fórmula: PRESION DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITRÓGENO, TENIENDO LA PRESION DE SUPERFICIE YEl Potencial de Hidrógeno (pH) es la medida de la LA PROFUNDIDADacidez o alcalinidad de un fluido. Sa = Sf Vfm - Vo So Prof (pies)/Pw (psia) 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000En la ausencia de hidrólisis soluciones diluidas de Donde:sales neutras muestran un pH neutro. Sin embargolas sales usadas en la industria petrolera muestran Sa = Sal adicionada en (lbs) 500 4566 5071 5575 6080 6584 7088 7591 8095valores de pH distintos debido principalmente a las Sf = Contenido final de sal (lbs/bbl de salmuera) 1000 4631 5141 5650 6159 6667 7175 7682 8190concentraciones altas. El pH de salmueras con den- So = Contenido original de sal (lbs/bbl de salmue- 1500 4696 5211 5725 6238 6750 7262 7773 8284sidades cerca de 1.39 gr/cc es casi neutro y disminu- ra)ye progresivamente con el aumento de densidad. 2000 4761 5281 5799 6316 6833 7348 7863 8377 Para disminuir la densidad de una salmuera se agre- 2500 4825 5350 5873 6394 6915 7434 7952 8470El pH es considerado uno de los más importantes ga agua. 3000 4889 5419 5946 6472 6996 7519 8041 8562factores de corrosión causados por fluidos de termi- 3500 4953 5487 6019 6549 7078 7604 8130 8653nación y empaque. Las salmueras que contienen Volumen final de la salmuera esta dado por la siguienteBromuro de Zinc muestran los valores más bajos de formula: 4000 5017 5555 6092 6626 7158 7689 8218 8744pH debido a la hidrólisis de ésta sal y son las mas 4500 5080 5623 6164 6703 7239 7773 8305 8835corrosivas. Las salmueras que contienen Cloruro, tien- 9R6R 5000 5143 5691 6236 6779 7319 7857 8392 8925den a ser más corrosivas que las que tienen Vf =Bromuros.La tasa de corrosión de las salmueras de 6I 5500 5205 5758 6308 6855 7399 7940 8479 9015alta densidad pueden ser disminuidas agregando 6000 5267 5825 6379 6930 7478 8023 8565 9104aditivos como: inhibidores de corrosión, Donde: 6500 5330 5892 6450 7005 7557 8106 8651 9193secuestrantes de oxigeno y/o bactericidas. Dado que 7000 5391 5958 6521 7080 7636 8188 8737 9282las salmueras pesadas tienen valores de pH ácido, Vf = Volumen final 7500 5453 6024 6591 7155 7714 8270 8822 9370las medidas de seguridad usadas en el manejo de Vo = Volumen Originaléstos fluidos son mas detallados. So = Contenido original de sal 8000 5514 6090 6662 7229 7792 8351 8906 9457 Sf = Contenido final de sal 8500 5575 6156 6732 7303 7870 8433 8991 9544Cálculos para el cambios de densidad de salmue- 9000 5636 6221 6801 7376 7947 8513 9075 9631ras. Mezclando dos salmueras 9500 5697 6287 6871 7450 8025 8594 9158 9718Cambios de densidad de una salmuera simple La variación en la densidad de las salmueras puede 10000 5758 6352 6940 7523 8101 8674 9241 9804 ser realizada mezclando una salmuera pesada con 10500 5818 6416 7009 7596 8178 8754 9324 9890Para incrementar la densidad de una salmuera adi- una salmuera ligera o agua fresca. El calculo de volu- 11000 5878 6481 7078 7669 8254 8833 9407 9976cionando sal. men final y la densidad , están basadas en el hecho de que el peso y el volumen de cada componente 11500 5938 6545 7146 7741 8330 8913 9489 10061La adición de sal también incrementa el volumen de agregado sube el peso y el volumen de la mezcla 12000 5998 6609 7214 7813 8406 8992 9571 10146la salmuera. El volumen final de la salmuera se en- final: 12500 6057 6673 7282 7885 8482 9070 9653 10230cuentra con la formula siguiente: 13000 6117 6737 7350 7957 8557 9149 9735 10315 Vo + Va = Vf y 13500 6176 6801 7418 8029 8632 9227 9816 10399 :RVf = (Vo ) Vo Do + Va Da = Vf Df 14000 6235 6864 7485 8100 8707 9305 9897 10483 :I 14500 6294 6927 7553 8171 8781 9383 9977 10566 Donde: 15000 6353 6990 7620 8242 8855 9460 10058 10649Donde: Da = Densidad de fluidos adicionales (lbs/gal) Do = Densidad original de fluido (lbs/gal) 15500 6411 7053 7687 8313 8929 9537 10138 10732 Vf = Volumen final de la salmuera (bls) Df = Densidad final del fluido (lbs/gal) 16000 6470 7116 7753 8383 9003 9614 10218 10815 Vo = Volumen original (bls) 16500 6528 7179 7820 8454 9077 9691 10298 10898 Wo = Contenido final de agua (bls/bbl de salmue- Estos dos problemas pueden ser solucionados simul- 17000 6586 7241 7886 8524 9150 9768 10377 10980 ra) táneamente para proporcionar la siguiente versión Wf = Contenido original de agua (bls/bbl de sal- simplificada para fácil aplicación en el campo: muera)32 133
  • 33. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos Tabla 4 ( R − I ) Co.- Cloruro de calcio (lbs/bbl) de la salmuera al ser Va = Vf PRESIÓN DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITRÓGENO, TENIENDO LA PRESIÓN DE SU- ( R − D ) aumentada su densidad (mezcla original). PERFICIE Y LA PROFUNDIDAD Cf.- Cloruro de calcio (lbs/bbl) de la solución resul- tante después de aumentada su densidad (salmuera ( I − R) Va = Vo final). Prof (pies)/Pw (psia) 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 ( D − I ) Wa.- Agua (bls/bbl) de agua adicional requerida. 500 509 1017 1527 2036 2547 3059 3572 4060 ( R − D ) 1000 517 1035 1553 2073 2594 3117 3644 4121 Vf = Va Wo.- Agua (bls/bbl) de salmuera final. ( R − I ) 1500 526 1052 1580 2109 2641 3175 3715 4180 Bo.- Bromuro de calcio (lbs/bbl) de la salmuera a ser 2000 534 1070 1606 2145 2687 3233 3785 4240 ( D − R) aumentada su densidad (salmuera original). 2500 543 1087 1633 2181 2733 3291 3855 4299 Vf = Vo D − D ) Bf.- Bromuro de calcio (lbs/bbl) de la solución resul- 3000 552 1104 1659 2217 2780 3348 3925 4358 tante después de densificar (salmuera final). 3500 560 1122 1685 2253 2825 3405 3994 4417 ( D − I ) 4000 569 1139 1712 2289 2871 3462 4049 4475 Vo = Vf D − R) Para determinar el agua adicional requerida para cada 4500 577 1156 1738 2324 2917 3518 4102 4533 barril de la salmuera original y proveer la misma rela- 5000 586 1174 1764 2360 2962 3574 4156 4591 Cálculos para salmuera de sales dobles ción de CaCl2 agregar agua de la salmuera final. Se utiliza la fórmula siguiente: 5500 595 1191 1791 2395 3008 3630 4209 4649 Hay dos situaciones donde puede ser necesario cam- 6000 603 1208 1817 2431 3053 3686 4263 4706 biar la composición de un fluido de terminación sal- 6500 612 1226 1843 2466 3098 3742 4316 4763 muera densificada. La primera es cuando una sal- &R:I muera ha sido preparada y subsecuentemente se ha Wa = - Wo 7000 621 1243 1869 2501 3143 3797 4368 4820 determinado que su densidad fue insuficiente para &I 7500 629 1260 1895 2537 3187 3852 4421 4877 controlar la presión del yacimiento. El segundo es 8000 638 1278 1921 2572 3232 3906 4474 4933 donde una salmuera ha sido diluida en agua y debe El agua total adicional requerida entonces es igual al 8500 647 1295 1947 2607 3276 3961 4526 4989 ser retornada al punto original de cristalización. Au- agua adicional (Wa) bls/bbl, tantas veces del volu- mentando la densidad de una salmuera para termi- men original del agua (Vo) esto se expresa como si- 9000 655 1312 1974 2642 3321 4008 4578 5045 nación no diluida: La temperatura de cristalización gue: 9500 664 1329 2000 2677 3365 4055 4630 5101 de una salmuera se determina por la solubilidad de 10000 673 1347 2026 2712 3409 4101 4681 5157 la menor sal soluble y en el caso de los fluidos de &R:I 10500 681 1364 2051 2764 3453 4148 4733 5213 terminación, esta sal es el cloruro de calcio; como la Wa Total = (Vo) - wo densidad de la salmuera aumenta el contenido de &I 11000 690 1381 2077 2781 3497 4194 4784 5268 Ca2Cl2 debe ser disminuido si la temperatura de cris- 11500 699 1399 2103 2816 3541 4240 4836 5323 talización va a permanecer aproximadamente cons- El bromuro de calcio total adicional se encuentra de 12000 707 1416 2129 2851 3585 4286 4887 5378 tante. la misma manera que el agua adicional y se expresa 12500 716 1433 2155 2885 3629 4332 4938 5433 en la ecuación siguiente: También se observa que la temperatura de cristaliza- 13000 725 1451 2181 2920 3672 4378 4989 5488 ción puede reducirse a una densidad constante por &R%I 13500 734 1468 2207 2954 3716 4424 5039 5542 disminución del contenido de CaCl2 aumentando Ba Total = (Vo) - Bo 14000 742 1485 2232 2989 3759 4470 5090 5597 el contenido de bromuro de calcio. Si un fluido de &I 14500 751 1502 2258 3023 3802 4515 5141 5651 terminación salmuera no diluida, va a aumentarse en densidad y la temperatura de cristalización va a El volumen final de la salmuera se encuentra de la 15000 760 1520 2284 3057 3845 4561 5191 5705 permanecer igual o menor, será necesario añadir misma manera como se usa en la salmuera de sal 15500 769 1537 2310 3092 3888 4606 5241 5760 agua y bromuro de calcio a la solución. La cantidad única, la ecuación es: 16000 777 1554 2335 3126 3931 4651 5291 5813 de agua adicional y bromuro de calcio puede deter- 16500 786 1572 2361 3160 3974 4697 5341 5867 minarse con la siguiente variable: 9R&R Vf = Sistema de sal sencilla o múltiple 17000 795 1589 2387 3139 4013 4742 5391 5921 :I132 33
  • 34. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de PozosAumentando la densidad de una salmuera como flui- Sustituyendo valores: Comparación de resultadosdo de terminación diluida El volumen densificado puede ser encontrado usan- do la ecuación siguiente: x = 0.3738 ex= e0.3738= 1.4532 Método Pfinal de Bombeo Vol. de N2Hay dos métodos de redensificar una salmuera dilui- , 7523da original: Pfbc = 5,177 psia = 9Z 1.4532 Vrw = ( Vd - Vw ) + Tradicional 5,333 psia 5,286 m3Un método usando CaCl2 y bromuro de calcio, mien- :R Paso 8. En este paso se compara la presión calcula- Analítico 5,101 psiatras que el segundo sólo usa bromuro de calcio. da en el paso 3, con la calculada en el paso 7 y si la 5,444 m3El primer método es usado cuando un sistema efi- Vrw = Volumen redensificado bls. diferencia es mayor de 400 psia, recalcular a partirciente de mezclado esta disponible. El segundo es del paso 3, tomando como presión supuesta la obte- Al comparar los resultados obtenidos con ambosusado cuando se tiene un ineficiente sistema de mez- R − I nida en el punto 7. Para este caso la diferencia es métodos, se observa que las diferencias son míni-clado o cuando se desea reducir el tiempo de mez- Va = Vf mayor, por lo que efectuaremos otro cálculo: mas. Esto a nivel operativo no representa ningún ries- R − Dclado al mínimo. 3P = (3I + 3 sup WD ) go, por lo tanto, la selección del método que se ha- brá de utilizar para obtener estos parámetros depen- 2Generalmente se usará bromuro de calcio para Va se convierte en Vw = Volumen de agua adicio- (48) derá del diseñador.densificar en el pozo. En la mayoría de los casos el nada bls. 3P = (7523 + 5177 ) = 6,350 SVLDdiluyente es agua dulce o puede ser considerado que Vf se convierte en Vd = Volumen diluido de sal- Inducción por empuje o implosión 2sea agua dulce debido a que el sodio y potasio en muera bls.agua de mar o salmuera de campo que será precipi- Df se convierte en dd = Densidad diluida de sal- Paso 6.- obtener el valor de Zm para la nueva Pm: Como se mencionó anteriormente, los métodostado, y el resultado es el mismo que si se diluye con muera Lbs/gal. de inducción tienen como función principal redu-agua dulce. Fuera de considerar el método de Da se convierte en Dw = 8.34 lbs/gal densidad del Para este nuevo caso: Zm = 1.27 cir al máximo la fuerza ejercida hacia la formacióndensificar usado, el primer paso es determinar la can- agua. por la presión hidrostática de los fluidos conteni-tidad de agua que ha sido mezclada en la salmuera Paso 7.- Calcular la presión final de bombeo corregi- dos en el pozo.original, esto se hace usando una versión modifica- ( R − I ) da:da de la ecuación. Vw = Vd El método de inducción por empuje o implosión con- ( R − 8.34) 3I (49) siste en inyectar los fluidos contenidos en el pozo, más Pfbc =El volumen redensificado puede ser encontrado usan- H[ un determinado volumen de nitrógeno, hacia la for-do la siguiente ecuación: Una vez que el volumen de agua añadida se ha de- mación a través del intervalo abierto. Debido a que el 9Z terminada la cantidad de sal para densificar ese vo- / 5280 nitrógeno es un gas inerte no reacciona con la forma- [ = 0.06 [ = 0.06 = 0.3885Vrw = ( Vd - Vw ) + :R lumen de agua a la densidad original puede ser de- terminada.: (7P [ =P ) 642 x 1.27 ción, y al ser descargado, produce un efecto de suc- ción. Así arrastra en su viaje de retorno cantidadesdonde: 7523 (50) considerables de sólidos y aunado a la disminución Determinación de sal redensificada con bromuro de Pfbc = = 5,101psia S casi total de la presión hidrostática, aumentará la apor-Vrw = Volumen redensificado bls. calcio. H0.3885 tación de los fluidos de formación hacia el pozo. P supta = 5177 psiaDeterminación de sal para redensificar con CaCl2 y Son usadas tablas para determinar la cantidad de y Sin embargo, para poder utilizar este método se de-CaBr2 . CaBr2 requerido para redensificar y también se pue- Pfb calculada = 5101 psia ben tomar en cuenta dos aspectos importantes: de usar la siguiente ecuación:Son usadas las tablas para determinar la cantidad de Como la diferencia de presiones es menor que 400 a) La presión de inyecciónCaCl2 y CaBr2 requerido para redensificar cuando %R psia, continuamos. b) Los fluidos contenidos en el pozose usan sales multiples las siguientes ecuaciones pue- Brw = ( Vw )den ser usadas: :R Paso 8. Obtenga la presión media a partir de la ulti- Ambos aspectos deberán ser bien estudiados. Si %R donde: ma presión calculada: no se conocen profundamente será imposible uti-Brw = ( Vw ) y lizar este método. :R Bo = CaBr2 al 95 % (lbs/bbl) a la densidad de la 7523 + 5101 Los parámetros requeridos para efectuar una 3P = = 6,312 SVLD salmuera original. 2 implosión son los siguientes: &RCrw = ( Vw ) Brw = lbs de CaBr2 al 95 % para redensificar agua Paso 9. Calcular el volumen de nitrógeno: :R adicionada Vw. 1. La presión final de inyección (Pfi) Wo = Contenido de agua a la densidad de la sal- 2. Capacidad total del pozo (Vtp) 9WSCrw = Lbs de CaCl2 al 95 % para redensificar agua muera original lbs/bbl 91 2 = 35.7 [ 3P [ = 5,444 P3 3. Volumen de Nitrógeno para efectuar el desplaza-adicionada. Vw = Volumen de agua adicionada (bls). (=P [ 7P) miento hasta el intervalo (VN2d)34 131
  • 35. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos Símbolo químico N Pf = 1.422 ( 5,280 x 1 ) + 14.7 = 7,523 psia Cálculos para salmueras de sales múltiples, fluidos nada, esto puede ser hecho usando tablas. Este pro- Peso atómico 14.0067 de terminación cedimiento se maneja exactamente de la misma ma- Peso molecular del N 2 28.016 Paso 2. Calcule la presión final de bombeo para una nera que el redensificado. De los sistemas de fluidos Densidad a 20 ° C 0.001165 gr/cc presión supuesta: Las razones para cambiar la composición de todas de terminación. La ecuación se usa para determinar Punto de ebullición -196.8 °C las salmueras de fluidos de terminación son las mis- el contenido de Bromuro de Calcio con valores de- Temperatura crítica -147.1 °C Pfb = Pf - Psupta. (41) mas. Sin embargo, la aproximación debe ser dife- terminados de tablas. Presión crítica 34.61 kg/cm 2 rente. Bromuro de Zinc no es disponible generalmen- Punto de vaporización 29.81 °C Pfb = 7,523 - 1,000 = 6,523 psia te, en forma sólida, asé el densificado debe usar %R 1 kg de líquido rinde Bromuro de Calcio sólido, Cloruro de Calcio sólido y Brw = ( Vw ) 0.861 m 3 de gas a :R condiciones normales Paso 3. Calcular la presión promedio: 19.2 lbs/gal de solución de Bromuro de Zinc. Debido Pureza ( Pf + Pfb ) al hecho de que el cloruro de calcio sólido es difícil Contenido humedad 2.5 ppm ( v ) Pm = 2 (42) de disolver bajo condiciones de campo, los cálculos La ecuación anterior se usa para determinar el volu- Toxicidad NULA demostrados aquí usaran soluciones de CaBr2 y men de solución de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal. Combustibilidad NULA ( 7523+ 6523) Bromuro de Zinc. Pm = = 7,023 SVLD a 2 =Q2 Paso 4. Determine la temperatura de fondo (hasta la Aumentando la densidad de salmueras como fluidos Znrw = ( Vw )Paso 2.- En la tabla 4 localice el valor más cercano a camisa) de terminación, no diluidas. :R17,318 pies ( 17,000 pies ); éste es de ( 7,241 psi ) y enla parte superior de esta columna encontrará el valor Tf = GT x L + Ts (43) En el campo el método práctico de aumentar la densi- Zn = Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal como bls/de 5,000 psi, que corresponde a la presión en la ca- Gradiente termico (GT) = 2.0202° C/100 m dad de una salmuera no diluída es añadir 19.2 lbs/gal bbl a la densidad de la salmuera original.beza. Tf = 0.0202 x 5280 + 30 = 136.7 °C de Bromuro de Zinc, esto puede ser hecho por la ecua- Znrw = Bls de bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal ción modificada para obtener la ecuación siguiente: para redensificar el agua adicionada.Paso 3. De la tabla 5, con una profundidad de 17,318 Paso 5.- Calcular la temperatura promedio:pies y una Pw > 4000 psi, encontramos el factor de El volumen redensificado se encuentra usando lapeso del nitrógeno Fc de 1.4077. Dividiendo la pre- ( I − R) (TF + Ts ) V 19.2 = Vo ecuación:sión de fondo calculada entre 1.4077 nos dá la pre- Tm = (19.2 − I ) 2sión en la cabeza ó presión final de bombeo: 9Z (136.7+ 30) (44) El volumen final entonces es igual a: Vrw = ( Vd - Vw ) + 3K (38) Tm = = 83.35 °& :R 3IE = = 7241 = 5333 psi 2 Vf = V 19.2 + Vo )F 1.4077 Ecuaciones Cuando hay una gran diferencia entre la densidadPaso 4.- Obtener el factor de volumen del Nitrógeno. final y la densidad original, el volumen final aumen- :REn la tabla 6 se localiza el valor más cercano a 5,333 ( Tm ) en °R =( 1.8 x °C )+ 492 (45) tará significativamente. Este hecho debe ser consi- 1.- Vf = ( Vo ) :Ipsi ( 5,300 psi ),y a 17,318 pies ( 18,000 pies ) ; en su derado cuando se planee redensificar.intersección se encuentra el valor de 265.9 m3/m3, Tm = (1.8 x 83.35) + 492 = 642 °Rque corresponde al factor de volumen buscado. Aumentar la densidad de una salmuera como fluido 2.- Sa = SfVf – VoSo Paso 6. Con los datos calculados de Tm, Pm y la de terminación diluida:Paso 5. Calcular el volumen de Nitrógeno necesario. figura 53, obtenga la Zm: :RPara esto se debe conocer el volumen total del apa- 3.- Vf = ( Vo ) El primer paso en redensificar una salmuera como :Irejo hasta la camisa y multiplicarlo por el factor de Para este caso: Zm = 1.32 fluido de terminación diluido es determinar la canti-volumen encontrado en el paso anterior: Paso 7. Calcular la presión final de bombeo corre- dad de agua que ha entrado al sistema esto se hace 4 A.- Vo + Va = Vf gida: usando la ecuación siguiente: 9 1 2 = 9WS [ )Y (39) 3I 4 B.- VoDo + VaDf 7523 3 IEF = = ex (46) ( R − G )VN2= (2.019 x 1500 + 4.54 x 3.200 + 3,831 x 600 = 19855 H[ Vw = Vd ( R − I )l Donde: ( R − 8.34) 4 C.- Va = VfVN2= 19.855 x 265.9 = 5280 m3 ( R − D) / Una vez que el volumen de agua adicionada se haMétodo analítico [ = 0.06 [ = 0.06 5280 = 0.3738Paso 1. Calcule la presión de fondo hasta la camisa. (7P [ =P) 83.55 x 1.32 determinado, la cantidad de sales para redensificar ese volumen a la densidad original debe ser determi- 4 D.- Vo = Vo ( I − R) 3I = 1.422 (/ [ G ) + 3 DW (40) (47) ( D − I )130 35
  • 36. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos ( R − D ) Abreviaturas provista de un elemento de empaque o copas, a tra- equipo de bombeo y la presión de prueba de las 4 E.- Vf = Va vés del aparejo de producción. En su viaje ascen- conexiones superficiales, con el fin de evitar riesgos ( R − I ) Vf = Volumen final de salmueras ( Bls ) dente, y debido al peso del fluido, las copas se ajus- innecesarios durante el desarrollo operativo de la in- Vo = Volumen original de salmueras ( Bls ) tan al diámetro interior del aparejo, permitiendo con ducción. ( D − R) Wf = Contenido final de agua ( bls/bl ) de esto el desalojo del fluido que se encuentre por en- 4 F.- Vf = Vo salmuera cima de ellas. 2. Volumen de fluido para desplazar. La obtención ( D − I ) Wo = Contenido original de agua ( bls/bl ) previa de este parámetro evitará que se generen ope- de salmuera La longitud aproximada que se vacía en cada viaje raciones inconclusas y anómalas por falta de fluido y ( D − I ) Sa = Contenido adicional de sal ( lbs/bl ) es de 150m, si el fluido desalojado es agua, pero a sobre-desplazamiento del mismo. 4 G.- Vo = Vf ( D − R) Sf = Contenido final de sal ( lbs/bl ) medida que aumenta la densidad del fluido, dismi- So = Contenido original de sal ( lbs7bl ) nuye la longitud vaciada. El cálculo de estos parámetros para fluidos líqui- Da = Densidad adicionada de fluido ( lbs/ dos &R:I gal ) Las principales desventajas de este método son: 5.- Wa = - Wo Df = Densidad final de fluidos ( lbs7gal ) (agua dulce, salmueras) es simple y ampliamente &I Bo = Bromuro de Calcio ( lbs7bl ) de la sal- * Alto riesgo operativo por no utilizar equipo de control conocido. Sin embargo, el manejo de gases es más muera para incrementar la densidad complicado y requiere mayor atención. Para ex- &R:I ( salmuera original ) * No se puede emplear en aparejos de producción plicarlo con claridad se desarrolla un ejemplo de 6 A.- Wa Total = ( Vo ) - Wo &I Bf = Cloruro de calcio ( lbs/bl ) de la solu- combinados cálculo con el método tradicional y el analítico. ción resultante después de redensificar ( salmuera final ) * La presión de trabajo de las copas en muy baja (10 Ejemplo 12: &R%I 6 B.- Ba Total = ( Vo ) - Bo Va = Volumen adicionado de agua a la sal- a 15 kg/cm²) &I muera ( Bls ) Se requiere efectuar un desplazamiento del fluido Co = Cloruro de calcio ( lbs/bl ) de la sal- * El primer flujo del pozo es a cielo abierto de lavado por nitrógeno a través de la camisa de &R muera para incrementar una densi- circulación, en un pozo con las siguientes carac- 7.- Vf = ( Vo ) dad ( salmuera original ) * El daño ecológico por derrames es considerable terísticas: &I Cf = Colruro de calcio ( lbs/bl ) de la solu- ción resultante después de Debido a los riesgos que este método representa, y a · Profundidad de la camisa 5280m (17,318 pies)=L redensificar ( salmuera final ) la introducción de nuevas técnicas de inducción, su · Profundidad de los disparos 5,800m ( R − G ) Wa = Agua adicionada a la salmuera origi- empleo ha sido eliminado. · Temperatura a nivel de disparos 147 °C 8.- Vw = Vd nal (bls/bl) · Extremo del aparejo combinado 5,310 m ( R − 8.34) Wa Total = Agua requerida total adicionada (lbs) Inducción por desplazamiento a través de la camisa · Longitud de TP de 2 3/8" 4.6 lb/pie 1500 m(Cap. Ba Total = Bromurro de calcio total adicionado o válvula de circulación 2.019 l /m) %R en (lbs) · Longitud de TP de 3 1/2" 9.2 lb/pie 3200 m (Cap. 9.- Brw = (Vw ) Vw = Volumen adicionado de agua (bls) Este método consiste en abrir la camisa de circula- 4.54 l /m) :R Vd = Volumen de salmuera diluido (bls) ción y desplazar los fluidos contenidos en el aparejo · Longitud de TP de 3 1/2" 12.7 lb/pie 600 m (Cap. Dd = Densidad diluida de la salmuera (lbs/ de producción hacia el espacio anular por fluidos de 3.831 l / m) 9Z gal) menor densidad. Posteriormente cerrar la camisa, · Densidad del fluido de lavado 1.0 gr/cm3=d 10.- Vrw = ( Vd – Vw ) + :R Brw = Lbs de Bromuro de calcio al 95 % probar hidráulicamente el cierre de la misma y afo- para redensificar agua adicionada Vw rar el pozo a la batería con el estrangulador adecua- Antes de presentar el ejemplo, es necesario conocer &R Vrw = Volumen redensificado (lbs) do, en función de la presión final de bombeo y del las propiedades más importantes del NITRÓGENO 11.- Crw = ( Vw ) Crw = Lbs de Cloruro de calcio al 95 % para fluido desplazante. GASEOSO, debido a que es el gas más utilizado en :R redensificar agua adicionada las operaciones de producción de petróleo. V 19.2 = (bls) de bromuro de zinc de 19.2 lbs/ Como fluido desplazante se utiliza comúnmente agua ( I − R) gal dulce, salmueras sódicas o cálcicas y nitrógeno ga- Calcular la presión final de bombeo y el volumen 12.- V 19.2 = ( Vo ) Znrw = (bls) de bromuro de zinc de 19.2 lbs/ seoso. La elección depende de la densidad del fluido necesario de nitrógeno para efectuar el desplaza- (19.2 − I ) gal para redensificar agua adiciona- de control. miento. da Método tradicional =Q2 ZnO = (bls/bl) de Bromuro de Zinc de 19.2 Los parámetros requeridos para efectuar con eficien- Paso 1. Calcular la presión hidrostática ejercida por 13.- ZnBr = (Vw) :R lbs/galpara densificar una salmuera cia y seguridad una inducción son: el fluido hasta la camisa de circulación: original 1. Presión final de bombeo. El conocimiento de este 3K =1.422(/ [ G) (37) parámetro permitirá seleccionar adecuadamente el =1.422(5280 x 1) =7508 psi36 129
  • 37. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos8. Alojar correctamente el colgador de tubería en el Después de haber cumplido con el seguimiento ope- Ejemplo: Paso 1. Asumiendo para este calculo que Vo es el cabezal de producción (la marca colocada en el rativo específico de la intervención, de haber des- volumen de 11.6 lbs/gal de fluido requerido y que Va tramo de la TP debe coincidir con la superficie de mantelado preventores y de haber instalado el árbol 1.- Diluir 250 bls de 11.3 lbs/gal de salmuera de CaCl2 es el volumen de 10.2 lbs/gal de fluido requerido en- la rotaria). de válvulas, se realizan varias operaciones antes de con agua dulce para obtener una salmuera de 10.7 tonces se selecciona la ecuación y se resuelve para9. Efectuar prueba de hermeticidad a los sellos entregar el pozo a producción: disparos, redisparos, lbs/gal. Encuentre el volumen de agua para obtener Vo: "Multi V". inducción, estimulación, fracturamiento toma de una salmuera de 10.7 lbs/gal, encuentre el volumen10. Desconectar el tramo madrina al cople colgador. muestras, registros, etc. de agua dulce requerida y el volumen final de sal- Do = 11.6 Lbs/gal11. Instalar la válvula de contrapresión tipo "H" en el muera diluida. Da = 11.0 Lbs/gal cople colgador. Dichas operaciones pueden ser solicitadas por el área12. Desmantelar la charola de recuperación de flui- de producción, antes, durante o al final de la inter- Vo = 250 Bbls ( D − I ) dos, línea de flote y campana de circulación vención, de acuerdo con la experiencia del campo o Do = 11.3 Lbs/gal Vo = Vf13. Desconectar líneas superficiales de control y lí- los resultados de análisis posteriores al mantenimien- Df = 10.7 Lbs/gal ( D − R) neas hidráulicas a preventores. to. Da = 8.34 Lbs/gal14. Desmantelar preventores. (10.2 − 11.0)15. Verificar que la válvula de contrapresión esté co- A continuación se enumeran algunas, clasificadas Paso 1. Usando la ecuación encuentra el Vf del volu- Vo = 600 rrectamente instalada. como operaciones adicionales a la intervención de men final de la salmuera: (10.2 − 11.6)16. Eliminar anillo metálico. mantenimiento a pozos.17. Introducir los tornillos de sujeción (yugos) en el ( D − R) (−0.8) cabezal de producción. Inducciones Vf = Vo Vo = 60018. Conectar tramo de TP en el cople colgador. ( D − I ) (−1.4)19. Levantar el aparejo de producción lo necesario Cuando los hidrocarburos producidos por la forma- para instalar las cuñas de plato o herramienta de ción no llegan por sí mismos a la superficie, se reali- (8.34 − 11.3) la compañía para colocar el cople colgador. zan varias actividades para disminuir la presión Vf = ( 250 ) Vo = 342.8 Bbls20.Desconectar el tramo de la TP y limpiar el cople hidrostática a favor del yacimiento y permitir que (8.34 − 10.7) colgador. éstos se manifiesten. Estas secuencias operativas se 11.6 Lbs/bls de fluido21. Conectar un tramo de la TP al bonete superior denominan métodos de inducción. (−2.96) del árbol de válvulas y levantarlo. Vf = ( 250 ) Usando la ecuación ( 4 A ) resolvemos por Va:22.Limpiar el interior y la pista para el anillo del carre- Actualmente se conocen varios métodos para indu- (−2.36) te colgador; colocar el anillo metálico nuevo de- cir un pozo, su aplicación depende de las caracterís- Vo + Va = Vf bajo de la brida del carrete colgador. ticas y el estado mecánico del pozo. Los más comu- Vf = 313.5 Bbls23.Efectuar prueba hidráulica de los sellos entre el nes son: Va = Vf - Vo carrete colgador y el cople colgador.24.Tensionar el aparejo de producción para retirar Inducción mecánica Paso 2. Usando la ecuación encuentras el Va adicio- Va = 600 - 342.8 las cuñas de plato o herramienta de la compa- nando al volumen de 8.34 lbs/gal de agua dulce. ñía. Es el método más antiguo conocido en la industria Va=257.2Bls25.Confirmar que los tornillos de sujeción estén en petrolera. Consiste en deslizar una barra pesada Vo + Va = Vf posición correcta sobre el bisel del colgador de 10.2 lbs/gal de salmuera tubería. 250 + Va = 313.5526.Bajar lentamente el medio árbol para instalarlo en METODOS DE 3.- ¿ Cuanta salmuera de 15.1lbs/gal se requiere para el cabezal de producción, alineando las válvulas INDUCCION Va = 313.55 - 250 incrementar la densidad de 350 bls de 14.0 lbs/gal a laterales del árbol de válvulas. una densidad de 14.3 lbs/gal?27.Recuperar válvula de contrapresión tipo "H". POR Va = 63.56 Bbls POR28.Aplicar el procedimiento de prueba al conjunto MECANICA DESPLAZAMIENTO IMPLOSION Da = 15.1 lbs/gal instalado. 2.- Usando 500 bls de 11.6 lbs/gal de salmuera de Vo = 350 bls CaCl2 y 500 bls de 10.2 lbs/gal de CaCl2 prepare 600 Do = 14.0 lbs/galSi el pozo es marino: A TRAVES DE bls de 11.0 lbs/gal de fluidos. Df = 14.3 lbs/gal CON TUBERIA L A CAMISA O VALVULA FLEXIBLEEl procedimiento se describe a detalle en el punto DE CIRCULACION Vf = 600 Bbls Paso 1: Usando la ecuación resolvemos para Vf:"INSTALACIÓN DE LA VSC". Df = 11.= Lbs/gal ( D − R)Operaciones adicionales a las operaciones específi- Vf = Vocas de la intervención Figura 52 Métodos de inducción. ( D − I )128 37
  • 38. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos 8.- Es recomendable mantener el pozo completamen- bezal de producción y desconectar el tramo de 139.99 * 228.21 (15.1 − 14.0) Ba total = 500 - 202.86 te abierto el mismo tiempo que durará la remoción la TP Pasar al punto 11. .Vf = 350 126.38 del árbol de válvulas; si no se observa manifestación, (15.1 − 14.3) se procederá a circular un tiempo de atraso, Si el pozo es marino: Ba total = 19,540 Lbs monitoreando la densidad de salida del fluido de (1.1) control. 4. Estrobar perfectamente el árbol de válvulas y en-Vf = 350 9R * &R gancharlo al block viajero de la grúa de la plata- (0.8) Vf = 9.- Sí el pozo está bajo control proceder a desmante- forma. &I lar el árbol de válvulas. 5. Tensionar y levantar el árbol hasta desenchufar suVf = 481.25 bls de 14.3 lbs/gal parte inferior del cuello superior del colgador de 500 * 133.99 En pozos despresionados donde se desee evitar la tubería.Paso 2. Usando la ecuación resolvemos para Va: Vf = pérdida de fluido o lograr circulación es necesario 6. Con la grúa colocar el árbol de válvulas en suVo + Va = Vf 126.38 obturar el intervalo productor. Actualmente es una base para transporte. Pasar al punto 11.Va = 481.25 - 350 práctica muy común obturar con tapones de sal 11. Instalar arreglo de preventores.Va = 131.25 bls ( Da ) 15.1 lbs/gal de salmuera Vf = 530 Bls granular. Este procedimiento se detalla en otro capítulo. 12. Conectar líneas de operación de los preventoresVa = 252.7 bls 10.2 lbs/gal de salmuera a la unidad operadora. 5.- Un fluido de 14.6 lbs/gal 6.3 °F de temperatura de Eliminación del árbol de válvulas e instalación de 13. Instalar líneas superficiales de control a4.- Usando 500 bls de 14.0 lbs/gal 58 °F de cristaliza- cristalización ha sido diluido de 14.1 lbs/gal. El siste- preventores preventores.ción prepare una salmuera de 14.3 Lbs/gal a 60 °F , ma total es de 750 bls Densifique el fluido a 14.6 lbs/ 14. Probar preventores y líneas superficiales de con-determine el volumen final, usted solamente tiene 500 gal usando ambos, CaCl2 y CaBr2. Determina el vo- Después de asegurarse de que el pozo está controla- trol a la presión requerida.bls de volumen en presas y pozo. lumen final. do, y comprobar que se tiene en la localización el 15. Instalar campana, línea de flote y charolas de re- sistema de preventores completo y probado, se pro- colección de fluidos.De las tablas determine los datos siguientes: Paso 1.- Calcule el volumen de aguia que diluyo la cede a la operación de desmantelar el árbol de vál- salmuera original: vulas e instalar y probar preventores con las líneas Secuencias operativas específicas programadas enCo = 133.99 superficiales de control. la intervención de mantenimientoCf = 126.38 ( R − G )Wo = 0.7221 Vw = Vd La secuencia operativa es la siguiente: Estas secuencias son específicas para este proceso yWf = 0.7079 ( R − 8.34) se diferencian en función del objetivo de la interven-Bo = 202.86 1. Instalar válvula de contrapresión Tipo "H". ción. En las descripciones de las diferentes opera-Bf = 228.21 (14.6 − 14.1) 2. Desconectar líneas de control de las ramas latera- ciones de mantenimiento, tanto mayor como menor,Vo = 500 Vw = 7850 = 59.90 Bls. les del árbol de válvulas. se explicó cada una de ellas a detalle. (14.6 − 8.34) 3. Retraer los anillos opresores (yugos) y eliminar tor-Entonces: nillos superiores del cabezal de producción. Eliminación de preventores e instalación del árbol de válvulas &R * :I Si el pozo es terrestre:Wa total = ( Vo ) - Wo Paso 2.- Determine lo siguiente de tablas: 1. Efectuar ajuste de aparejo. &I Bo = 253.37 lbs CaBr2 por barril de salmuera origi- 4. Instalar tramo corto de la TP al bonete superior nal. (cachucha) del medio árbol. Si el pozo es terrestre: Co = 118.77 lbs CaBr2 por barril de salmuera origi- 5. Tensionar el aparejo dentro de los límites calcula- 133.99 * 0.7079Wa total = 500 - 0.7221 nal. dos hasta levantar el árbol de válvulas lo suficiente 2. Desconectar el cople del tramo último e instalar el 126.38 Wo = 0.6937 bls de agua por barril de salmuera origi- como para instalar las cuñas de plato (spider). colgador de tubería envolvente y cople colgador. nal. 6. Levantar el anillo metálico amarrándolo a los agu- 3. Efectuar prueba de hermeticidad de la conexión. jeros de la brida inferior del carrete colgador, y 4. Conectar un tramo madrina al cople colgador, eli-Wa total = 14.21 bls de agua adicional Entonces: colocar las cuñas de plato en el tramo de la TP minar las cuñas y medir el espacio mesa rotaria. apoyando todo el peso del aparejo sobre ellas. 5. Verificar el peso del aparejo de arriba hacia abajo &R * %I 7. Desconectar el árbol de válvulas y colocarlo fuera y estático.Ba total = ( Vo ) - Bo Brw = Vw %R del área de las subestructuras. 6. Marcar en el tramo de la TP el resultado de restar, &I :R 8. Conectar tramo de la TP (madrina) al colgador de al espacio de la mesa rotaria, la longitud del cople tubería de producción. colgador. 9. Tensionar la sarta y recuperar cuñas. 7. Bajar lentamente el colgador envolvente y el cople 10. Apoyar la sarta por medio del colgador en el ca- colgador a través de los preventores.38 127
  • 39. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos (PERODGDV 3UHVLyQ HQ .JFPð 3UHVLyQ HQ /EVSXOJð perforaciones de la TP (Tubing (253.57) Puncher). Brw = ( 59.9 ) = 21895 Lbs 6.- Una solución de fluido de terminación de 16.6 DFXPXODWLYDV 2.6937 lbs/gal debe ser aumentada a 16.8 lbs/gal. El volu-  4.- En este punto, si la densi- men presente es de 600 bls. Cuantos barriles de   dad de control fue calculada Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal se requerirán para  &R hasta los disparos, cerrar la TR Crw = Vw redensificar el volumen total a 16.8 lbs/gal y cual será    totalmente y continuar hasta :R el voliumen final?   bombear la capacidad desde la camisa hasta la cima de los dis- 118.77 Usando la ecuación para determinar el volumen de  paros. Una vez bombeada la Crw = (59.9) Bromuro de Zinc capacidad, parar el bombeo 0.6937   para comprobar que la presión ( I − R)   en la TP sea cero, lo cual indi- Crw = 10255 Lbs V 19.2 = Vo    caría que la densidad de con- (19.2 − I )  trol es la adecuada; en caso 6.- Usando las mismas condiciones que el ejemplo  contrario, recalcular nuevamen- anterior, haga los calculos usando solo CaBr2: (16.8 − 16.6) Tabla 3 Representación tabular de la cédula de bombeo. te la densidad de control. = 600 Paso 1.- Calcule el volumen de agua que diluyo la (19.2 − 16.8) 5.- Si la densidad de control fue salmuera original: 80 calculada hasta la camisa, una vez bombeada la capacidad, ha- Vw = 59.9 Bls = 50.00 Bls de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal Presión (Kg/cm2) cer una pausa y cerrar totalmen- Paso 2.- Determine los datos siguientes de tablas: 60 te la TR para comprobar que la Bo = 357.8 lbs CaBr2 por barril de salmuera original. Vf = 50 Bls + 600 = 650 Bls. presión en la TP sea cero. En Wo = 0.730 bls de agua por barril de salmuera origi- caso contrario recalcular la den- nal. Aumentar la densidad de una salmuera como fluido 40 sidad de control, abrir ligeramen- de terminación diluido: te el estrangulador y reiniciar el Entonces: bombeo ajustando la presión de El primer paso en redensificar una salmuera como circulación calculada (Presión Fi- %R fluido de terminación diluido es determinar la canti- 20 nal de Circulación) con auxilio del Brw = Vw dad de agua que ha entrado al sistema esto se hace estrangulador. :R usando la ecuación. 0 6.- Continuar la circulación man- (357.8) ( R − G ) 0 teniendo constante la presión 266 532 798 1064 1130 1596 1862 2128 2394 2660 2800 5000 7000 900011100 Brw = (59.9) = 29359 Lbs Vw = Vd en la TP hasta que el fluido con , 0.73 ( R − 8.34) a Emboladas Acumulativas la densidad de control llegue a superficie. Abrir o cerrar el es- Brw = 29359 lbs de CaBr2 Una vez que el volumen de agua adicionada se ha Figura 51. Representación gráfica de la cédula de bombeo. trangulador según sea necesa- determinado, la cantidad de sales para redensificar rio. En cuanto el fluido de con- El volumen redensificado por usar solo CaBr2 se en- ese volumen a la densidad original debe ser determi- trol empiece a salir en superfi- cuentra usando la ecuación: nada, esto puede ser hecho usando tablas.1.- Abrir el estrangulador y simultáneamente iniciar cie monitorear constantemente la densidad de sa- el bombeo del fluido de control con densidad y lida y circular hasta homogeneizar las columnas Este procedimiento se maneja exactamente de la mis- gasto calculados previamente. del fluido; en este caso el estrangulador deberá Vrw = ( Vd - Vw ) 9Z ma manera que el redensificado de los sistemas de estar completamente abierto. :R fluidos de terminación. La ecuación se usa para de-2.- Ajustar el estrangulador hasta obtener el valor terminar el contenido de bromuro de Calcio con calculado de la PRESIÓN INICIAL DE CIRCULA- 7.- Una vez homogenizadas las columnas con el valores determinados de tablas. CIÓN en la TP con el gasto calculado. 59.9 estrangulador completamente abierto, suspender Vrw = ( 750 - 59.9 ) el bombeo del fluido y mantener completamente 0.733.- Continuar el bombeo del fluido de control mante- %R abierto el pozo para determinar cualquier aporta- Brw = (Vw) niendo la presión de bombeo (calculada en la cé- ción del mismo. Vrw = 772 bls de salmuera redensificada :R dula de control) con el auxilio del estrangulador hasta que el fluido de control llegue a la camisa o126 39
  • 40. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de PozosLa ecuación para determinar el volumen de solución Cálculos que se deben realizar para el control Pctp = Presión de cierre en T.P. 0.357de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal. Znrw = ( 29.41 ) h).- Calculamos la disminución de presión 0.456 a) Densidad de control de los registros de presión =Q2 de fondo con la ecuación 8. 3 = 3,& − 3)& (35)Znrw = ( Vw ) Znrw = 23.02 Bls de Bromuro de Zinc. b) Los valores reológicos del fluido de control que :R se va a utilizar se obtienen con el auxilio del Donde: Corrosividad de las salmueras viscosímetro fann 35 A.Una salmuera de fluido de terminación de 16.5 lbs/ c) Caídas de presión de acuerdo con los valores DP = Disminución de presión en Kg.gal ha sido diluida a 16.2 lbs/gal. El volumen es de La corrosión puede ser definida como la alteración y reológicos, densidad de control, estado mecánico PIC = Presión inicial de circulación800 bls.Determine el volumen de Bromuro de Zinc y degradación del material por su ambiente. del pozo y gasto que se ha de emplear durante el PFC = Presión final de circulaciónla cantidad de Bromuro de Calcio requerido para control. Determinar las caídas de presión en el sis-redensificar y el volumen total después de El principal agente corrosivo que afecta a los mate- tema en función del modelo matemático que se i) Calculamos el régimen de bombeoredensificar. riales de la tubería en fluidos base agua, son los ga- ajuste al comportamiento reológico del fluido. Este # GH HPERODGDV SDUD OOHQDU OD WS ses solubles (O2, CO2, H2S), así como las disoluciones valor será igual a la PRESIÓN FINAL DE CIRCULA- 5E = (36)Primero encuentre el volumen de agua adicionado: salinas y ácidas. CIÓN. LVPLQXFLyQ GH Pr HVLyQ d) Determinar el volumen de la T.P que se realiza con . ( R − G ) Causas de la corrosión a ecuación 1. De aquí se obtiene el número de emboladas necesa-Vw = Vd rias para disminuir 1 Kg/cm² de presión. ( R − 8.34) Oxigeno Para determinar el volumen de la T.P simplemente . multiplicamos el valor de los l/m por la profundidad Ejemplo 11: (16.5 − 16.2) El oxigeno es el agente corrosivo más común y en a donde se realizará el control.= 800 presencia de pequeñas cantidades de humedad Se tienen los siguientes datos para el control de 16.5 − 8.34) causa oxidación al acero. El oxigeno causa corro- e) Para el espacio anular, utilizaremos la ecuación 2. un pozo: sión uniforme y picaduras a las tuberías. En losVw = 29.41 bls de agua adicionada. sistemas de fluidos base agua que son expuestos f). Cálculo del desplazamiento de la bomba tríplex · Presión inicial de circulación = 95 Kg/cm² a la atmósfera ocasionan condiciones severas de · Caídas de presión calculadas o presión final de cir-Segundo determine la cantidad de Bromuro de cal- corrosión. 1pulg3= 0.01639lx0.785 x 0.01639 x 3= 0.0386 culación =53 Kg/cm²cio requerido: · Disminución de presión = 42 Kg/cm²Vw = 29.41 bls Dióxido de carbono HVSOD]DPL (OWV / HPE) = 2 [ / [ ( [ .0.0386 (32) HQWR 0386 · Núm. de emboladas para llenar la T:P: = 2,800Bo = 245 · Núm. de emboladas para llenar el E:A: = 8,300Wo = 0.465 El Dióxido de Carbono soluble en agua forma un áci- donde: · Núm. de emboladas para llenar el pozo = 11,100ZnO = 0.357 do débil (H2CO3) que corroe el acero, conocido como corrosión dulce y resulta la formación de escamas 0.0386 factor de conversión Calculamos el régimen de bombeo: %RBrw = ( Vw ) en el acero provocando una pérdida de espesor en D= Diámetro de la camisa, pg 2800 :R el cuerpo de la tubería, a menos que el pH sea man- L= Longitud de la carrera, pg 5E = = 66 emboladas tenido arriba de 6. Cuando el CO2 y O2 están ambos E= Eficiencia de la bomba 42 245 presentes, es mayor la corrosión que estando cada Se requieren 66 emboladas para disminuir 1 Kg/cm²Brw = (29.41) uno solos. El CO2 en presencia de agua forma ácido f) Calculamos el número de emboladas para llenar la de presión en la T.P. 0.456 carbónico que reacciona con el acero formando car- T.P. bonato de fierro, el cual se desprende en escamas 9ROXPHQ GH OD WS (OWV ) Para representar la disminución de presión cada 4Brw = 15801 Lbs de bromuro de Calcio reduciendo su espesor de pared. # (PE. = (33) Kg/cm² multiplicamos el número de emboladas ne- /LWURV [ (PERODGD cesarias para disminuir 1 Kg/cm² por 4 y el valor seráTercero.- Determine el volumen de Bromuro de Zinc El CO2 en los fluidos puede venir del gas de forma- Litros x embolada, son los litros por embolada calcu- de 266 emboladas para disminuir 4 Kg/cm² la repre-de 19.2 lbs/gal. ción, por descomposición térmica de sales disueltas, lados, que desplaza la bomba. sentación tabular o gráfica será de la siguiente ma- los aditivos orgánicos de los fluidos de control o por nera, ver tabla 3: =Q2 la acción de las bacterias sobre los materiales orgáni- g) Cálculo de la presión inicial de circulaciónZnrw = ( Vw ) cos en descomposición. Secuencia operativa para el control de un pozo con :R 3,& = ∆3VLVWHPD + 3FWS (34) circulación En general conforme la presión se incrementa, se incrementa también la acción corrosiva del CO2. Cuan- Donde: Efectuar la reunión técnica y de seguridad con el do la presión parcial de CO2 es mayor de 30 psi, se PIC= Presión Inicial de Circulación. personal involucrado en la operación, para asignar- DP= Caídas de presión calculadas les las diferentes actividades que les corresponden.40 125
  • 41. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de PozosRecuperación de la VSC · Secuencia operativa especifica de la interven- tiene problemas de corrosión, cuando varía entre 30 lera apreciablemente la tasa de corrosión de los áci- ción. y 7 psi, es posible la corrosión y cuando es menor de dos y disuelve el H2S acelerando la liberación del H21. Controlar pozo. · Eliminación de preventores e instalación del árbol 7 psi, es improbable. molecular.2. Instalar válvula de contrapresión tipo "H" en el col- de válvulas. gador de tubería. · Operaciones adicionales (inducción, disparos, re- Acido sulfhídrico Tipos de corrosión3. Desconectar la línea de inyección de aceite hidráu- gistros, tomas de muestras, etcétera). lico del medio árbol de válvulas al panel general El ácido sulfhídrico disuelto en agua forma un ácido La corrosión puede tomar muchas formas y puede de control de las VSC de la plataforma. Control del pozo algo débil y menos corrosivo que el ácido carbóni- combinar con otros tipos de demandas (erosión, Fa-4. Desmantelar medio árbol de válvulas. co, aunque puede causar picaduras, particularmen- tiga, Fractura, etc.) y causa daño extremos. Varios5. Instalar y probar preventores y líneas superficiales Antes de efectuar cualquier operación dentro del te en presencia de oxigeno y/o dióxido de carbono. tipos de corrosión pueden ocurrir al mismo tiempo, de control. pozo es necesario que se encuentre totalmente bajo Una más significante acción del H2S es su efecto sobre pero solo un tipo de corrosión predominará. Cono-6. Levantar aparejo de producción, desconectar lí- control. Para lograrlo, se bombea fluido contra for- una forma de hidrógeno molecular. El estándar NACE ciendo e identificando la forma de corrosión puede nea de inyección de aceite hidráulico del colgador mación de una densidad tal que su columna MR-01-75 especifica los límites de presión parcial en ayudar a la planeación de aplicar la correctiva. de tubería; eliminar colgador de tubería de pro- hidrostática genere una presión mayor a la presión un ambiente de gas amargo, si la presión total exce- ducción. del yacimiento. de de 65 psi y la presión parcial del H2S en el gas Durante el ataque uniforme, el material corroído7. Recuperar aparejo de producción hasta la VSC excede de 0.05 psi, existe un problema potencial. El usualmente deja una capa de los productos de la eliminando tubería de inyección de aceite hidráu- Control de un pozo con circulación H2S en fluidos de control puede venir del gas de for- corrosión. El resultado es la pérdida de espesor de lico de ¼". mación, acción bacteriana sobre sulfatos solubles o pared y reduce la capacidad de resistencia del mate-8. Desconectar línea de inyección de aceite hidráuli- Datos requeridos antes del control degradación térmica de aditivos que contengan rial. co de la VSC. sulfuros en los fluidos de control.9. Desconectar y eliminar la VSC. a) Registros de presión de fondo, que se obtienen La corrosión puede ser localizada en pequeñas áreas del programa de intervención. Las fracturas por esfuerzo y corrosión es causado definidas de pared, causando picaduras en la tube-Cancelación de la VSC por la presencia de un elemento corrosivo y esfuer- ría. Su cantidad, profundidad y tamaño puede va- b) Análisis cromatográficos de los fluidos del pozo zo de tensión. Los iones libres de hidrógeno pene- riar considerablemente. Las picaduras pueden cau-En las operaciones de recuperación de aparejos que (gases, H2S, CO2, etcétera). tran la estructura del metal causando pérdida de sar fallas y pueden servir como punto de origen enrequieran trabajos especiales como colocar tapones ductibilidad e incrementando la susceptibilidad a la el rompimiento de origen. Los cloruros, oxigeno, áci-mecánicos, cortes de tubería (químico, térmico o c) Estado mecánico del pozo, condiciones del apa- fractura. do sulfíhidrico y especialmente la combinación demecánico), con cable o línea, se debe cancelar la rejo de producción, capacidades internas de pre- ellos, son la mejor contribución para la corrosiónVSC y mantenerla permanentemente abierta. sión de las conexiones superficiales de control. Fe° + H2S ----------------- FeS + 2H° localizada. Adicionalmente al tipo de corrosión loca- lizada, existe la fragilización del metal por hidróge-1. Instalar y probar la unidad de línea de acero. d) Solicitar la certificación de la prueba de conexio- Sales disueltas no atómico y molecular en los sitios catódicos. Los2. Calibrar 5m abajo de la VSC con un diámetro igual nes superficiales. átomos de hidrógeno son muy pequeños y son ca- al del cancelador. Como en el caso del CO2 y H2S los problemas asocia- paces de penetrar el metal y alojarse en espacios3. Bajar canceladora y alojarla en el perfil especial de e) Capacidades de volúmenes y presión del equipo dos con cloruros se incrementan con la profundidad vacíos intercristalinos de los componentes metálicos. la VSC. de bombeo que se va a emplear. y la presión. Cuando dos hidrógenos atómicos llegan a estar en4. Represionar aparejo de producción hasta despla- contacto se combinan para formar hidrógeno zar el mandril o camisa de la VSC. f) Conocer si el pozo admite, y si es así, con qué Los factores que contribuyen a la fractura y corro- molecular, lo cual puede ocurrir dentro de la estruc-5. Recuperar canceladora. presión se controlará el pozo hasta la camisa o sión bajo esfuerzo por cloruros (CSCC) involucra Tem- tura del acero. La molécula de hidrógeno por su ta- se regresarán fluidos contra formación. Se con- peratura, Presión, Contenido de O2, pH y Contenido maño es difícil que salga de la estructura del acero,Secuencias operativas más comunes en el sidera que el aparejo de producción está debi- de Cl. La corrosión es por la picadura en cazuela y resultando en el desarrollo de presiones extremada-mantenimiento de los pozos. damente enchufado y probado hasta su grietas, para materiales susceptibles al CSCC. Los mente altas dentro del espacio intergranular, lo cual hermeticidad. procesos de corrosión que involucran reacciones puede causar la fragilización del metal. Loa acerosEn las operaciones de mantenimiento, tanto mayo- electroquímicas, el incremento de conductividad pue- de mas alta dureza son mas susceptibles a éste tipores como menores, se ejecutan operaciones comu- De los siguientes datos obtendremos el tipo de flui- de resultar en altas tasas de corrosión. Las solucio- de corrosión.nes para todas las intervenciones. A continuación do que se ha de emplear, la densidad de control, la nes concentradas de salmueras son generalmentedescribiremos estas secuencias operativas: presión inicial de circulación, la presión final de cir- menos corrosivas que las salmueras diluidas. Muchos metales resisten a la corrosión debido a la culación, la máxima presión permisible durante el formación de una película protectora de oxido. Si· Control del pozo. control, el volumen necesario de lodo con los már- Acidos esas películas o depósitos son removidos por alta· Eliminación del árbol de válvulas e instalación de genes de seguridad necesarios (el volumen del pozo velocidad de flujo del fluido, sólidos suspendidos preventores. más un 100%). Los ácidos corroen los metales con valores de pH abrasivos, exceso de turbulencia, acelera el ataque a bajos(causando liberación del H2) el O2 disuelto ace- la superficie del metal fresca. Esta combinación de124 41
  • 42. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozoserosión-corrosión puede causar picaduras, extensi- (sitios Anódicos) el fierro libera electrones dentro de visión marina. Están diseñadas para cerrar automá- Línea de Inyección deva demanda de fallas. la estructura cristalina del metal, desplazando otros ticamente el flujo de hidrocarburos a superficie, al Aceite Hidráulico electrones y estableciéndose un flujo de corriente ocurrir cualquier siniestro en las conexiones superfi- Cabezal de ProducciónMetales sujetos a ciclos de tensión desarrollará rom- hacia otro sitio microscópico del metal llamado ciales o en la localización.pimientos por fatiga y esto puede crecer hasta com- Cátodo. Simultáneamente en los sitios catódicos lospletar la falla. La vida de la fatiga del material siempre hidrógenos iónicos capturan electrones para conver- Este accesorio se instala a +/-150 m bajo el colgador Colgador de Tuberíaserá menor en un ambiente corrosivo aún bajo con- tirse en hidrógeno monoatómico, éstos a su vez cap- de tubería y se acciona hidráulicamente desde la su-diciones corrosivas que presenten pequeñas o muy turan electrones para transformarse en hidrógeno perficie a través de una tubería de alta presión de ¼",pocas evidencias de corrosión. molecular gaseoso, en esta forma se produce Fierro flejada al aparejo de producción. iónico que entra en solución e hidrógeno molecular. Tubería de Control de ¼”Factores que afectan la tasa de corrosión La corrosión del acero es uniforme en naturaleza, sin La mayoría de las VSC abren totalmente con una embargo por el efecto del inhibidor puede producir- presión aproximada de 120 kg/cm2, pero ya en ope-pH.- en presencia de O2 disuelto la tasa de corrosión se una corrosión localizada, esto debido a que los ración, el panel general que acciona todas las válvu-del acero en el agua es relativamente constante en- inhibidores pueden degradarse o ser insuficiente la las de los pozos existentes en la plataforma, manejatre valores de 4.5 y 9.5 pero se incrementa rápida- película adsorbida. Esto depende de la temperatura, una presión de 240 kg/cm2 para mantenerlas abier-mente a valores altos. concentración del agente corrosivo, tipo de metal, tas. entre otros factores. La corrosión localizada se mani- Válvula Subsuperficial de ControlTemperatura .- en general, el incremento en la tasa fiesta generalmente por cavidades que se forman ende corrosión se incrementa con la temperatura. la superficie metálica y es mucho más grave que laVelocidad.- en general, el incremento en la tasa de corrosión uniforme.corrosión se incrementa con altas tasas de velocidadde flujo. Inhibidores de corrosión que forman película.- La Figura 50 Diagrama esquemático de un aparejo de pro- mayoría de los aditivos para prevenir la corrosión en ducción con una válvula subsuperficial de control ins-Heterogeneidad.- variaciones localizadas en su com- las salmueras son aditivos de formación de película. talada. (Cortesía Cía. Seal Tide).posición o micro estructuras pueden incrementar las Un grupo general es llamado " Aminas formadorastasas de corrosión. El anillo de corrosión que es al- de película " y pueden contener Aminas primarias,gunas veces encontrado cerca del área de juntas en secundarias, terciarias y cuaternarias y son más efec- 3. Levantar aparejo e instalar la VSC (ajustar parala tubería que no han sido propiamente tratadas es tivas en salmueras que no contienen ZnBr2. Depen- que quede a +/- 150 m).un ejemplo de corrosión causada por estructuras de diendo del tipo de Amina, su estabilidad térmica tie- 4. Instalar la VSC en el aparejo de producción co-material no uniforme. ne un rango de 137°C. A 204°C. Los inhibidores de nectando el piñón a la caja de la tubería. corrosión usados en la industria petrolera son prin- 5. Conectar la tubería de ¼" a la VSC y probar inter-Alta Tensión.- Areas expuestas a las altas tensiones, cipalmente compuestos de materiales orgánicos, de- conexión y apertura con 350 kg/cm2.puede corroerse más rápidamente que áreas de baja bido a su alta eficiencia a la protección corrosiva bajo 6. Meter aparejo de producción con la VSC abiertatensión. (Los tramos que van justo arriba de los Drill las condiciones del pozo. Figura 49 Válvulas subsuperficiales de control (tubería de ¼" represionada con 210 kg/cm2).Collars, seguido presentan corrosión, particularmente (Cortesía Cías. Ava y Halliburton). 7. Instalar colgador de tubería al aparejo de produc-debido a altas tensiones). Los agentes con actividad superficial caen dentro de ción; cerrar VSC desfogando la presión de la tu- tres clasificaciones que son: catiónicas, aniónicos y Al despresionarse el sistema a una presión menor de bería de ¼".Inhibidores de corrosión no iónicos. 85 kg/cm2, la válvula cierra automáticamente. 8. Interconectar la tubería de ¼" al colgador de tu- bería; probar efectividad de interconexión conLos inhibidores de corrosión son utilizados para re- Los inhibidores catiónicos son en general a base de A diferencia de los pozos terrestres, todas las secuen- 350 kg/cm2.tardar temporalmente el deterioro del metal causado aminas formadas con uno o más átomos de nitróge- cias operativas de mantenimiento, tanto mayor como 9. Sentar colgador en el cabezal de producción.por los agentes corrosivos (O2, CO2, H2S, ácidos, sal- no. En éste estado el nitrógeno tiene un poder de menor en los pozos costaafuera, deben efectuar las 10.Desmantelar preventores y líneas superficialesmueras) los inhibidores de corrosión no suspenden carga positiva y puede ser atraído a una superficie siguientes operaciones adicionales, tanto en la recu- de control.la corrosión, pero si la disminuyen considerablemen- catódica. peración, como en la instalación de dicha válvula. 11.Instalar y probar medio árbol de válvulas con 350te. Las tuberías del pozo generalmente están consti- kg/cm2.tuidas de aleaciones, conteniendo Fierro y Carbono Los inhibidores aniónicos son atraídos a una superfi- Instalación de la válvula subsuperficial de control 12.Con la bomba hidráulica manual, efectuar prueba alcomo compuestos principales de la aleación. El ata- cie anódica y son formados alrededor de un radical (VSC) sistema hidráulico árbol de válvulas-colgador de tube-que sobre el metal se manifiesta en la forma siguien- del tipo R-COOH. Estos materiales tienen cargas ne- ría, niple de control y línea de ¼".te: dada la tendencia característica del Fierro metáli- gativas y buscan abandonar sus electrones. 1. Al recibir la VSC en plataforma, probar su apertu- 13.Conectar la línea de inyección de aceite hidráuli-co a donar electrones, se establece que en determi- ra y cierre con 350 kg/cm2. co del panel general de control de las VSC de lanados sitios microscópicos de la superficie metálica Los inhibidores no iónicos consisten de largas cade- 2. Efectuar ajuste definitivo del aparejo. plataforma al medio árbol de válvulas.42 123
  • 43. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozosn) Instalar y probar el conjunto de preventores y las 1. Estado mecánico. nas moleculares que contienen oxigeno en sus radi- El medidor de corrosión, es un instrumento portátil líneas superficiales. 2. Columna geológica real. cales tales como éteres, esteres y aldehídos, sin em- que consiste de dos elementos, el cuerpo del instru-o) Probar cabezal de producción con probador de 3. Posición estructural con respecto a pozos veci- bargo las cargas han sido en gran parte neutraliza- mento en sí y una sonda detectora de la corrosión, copas. nos. das así que pueden ser atraídos por ambas cargas que provee medidas de la tasa de corrosión directa-p) Si el equipo es "IH" instalar cartabones, rotaria y 4. Perfil de desviaciones. positivas o negativas (cátodo o ánodo ). Esta acción mente en milésimas de pulgada por año (mpa) cuan- piso falso. 5. Características de los fluidos: química puede retardar la corrosión en algunos ca- do es usado en fluidos con conductividad eléctricaq) Recuperar al 100 % el tapón ciego. a) Utilizados durante la perforación. sos debido a la adsorción física sobre la superficie tales como: aguas para enfriamiento, salmueras,r) Continuar con programa operativo. b) De control. del metal. Cuando un inhibidor catiónico se aproxi- agua de mar y aguas para sistemas de inyección a 6. Presión y temperatura de fondo. ma al área catódica éste es atraído con relativa fuer- pozos petroleros. Una lectura adicional es la medidaEstimulaciones, fracturamiento e inducciones 7. Tipo y características de los fluidos producidos. za y forma una película sobre el metal. El hidrógeno de la tendencia de la corrosión tipo localizada y sus 8. Conexiones superficiales. puede también formar una película sobre el cátodo; rangos de lectura mínima y máxima son del ordenDespués de la terminación, de un mantenimiento 9. Intervalos con posibilidades de producción. sin embargo ésta es fácilmente removida por ejem- de 1 a 1000 mpa respectivamente.mayor o durante el propio desarrollo de la vida pro- 10.Antecedentes de perforación. plo, el nitrógeno contiene adherencia catiónica mu-ductiva de los pozos, se requiere, por lo general, res- 11.Antecedentes de terminación. cho mas fuerte al metal y no es removido por la pura Cuando la tasa de corrosión de un metal que está entaurar o mejorar las condiciones de flujo del interva- 12.Antecedentes de reparaciones. presencia del oxigeno. De ésta manera el proceso de contacto con un líquido corrosivo es alta, el númerolo productor o inyector. Los medios más utilizados 13.Intervenciones sin equipo. corrosión es detenido hasta que la película sea re- de átomos de la superficie del metal está siendo cam-son las estimulaciones y fracturamientos, considera- 14.Historia de producción y características de flui- movida por alguna fuerza mayor. Una película es for- biado a su forma iónica, es mayor que la tasa dedos también como mantenimiento menor. dos producidos. mada por el nitrógeno adherida al metal con la par- corrosión mínima del metal. Si un pequeño voltaje te expuesta al electrolito. La película es no conduc- es impuesto entre un metal y una solución corrosi-Los aspectos más relevantes sobre esta técnica, El análisis de la información recabada, junto con el tora y las reacciones de corrosión pueden ser retar- va, resulta una polarización. Una corriente eléctricase detallan en el punto 5 de la sección de termina- objetivo de la intervención, nos permite contar con dadas por ésta separación de la fase reactiva. Los fluye sostenida por los iones formados en el procesoción. un panorama amplio en cuanto a aspectos de la inhibidores orgánicos aniónicos son atraídos por el de corrosión. Esta corriente se incrementa tanto como planeación, como tiempo, costo y riesgo: factores ánodo y una película es formada, teniendo su com- la tasa de corrosión se incremente. La medida es rá-Consideraciones generales para la elaboración del importantes en la toma de decisiones. portamiento de la misma manera que los inhibidores pida y sensitiva pero requiere que el fluido seaprograma de mantenimiento a pozos catiónicos. Los inhibidores aniónicos pueden ser atraí- eléctricamente conductor. En la mayoría de los ca- Secuencias operativas dos a la superficie del metal sin tener en cuenta sus sos las tasas de corrosión son leídas directamenteAl planear y desarrollar el programa de mantenimien- cargas. El aceite (no iónico) atraído funciona como del instrumento de medición.to de un pozo se requiere tomar en consideración Es el conjunto de eventos ordenados secuencial- un recubrimiento primario sobre la superficie dellas siguientes aspectos: mente para alcanzar el objetivo planteado en la inter- metal. Este tipo de inhibidores hacen más capaz al Coontaminantes mas comunes en los fluidos lim- vención, dentro del marco de seguridad al personal aceite para extender y mojar la superficie del metal pios.a) Objetivo de la intervención. y de protección al medio ambiente y optimizando en una forma más eficiente que el aceite solo. Los Fierro (óxido de fierro, hidróxido de fierro y recortesb) Requerimientos básicos de información. los recursos existentes para efectuar la intervención inhibidores catiónicos y aniónicos también tienen ésta de fierro). El fierro es el contaminante más serio enc) Secuencia operativa. en el menor tiempo y costo posibles. acción; sin embargo los inhibidores no iónicos son salmueras pesadas, algunas salmueras o mezclas ded) Problemas comunes en el área. formulados con inhibidores iónicos para incremen- salmueras son ligeramente ácidas por naturaleza ye) Tipo de pozo (terrestre o marino). Diferencia en secuencia operativa de mantenimiento tar su efectividad. pueden disolver el ión fierro. El fierro puede dar unf) Costo de la intervención. entre pozos terrestres y costa-afuera precipitado gelatinoso verde oscuro y puede causar Inhibidores que eliminan el elemento corrosivo.- Los problemas de filtración. El Fe + + algunas veces cam-Objetivo de la intervención Podemos considerar que las secuencias operativas aditivos que atacan los elementos corrosivos en el bia a Fe + + + (precipitados café rojizo oscuro) el de mantenimiento entre pozos terrestres y marinos fluido empacante son selectivamente dirigidos al O2 cual es más fácil de filtrar por su naturaleza cristali-Determinar los alcances de la intervención con base son las mismas, a excepción de que los marinos, por libre, bacterias aeróbicas y anaeróbicas. Estos aditi- na.en las características específicas requeridas en el norma de seguridad, requieren contar con una vál- vos reaccionan químicamente con el O2, CO2 o H2Sreacondicionamiento del pozo. vula en sus aparejos de producción subsuperficial para producir sales no reactivas o que maten a las Algunas compañías en filtración utilizan ácido clorhí- de control, también llamada de "tormenta." El mane- bacterias. Estos productos son compatibles con los drico para mantener el ion fierro en solución y asíRequerimientos básicos jo de dicho accesorio requiere de operaciones adi- inhibidores de película y deben ser usados en con- evitar el taponamiento del medio poroso filtrante. De cionales que finalmente marcan la diferencia. junto con éstos productos químicos para dar formas esta manera filtran la salmuera más fácil y rápida-Al efectuar un programa de intervención de man- de protección corrosiva. mente.tenimiento, el diseñador debe realizar una recopi- Válvula subsuperficial de controllación completa de los antecedentes del pozo y Medidas para el control de la corrosión de las sal- Usando ácido clorhídrico incrementará la acidez dede los datos de tomas de información (registros Las Válvulas Subsuperficiales de Control (VSC) son mueras.- medidor de la velocidad de corrosión de la salmuera y agrava la situación, en muchos casosde producción, toma de muestras, calibraciones), accesorios utilizados, por norma de seguridad, como los metales en contacto con fluidos conductores. dejar la salmuera filtrada en almacenamiento unostales como: barreras de control en los pozos costafuera de la di-122 43
  • 44. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozosdías permitirá que el fierro se precipite, adicionar áci- Objetivo del desplazamiento d) Mantener el contrapozo limpio de fluidos infla- Hrqv‚Ãȅi‚yÃqrÃWiy‰ˆyh†do clorhídrico u otro ácido al medio filtrante no está mables.permitido. El objetivo del desplazamiento del Fluido de Control por agua dulce y/o éste por fluidos limpios es con la Procedimiento operativoEl análisis de materiales taponantes del pozo indica- finalidad de efectuar la remoción del fluido, enjarre IvƒyrÃ8‚ythq‚…ron que los componentes de fierro y suciedad fue- adherido a las paredes de las tuberías, así como la 1.- Cuando por alguna razón, uno de los yugos estéron los mayores constituyentes. eliminación de los sólidos en suspensión presentes dañado, la presión pase por alguno de ellos o no se en el interior del pozo, sean éstos barita, recortes o pueda retraer, se procederá a la reparación o cam-Aditivos del lodo que constituyen los materiales cualquier contaminante o sedimento que hubiera que bio del mismo. El procedimiento es el siguiente:taponantes: remover. De igual manera al llevarse a cabo este des- `ˆt‚†ÃPƒ…r†‚…r† plazamiento de fluido de control, es necesario man- a) Verificar que no haya presión entrampada entre elBentonita, barita, ilmenita, carbonato de fierro, tener la integridad y naturaleza del mismo, y que este cabezal y el bonete. Utilizar la herramienta ade-polímeros, carbonato de calcio, asfaltos, ceras, etc. sea desalojado lo más completo y homogéneo que cuada para activar la válvula de contrapresión, si-Materiales para pérdidas de circulación que causan sea posible y así reducir los tiempos por filtración y tuado en la brida del cabezal. 8‚ythq‚…ÃqrÃUˆir…thtaponamientos: los costos operativos por un mayor tiempo de circu- b) Una vez despresionado, se procede a extraer el lación al ser desalojado el fluido a la superficie. Para yugo, sacando 100% también la contra -tuerca Figura 48. Cabezal de producción de un pozo pro-Arena, arcillas, calizas, dolomítas anhidritas, yeso, lo anterior deben utilizarse fluidos con características c) Al recuperar el yugo verificar que: ductor terrestre (Cortesía Cía. Cameron)sales, lignitos, oxido de fierro, carbonato de fierro, físico-químicas tales que permitan la desintegración C.1. La rosca interior donde se alojó el yugo estémica, pirita, etc. de los contaminantes y asegurar su total dispersión y limpia y en condiciones. Procedimiento operativo posterior acarreo hacia la superficie del pozo. Es muy C.2. No tenga empaques alojados en su interior.Aceites crudos que causan taponamientos: importante determinar el tipo de enjarre y/o los con- 1.- Con pozo controlado y sin tubería dentro. taminantes que se van a remover, para diseñar los 2.- Si se requiere cambiar el yugo:Por su contenido de asfalténos y parafínas. fluidos con las propiedades adecuadas para efectuar a) Introducir tapón ciego recuperable (de acuerdo el programa de desplazamiento del fluido de control. a) Colocarle empaques nuevos de tipo grafitado y con el diámetro y libraje de la ultima TR que sePlancton y bacterias de agua de mar o laguna que 3.8.2 Factores que intervienen en un desplazamiento metálico. tenga) a +/- 1000 metros.causan taponamiento. Existen varios factores que pueden afectar el progra- b) Introducir el yugo empacado en la rosca interior b) Anclar y probar hermeticidad con 1000 psia. ma de desplazamiento y deben ser considerados pre- del orificio del cabezal hasta hacerlo llegar al inte- c) Desmantelar piso falso, mesa rotaria y cartabones.Por herramientas en el fondo del agujero y que cau- viamente: rior del cabezal; posteriormente volverlos a retraer. d) Colgar 2 estrobos de acero de 1" x 15 metros cadasan taponamiento. c) Instalar contra -tuerca al yugo. uno en polea viajera. Geometría del pozo y condiciones del equipo de e) Desmantelar conjunto de preventores y líneas su-Recubrimiento de tubería o herramientas y recortes superficie. Ejemplo 10: perficiales.de fierro. f) Eliminar 100% los birlos y el cabezal de produc- a).- Condiciones de temperatura y presión del pozo. Por último se muestra el procedimiento para un cam- ción.Un procedimiento de desplazamiento, debe de ir bio de cabezal de producción por daño (sellos se- g) Revisar y limpiar pistas de sello del siguiente cabezal.siempre acompañado de la remoción y suciedad de La temperatura afecta las condiciones y propiedades cundarios en malas condiciones, pistas de anillo h) Revisar traslape de TR (tazón del cabezal, bisel,pozo y equipo superficial. Para evitar la contamina- del fluido de control dentro del pozo, aunque éste metálico dañadas, tazón dañado). golpes, corte recto). De ser necesario, eliminarción de las salmueras limpias y filtradas con los flui- será desplazado es necesario considerar la forma con una lima raspaduras o imperfecciones en eldos de perforación o empacadores deberá utilizarse como pudiera afectar este factor a los fluidos diseña- Consideraciones previas a la operación: traslape de TR, que puedan dañar los sellos se-espaciadores adecuados compatibles con la salmue- dos para circulase dentro del pozo. La presión pue- cundarios del nuevo cabezal de producción.ra, también deberán ser limpiados los equipos de de incidir drásticamente en el equilibrio de presio- a) Efectuar reunión de trabajo y seguridad. i) Instalar anillo nuevo y bajar lentamente el cabezalpresión y vacío, presas, válvulas, tuberías y mante- nes, que debe mantenerse en un desplazamiento de b) Contar con el apoyo del Departamento de Seguri- hasta sentarlo en el cabezal inferior cuidando quener su limpieza mientras dure la operación. fluidos. dad y Protección Ambiental para verificar presen- al entrar al traslape de la TR entre uniforme en el cia de gas, y protección al equipo. área de los sellos del cabezal.VIII. DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS DE CONTROL b).- Diseño de las tuberías. c) Mantener el contrapozo limpio de líquidos infla- j) Apretar los birlos (de 4 en 4 y en forma de cruz) del mables y viscosos. cabezal con válvulas instaladas.El desplazamiento es el punto más importante, ya Las tuberías tanto de producción y de revestimiento d) Que el área de trabajo esté libre de herramientas o k) Probar hermeticidad de los sellos secundarios yque del éxito de este dependerán los tiempos y cos- ya fijas en el interior del pozo y/o los accesorios del accesorios que no se vayan a utilizar. el anillo por el orificio de prueba.tos por lavado y filtración de los fluidos limpios. aparejo de producción influyen en el gasto o volu- e) Contar con todas las herramientas y accesorios l) Si la prueba es satisfactoria, desmantelar las ma- que se van a usar y verificar que todo sea com- niobras de los estrobos. patible en cuanto a marca, tipo, libraje, y diá- m)Instalar las válvulas laterales del cabezal, previa metros. revisión de la pista de sellos.44 121
  • 45. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos o `ˆt‚†ÃPƒ…r†‚…r† con la TP que se desconectó, hasta que salga el men por bombearse al pozo y afectan los regímenes especiales, ya que la mayoría de los lodos utilizados siguiente cople. de flujo. Dependiendo de las tuberías o accesorios son incompatibles con las salmueras, y es necesario h) Revisar condiciones del anillo sellador y pistas del que lleven éstas será diseñado el programa para des- su programación para garantizar una limpieza y des- siguiente cabezal. plazar el fluido, ya que en aparejos de producción plazamiento efectivos del fluido de control hacia la l Thyvqh†ÃGh‡r…hyr† i) Sentar en cuñas de plato el aparejo de produc- anclados, se circula a través de los orificios de la ca- superficie sin contaminación. ción sobre el cabezal siguiente, cuidando que no misa y esto influirá mas que si tuviéramos una tube- se dañe el traslape de la TR. ría franca, por lo que es necesario conocer previa- Formas de desplazamientos j) Desconectar el tramo superior junto con el cople mente las tuberías a través de las cuales se llevará siguiente. cabo el lavado del pozo, y diseñar el programa más Existen dos formas para efectuar el desplazamiento s Tryy‚†ÃTrpˆqh…v‚† k) Con una doble maniobra al block, colgar el nuevo adecuado al mismo. del fluido de control, ya sea por agua dulce, salmue- cabezal. ra libre de sólidos o la combinación de ambos: Figura 46 Cabezal de producción (Cortesía Cía. l) En un tramo de tubería de producción conectar el c).- Carecer del equipo necesario para efectuar las Cameron). niple colgador, e instalarle la válvula de contrapre- operaciones diseñadas en superficie. Circulación InversaProcedimiento operativo sión tipo "H" y el anillo sellador. Circulación Directa m)Conectarse con el aparejo de producción a través Si el gasto necesario no es dado por las bombas o1. Si el colgador de tubería de producción no despe- del cabezal colgado. equipo de superficie, su eficiencia será severamente La selección del procedimiento más adecuado de- ga del cabezal: n) Levantar el aparejo para eliminar las cuñas de plato. reducida y puede ocasionar problemas para tener pende de las condiciones operativas que se tengan o) Sentar el nuevo cabezal y apretarlo. una limpieza totalmente efectiva. en el pozo en cuestión , así como las condiciones dea) Verificar que los yugos del cabezal estén retraídos p) Ajustar e instalar el colgador de tubería. calidad de las tuberías de producción y/o revestimien- en un 100%. q) Sentar la bola colgadora y el niple colgador sobre d).- El tipo de fluido de control que se tenga en el to que se tengan, de los resultados obtenidos de lob) Tensionar el aparejo de producción lo máximo cabezal de producción. pozo. registros de cementación en la zonas o intervalos de permisible, de acuerdo con la resistencia a la ten- r) Reinstalar el conjunto de preventores y las conexio- interés, y el tipo de fluido que se tenga en el interior sión de la tubería de producción. nes superficiales. Este es el factor más primordial, ya que dependien- del pozo.c) Si el pozo lo permite, represionar por espacio anu- s) Probar el cabezal, el conjunto de preventores y do de las condiciones de éste, será la eficiencia del lar para ejercer una fuerza adicional a la tensión. las líneas superficiales. desplazamiento. Se debe tomar en cuenta su densi- Circulación inversad) Colocar sobre la bola colgadora algún solvente dad y viscosidad, considerando que mientras éstas (diesel, aflojatodo). Ejemplo 9: propiedades sean mayores existirá una mayor dife- Si la información de los registros de cementación ye) Llamar al técnico del fabricante. rencia de presión al ser desalojado y también una la calidad de las tuberías de revestimiento indican Cambio de yugos dañados en el cabezal de producción probable disminución en el gasto programado. que soportará una diferencia de presión calculado,2. Si no se logró recuperar el colgador: Consideraciones previas a la operación: ésta circulación es más factible de ser utilizada. e).- La efectividad del programa de desplazamiento.a) Preparar un nuevo cabezal similar al instalado. Este procedimiento permite un maduro Medio Árbol de Válvulasb) Si el pozo no tiene circulación, colocar tapón de No debe sobrepasar las condiciones de que se dis- espaciamiento entre el agua dulce y los fluidos por sal y probarlo con 70 kg/cm2. ponga en superficie. Es necesario primero verificar desalojarse, así como será mayor el volumen dec) Si el pozo tiene circulación, circular un tiempo de Línea de Control de la VSC que se tengan todos los materiales y equipos pro- agua en los espacios anulares y menor el fluido que atraso. gramados y posteriormente monitorear el avance, va quedando en las tuberías de producción, así mis-d) Observar que el pozo esté debidamente controla- eficiencia y cumplimiento del programa diseñado mo pueden utilizarse regímenes de bombeo más ele- do. para ello. vados con flujos turbulentos.3. Si se tiene instalado un equipo convencional de Colgador de tubería Cabezal de Producción mantenimiento. Productos quimicos programados en el desplaza- Estos regímenes de bombeo son los más adecuados Línea de 1/4” de la VSC miento para este tipo de operaciones de limpieza de pozosa) Levantar el aparejo de producción y sentarlo en al ser desplazado el fluido de control; lo cual permi- cuñas sobre rotaria. Que la función de los productos químicos no se cum- tirá desplazamientos más efectivos y libres de conta-b) Eliminar la válvula de contrapresión tipo "H". pla por fallas de calidad de los mismos. Estar prepa- minantes. Figura 47 Conexiones superficiales de un pozo pro-c) Quitar el seguro de la mesa rotaria. rados para tener productos químicos alternos para ductor marino (Cortesía de la Cía. Cameron).d) Girar la sarta a la izquierda para desconectar lo rediseñar en corto tiempo un programa de limpieza Así mismo tendremos menores tiempos operativos y más cerca posible al niple colgador. igualmente efectivo, o que realice la función que los una menor adición de aditivos ya sean espaciadorese) Eliminar todos los birlos que enlazan el cabezal de a) Efectuar una reunión técnica. otros productos no cumplieron. Se debe considerar y de lavadores químicos, lo cual nos dará como re- producción con el siguiente cabezal. b) Contar con personal de Seguridad y Protección el diseño de los espaciadores y lavadores químicos sultado una considerable reducción en los costos delf) Eliminar el conjunto de preventores. Ambiental. lavado y filtración.g) Levantar el cabezal con la bola colgadora junto c) Involucrar al personal técnico de la compañía.120 45
  • 46. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de PozosCirculación directa la profundidad adecuada para efectuar el lavado del 6. Tener con anillos selladores compatibles. ga precaución de no golpear los rodamientos, las pozo. 7. De ser necesario, tener un lubricador para insertar pistas, o el adaptador del vástago.Si los registros de cementación muestran zonas no tapones en el orificio lateral del cabezal de pro- 10. Reemplace el anillo "o" del adaptador si es nece-muy aceptables para ser sometidas a una diferencial 2.- establecer la circulación con la bomba del equipo ducción, revisado y probado (taper machine). sario.de presión calculada del fluido de control a despla- al máximo gasto permisible en forma directa. 11. Inspeccione la cachucha para asegurarse que nin-zarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse Procedimiento operativo guna pista se haya quedado pegada con la grasaeste método de circulación directa, en el cual no se 3.- Un factor muy importante es el acondicionar el en el interior.obtiene un desplazamiento muy efectivo debido a fluido de control en presas de trabajo y al circularse 1.- Si la válvula(s) no abre (n) se podrán reparar o 12. Limpie la cachucha y lubrique la rosca.que los volúmenes de agua dulce a manejar son al interior del pozo previo al desplazamiento del mis- cambiar utilizando un lubricador o herramienta para 13. Instálela con una llave Stilson 24".menores al circularse de las tuberías de producción mo, por lo que sus propiedades necesitan ser consi- perforar la compuerta. 14. Gire el adaptador, en contra de las manecillas dela los espacios anulares. deradas desde el desplazamiento, para prevenir la 1.1- Verificar el funcionamiento interno del mecanis- reloj, para asegurarse que la compuerta está des- formación de geles de alto valor, ya que de esta ma- mo de la válvula. pegada del fondo del cuerpo; esto confirmará queLos regímenes de bombeo serán menores al nera el fluido permitirá un mejor desplazamiento con 1.2- Operar hasta abrir o cerrar la válvula. el hombro de respaldo del vástago ya no está enincrementarse el valor de las pérdidas de presión por mayor eficiencia. Se deben seguir las siguientes con- contacto con el hombro del bonete.fricción, y por consiguiente el empuje del agua so- sideraciones: · Si el volante de la válvula no gira se procede a 15. Inyecte grasa por la cachucha hasta que el exce-bre el fluido de control en áreas más grandes creará cambiar rodamientos dañados. so salga a través del orificio de alivio.deficiencias para un desplazamiento efectivo y en al- a).- Efectuar la circulación del fluido del pozo ha- 16. Opere la válvula para abrir y cerrar.gunos casos no se dará el régimen turbulento nece- cia los equipos disponibles de eliminadores de · Si el volante de la válvula gira: 17. Si por alguna razón no se repara la válvula ysario para garantizar que el pozo esté totalmente lim- sólidos, con el propósito de remover contami- se decide reemplazarla, se debe considerar lopio de contaminantes. nantes grandes, y de ser posibles hacia presas a) El perno del vástago está roto, entonces cambiar siguiente: o tanques limpios para ser reutilizado este al el perno. 17.1 Desfogue lentamente la presión de la TR por laAsí mismo serán necesarios mayores cantidades de salir ya libre de sedimentos y agentes contami- otra rama del cabezal de producción.espaciadores y limpiadores químicos, aunado al ma- nantes. Procedimiento para cambiar el perno de corte del 17.2 Si la válvula dañada está instalada inmediata-yor tiempo de circulación y por consiguiente un cos- vástago o rodamiento. mente al cabezal y está abierta, instale en lato más elevado por filtración y por tiempos operativos. b).- Reducir a valores mínimos permisibles la vis- brida de la válvula exterior un lubricador paraEs necesario efectuar los cálculos pertinentes para cosidad plástica y el punto de cedencia, para Esta operación puede efectuarse mientras la válvula insertar un tapón en la rosca del cabezal, y po-que en ambos casos la presión de bombeo que se asegurar la movilidad del fluido en los espa- esté bajo presión en la línea: der efectuar el cambio de válvula.programe, no rebase los límites permisibles de co- cios anulares y tener un eficiente barrido del 17.3 Seleccione previamente el tapón que va a usarlapsos o ruptura de las tuberías, así como tener en mismo. 1. Afloje la cachucha de rodamientos con una llave considerando el diámetro de la válvula que secuenta los parámetros de fractura de los intervalos Stilson 24. Tenga cuidado de que gire libremente, reemplazará.de interés. c).- Evitar en esta etapa los espaciadores o píldo- y elimine la cachucha. ras viscosas. 2. Con un punzón quite el perno del adaptador. Ase- NOTA: El anillo "o" del adaptador puede permitir laRecomendaciones previas al lavado del pozo gúrese de que el adaptador no esté dañado. instalación del rodamiento y pistas superiores. 4.- La tubería necesita ser reciprocada y si las herra- 3. Elimine el adaptador del vástago (revisar condi-Previo al desplazamiento del fluido de control ya sea mientas lo permiten girarse antes y durante el des- ciones). Existen otras operaciones de mantenimiento correc-base agua o base aceite por el diseño de espaciadores plazamiento para romper geles o bolsas estaciona- 4. Extraiga los dos juegos de pistas y rodamientos tivo que implican mayor riesgo. En éstas se utilizany lavadores químicos, es necesario efectuar algunas rias de fluido de control con sólidos acumulados y del adaptador del vástago. más barreras de control como el cambio de cabezalconsideraciones referentes al fluido de control que que produzcan altas viscosidades. o del árbol de válvulas, para evitar un siniestro.se encuentra dentro del pozo y en presas del equi- Para la instalación de nuevos rodamientos:po: 5.- Tratar de centrar la sarta de trabajo, para facilitar Ejemplo 8: el desplazamiento, un buen centrado permitirá incre- 5. Lubrique los nuevos rodamientos y pistas. Colo-1.- En pozos sin accesorios dentro del mismo, bajar mentar la remoción del fluido de control. que cada rodamiento entre un par de pistas. Cui- A continuación se muestra una secuencia para cam-la tubería de producción con los escariadores ade- de que estén completamente limpias. bio de cabezal de producción.cuados a las tuberías de revestimiento que se van a 6.- Efectuar viaje corto con los escariadores o con la 6. Limpie y lubrique el adaptador.limpiar de fluido de control, y hasta la profundidad tubería que se lleve hasta la boca de la tubería de 7. Instale un juego de rodamiento y pistas en el lado Consideraciones previas a la operación:interior más cercana a la zona de interés para remo- revestimiento corta ( boca liner ) o levantarse aproxi- inferior del adaptador y otro juego en el superior.ver los sólidos y residuos acumulados de las paredes madamente 300 mts. , y volver a bajar a la profundi- 8. Inserte el adaptador del vástago sobre el extremo a) Efectuar una reunión de trabajo.de las tuberías. dad programada y seguir circulando el fluido filtra- del vástago y alinee el orificio para el perno del b) Contar con personal de seguridad y protección do. Así mismo al tener el pozo lleno de fluido limpio, adaptador con el vástago. ambiental.En caso de tener accesorios como empaques, tratar repetir el viaje corto para que las herramientas que 9. Con un punzón, empuje el perno asegurándose c) Mantener el contrapozo limpio de líquidos infla-de bajar la tubería diseñada para el paso libre hasta se lleven en el extremo auxilien en la limpieza de se- que no sobresalga del hombro del adaptador; ten- mables, accesorios y herramientas.46 119
  • 47. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozose) Meter nuevo aparejo de producción. Realizar la Ejemplo 7: dimentos y remoción de residuos que se hubiesen Para fluidos base agua, normalmente su principalmisma secuencia operativa que una terminación (si quedado adheridos en las paredes de las tuberías de contacto se inicia con un bache de agua dulce ose obturó el intervalo productor efectuar su limpieza Cambio de válvula del cabezal por la siguiente pro- revestimiento. alcalinizada con sosa cáustica. Existen diversos pro-con la unidad de tubería flexible). blemática: ductos de las compañías de servicios los cuales pue- Este movimiento de tubería permite elevar la eficien- den ser utilizados como espaciadores, píldoras o ba-Mantenimiento a conexiones superficiales · La válvula no abre o cierra (no funciona el meca- cia del desplazamiento incluso a bajos gastos de bom- ches viscosos y limpiadores químicos, todos ellos nismo). beo. utilizan productos como viscosificantes naturales yLos lineamientos en seguridad y protección ambien- · El maneral gira sin abrir la válvula (perno roto). sintéticos, soluciones alcalinas, surfactantes o solven-tal exigen que los pozos cuenten con conexiones 7.- Proceder a efectuar el desplazamiento del fluido tes, para una activa remoción de contaminantes or-superficiales en óptimas condiciones. Objetivo: Cambiar las válvulas del cabezal para man- por espaciadores y lavadores químicos y por el flui- gánicos e inorgánicos. tenerlas en óptimas condiciones de operación, y ase- do final programado para quedarse dentro del pozo,Sin embargo, con la operación y el paso del tiempo gurar el control del pozo por espacio anular. ya sea agua dulce o salmuera libre de sólidos, circu- Generalmente los lavadores químicos son usadosse van deteriorando, así es que requieren, de entra- lados a gastos máximos de bombeo. para adelgazar y dispersar las partículas del fluido deda, mantenimiento preventivo, hasta llegar al man- La condición de flujo turbulento no es precisamente control, éstos entran en turbulencia a bajos gastos lotenimiento correctivo que se da cuando se sustituye necesaria pero mejora la eficiencia de un desplaza- cual ayuda a limpiar los espacios anulares, normal-el accesorio o elemento. miento. mente su densidad es cercana al agua dulce. En al- gunos casos se diseñan productos abrasivos comoEsta labor también se clasifica como mantenimiento 8.- Para diseñar los volúmenes de espaciadores y arenas para barridos de limpieza.menor y puede efectuarse de acuerdo con el riesgo y lavadores químicos, es necesario considerar el volu-necesidades implícitas en la operación. Se debe utili- men por remover en el lavado del pozo, ya que en En todos los casos, deberán efectuarse los trabajoszar equipo convencional o herramientas especiales. caso de estar muy someros y el volumen por desalo- programados de manera continua y sin interrupcio- jar sea poco, el diseño puede ser ajustado por me- nes, evitando retrasos de tiempo y problemas críti- nores cantidades y evitar excesos en los costos de cos al efectuar el desplazamiento por este tipo de estos servicios. productos químicos. Sello 9.- En el caso de pozos de poca profundidad o de Fluidos empacantes poca costeabilidad productiva, es conveniente efec- tuar un análisis del costo beneficio con la finalidad La utilización de los fluidos de empaque en la etapa de evitar dispendios de recursos en yacimientos con final de la terminación del pozo y el motivo por el poco valor de recuperación económica. cual se diseñan para ser colocados en los espacios anulares entre las tuberías de producción y las tube- Espaciadores y lavadores químicos rías de revestimiento es, para que estas tuberías se protejan adecuadamente de los efectos de la corro- Todos los procesos para efectuar desplazamientos sión, y que faciliten la recuperación de los aparejos de fluidos de control ya sea base agua o aceite, utili- de producción, ya que uno de los principales pro- zan espaciadores y lavadores químicos , con la fina- blemas al tratar de sacar estas tuberías de produc- Figura 45 Válvula mecánica de árbol de producción o lidad de evitar incompatibilidad de fluidos, proble- ción es la pegadura excesiva de los sellos multi-v en laterales de cabezal mas de contaminación, limpieza del pozo de manera el cuerpo del empacador, lo cual ha originado en Consideraciones previas a la operación efectiva y para la separación de fases del sistema. muchas ocasiones operaciones subsecuentes de pesca para recuperación total de las sartas causan- 1. Efectuar una reunión de trabajo acerca de la ope- Los baches espaciadores que deban ser programa- do costos excesivos al alargarse los tiempos de inter- ración que se va a realizar. dos deberán ser compatibles con el fluido que sale y vención de los pozos. Figura 44 Mantenimiento a conexiones superficiales. 2. Contar con el apoyo del Departamento de Seguri- el que le precede, pudiendo o no ser más viscosos dad y Protección Ambiental. que los fluidos por separar. Estos baches deberán Esta selladura es provocada por problemas de co-Estas operaciones incluyen, principalmente, cambio 3. Verificar que el contrapozo esté limpio y no tenga extenderse por lo menos 100 metros de la parte más rrosión, así como depósito de materiales orgánicosde cabezal, de medio árbol de válvulas, de válvulas, fluidos inflamables ni viscosos. amplia de los espacios anulares para que tengan e inorgánicos o vulcanización de los elastómeros.de yugos opresores, de colgador de tubería y de 4. Tener válvulas compatibles en diámetros y libraje. mayor eficiencia, por lo que el diseño de los baches Este tipo de fluidos se emplean también para mante-anillos metálicos. Revisar sus pistas de sellos y probar su presión para tuberías de revestimiento muy grandes deberá ner una presión hidrostática en la parte externa de de prueba. ser ajustado en sus volúmenes para garantizar su efi- las tuberías de producción y así evitar alguna fallaA continuación se muestran varios ejemplos de man- 5. Contar con las herramientas necesarias para el ciencia. Para fluidos base aceite, su principal contac- por colapso de las tuberías de revestimiento en algu-tenimiento a conexiones superficiales. cambio de las válvulas. to como espaciador debe ser ambos compatibles. nas áreas de presión anormal. Al mismo tiempo se118 47
  • 48. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos ´debe tener una correcta manipulación al prepararse cc. (67$2 0(&$1,&2en el campo, para evitar introducir agentes contami- d).- Salmueras mezcladas de 2 o 3 tipos de sales:nantes por sólidos disueltos o sólidos en suspensión, CaCl2-CaBr2-ZnBr2, que varía su densidad des- ´ ´ 6S7PGÃ9@ÃW6GWVG6T)los cuales reducirían la eficiencia de estos produc- de 1.31 hasta 2.30 gr./cc. ´ ´ !Ã6S7PGÃW6GWTÃà ´Ã‘Ã#à !´Ã$HÃtos. Por lo anterior es necesario establecer un proce- 867@a6GÃQSP9Ãà "Ã$´Ã‘à ´Ã$Hà 86SS@U@Ã867@a6GÃADQÃ!Ã"#´Ã"HÑà "Ã$´Ã$HÃdimiento adecuado para diseñar los fluidos Una de las principales ventajas de loa fluidos 7SD96Ã9ÃT@GGPÃADQÃ!Ã"#´Ã"HÑà "Ã"´Ã 867ÃTPG967G@ÃADQÃ!Ã"#´Ã"Hempacantes y que éstos cumplan eficazmente la fun- empacantes base agua, es que no dañan el medioción para lo cual fueron seleccionados. ambiente y son de menor costo, por lo que en la actualidad son los que tienen una mayor demanda. à "ÀPropiedades que deben tener los fluidos empacantes ´ W6GWÃUU6Ã#à !´Ã$HÃÃ5Ãà $Àà Requerimientos del agua utilizada para preparar flui-Es necesario determinar las propiedades más ade- dos empacantes K-55, 94 # $Àcuadas para diseñar los fluidos empacantes, y estas ´deben ser las siguientes: Para el diseño y preparación de un fluido empacante 6QÃQSP9V88DPI) #à !´ÃÃ$à !´ÃÃ È base agua, se debe cuidar la calidad del agua que se à ‘ à % 1.- Estable a condiciones de temperatura y presión. va a utilizar, para evitar problemas dentro del pozo  ´ L-80, 47# à Y $#À2.- No ser corrosivo. que pudieran alterar la eficiencia del mismo, por lo Q 6 A Ã3.- Que evite la formación de bacterias. que tienen que cumplir con los limites de calidad  N-80, 77/72 # P 9 D $À4.- Que esté libre de sólidos indeseables. permisibles siguientes: V G A5.- Que no cause daños a las formaciones producto-ras. PROPIEDADES Mg/L6.- Que no dañe el medio ambiente. Sólidos totales disueltos 100 ‘ 6IPH6GD6Ã6Ã" ÃHUT7.- Que facilite la recuperación de los aparejos de Sólidos en suspensión 0-100producción. Dureza de Calcio ( CaCO3 ) 40 @HQÃS@8VQÃ(Ã$´Ã$"$ÃG7QÃÃ5ÃÃÃ" $À Dureza de magnesio 40 " $ À 7GÃÃ&´Tipos de fluidos empacantes Alcalinidad Total 200 Cloruros 412  ´ N-80/TAC-110, 53.5 # ""$"$ÀLos fluidos empacantes se pueden preparar en base Sulfatos ( Na2SO4 ) 200agua y base aceite. Los base aceite presentan una Fosfatos Totales solubles ( PO4 ) 0.1 #ƒÃDIU@SW6GPÃ7Q) "# ÃÃ"#!$À9mayor estabilidad que los preparados con agua. Cromatos ( CrO4 ) 0.05 S@UÃ8HUPÃQ6S6ÃUSÃ&´Ã!(ÃG7QÃÃ5ÃÃÃ"##$ÀLo anterior debido a la naturaleza del aceite diesel ya Fierro Total ( Fe ) 0.30 7ÃGÃ$´ Ã"#$Àque se trata de un solvente no polar, ya que los base pH 7-9 Á ´ÃQ@S9D96ÃQ6S8D6GÃÃÃ5ÃÃ"#% À ÃQ@S9D96ÃQ6S8D6GÃÃÃ5ÃÃ"#%agua por su naturaleza química requieren el empleode agentes químicos especiales como son los El análisis de agua es de suma importancia en la pre- "ƒÃDIU@SW6GPÃFT) "$&"$!!À9Ã"!%("!ÀWinhibidores de corrosión, alcalinizantes, secuestrantes paración de los fluidos empacantes, ya que el aguade gases, así como algunos bactericidas y dulce por su gran habilidad para disolver en granviscosificantes como complemento y cumplir su fun- número de compuestos inorgánicos si no se tiene un !ƒÃDIU@SW6GPÃFHFD) "%&"%"$ÃH9Ã""$"""&%ÃHWción como fluido empacante de manera eficiente. control estricto de los iones en solución, pueden vol-Se pueden clasificar en base aceite y base agua y ver a reaccionar formando precipitados insolubles ƒÃDIU@SW6GPÃFD) "%"& ÃH9Ã"# ""#"ÃHWson los siguientes: dentro del pozo con los consecuentes problemas en la recuperación de los aparejos de producción. En el N-80, 29 # "&!ÀBase Aceite: agua de origen natural encontramos una gran varie- a).- Emulsiones libres de sólidos, con densidad de dad de sólidos disueltos, así como sólidos en sus- 0.84 a 0.94 gr./cc. pensión, y a esto se debe: la turbidez, el olor, el color b).- Diesel o aceite estabilizado deshidratado con y el sabor, estas características dependen del lugar densidad de 0.84 gr/cc. de donde se tome el agua, por lo que en estos casos Ã#$$!À P-110, 18 # Ã#$&!À se debe utilizar un tratamiento previo a este tipo deBase Agua: agua para ser utilizada en la preparación de fluidos QUÃ2ÃÃ#$&$"À9ÃÃ#!ÀW QUÃ2ÃÃ#$&$"À9ÃÃ#!ÀW a).- Agua tratada densidad i.0 gr./cc. empacantes. Los sólidos disueltos y los sólidos en b).- Salmuera sódica, densidad 1.03 a 1.19 gr./cc. suspensión nos indican la cantidad de impurezas di- Figura 43 Estado mecánico de un pozo con anomalía en el espacio anular. c).- Salmuera cálcica, densidad de 1.20 a 1.39 gr./ sueltas en el agua y que son perjudiciales en el agua,48 117
  • 49. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos a) Con tubería de trabajo y además de aumentar su índice de turbidez. Las sales nes y cemento de alta resistencia a la compresión y/ molino cónico para tubería compuestas por las mezclas de bromuros y cloruros o tuberías de revestimiento de alta resistencia con de revestimiento de 9 5/8" no son comúnmente utilizables por su alto costo y espesor grueso. conformar la anomalía. elevada toxicidad, así como los problemas inheren- b) Con tubería de trabajo y za- tes a su manipulación en el campo, por lo que su Aunque existe la Tecnología para asegurar buenos pata para empacador 9 5/8", empleo como fluidos empacantes está restringido en disparos en la mayoría de los pozos, en muchas áreas moler sistema de anclaje de la actualidad, aunado a que las normas ecológicas regularmente se tiende a obtener disparos deficien- empacador. para estos tipos de fluidos son muy estrictas. tes principalmente por un desconocimiento de los c) Con pescante de agarre in- requerimientos para disparar óptimamente, el con- terno recuperar restos de Normalmente en la actualidad, el agua utilizada para trol inadecuado del claro, particularmente cuando empacador. la preparación en el campo de los fluidos empacantes se corren las pistolas a través de la tubería de pro- A) Tubería de revestimiento colapsada B) Corrección de anomalía con recementación . d) Con molino cónico para tu- es agua tratada de alguna de las baterías de la em- ducción y la practica generalizada de preferir realizar bería de revestimiento de 7" presa, la cual tiene que ser monitoreada para garan- los disparos en función de su precio en lugar de su conformar o rimar camisa tizar que cumple con los requerimientos de calidad y calidad. soltadora (C-2). sus propiedades físico-químicas son las optimas. e) Con tubería de trabajo y Tipos de Disparo niple efectuar viaje de limpie- IX. DISEÑO DE DISPAROS za hasta la profundidad in- Disparos de Bala terior. Durante la etapa de terminación de los pozos el dis- f) Meter y cementar prolonga- paro de producción es la fase más importante, ya Las pistolas de bala de 3 ½" de diámetro o mayores ción de tubería de revesti- que permite establecer comunicación de los fluidos se utilizan en formaciones con resistencia a la com- miento de 7" con una nueva entre el cuerpo productor y la tubería de revestimien- presión inferior a 6000 lb/pg2, los disparos con bala boca de tubería 50 m arriba to, ya que un disparo bien diseñado posibilitará el de 3 ¼" o tamaño mayor, pueden proporcionar una de la zona de riesgo. flujo de los hidrocarburos en forma eficiente. La ope- penetración mayor que muchas pistolas a chorro en C) Corrección de anomalía prolongando la tubería de revestimiento. g) Calibrar tubería de revesti- ración de disparo no es una técnica aislada, debien- formaciones con resistencia a la compresión inferior miento de acuerdo con el do prestarle atención particular en la selección del a 2000 lb/pg2. La velocidad de la bala en el cañón es Figura 42 Anomalía y corrección de tuberías de revestimiento. diámetro del empacador diámetro de la tubería de producción, ya que este aproximadamente de 3300 pies/seg. Y pierde veloci- que se va a instalar. condicionará el diámetro exterior de las pistolas y las dad y energía cuando el claro excede de 0.5 pg y laSolución: cuales tendrán mayor o menor penetración de acuer- pérdida en la penetración con un claro de 1 pg. Es NOTA: Según los requerimientos de producción se do a su diámetro. aproximadamente el 25% de la penetración con un1. Controlar el pozo regresando fluidos a formación podrá instalar un empacador de 7" a la profundidad claro de 0.5 pg y con un claro de 2 pg la pérdida es (si existe pérdida, obturar con un tapón de sal o del antiguo empacador o uno de 9 5/8" arriba de la El grado de la tubería de revestimiento, densidad del de 30%.. Las pistolas a bala pueden diseñarse para de carbonato de calcio pues se requerirá circular) nueva boca de tubería. disparo, tipo de formación, humedad y temperatu- disparar selectiva o simultáneamente.2. Instalar válvula de contrapresión tipo "H". ra, son algunos de los factores que pueden afectar el3. Probar hermeticidad del sello anular del colgador 2. Conformar y recementar la anomalía. resultado de los disparos. Disparos a Chorro de tubería.4. Desfogar presión del espacio anular. a) Con tubería de trabajo y molino cónico para tube- Teoría del Disparo El proceso de disparar a chorro consiste en que un5. Desmantelar medio árbol y conexiones superficia- ría de revestimiento de 9 5/8" conformar la ano- denotador eléctrico inicia una reacción en cadena les de control. malía. La investigación desarrollada por Exxon descubrió que detona sucesivamente el cordón explosivo, la6. Instalar y probar preventores. b) Efectuar recementación de anomalía con la trascendencia de él taponamiento de los disparos carga intensificada de alta velocidad y finalmente el7. Levantar aparejo de producción hasta desenchu- empacador recuperable o retenedor de cemento. con lodo ó con residuos de las cargas preformadas, explosivo principal, la alta presión generada por el far las unidades de sello de empacador. c) Con molino para tubería de revestimiento 9 5/8" disparar con una presión diferencial hacia el fondo explosivo origina el flujo del recubrimiento metálico8. Circular fluido de control en directo hasta llenar rebajar y probar la recementación con una pre- del pozo y el efecto de la resistencia a la compresión separando sus capas interna y externa. El incremen- pozo. sión del 60% de la resistencia a la presión interna de la formación sobre el tamaño del agujero de los to continuo de la presión sobre el recubrimiento pro-9. Recuperar aparejo de producción. de la tubería de revestimiento (este valor depen- disparos y su penetración. Este trabajo condujo al voca la expulsión de un haz o chorro de partículas derá de las condiciones de la tubería y del mismo desarrollo de cargas preformadas no obturantes; de finas, en forma de aguja, a una velocidad aproxima-Existen dos alternativas para reparar la anomalía: pozo). pistolas disparables a través de la tubería de produc- da de 20,000 pies/seg. con una presión estimada de d) Calibrar tubería de revestimiento con el diámetro ción y de la norma API RP-43 para evaluar los dispa- 5 millones de lb/pg2.1. Prolongar y cementar la tubería de revestimiento adecuado para correr el empacador de produc- ros bajo condiciones de flujo simuladas en el pozo. de 7" hasta cubrir la anomalía. ción 9 5/8". El desarrollo de pistolas a chorro efectivas, ha mejo- Debido a la sensibilidad del proceso de disparo a cho- rado la penetración cuando se presentan formacio- rro, por la casi perfecta secuencia de eventos que116 49
  • 50. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozossiguen al disparo del detonador hasta la formación para abrir ranuras o ventanas para comunicar el fon- Si es unidad marina está conformada por los siguien-del chorro, cualquier falla en el sistema puede cau- do del pozo con la formación. Para controlar la pro- tes módulos: Tubería Flexiblesar un funcionamiento deficiente, lo cual puede ge- ducción de arena en algunas áreas se emplea comonerar un tamaño irregular o inadecuado del agujero, procedimiento estándar la apertura de una ventana · Cabina de control.una pobre penetración o posiblemente ningún dis- en la tubería de revestimiento, el escariamiento y el · Carrete de tuberíaparo. Alguna de las causas del mal funcionamiento empacamiento con grava. · Unidad de potenciason: corriente o voltaje insuficiente al detonador; un · Inyector de tuberíadetonador defectuoso o de baja calidad; un cordón La evaluación del comportamiento de las pistolas, · Carretes de manguerasexplosivo aplastado o torcido; el explosivo principal antes de 1952 todas las evaluaciones de las pistolas · Sistema de prevenciónde baja calidad o pobremente empacado o el recu- se efectuaban escencialmente mediante pruebas en Cabeza Inyectorabrimiento colocado incorrectamente o sin hacer con- el fondo de los pozos, o en pruebas superficiales a La unidad se distribuye en la localización interconec-tacto efectivo con el explosivo. El agua o la hume- presión y temperatura atmosférica en tuberías de re- tando con mangueras el panel de control con el carre-dad en las pistolas, el cordón explosivo o las cargas, vestimiento cementadas dentro de tambores de ace- te, el inyector, los preventores y la unidad de potencia.pueden provocar un mal funcionamiento o una de- ro. Las pruebas comparativas en el fondo del pozo Lubricadortonación de baja orden. eran generalmente imprácticas, debido a la dificultad Se interconecta el carrete de tubería con el sistema en controlar las condiciones del pozo y del yacimien- de bombeo.Los disparos a chorro convencionales a través de to. Conexión Rápidatubería de revestimiento son las pistolas recupera- Sobre el medio árbol de válvulas del pozo se instalables con un tubo de acero, normalmente propor- Las pruebas superficiales a presión atmosférica pro- el preventor y sobre éste el inyector de tubería. Preventorescionan una penetración adecuada, sin dañar la porcionaban resultados erróneos por varias razones. Válvula de Sondeotubería de revestimiento. Existen pistolas a chorro El recubrimiento metálico fundido de las cargas Se mete la tubería flexible al inyector y baja a través delpara correrse a través de la tubería de producción, preformadas que tapona un disparo en el fondo del de los preventores, se prueba el sistema con 350 kg/ Árbol de válvulasincluyendo pistolas encapsuladas o sea las pozo tiende a salirse del disparo cuando éste se efec- cm2 y se procede a efectuar la operación.desintegrables o de rosario, pistolas con cargas túa a presión atmosférica. Las pruebas superficiales Figura 41 Inyector de tubería flexible instalado en ungiratorias, con cargas soportadas en alambre y con se efectuaban usando blancos preparados con are- Se baja la tubería flexible con circulación del fluido árbol de válvulas (Cortesía de Dowell-Schlumberger,cargadores tubulares y pistolas con cargadores de na y cemento, en lugar de utilizar núcleos de arenis- que se va a utilizar, removiendo y limpiando hasta modificada).pared delgada o desechable, la ventaja que pre- ca o carbonatos. También las pruebas superficiales dejar libre el aparejo de producción o el fondo del to se requiere reintegrarlo nuevamente en condicio-sentan es que su posibilidad de correrse y recupe- no simulan el flujo en el fondo del pozo a través de pozo a la profundidad deseada. nes óptimas de servicio.rarse a través de la tubería de producción y de los disparos. En 1952, la Compañía Exxon desarrollódispararse con una presión diferencial hacia el el 1er. Procedimiento de prueba confiable para simu- Los fluidos de regreso del pozo deberán estar Las anomalías en tuberías de revestimiento se pue-pozo. Las pistolas desechables o desintegrables lar los disparos a condiciones del fondo del pozo. direccionados al quemador. Se deberá evitar parar den determinar y localizar con registros eléctricos ocon cargador hueco de pared delgada, evitan el Este sistema inicialmente fue denominado "Método el bombeo pues se correría el riesgo de atrapamiento pruebas de presión con empacador y tubería de tra-resquebrajamiento de la tubería de revestimiento de Productividad para Probar Pistolas " o " Indice del por el asentamiento de las partículas desalojadas. bajo.y la mayor parte de los residuos que se dejan den- Flujo del Pozo", el programa de la prueba, diseñadotro de ella, también eliminan el problema del claro para simular las condiciones reales en el fondo del En caso de parafinas o incrustaciones se bajan he- Existen dos formas de resolver este problema:si la pistola es colocada apropiadamente, pero se pozo, incluye: rramientas cortadoras o de remoción, ya sea con lasacrifica algo de penetración. unidad de tubería flexible o con equipo de línea de a) Efectuar una recementación a la anomalía con un 1) El empleo de núcleos de la formación de diáme- acero, repasando varias veces las restricciones hasta empacador recuperable o un retenedor de cemen-Pistolas Hidráulicas. tro grande, acondicionados para contener las dejar libre el aparejo, ver figura 41. to, rebajando y finalmente probando hasta asegurar saturaciones de hidrocarburos y de agua intersticial que está obturado.Una acción cortante se obtiene lanzando a chorro específicas. Corrección de anomalías de tubería de revestimientoun fluido cargado de arena, a través de un orificio, b) Aislando la anomalía con una tubería de revesti-contra la tubería de revestimiento. La penetración se 2) La determinación de la permeabilidad efectiva de Las principales fallas observadas en las tuberías de miento cementada de menor diámetro, ver figura 42.reduce grandemente a medida que la presión en el la formación antes de disparar, después de disparar, revestimiento son desprendimiento, rotura o aplas-fondo del pozo aumenta de 0 a 300 lb/pg2. La pene- y simulando el flujo del pozo . tamiento (colapso). Las causas que las originan pue- Ejemplo 6:tración puede incrementarse apreciablemente adi- den ser fatiga o desgaste del acero, efectos de corro-cionando nitrógeno a la corriente del fluido. 3) El aislamiento de la formación del fondo del pozo sión o esfuerzos excesivos de la formación sobre la Supongamos que se requiere dar mantenimiento al por la tubería de revestimiento y un material tubería. pozo que se muestra en la figura 43, en el cual se haCortadores Mecánicos. cementante adecuado. determinado una anomalía a 3110 m y en donde se Este tipo de anomalías es de alto riesgo y pueden observa un represionamiento de 75 kg/cm2 en el es-Se han usado cuchillas y herramientas de molienda 4) El disparo de pistolas a través de la tubería de re- ocasionar la pérdida del pozo. Para su mantenimien- pació anular TR-TP.50 115
  • 51. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de PozosEl diseñador debe efectuar un análisis y una selec- asfálticas y parafínicas, presentes en mayor o menor vestimiento, el cemento y la formación, con diversos zonas específicas. Cuando están taponadas, o par-ción muy cuidadosa de los materiales del nuevo apa- proporción, que se depositan dentro de la tubería, fluidos en el pozo. cialmente obturadas, una o más zonas en un yaci-rejo o empacador para evitar que el problema se re- obturándola parcial o totalmente. miento estratificado, las pruebas de formación, laspita (materiales especiales con mayor resistencia a 5) El mantenimiento de la temperatura del yacimien- de producción y las mediciones del índice de pro-los esfuerzos, H2S, CO2, arena). d) Limpiezas de fondo del pozo to y de la presión en el fondo del pozo y el yacimien- ductividad, pueden proporcionar una evaluación to durante y después de disparar. errónea sobre el daño del pozo, su productividad, y Algunas formaciones, como las arenas consolidadas, su recuperación. producen junto con los hidrocarburos, pequeñas 6) La simulación del flujo hacia el pozo para limpiar partículas de arenas o sedimentos que por gravedad los disparos. Limpieza de los Disparos Taponados se depositan en el fondo del pozo y llegan a obstruir el intervalo abierto, generan tapones dentro de la 7) La evaluación de los resultados de la prueba. En arenas no consolidadas las herramientas de " tubería y disminuyen paulatinamente el flujo hasta sondeo instantáneo" y las lavadoras de disparos dejar de producir. Factores que Afectan los Resultados de los Disparos han sido usadas con éxito para limpiar los dispa- con Pistola ros en muchas áreas. Si los disparos en pozos ter- Una práctica muy común para la remoción y limpie- minados en arenas, no pueden limpiarse con he- za, tanto del aparejo como del fondo del pozo, es Taponamiento de los Disparos rramientas de "sondeo instantáneo" o lavadoras, utilizar la unidad de tubería flexible con bombeo de el siguiente paso consiste generalmente en abrir fluidos para acarreo, desincrustantes o limpiadores, El taponamiento de los disparos con residuos del re- cada disparo con aceite o agua limpia usando así como correr herramientas de limpieza a través cubrimiento metálico puede ser muy severo. Median- bolas selladoras. Este procedimiento ocasiona que del aparejo de producción te el empleo de recubrimientos cónicos elaborados el lodo sea desplazado dentro de las fracturas de con metal pulverizado, los residuos mayores han sido la formación. Normalmente estas fracturas se ce- eliminados en varias de las cargas especiales. Los rrarán poco después que la presión de residuos del recubrimiento también se forman, pero fracturamiento sea liberada. son acarreados al fondo del agujero en forma de par- tículas del tamaño de arena o más pequeñas. Las La acidificación de los pozos en areniscas general- pruebas superficiales a presión atmosférica, no son mente no permitirá limpiar todos los disparos confiables para evaluar este tipo de taponamiento taponados con lodo, a menor que cada disparo sea de los disparos, debido a que los residuos frecuente- aislado y fracturado, y el lodo desplazado dentro de mente son desviados de los disparos a la presión at- la fractura de la formación. mosférica. Los tapones del lodo son bastantes más fáciles de Los disparos tienden a llenarse con roca triturada de remover de los disparos en formaciones la formación, con sólidos de lodo, y residuos de las carbonatadas, debido a que al entrar en ácido en Figura 39 Aparejo de producción con comunicación, colapso y empacador dañado. cargas cuando se dispara en el lodo. Estos tapones unos cuantos disparos, generalmente disuelve una no son fácilmente removidos por el contraflujo. La cantidad de roca suficiente para abrir otros disparos.Existe también otro tipo de operaciones denomina- presencia de partículas compactas y trituradas de la Generalmente los pozos terminados en formacionesdas de mantenimiento menor en las que no se re- formación al derredor de los disparos reduce aún de caliza o dolomita se disparan en ácido, con unaquiere utilizar el equipo convencional de manteni- más la probabilidad de limpiar los disparos. Los lodos pequeña presión diferencial hacia la formación. Sinmiento. Pueden utilizarse otros equipos considera- Figura 40 Unidad de tubería flexible (cortesía de con alta densidad mezclados con sólidos pesados, embargo, los disparos en aceite o agua limpian, condos especiales como la tubería flexible, el generador Dowell-Schlumberger). provocan la formación de tapones densos en los dis- una presión diferencial hacia el pozo, son muy satis-de espuma, el generador de aceite caliente y la línea paros. factorios.de acero. Dichas operaciones pueden ser: La unidad terrestre de tubería flexible consta, princi- palmente de: La presión diferencial requerida para iniciar el flujo, Si una parte de la tubería de revestimiento disparadaLimpieza de pozo de la formación al pozo. Cuando se abren algunos está pobremente cementada, proporcionando comu- · Cabina de control disparos que requieren una presión diferencial baja, nicación vertical atrás de la tubería y entre las perfo-Limpieza de aparejo de producción o inyección: · Carrete de tubería el flujo a través de estos disparos dificultan la crea- raciones, las condiciones resultantes son similares a · Unidad de potencia ción de la mayor caída de presión requerida para las de una terminación en agujero abierto con tube-Se ha comprobado que los cambios de temperatu- · Inyector de tubería abrir más disparos. En formaciones estratificadas, ría ranurada. Si se presenta flujo de la formación,ra, presión, composición química del aceite y el con- · Sistema de prevención como las constituidas por secuencias de lutita y are- todos los disparos en la tubería de revestimiento,tacto con sustancias de bajo pH propician desequili- · Sistema de Izage na, un gran número de disparos permanecen generalmente se limpiarán. Sin embargo los dispa-brio y la consecuente precipitación de sustancias · Unidad transportadora taponados y pueden evitar que se drenen algunas ros en la formación podrán o no limpiarse.114 51
  • 52. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de PozosEl taponamiento de los disparos con parafina, nes del pozo, la productividad limpia, manteniendo empacador permanente de 7 5/8" a 3,500 m. 2950.40 - 491.50 = 2458.90 masfáltenos o incrustaciones, es un gran problema en una presión diferencial hacia el pozo al disparar y Profundidad de los mandriles de BN.muchas partes del mundo. Los tratamientos con sol- durante el período de limpieza. Instalación del 3er. mandril.ventes, generalmente removerán la parafina o los 1° Mandril 3 ½" (2.70 m) a 3,200 m 510.90asfáltenos. Si los disparos están obstruidos con Efecto de la Resistencia a la Compresión 2º Mandril 4 ½" (2.70 m) a 2,460 m 2458.90 -1948.00 = 510.90 m = 54.35 WUDPRVincrustaciones solubles o indisolubles en ácido, es 3° Mandril 4 ½" (2.70 m) a 1,948 m 9.40generalmente aconsejable redisparar y tratar con áci- La penetración y el tamaño de los disparos a chorro Se meterán 54 tramos 4 ½" más el mandril, quedan-do o con otros productos químicos. se reducen a medida que aumenta la resistencia a la La amplitud de diámetro de tubería 3 ½" - 4 ½" será a do la cima a: compresión de la tubería de revestimiento, del ce- 2,950 m. 2458.90 - 510.30 = 1948.60 mEfecto de la Presión Diferencial mento, y de la formación. La penetración de las pistolas a bala decrece severamente al aumentar la Tubería de producción rango 2 (9 a 10 m de longi- Longitud del 3er. mandril al colgador de tubería:Cuando se dispara en lodo, con una presión diferen- resistencia de la tubería de revestimiento, del cemen- tud) con un promedio de 9.40 m y 5 tramos con lon- El colgador de tubería mide .38 mcial hacia la formación, los disparos se llenan con to, y de la formación. gitudes cortas para ajuste. 1948.22 = 207.25 WUDPRVpartículas sólidas de lodo de la formación y residuos 9.40de las cargas. Los tapones del lodo son difíciles de Densidad de los Disparos a) Efectuar el análisis para seleccionar las tuberías de Se meterán 207 tramos más un tramo corto de 2.40remover, produciendo en algunos disparos un tapo- producción, determinando roscas, peso y grado de m y el colgador, quedando el tope localizador .97 mnamiento permanente y reduciendo la productividad La densidad de los disparos generalmente depende acuerdo con los esfuerzos, tipo de hidrocarburos y arriba del empacador y los mandriles .02 m arriba dedel pozo. del ritmo de producción requerido, la permeabilidad porcentaje de HS y CO2. las profundidades determinadas anteriormente. 2 de la formación, y la longitud del intervalo dispara-Aún cuando se dispare en fluidos limpios tales como do. Para pozos con alta producción de aceite y gas, b) Determinar la longitud de las unidades selladoras, Es muy importante supervisar que el apriete de ros-aceite o agua que tienen altos ritmos de filtrado, las la densidad de los disparos debe permitir el gasto de acuerdo con las operaciones futuras. Para el ejem- cas sea el adecuado y que los accesorios estén insta-partículas procedentes de las arcillas, residuos de las deseado con una caída de presión razonable. Gene- plo se meterán 4.80 m quedando .95 m arriba del lados correctamente.cargas, o de otro tipo, pueden originar algún tapo- ralmente son adecuados 4 disparos por pie de 0.5 empacador el tope localizador.namiento de los disparos y un daño profundo en la pg., siendo satisfactorio uno o dos disparos por pie Cambio de aparejo o empacador por comunica-formación. Las formaciones con permeabilidad de para la mayoría de los pozos con producción baja. c) Calcular el número de tramos de tubería 3 ½" a ción o daño.250 md o mayores, permiten que las partículas de En los pozos que serán fracturados, los disparos se meter después de las unidades selladoras (leer la lon-tamaño de las arcillas se desplacen hacia los poros planean para permitir la comunicación con todas las gitud de cada tramo en la bitácora de operaciones). Debido a las características de flujo de los hidrocar-de la formación o por las fracturas. zonas deseadas. Para operaciones de consolidación buros y de los sólidos que arrastran a los mismos de arenas, generalmente se prefieren 4 disparos por 3500-1.30=3498.70 m 298.7 mts. = 31.77 tramos hidrocarburos o a los fluidos de inyección, el apare- 9.40 mts.En formaciones carbonatadas es frecuentemente pie de diámetro grande. Para terminaciones con em- jo, el empacador y sus accesorios se deterioran porposible obtener altas productividades de los pozos y paque de grava se prefieren de 4 a 8 disparos por pie 3,498.70 - 3,200 = 298.7 m corrosión o desgaste y provocan así comunicaciónbajas presiones de fracturamiento de los disparos de 0.75 pg. de diámetro o mayores. al espacio anular.cuando se dispara en HCL o ácido con una presión Se considera introducir 32 tramos, con lo cual sediferencial pequeña hacia la formación. Debido al bajo Los disparos de 4 o más cargas por pie en tuberías tendría 1.78 m de defasamiento (0.19x9.4=1.78 m) Si la comunicación se da en el aparejo de produc-ritmo de reacción del ácido acético con las forma- de revestimiento de diámetro pequeño y de baja re- hacia arriba, lo cual no afecta el desempeño de la ción o en las unidades selladoras el problema se re-ciones calizas, es generalmente conveniente dejar el sistencia, con pistolas con cargas expuestas, pueden válvula de inyección de gas. suelve cambiando el aparejo.ácido acético, frente a los disparos por unas 12 ho- agrietar la tubería de revestimiento. También el ce-ras después de disparar. No debe permitirse que par- mento puede fracturarse severamente, siendo nece- Cima del 1er. mandril 3198.25 - 2.70 = 3195.55m. En otras ocasiones, el aparejo se colapsa por dife-tículas sólidas de lodo penetren en los disparos sario efectuar cementaciones forzadas para contro- Longitud de tubería 3 ½" al enlace 4 ½". rentes causas. De cualquier modo, el flujo se restrin-acidificados. lar la producción indeseable de agua o gas. Los coples ge o no se pueden correr herramientas para toma de las tuberías de revestimiento de alta resistencia 3,195.55 - 2950 = 245.55 m de información y así se hace necesario recuperar elCuando los disparos se efectúan con una presión pueden dañarse al efectuar múltiples disparos sobre aparejo para restablecer las condiciones originales.diferencial hacia el pozo y con fluidos limpios, se ellos. Se meterán 26 tramos 3 ½", quedando la cima delayuda a obtener una buena limpieza de los disparos. enlace 3 ½" - 4 ½" de .75 m a 2,950.40 m: Si la comunicación es en el empacador, se puedeEste es el método preferido de disparar formaciones Costo eliminar por molienda y pesca, cuando es perma-de arenisca y carbonatadas. Colocación del 2° mandril. nente, o sacar con el aparejo cuando es recupera- El precio de los disparos varía; sin embargo, general- ble. Posteriormente se coloca otro, cambiando un 490.40Efecto de Usar Fluidos Limpios mente los costos son inferiores cuando se usan bajas 2950.40 - 2460 = 490.40 m = 52.17 WUDPRV poco la profundidad de anclaje, debido a que la densidades de disparo. El empleo de pistolas selecti- 9.40 tubería de revestimiento en ese punto tiene mar-Si una pistola en lo particular proporciona un tama- vas puede ahorrar un tiempo apreciable en las inter- Se instalarán 52 tramos 4 ½" más el mandril, que- cas de cuñas del antiguo empacador o efectos deño y penetración adecuadas bajo ciertas condicio- venciones en que se tienen zonas productoras sepa- dando la cima a: la molienda.52 113
  • 53. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozostrico, protector del motor, cable sumergible, gada dentro de éste, que aumenta la velocidad de radas por intervalos no productores. El empleo de debido a la alta temperatura, ya que las cargasseparador de gas). A continuación se mencionan cada flujo en los hidrocarburos por la reducción de área pistolas que se corren a través de la tubería de pro- preformadas se fundirán o quemarán sin deto-uno de sus componentes: efectiva. Una ejemplificación de dicho sistema se ducción puede frecuentemente permitir el ahorro de nar, a menos que sean disparadas con el deto- muestra en la figura 38. tiempo si la tubería de producción está abierta en su nador de la pistola.El transformador proporcionará el voltaje requerido extremo y situada arriba de las zonas que serán dis-por el motor, mientras que el tablero controlará que paradas. En los pozos nuevos la tubería de produc- Para pozos con temperaturas muy altas puede nono exista variación en el voltaje en la corriente eléc- ción puede colocarse, en unas cuantas horas des- existir otra alternativa que correr el paquete comple-trica que será conducida por el cable. pués de cementar el pozo. A continuación pueden to para disparar a alta temperatura. Este incluye el efectuarse los disparos a través de la tubería de pro- detonador, el cordón explosivo, y la carga principal.Los accesorios subsuperficiales forman parte del apa- ducción sin tener un equipo en el pozo. En esta for- Como se indicó con anterioridad, el detonador es elrejo. El cable conduce la energía que acciona el motor ma no se carga tiempo por equipo en la terminación elemento principal del sistema. A menos que el deto- 150.0 mde la bomba centrífuga que a su vez envía el liquido 30" de pozo. nador sea accionado, la carga preformada no seráa la superficie. El gas libre afecta a la bomba por lo disparada.que se requiere instalar un separador de fondo. Limitación de presión y temperatura Control del Pozo Existen especificaciones sobre las presiones y tem- peraturas de operación para todas las pistolas. Las Los pozos productores de aceite con baja presión 8 6 7@a 6 G T6SU 6Ã9@ÃUAà à !´ presiones en el fondo del pozo pueden limitar el uso pueden ser disparados, con aceite o agua dentro de de algunas pistolas con cargas expuestas. Sin em- la tubería de revestimiento, con poco control super- bargo, pocos pozos son disparados, cuando la pre- ficial, siendo suficiente un prensaestopa tipo limpia- 8 6 7 G @ Ã9 @ ÃQ P 9 @ S sión es un problema, con pistolas convencionales dor. Sin embargo, es siempre conveniente usar un 550.00 m con cargadores de tubo. preventor de cable. Los pozos productores de aceite 16" con presión normal, pueden ser disparados, con acei- 7P H 76 Como regla general, las cargas para alta temperatu- te o agua en el agujero, con pistolas a través de la ra no deben emplearse en pozos con temperatura tubería de producción, usando instalaciones de con- del orden de 300-400° F Esta recomendación está ba- . trol convencionales a boca del pozo y un sada en lo siguiente: (1) la mayoría de las cargas para prensaestopa ajustable tipo espiral. alta temperatura proporcionan poca penetración; (2) 7ÃGÃÃ&Ã$´ (!#" € el explosivo de alta temperatura es poco sensible, En todos los pozos productores de gas deberá usar- originando mayores fallas en los disparos; (3) las car- se un lubricador con sello de grasa, así como en to- gas para alta temperatura son más costosas, y (4) dos los pozos en que se prevea una presión superfi- $$ € QS P U @ 8 U P S 10 3/4” existen pocas cargas para seleccionar. cial mayor de 1,000 lb/pg2. @HQ6869PSà Q@SH6I@IU@Ã& $´ " ("à " ($!"À Cuando se opera cerca del límite superior con car- Daño en el Cemento y la Tubería de Revestimiento. 7ÃGÃÃ$´ gas para baja temperatura pueden seguirse estas re- Las pistolas con cargador de tubo absorben la ener- " ((%#À "#$À H P UP S 7 5/8” comendaciones: gía no empleada al detonar las cargas. Esto evita el agrietamiento de la tubería de revestimiento y elimi- 1.- Pueden circularse en los pozos fluidos con baja na virtualmente que el cemento se desquebraje. Con DIU@SW6GPÃQSP9V8UPS) "##$ "(" à "#& à " ÃH # 9 ÃH W temperatura para reducir la temperatura en el el uso de las pistolas a bala convencionales no se fondo del pozo. Este procedimiento es especial- dañan mucho las tuberías de revestimiento. Al dis- 7UQFT "$$("! € P.I. 5” "$( € mente aplicable, para pistolas que se corren a parar con un claro igual a cero se tiende a eliminar P.T. =3600 M.D. ( 3222.0 M.V.) través de la tubería de producción, inmediata- las asperesas dentro de la tubería de revestimiento. mente después de suspender la circulación del Las pistolas a chorro con cargas expuestas, como Figura 38 Sarta de velocidad con tubería flexible de 1 fluido. las de tipo encapsuladas o en tiras, pueden causar la Figura 37 Aparejo de bombeo electrocentrífugo. 1/2". deformación, fracturamíento y ruptura de la tubería 2.- Cuando existe alguna duda con relación a sí se de revestimiento, así como un notable agrietamientoAparejo para pozos con sarta de velocidad Ejemplo 5: alcanzará la temperatura límite de la pistola an- del cemento. La cantidad de explosivo, el grado de tes de que ésta dispare, puede emplearse deto- adherencia de la tubería de revestimiento con el ce-Su función es reducir el área efectiva de flujo del Se requiere reacondicionar un aparejo de produc- nadores para alta temperatura en las pistolas que mento, la densidad de los disparos, el diámetro de lapozo sin necesidad de recuperar el aparejo de pro- ción fluyente 4 ½" a bombeo neumático de 4 ½" - 3 contienen cargas para baja temperatura. De esta tubería de revestimiento y la "masa-resistencia" de laducción fluyente. Se coloca una tubería flexible col- ½" con 3 mandriles, en un pozo donde se tiene un manera se evitarán los disparos accidentales tubería de revestimiento, son factores que afectan el112 53
  • 54. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozosagrietamiento de las tuberías de revestimiento expues- Medición de la Profundidad Aparejos para pozos de bombeo neumático Aparejos para pozos de bombeo mecánicotas a disparos con cargas a chorro. La "masa-resis-tencia" de la tubería de revestimiento ha sido defini- El método aceptado para asegurar un control preci- Es un diseño artificial de producción, empleado en Básicamente, consiste en instalar en el fondo de lada como el producto del peso unitario y su resisten- so en la profundidad de los disparos consiste en co- pozos donde la presión del yacimiento no es sufi- tubería de producción una bomba que succiona acei-cia hasta el punto de cedencia. rrer un localizador de coples con las pistolas, y medir ciente para elevar y hacer llegar los hidrocarburos a te debido al movimiento reciprocante de un émbolo, la profundidad de los coples que han sido localiza- la superficie. Está basado en la energía suministrada generado desde la superficie a través de una sartaNecesidad de Controlar el claro de las Pistolas dos, respecto a las formaciones, usando registros por un gas a través del espacio anular hacia el inte- de varillas metálicas, por una viga oscilante (balan- radiactivos. Algunos marcadores radiactivos pueden rior de la tubería mediante una válvula de inyección, cín) accionada por un motor o unidades superficia-Un claro excesivo con cualquier pistola a chorro instalarse dentro de las cargas preformadas seleccio- que es la fuerza principal para elevar al aceite. Estos les actuadas hidráulica o neumáticamente. La figurapuede ocasionar una penetración inadecuada, un nadas, para ayudar a localizar la profundidad exacta aparejos se componen, básicamente, de los mismos 36 ejemplifica el tipo de aparejo mencionado.agujero de tamaño inadecuado, y en forma irre- de los disparos. Los registros de detección de coples accesorios que los de producción fluyentes, con lagular de los agujeros. Las pistolas a bala deberán pueden mostrar la posición de disparos recientes o diferencia de que se les instalan válvulas de inyec-generalmente dispararse con un claro de 0.5 pg, anteriores hechos con cargas expuestas, tales como ción de gas, distribuidas estratégicamente en la tu-para evitar una pérdida apreciable en la penetra- las usadas en pistolas con cargas encapsuladas. En bería de producción. La figura 35 ejemplifica un es-ción. Generalmente las pistolas a chorro conven- este caso el registro señalará las deformaciones en la tado mecánico de un pozo con aparejo de bombeo @RVDQPÃTVQ@SAD8D6GÃcionales de diámetro grande, presentan poco pro- tubería de revestimiento ocasionadas por la detona- neumático. 9@Ã7PH7@PÃblema, excepto cuando se disparan en tuberías de ción de las cargas expuestas.revestimiento de 9 5/8 pg. ó mayores. W6SDGG6ÃQVGD96Ã Disparos OrientadosEl control del claro puede lograrse a través de Los disparos orientados se requieren cuando se usanexpansores de resorte, magnetos, y otros proce- varias sartas de tuberías de revestimiento, o en termi-dimientos. Dos magnetos, uno localizado en la naciones múltiples en las que se dispara a través departe superior y el otro en el fondo de las pistolas la tubería de producción, cuando están juntas tube-que se corren a través de la tubería de produc- rías de producción. UV7@SË6Ã9@Ãción, se necesitan generalmente, para aumentar QSP9V88DÏIÃla probabilidad de obtener un claro adecuado. Se dispone de dispositivos mecánicos, radiactivos, yDependiendo del diseño de las pistolas y las car- electromagnéticos, para orientar las pistolas. Cuan-gas, generalmente se obtiene una máxima pene- do se usan pistolas orientadas en terminaciones múl-tración y tamaño de agujero con claros de 0 a ½ tiples, a través de las tuberías de producción, se de-pg., cuando se usan pistolas a chorro. Con algu- ben de usar siempre pistolas con cargadores tubularesnas pistolas de cargador tubular, se han observa- de pared delgada. Las pistolas con cargas EMBOLOdo cambio notables en el tamaño de los disparos encapsuladas pueden provocar el colapso de alguna EXTENSIÓN CILINDROal aumentar el claro de 0 a 2 pg. En algunos casos tubería de producción adyacente. i V álvulas de Inyecciónla centralización de las pistolas produce agujeros NIPLE ASIENTO EXTENSIÓNde tamaño más consistente y satisfactorio. Cuan- Para evitar disparar las sartas de tuberías de revesti- ANCLA MECÁNICAdo los claros son mayores de 2 pg., es general- miento adyacentes, cementadas en el mismo aguje- ANCLA DE GASmente conveniente descentralizar y orientar la di- ro, la práctica más usual consiste en correr una fuen-rección de los disparos de las pistolas. te radioactiva y un detector sobre el mismo cable eléc- trico de las pistolas, y a continuación girar las pisto- s E m pacador SuperiorLa centralización de las pistolas no es recomendable las para evitar perforar las tuberías de revestimientopara las pistolas a chorro que se corren a través de adyacentes. Si existe alguna duda en la interpreta- Figura 36 Estado mecánico para un pozo terminadola tubería de producción, ya que éstas están general- ción se correrá una marca radioactiva en la tubería con aparejo de bombeo mecánicomente diseñadas para dispararse con un claro igual de revestimiento adyacentes para ayudar a localizar i E m pacador Inferiora cero. Las pistolas con cargas a chorro giratorias estas sartas. Aparejo para pozos con bombeo electrocentrífugopueden generalmente aliviar el problema del clarocuando se corren a través de las tuberías de produc- Penetración contra tamaño del agujero Este sistema se aplica cuando la energía del yacimien-ción. Sin embargo, se pueden tener residuos y pro- to no logra enviar los hidrocarburos a la superficie yblemas mecánicos bastantes severos. Al diseñar cualquier carga preformada puede queda en el interior del pozo. Consiste en extraer los hidrocarburos mediante el equipo eléctrico superfi- Figura 35 Estado mecánico de un pozo termina- cial (transformador, tablero de control, cable superfi- do con aparejos de bombeo neumático. cial) y subsuperficial (bomba centrífuga, motor eléc54 111
  • 55. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozosmos de tubería y accesorios para realizar el ajuste El diseño de este tipo de aparejo está sujeto a las obtenerse una mayor penetración sacrificando el Diámetro de la adecuado. Para lo anterior cada tubo deberá mos- condiciones de flujo de los intervalos productores, tamaño del agujero. Debido a que una máxima pe- Zona dañada trar con pintura un número consecutivo y su lon- así como a los programas futuros de explotación del netración parece ser más importante, con fundamen- gitud: del primero al último tramo. pozo. La figura 34 muestra un estado mecánico tipo, to en los cálculos teóricos de flujo, se han solicitado Diámetro del para pozos costa afuera en donde se requiere, ade- frecuentemente a la industria petrolera, y se han re- pozo3) Deberá realizar el ajuste de tubería, tomando como más, utilizar una válvula de control de presión cibido a menudo, cargas de mayor penetración sa- referencia la profundidad de anclaje del empacador. subsuperficial. crificando el tamaño del agujero. Cuando se perfo- De este modo sabremos cuántos tramos de tube- ran tuberías de revestimiento de alta resistencia y de ría se deben introducir para dejar los accesorios a pared gruesa, o formaciones densas de alta resisten- las profundidades solicitadas. cia, probablemente se requiera una penetración Diámetro de la máxima aún cuando el tamaño del agujero sea redu- ZonaReacondicionamiento de aparejos cido hasta 0.4 pg. compactadaEn la explotación de los yacimientos, ya sea por ener- Sin embargo, en situaciones normales, debido a la Diámetro de lagía propia o con el auxilio de sistemas artificiales, la dificultad en remover el lodo, los residuos de las car-optimización en la recuperación de los hidrocarbu- 16" 500 m gas, la arena y las partículas calcáreas de un disparo Perforaciónros es un factor importante. Por esta razón se debe de diámetro y la formación, deberá normalmenteponer atención al diseño y mantenimiento de los tener un diámetro mínimo de entrada de 0.5 pg., con Espaciamiento deaparejos de producción. un agujero liso y de tamaño uniforme de máxima los agujeros penetración. (Depende de laEl aparejo de producción es el conjunto de acce- densidad cargas)sorios y tuberías que se introducen al pozo para Planeación del sistema de disparoque los hidrocarburos producidos por los interva-los abiertos fluyan a la superficie de manera con- Al planear un trabajo de disparos se deben conside-trolada. 10 3/4" 2800m rar, el estado mecánico del pozo, el tipo de forma- ción y las condiciones de presión esperadas despuésExisten diferentes tipos de aparejos de producción, del disparo.entre los más usuales podemos mencionar: Factores importantes en el comportamiento de un Emp. int · Fluyentes 413-08 sistema de disparos son densidad de cargas, pene- · Inyectores B.L. 5" tración, fase y diámetro de agujero, estos son cono- · De bombeo neumático 3929.62m cidos como factores geométricos (figura3). 7 5/8" Angulo de fase = · De bombeo mecánico · De bombeo electrocentrífugo El estado mecánico del pozo determinara el diáme- Figura 3 Ejemplificación de los factores · Sartas de velocidad tro máximo de pistolas, la forma de conllevar las mis- geométricos en el sistema de disparos. · Émbolo viajero MK 4050-4017 m 4061m mas hasta la formación productora (Cable, Tubería Flexible, Tubería de Producción, etc.). de pruebas en superficie, de la siguiente manera: MK 4070m MK 4080mDebido a las condiciones o requerimientos de 4150-4105m (0.086 (& −& ))optimización de la producción, el reacondiciona- T.R. 5" 4236 m Las características de la formación tales como; Pro- 3HQ = 3HQsup * H U Imiento de aparejos es una de las operaciones más fundidad, Litología, Parámetros de Formación (Den-comunes en el mantenimiento de pozos. Figura 34 Estado mecánico de un pozo costa afuera sidad, Resistencia Compresiva, Esfuerzo Efectivo, Donde: con aparejo de producción fluyente Permeabilidad, Porosidad, etc.) dan indicio del com- Pen = PenetraciónAparejos para pozos fluyentes portamiento de la pistola en el pozo. Pensup = Penetración en superficie, Carta API Aparejos para pozos inyectores RP-43.Se componen, principalmente, de un empacador Desempeño de las cargas Cr = Compresibilidad en superficie a laspermanente o recuperable, una válvula de circu- Su distribución mecánica es semejante a los condiciones de la prueba, (Kpsi).lación y la tubería de producción. Se emplean en fluyentes. Constituyen el medio para hacer llegar los La penetración de las pistolas disminuye al aumentar Cf = Compresibilidad de la formación dela etapa inicial del pozo, cuando los yacimientos fluidos de inyección de la superficie al yacimiento. el esfuerzo de sobrecarga y la resistencia compresiva interés. (Kpsi)tienen la energía suficiente para elevar los hidro- Se emplean para mantener la energía del yacimiento de la formación. Un método para su calculo fue pro-carburos a la superficie y hacerlos llegar a la bate- e incrementar el factor de recuperación de hidrocar- puesto por Thompson en 1962, el cual relaciona la Las condiciones esperadas en el pozo posterior alría. buros. resistencia compresiva, con los resultados obtenidos disparo, dan la pauta para decidir la forma en la cual110 55
  • 56. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozosse llevara a cabo el disparo (condiciones Bajo Balan- do empleado en la terminación. Valores recomenda- productiva. En este caso se colocan varios tapones · Estimulacionesce o Sobre Balance), las cuales estan influenciadas dos de presión diferencial, tanto para pozos de gas con longitudes de 150 a 200 m. Normalmente, el pri- · Fracturamientospor los fluidos en los poros, presión de poro y la como de aceite son calculados mediante siguientes mero de ellos se coloca arriba del último intervalo · Induccionespresión hidrostática ejercida por los fluidos de termi- correlaciones empíricas: disparado; otro, a la profundidad media del pozo: · Mantenimiento a conexiones superficialesnación. 200 m debajo de la superficie del pozo. En ocasiones Para pozos de gas: se disparan las tuberías de revestimiento superficia- XVIII. REQUERIMIENTOS PARA LA PROGRAMA-En una terminación sobrebalanceada, la presión de les y se circula el cemento hasta observar salir a la CIÓN Y DISEÑO DEL REACONDICIONAMIENTO DE 3500formación es menor que la hidrostática en el pozo, 3GLI = superficie. Lo anterior para garantizar que el pozo, APAREJOS DE PRODUCCIÓNesta, diferencia puede ocasionar que los agujeros se . 0.37 en todos sus espacios anulares, quede hermética-taponen con residuos de las cargas, al momento del mente sellado. Finalmente se recuperan las conexio- La programación en las operaciones de mantenimien-disparo. Por otro lado, en una terminación bajo ba- Para Pozos de aceite: nes superficiales como cabezales de producción y to de aparejos de producción requiere de informa-lanceada la presión de formación es mayor que la se coloca una placa con los datos del pozo (nombre, ción básica del pozo, tales como: tipo y característi-hidrostática ejercida por la columna de fluidos en el 2500 profundidad, equipo que intervino, fecha del tapo- cas de aparejo de producción (fluyente, bombeopozo, en este caso los residuos de las cargas y la 3GLI = namiento, etcétera). neumático, etc.; diámetros y longitudes de tubería, . 0.17zona comprimida por el disparo pueden ser expulsa- así como profundidad del empacador, diámetros ydos del agujero. La figura 4 ejemplifica estos efectos. La segunda razón se da en pozos exploratorios de profundidades de las válvulas de inyección. Donde : manera intencional cuando resultan secos o con Carcaza Casing Cemento Arenisca Pdif= Presión diferencial en lbs/pg2 pobre impregnación de hidrocarburo. En este caso, Con los datos anteriores, y con las características de Berea K.- Permeabilidad de la formación en md. la diferencia es que, además, se trata de recuperar la los hidrocarburos y las condiciones del pozo, el in- Liner ANTES DEL mayor cantidad de tubería de revestimiento. La colo- geniero de diseño deberá efectuar un análisis de los Influencia de los factores geométricos sobre la rela- cación de los tapones y selección de la profundidad esfuerzos a los cuales estará sometido el aparejo de DISPAROPrimer Explosivo principal ción de productividad de los mismos es similar a las mencionadas anterior- producción, para determinar así los tipos de rosca, Jet mente. peso, grado y tipo de tubería, así como los acceso- DURANTE LA PERFORACION Para evaluar el potencial productivo de un pozo se rios que se van a utilizar. Se deben tomar en cuenta, 2 2 Arenisca utiliza el índice de productividad, el objetivo es deter- A veces, durante las intervenciones de reparación además, los porcentajes producidos de HS y CO. ([SORVLyQ comprimida minar la capacidad de flujo del pozo se obtiene al suceden accidentes mecánicos que hacen incosteable dividir el gasto promedio entre la diferencial de pre- continuar con la reparación y entonces es necesario El análisis de esfuerzos debe contemplar operaciones Arenisca sin daño sión existente en el pozo y la formación, esto es: taponar los pozos. futuras, como estimulación, limpiezas o inducción, puesDESPUES DEL DISPARO PERFORACION SUCIA éstas generan elongación y contracción en el aparejo. 4ANTES DE FLUIR (T APONADA) Reparación menor Por ejemplo, para pozos con empacador permanente, -= se debe calcular la longitud óptima de las unidades ∆3 Residuos Es aquella intervención cuyo objetivo es corregir fa- selladoras para evitar la comunicación del aparejo du- Donde llas en el estado mecánico del pozo y restaurar u rante una estimulación o inducción por los movimien- Q.- es el gasto de flujo estabilizado. optimizar las condiciones de flujo del yacimiento, pero tos de la tubería; cuando el pozo esté en producción,DESPUES DE FLUIR PERFORACION LIMPIA Zona comprimida ∆3. −es el diferencial de presión. sin modificar sustancial y definitivamente la situación la elongación no debe generar un peso tal sobre el de la zona productora o de inyección; puede reali- empacador que dañe la tubería. 96fPÃ6ÃG6ÃAPSH68DPIÃ9@7D9PÃ6G QSP8@TPÃ9@ÃQ@SAPS68DPI El índice de productividad será máximo cuando la zarse con equipo de mantenimiento convencional o diferencial de presión tienda a cero, esto solo sucede especial. Consideraciones para el desarrollo de un programa Figura 4 Daño a la formación causado por en pozos terminados en agujero descubierto y que de mantenimiento de pozos el disparo. no tienen efectos de daño a la formación, por el flui- A continuación se enumeran las operaciones más do de perforación. comunes de mantenimiento menor a pozos: 1) El programa de intervención deberá considerarEn general, se recomienda disparar en condiciones todas las posibles desviaciones que pueda sufrirbajo balance debido a la limpieza generada en los Los factores geométricos tienen un marcado efecto · Reacondicionamiento de aparejos de producción o en su desarrollo el programa, hasta lograr el obje-agujeros. Sin embargo, usar presiones diferenciales sobre el índice de productividad, estos son evalua- inyección tivo. Por ejemplo, si al desenchufar las unidadesmuy altas es inadecuado, debido a que se provoca dos mediante la Relación de Productividad (RP), la · Cambio de aparejo o empacador por comunica- selladoras, o desanclar el empacador, las unida-arenamiento o aportación de finos de la formación cual se define como la producción de una zona ción o daño des no despegan, qué alternativas se pueden em-que impedirían el flujo de fluidos hacia el pozo. entubada y disparada, dividida entre la obtenida en · Limpieza de pozo: plear (vibración de tuberías, corte químico, corte esa misma zona en agujero abierto. Esto es: - Aparejo de producción o inyección térmico, etcétera.La magnitud de la presión diferencial, para disparar - Fondo del pozoen condiciones bajo balance, depende básicamente PrRG. _ ]RQD_ GLVSDUDGD · Corrección de anomalías de tuberías de revesti- 2) En el proceso de introducción del aparejo se re- 53 =de la permeabilidad de la formación y el tipo de flui- PrRG. _ ]RQD_ HQ_ DJXMHUR DELHUWR _ miento quiere efectuar una medición precisa de los tra56 109
  • 57. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozosmantenimiento convencional, tales como registros SÓNICO DIGITAL/RG= Sónico digital/rayos gamma RP= Relación de productividades. Existen otros factores que no dependen del sistemageofísicos de correlación de pozos vecinos, históri- DLL/RG= doble laterlog/rayos gamma de disparo y que también tienen un marcado efectoco de barrenas, ritmos de penetración, etcétera. SP/RG= potencial espontáneo/rayos gamma El efecto de la penetración y la densidad de las car- sobre la RP como son; el daño a la formación por el , FDC-CNL/RG= registro sónico de densidad-registro gas es mas pronunciado en la vecindad del pozo, filtrado de fluidos de perforación, por compactaciónLos registros geofísicos son fundamentales para el de neutrón compensado/rayos gamma mientras que a medida que se aleja su tendencia es de la zona disparada etc.cálculo de los gradientes de presión de poro y frac- FMI/ RG= registro de imágenes/rayos gamma menor. La figura 5 muestra el efecto de la penetra-tura. Estos dan la pauta para la selección adecuada ción y densidad de cargas sobre la RP Como ejem- . Ejemplo:la densidad del lodo, con lo que se evitan problemas f) Armar el liner con la tubería de revestimiento has- plo, para un RP de 1.0, y una densidad de cargas dedurante la profundización; al mismo tiempo, los ta la profundidad perforada, la cual podría tener 3 c/m, se requieren 16 pg de penetración, mientras Se desea disparar el intervalo 3015- 3075, en una for-gradientes de presión se emplean para diseñar la tu- la siguiente distribución: zapata flotadora c/doble con 13 c/m se requieren 6 pg de penetración. mación de caliza con una permeabilidad de 4 md, elbería de revestimiento que se va a emplear en esta válvula, un tramo de T.R, cople flotador un tramo análisis del registro Sónico Dipolar proporciona unaetapa del pozo. de T.R, cople de retención, la cantidad de tramos resistencia compresiva de 12,400 psi, el fluido espe- de T.R. requeridos, conjunto colgador, tubería de rado es gas y condensado, con una presión del yaci- PRIM EROS ESTUDIOS 13 C/M - 90 FASE 26 C/MPor otro lado, el histórico de barrenas y los ritmos de perforación. 1.2 13 C/M miento de 4000 psi, la profundidad interior del pozopenetración sirven para hacer una buena selección es de 3,100m, se planean utilizar pistolas de 2 1/8 pg,de al comparar su comportamiento en formaciones g) Probar el equipo de flotación una vez armado el 9 1.1 de diámetro, las cuales en pruebas API RP 43, tienensimilares. Así se reduce el número de viajes para cam- líner. Esto es, bombear por el interior de la tubería una penetración de 18 pg, en cemento con resisten- 6 9 3 C/M D 6 C/Mbio de barrena y, por lo tanto, se puede calcular con un fluido de menor densidad, con el objetivo de cia compresiva de 5000 psi, El fluido de terminación W D U 1.0mayor precisión el tiempo requerido para perforar el crear una diferencial entre la columna hidrostática 8 V es agua. a) ¿Cuál será la penetración de la pistola 9intervalo que se va a profundizar. del interior de la tubería y el espacio anular. El equi- P S 0.9 para la formación de interés?, b) ¿Cuál deberá ser la po de flotación trabajará adecuadamente en la me- Q à @ presión diferencial requerida para disparar en condi-Cuando se tiene un pozo con intervalos abiertos, y dida que impida el flujo del espacio anular hacia el ciones bajo balance?. 9 o à I 90 Fasese desea efectuar una profundización, es necesario interior de la tubería de perforación (TP). 0.8 P D 8 diametro 0.5 "obturar todos los intervalos y probarlos hidráulica- 6 G @ sin zona dañada Solución:mente de manera que se garantice la hermeticidad h) Introducir el liner hasta la profundidad programada S 0.7del pozo antes de efectuar la profundización. de acuerdo con los procedimientos establecidos. Aplicando la ecuación y sustituyendo valores se tie- ne: 0 3 6 9 12 15 18 21Procedimiento operativo i) Efectuar el ajuste de tubería. Se recomienda dejar la zapata +/- 1 m arriba del fondo perforado cir- QSPAVI9D969Ã9@ÃQ@I@US68DPIÃÃQVGBà 3HQ = 18 * H ( 0.086*(5−12.4))= 9.53 pga) Con un molino del diámetro adecuado, se debe cular para homogenizar las condiciones reológicas Figura 5 Efecto de la penetración y densidad de reconocer hasta la profundidad interior del pozo del lodo a la entrada y salida. disparo sobre la relación de productividades. Aplicando la ecuación para pozos de gas, la presión y rebajar los accesorios de la tubería de revesti- diferencial requerida para disparar en condiciones miento (zapata guía, cople de retención etcétera). j) Instalar cabeza de cementar y anclar el conjunto La fase angular entre perforaciones sucesivas, es un de bajo balance es: colgador de T.R. de acuerdo con los procedimien- factor importante en la RP la figura 6, muestra una ,b) Efectuar viaje de limpieza con canastas chatarreras tos de operación. reducción del 10 al 12%, en la RP para sistemas de 0 , 3500 y tubería de trabajo; circular en el fondo del pozo a 90°, con una misma penetración. 3GLI = = 2095 psi el tiempo necesario para evitar que la barrena su- k) Efectuar una junta de seguridad entre el personal 1.5 4 0.37 fra daños durante su operación, si es necesario, involucrado en la operación para asignar tareas considerar correr baches viscosos específicas para evitar incidentes que puedan po- 1.4 La profundidad del pozo es 3000 m, el pozo será ter- ner en riesgo el éxito de la operación. minado con agua dulce por lo que la hidrostática 9 6 9 1.3c) Armar sarta de perforación de acuerdo con los ejercida al nivel medio del disparo son 304.5 kg/cm2 D O Ah†r W D 90 O U 120 requerimientos del objetivo (sarta penduleada, em- l) Efectuar cementación de T.R. de acuerdo con el 8 V 1.2 180 O (4,330 psi), requerimos aplicar 2,095 psi de diferen- pacada, etcétera). diseño elaborado. cia ((2,235 psi) por lo que el nivel de fluidos deberá 9 P S 1.1 O Q à @ 9 0 encontrarse a 1570m, en otras palabras el pozo ten-d) Una vez alcanzada la profundidad de interés, efec- m)Efectuar las operaciones subsecuentes para una drá una columna de agua de 1430 mts. à I Equivalente a P agujero tuar viaje corto y acondicionar el agujero para to- terminación del pozo. D 8 6 0.9 abierto mar registros eléctricos y sacar la barrena a la su- Procedimiento de operación G #Ãph…th† ƒvr @ S qvh €r‡…‚Ã$ÃÅ perficie. Taponamiento definitivo 0.8 †vÃ “‚hà qhxh qh 0.7 1. Solicitar el servicio de disparos, una vez que ele) Tomar los registros programados: Existen dos razones básicas para taponar un pozo: 0 3 6 9 12 15 18 21 árbol y las conexiones superficiales estén proba- QSPAVI9D969Ã9@ÃQ@I@US68DPIÃÃQVGBÃDI/ RG= Doble Inducción/Rayos Gamma La primera, cuando el pozo ha terminado su vida dos con la presión de trabajo, de acuerdo al for- Figura 6 Efecto de la fase sobre la RP.108 57
  • 58. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos mato requerido, especificando diámetro de pisto- 11.Sacar las pistolas disparadas, observar el esta- m) Una vez realizada la ventana, el siguiente paso es el la, fase, tipo, etc. Además de datos del pozo (Diá- do de las mismas en cuanto a cargas disparadas cambio de sarta por una navegable, similar a la de la metro de tuberías profundidad interior, intervalo expansión máxima y longitud recuperada. figura 9, para construir el ángulo requerido y por dispara etc.) direccionar el pozo hacia el rumbo establecido. La fi- Al término del disparo el encargado del servicio de gura 33 presenta una ejemplificación de dicho proceso. 2. Efectuar la reunión de seguridad entre el per- disparos, deberá reportar en la bitácora del equipo sonal del servicio de disparos, de apoyo, tripula- los detalles de la operación. ción del equipo, donde se explicará la operación T orn illo a realizar, las medidas de seguridad y se asigna- Procedimientos prácticos para disparar óptimamente de su jeción ran funciones. 1. Seleccione la pistola con base en los datos de 3. Instalar la Unidad de disparos, aterrizar la mis- las pruebas de la Sección 2, del API RP-43, Tercera ma, instalar señales de advertencia (peligro, ex- Edición, octubre de 1974. Corrija los resultados plosivos, no fumar y apagar radios y teléfonos de los datos de las pruebas API de acuerdo con la celulares, etc.) resistencia a la comprensión de la formación que va a ser disparada. Las pruebas superficiales efec- 4. Probar el lubricador con una presión equiva- tuadas de acuerdo con la Sección 1 del API RP-43 lente a la de trabajo del árbol de válvulas son de un valor muy limitado en la selección de las pistolas. 5. Calibrar el pozo con un sello de plomo y ba- rras de contrapeso del diámetro y longitud de pis- 2. El claro de las pistolas debe ser muy conside- Figura 31. Ejemplificación de anclaje de cuchara. tolas a utilizar. rado en cada operación para optimizar la pene- tración y el tamaño del agujero. Las pistolas para 6. Tomar registro de coples para correlacionar disparar a través de las tuberías de producción l) Sacar el molino iniciador a superficie, armar y profundidad del disparo de la profundidad inte- están normalmente diseñadas para dispararse con meter el molino ventana junto con los molinos rior hasta 100 m arriba de la cima del intervalo a un claro igual a cero cuando no están desfasadas. sandía, para abrir y conformar la ventana. La fi- disparar. Si las pistolas para disparar a través de la tubería gura 32 muestra un diseño típico de sarta. de producción son detonadas con claros diferen- 7. Afinar la profundidad del disparo tes de cero o probablemente de ½ pg., la penetra- Figura 33 Ejemplificación del direccionamiento de correlacionando las curvas del registro de corre- ción estimada y el tamaño del agujero deberán un pozo. lación y el tomado previo al disparo. corregirse por el claro de la pistola y por la resis- tencia de la formación a la compresión. 8. Armar las pistolas de acuerdo a los procedi- Profundizaciones Tubería mientos de seguridad establecidos. De preferen- 3. El método preferido para disparar consiste ge- cia con luz diurna, en caso de tormentas esperar neralmente en disparar usando fluidos limpios, li- hevi - weight Este tipo de intervenciones se realiza cuando: el tiempo necesario. bres de sólidos, no dañantes, y manteniendo una presión diferencial hacia el pozo. Normalmente es 1. Los pozos son terminados en la cima de la forma- 9. Introducir las pistolas al pozo y bajarlas a una suficiente con mantener una presión diferencial ción productora. velocidad moderada (se recomienda de 20 a 30 hacia el pozo de 200 a 500 lb/pg2. Molino Sandia 2. Se tienen antecedentes de acumulaciones de hi- m/min.) para evitar daños en las mismas que im- drocarburos a profundidades mayores. o Watermelon pidan su funcionamiento en el pozo. En caso de 4. En calizas o dolomitas, puede ser conveniente falla en la pistola, al sacarla extremar precaucio- disparar en HCI o ácido acético, con una presión Básicamente, el proceso consiste en romper la za- nes, revisarla y determinar las causas que origi- diferencial hacia la formación, si se usa aceite o pata y perforar hasta la profundidad programada. naron su falla. agua limpia que proporcionen la carga hidrostática Algunas veces, la presencia de pescados dificulta requerida para controlar el pozo. esta operación; en tal caso se recomienda realizar 10.Colocar la pistola frente al intervalo a disparar una ventana en la tubería de revestimiento de acuer- Molino Ventana ( en caso de intervalos grandes se recomienda 5. No es recomendable disparar en aceite, en do con el procedimiento visto en el inciso III, y salir dispar la primer corrida de la parte inferior hacia agua, o en ácido bajo una columna de lodo. lateralmente hasta la profundidad de interés. la superior ). Figura 32 Ejemplificación de una sarta típica para abrir La planeación del trabajo de profundización requie- una ventana. re de información adicional a la utilizada para un58 107
  • 59. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de PozosProcedimiento operativo para apertura de ventanas ben evitar, en lo posible, los frenados bruscos de 6. Cuando se dispare en lodo o con fluidos rela- Selección optima de disparos utilizando Softwarecon cuchara desviadora. la tubería al sentarla en cuñas para hacer la co- tivamente sucios, debe reconocerse que : Técnico nexión.a) Escariar el pozo cuando menos 50 m abajo de la · Es virtualmente imposible remover los tapones El diseño optimo de los disparos actualmente se hace profundidad de anclaje del empacador. f) Verificar los pesos de la sarta hacia arriba, hacia del lodo o sedimentos de todos los disparos por utilizando el Software técnico actualizado llamado abajo y estática 50 m antes de llegar a la profundi- sondeo o por flujo. W.E.M. (Well Evaluation Model) versión No 10, el cualb) El anclaje del empacador para la cuchara puede dad del empacador. es un sistema muy amigable que lo lleva a uno llevarse a cabo con unidades de registros · Los tapones de lodo o sedimento no son fácil- facilmente para el diseño de los disparos para esco- geofísicos o con la tubería de trabajo; sin embar- g) Efectuar el ajuste y enchufar la guía de la cuchara mente removidos de los disparos, con ácido o ger el tipo y la pistola, densidad de las cargas, la fase, go se recomienda hacerlo con la unidad de re- dentro del empacador. con otros productos químicos, a menos que cada la penetración y el diametro del agujero optimo. gistros, debido a que la operación se realiza más disparo sea fracturado con bolas selladoras. rápido. h) Cargar peso a la cuchara (normalmente se requiere Hay dos formas de introducir los datos al programa: de 8 a 10 ton) para romper el perno de sujeción del Las herramientas lavadoras de disparos y las de "son- molino iniciador con la cuchara. La figura 30 mues- deo instantáneo" han probado su efectividad para 1 Existe un dibujo de todas las partes que con- tra una ejemplificación del proceso de ruptura del remover los tapones de lodo de los disparos en algu- forman el sistema de producción desde el fondo tornillo de sujeción en el anclaje de la cuchara. nos pozos terminados en formaciones de arena con- por el tipo de yacimiento hasta la superficie con solidada. el tamaño del estrangulador y la presion en la superficie, por lo cual señalando cualquier parte M o lin o in ic ia d o r 7.- No debe permitirse que los lodos de perfora- del sistema aparece la pantalla correspondiente ción y los fluidos de terminación sucios entren a para ser llenada y asi sucesivamente hasta termi- T o rn illo d e los disparos durante la vida del pozo, el agua o el nar con todas las pantallas y posteriormente co- s u je c ió n aceite sucios pueden ser muy perjudiciales, debi- rrer el programa. do al taponamiento de los disparos o de la forma- ción de sólidos. 2 La otra forma es señalando programa de la C u c h a ra barra de herramientas y un semaforo que se en- D e s v ia d o ra 8.-Los disparos taponados con lodo contribuyen cuentra en luz verde y automaticamente el pro- a la presentación de estos problemas: grama muestra la primera pantalla y posteriormen- te la siguiente hasta terminar de llenar todas las · La productividad de los pozos puede ser aprecia- pantallas, por lo que se tiene más orden en la ali- blemente reducida. mentación del programa. · La recuperación de aceite o gas puede reducirse G u ía d e c u c h a ra apreciablemente, dependiendo del tipo de empu- La primera pantalla solicita los datos de entrada como je del yacimiento y los procedimientos de termi- la temperatura estatica, si el pozo es desviado ó ver- nación. tical, el tipo de flujo, la profundidad de referencia de E m pacador · La eficiencia de la inyección de agua o de otros los datos. Posteriormente la siguiente pantalla solici- métodos de recuperación mejorados pueden re- ta el tipo de yacimiento si es de gas, aceite, gas y Figura 29. Esquematización del anclaje de un ducirse grandemente. condensado, agua (inyector), si es productor o de empacador para cuchara. Figura 30 Anclaje de cuchara para la apertura de la · Algunos pozos exploratorios pueden ser abando- inyección, si el flujo es por TP Espacio Anular, com- , ventana. nados como resultado de baja productividades binado ó por la tuberia de revestimiento y si el flujoc) Tomar un registro giroscópico para ubicar el pozo indicadas erróneamente durante las pruebas de es natural o con sistema artificial de Bombeo de acuerdo con las coordenadas objetivo plan- i) Levantar el molino iniciador. Se recomienda de 1 formación o de producción. Neumatico. teadas, además de hacer la impresión de la guía a 2 m arriba de la cuchara, y marcar la profundi- · Pueden presentarse frecuentemente problemas de del empacador para orientar la cuchara en super- dad en la tubería. arenamiento en los pozos, al generar altos ritmos Posteriormente el nombre del yacimiento y tipo de ficie. de flujo a través de unos cuantos disparos, al per- flujo, la siguiente pantalla es si se señalo que el yaci- j) Conectar la flecha e iniciar la circulación de fluidos manecer taponados la mayoría de los disparos. miento es de gas solicita las caracteristicas de gasd) Armar y orientar la cuchara en superficie, con el y rotación de la herramienta de acuerdo con las · La probabilidad de que se presenten problemas como es la gravedad especifica, contenido de CO2, molino iniciador y la sarta de trabajo. Medir cada condiciones determinadas previamente. de confiscación o dignación de gas o gas aumen- N2 y H2S, asi como la producción de agua y la gra- uno de sus componentes, anotar dichas medidas ta cuando un porcentaje alto de los disparos es- vedad especifica del agua, posteriormente solicita la en la bitácora de operación del equipo. k) Operar el molino iniciador sobre la tubería de re- tán taponados. temperatura en la superficie. vestimiento y la cuchara más o menos 1 m. Ele) Bajar la cuchara a la profundidad del empacador a objetivo es marcar la tubería y hacer huella para una velocidad de introducción constante. Se de- operar el molino ventana.106 59
  • 60. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de PozosPosteriormente solicita la cima y base del yacimiento El proceso de estimulación de pozos consiste en q) Sacar la sarta de trabajo a superficie, y en la espe- ventana o window mill, molinos sandía o water-y temperatura de fondo, posteriormente solicita los la inyección de fluidos de tratamiento a gastos y ra de fraguado armar la herramienta desviadora melon). La figura 28 presenta los esquemas de di-datos de la o las tuberias de revestimiento como es presiones bajas que no sobrepasen a la presión de de acuerdo con la figura 27. chas herramientas.el diametro, peso, grado, longitud y el tipo de junta e fractura, con la finalidad de remover el daño oca-indica la rugosidad de la misma automaticamente. sionado por la invasión de los fluidos a la forma- Tubería havi-Posteriormente la litologia y presión del yacimiento, ción durante las etapas de Perforación y Termina- weightla permeabilidad y porosidad del mismo, la geometria ción del pozo. Dependiendo del tipo de daño pre- Tornillo Drill collar de sujecióncomo es el radio de drene, diametro del agujero, el sente en la roca y la interacción de los fluidos paraintervalo neto, las diferentes tipos de permeabilidades, la remoción de este, las estimulaciones se pueden Antimagnéticoel tipo y diametro del daño. realizar por medio de dos sistemas. Estimulaciones no reactivas y reactivas.Posteriormente la configuración del pozo o sea el flui- MWDdo de terminación como es agua, diesel, lodo ó gasy la densidad del mismo fluido y asi mismo la resis-tencia a la compresión del cemento. Posteriormentela siguiente pantalla es donde se tiene los datos de laTuberia de producción desde el diametro, peso, gra-do y tipo de rosca, etc. ,y de las diferentes tipos depistolas, por Compañía de Servicio, si son Motor deexpandibles, desintegrables, el tipo de carga y el fondodiametro de agujero o si se quiere penetración y el a) Empacador de cuchara b) Cuchararango máximo y minimo del diametro que se quiere desviadoradiseñar, nos proporciona graficas de cada tipo de c).- Diferentes tipos de Molinospistola de acuerdo a la fase y claro en donde propor-ciona datos de la presión del disparo por el diferenteclaro que se tiene en el pozo . Cabe mencionar que Drill collares una base de datos muy completa y asi mismo existe corto Figura 7 Restauración o mejora de las condicio-un apartado para meter una nueva tipo de pistola nes de flujo por estimulación o fracturamiento..con todos sus datos para poder utilizarla en el dise-ño. Determinación y tipo de daño a la formación BarrenaFinalmente se corre el programa y proporciona una El daño a la formación es un fenómeno que causagrafica en donde se observa la mejor opcion de las una distorsión en el flujo lineal en dirección al pozospistolas a disparar ya que proporcionan la mejor pro- debido a restricciones en el tamaño de los poros deducción por dia y asi mismo se pueden combinar la roca, ocasionando una caída de presión extra en Molino Iniciador Molino sandia odiferentes tipos de diametros de tuberia de produc- las inmediaciones del pozo. Figura 27. Sarta navegable típica para la construc- (Started mill ) (Watermelon)ción y ver el diametro optimo y realmente se pueden ción de ángulo para perforar en dirección.hacer muchas cosas con el programa ya que lo an- Componentes del dañoterior es una breve descripción del mismo y como se Apertura de ventanas con herramienta desviadoramenciono anteriormente el programa es muy ami- Los tratamientos de estimulación en la mayoría de tipo cuchara.gable. los casos reducen el factor de daño, sin embargo, el efecto total de daño involucra varios factores, donde La apertura de ventanas con herramientas desvia-X. ESTIMULACION DE POZOS algunos de ellos no pueden ser alterados, el daño doras tipo cuchara difiere del método con cortado- total se representa por la siguiente ecuación: res de tubería. Sin embargo, las consideracionesEntre los mas importantes desarrollos tecnológi- mencionadas anteriormente también son válidas encos con que cuenta la industria petrolera están los St = Sc + θ + Sp + Sd + ∑ pseudodaño este caso. Las diferencias radican, básicamente, enmétodos de Estimulación de Pozos. Tal es su im- el procedimiento operativo para la apertura de la Molino ventana oportancia que no existe pozo en el mundo en que 6 T es el daño por terminación parcial y ángulo de p à ventana, debido a que se requieren herramientasno se haya aplicado uno o mas de estos métodos. desviación, Sp es el daño por efectos del disparo y adicionales, como un empacador de cuchara, la cu- Figura 28 Herramientas comúnmente empleadas Sd es el daño por invasión de los fluidos. chara misma y los molinos necesarios para la aper- para la apertura de ventanas con cuchara des- tura de la ventana (iniciador o started mill, molino viadora (Cortesía de Baker Oil Tools).60 105
  • 61. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos2) Tomar registro de adherencia de cemento con g) Verificar el peso de la sarta hacia arriba y hacia Efectos del daño ción pueden ser: coples (CBL/CCL) en la tubería donde se pretende abajo y estática, además de las r.p.m. efectuar la ventana. Con la finalidad de evaluar en forma teórica y cuan- Reducción de la permeabilidad absoluta de la forma- h) Con la herramienta situada a la profundidad de titativa los efectos de los daños susceptibles de re- ción, originada por un taponamiento del espacio3) Utilizar, por lo menos, la misma densidad del lodo inicio de ventana, aplicar rotación a la sarta moverse a través del tratamiento de estimulación, poroso o fisuras naturales. con la cual se perforó el pozo original en el inter- incrementando paulatinamente, hasta alcanzar de para conocer tal efecto, se debe considerar un yaci- valo que se abrirá la ventana. 100 a 120 r.p.m. miento que no presenta ningún tipo de daño (S=0) Reducción de la permeabilidad relativa a los fluidos para estimar el potencial natural del pozo. Sin em- de la formación, resultado de la alteración en las4) Se recomienda una viscosidad del lodo 10-20 cp i) Iniciar el bombeo incrementando lentamente has- bargo, cuando se tiene un agujero revestido y dispa- saturaciones de los fluidos o del cambio de la (de 70 segundos) y un punto de cedencia de 35-50 ta alcanzar 400-500 gpm. rado, el flujo debe converger hacia las perforaciones mojabilidad. lbs/100 pies2) con la finalidad de mantener un óp- de los disparos. timo acarreo del recorte, y así cuantificar el volu- j) Verificar el torque de la tubería, lo cual indicará Aumento de la viscosidad de los fluidos del yacimiento men de acero recuperado y controlar en superfi- que el corte está iniciando. Una vez que disminu- Los efectos producidos por los disparos originan un debido a la formación de emulsiones o alteraciones cie el avance de la sección molida. ya, será la señal que el corte se ha realizado. compactamiento de la formación sufriendo alteracio- en sus propiedades. nes en sus características físicas, las cuales propician5) Tener las bombas equipadas con las camisas ne- k) Iniciar la molienda o desbaste de la TR con una el inicio de los problemas asociados con la restric- Tipos de daño cesarias para el gasto requerido de lodo (de 400 a carga de 1 a 2 ton de peso sobre los cortadores. ción al flujo a través de las perforaciones, y estas se 500 gpm). Se debe evitar cargar mayor peso pues puede ven incrementadas por los detritos de las pistolas, la La eficiencia de un tratamiento de estimulación de- dañar el desempeño de los cortadores. tubería, el cemento y la propia formación. pende principalmente de la caracterización y remo-6) Probar hidráulicamente con la presión de tra- ción del daño que restringe la producción. Varios bajo el tubo vertical (Stand Pipe), y unión gira- l) Anotar el avance metro a metro y tomar en cuen- Una vez eliminada las restricciones causadas por los tipos de daño pueden existir durante las diferentes toria (Swivel). ta el tiempo de atraso para la recuperación del disparos, es conveniente estimar cual seria el efecto etapas de desarrollo del pozo. corte de acero. Si la recuperación de recorte en de la productividad del pozo por la presencia del ver-Procedimiento operativo para apertura de ventanas superficie no corresponde al volumen de acero dadero daño a la formación. Para tal caso, es nece- A continuación se describen los tipos de daño que con corta tubo. molido con respecto al avance, es recomenda- sario determinar el comportamiento de flujo, obteni- se pueden presentar durante las diferentes operacio- ble suspender la molienda y circular el tiempo do de la presión de pozo fluyente y el gasto de pro- nes que se realicen en un pozo petrolero.a) Anotar las dimensiones de la herramienta cortadora necesario para limpiar el pozo y continuar con ducción a esa presión. Esto se determina para las de tubería en la bitácora de operación del equipo. la ventana. diferentes condiciones de permeabilidad, tanto para Daño por invasión de fluidos la zona virgen y la zona alterada o dañada.b) Conectar a la sarta de molienda de acuerdo con m) Verificar los parámetros de molienda (peso sobre Este tipo de daño se origina por el contacto de flui- el diseño típico mostrado en la figura 26. Consi- cortadores, gasto, ritmo de molienda, tiempo de Origen del daño dos extraños con la formación y el radio de invasión derar el número de lastrabarrenas (drillcollars), los últimos tres metros molidos). depende del volumen perdido, de la porosidad y suficientes para proveer del peso requerido para El daño a la formación puede ser causado por pro- permeabilidad de la formación y de su interacción la molienda. n) Una vez que se haya cubierto la longitud requeri- cesos simples o complejos, presentándose en cual- con los fluidos contenidos en ella o con los compo- da de ventana (normalmente de 20-30 m), circu- quiera de las etapas de la vida de un pozo. nentes mineralógicos de la roca.c) Probar hidráulica y mecánicamente en superficie, lar el tiempo necesario para garantizar la limpieza la apertura y cierre de las cuñas del cortador de de la ventana. El proceso de la perforación del pozo es el primer y La fuente principal de este tipo de daño es la perfora- tubería. tal vez el mas importante origen del daño, el cual se ción misma, ya que el lodo forma un enjarre debido o) Sacar la herramienta y revisar sus cortadores agrava con las operaciones de cementación de tu- a la filtración de fluidos a la formación y su penetra-d) Bajar la herramienta con la tubería de perforación en superficie. Es posible que durante la opera- berías de revestimiento, las operaciones de termina- ción depende del tipo de lodo, tiempo de exposición necesaria hasta la profundidad programada. ción se requieran viajes de limpieza con tubería ción y reparación de pozos e incluso por las opera- y la presión diferencial. Esta invasión de fluidos ge- franca. Esto dependerá del comportamiento ciones de estimulación. La fuente de daño la propi- nera alguna diversidad de daño, como:e) Iniciar el bombeo con el gasto requerido para la reológico del lodo y del avance de la molien- cia el contacto e invasión de materiales extraños en operación de la herramienta y localizar el cople da. la formación. Daño por arcillas.- La mayoría de las formaciones de tubería de revestimiento a la profundidad de productoras contienen en mayor o menor cantidad apertura de la ventana. p) Colocar un tapón por circulación de cemento Además, durante el proceso natural de producción arcillas, siendo estos minerales potencialmente fac- como apoyo a la sarta navegable para desviar debido a las alteraciones de las características origi- tores de daño por su alta sensibilidad a fluidos acuo-f) Levantar la sarta de 3 a 4 m arriba del cople de la el pozo, de acuerdo con el procedimiento y cál- nales de los fluidos o las de los minerales que consti- sos, lo que provoca su hinchamiento y/o migración. TR donde se desea abrir la ventana, marcar la tu- culos ya especificados. Este deberá cubrir por tuyen la roca. Las arcillas presentes en la formación proviene por bería de perforación como la profundidad de ini- lo menos 20 m arriba del punto de inicio de la dos tipos de proceso, el primero se presenta de ma- cio de la ventana. ventana. Los mecanismos que gobiernan el daño a un forma- nera mecánica, la cual ocurren en el deposito104 61
  • 62. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozossimultaneo con los otros minerales que conforman embargo muchas veces no se alcanzan presiones ce una fuerza que mantiene las cuñas abiertas, hastala roca, y el segundo de manera química, en que diferenciales suficientes y el daño puede ser mas terminar el corte. Cuando esto sucede se observaestos minerales se forman en el espacio poroso como severo. una disminución de presión y la molienda continúael resultado de precipitados o reacciones de otros aplicando el peso requerido hasta moler la secciónminerales con el agua de formación. Adicionalmente las perdidas de volúmenes conside- de tubería deseada. La figura 26 presenta un diseño rables de fluido de control, a través de fisuras, caver- de sarta típica para la apertura de ventana emplean-Bloqueo de agua.- La invasión de fluidos acuosos nas o fracturas inducidas propician invasión consi- do cortadores de tubería.propicia que en la vecindad del pozo se promueva derable de sólidos a la formación siempre son difíci-una alta saturación de la misma, disminuyendo la les de remover.permeabilidad relativa a los hidrocarburos. Lo queprovoca una área mojada por agua e incrementando Daño asociado con la producciónla adsorción de esta a las paredes de los poros. Tubería de perf´nBloqueo de aceite.- Cualquier fluido base aceite que La producción de los pozos propicia cambios de pre-invada yacimientos de gas, especialmente en zonas sión y temperatura en o cerca de la vecindad del pozo, Martillo Hico.de baja permeabilidad, causaran reducciones en la provocando un desequilibrio de los fluidos agua, acei-permeabilidad relativa del gas. te y/o gas, con la consecuente precipitación y depo- Drill collar´s sito de sólidos orgánicos y/o inorgánicos, generan-Bloqueo por emulsiones.- esto sucede cuando los do obturamientos de los canales porosos y por lofluidos de invasión se intermezclan con los conteni- tanto, daño a la formación. Cortador dedos en la formación. Los filtrados con alto pH o áci- Tuberíados pueden emulsificarse con aceites de formación, Otra fuente común de daño asociado con el flujo deestas emulsiones suelen tener alta viscosidad. los fluidos de la formación es la migración de los fi- a).- Cortador de tubería interno accionado hidráulica- Estabilizador mente nos, presentándose generalmente en formaciones Desviador deCambio de mojabilidad.- Un medio poroso se encuen- poco consolidadas o mal cementadas, provocandotra mojado por agua facilita el flujo de aceite, y los obturamientos de los canales porosos. flujofluidos de invasión a la formación tiene la tendenciade mojar la roca por aceite debido al uso de Otro tipo de daño es el bloqueo de agua o gas por susurfactantes cationicos o no ionicos, lo cual repercu- canalización o conificacion, provocando una reduc-te en una disminución de la permeabilidad relativa al ción en la producción del aceite e incluso dejando de Drill collar´saceite. aportar el pozo.Daño por invasión de sólidos Evaluación del dañoUno de los mas comunes tipo de daño se debe al Todo pozo a su inicio de su explotación o durante la Molino Cónicoobturamiento del sistema poroso causado por los misma, se encuentra dañado en menor o mayor gra-componentes sólidos de los fluidos de perforación, do y se hace imprescindible la remoción del mismocementación, terminación , reparación y para restituir las condiciones naturales de producción. Figura 26 Diseño de sarta típica para una aperturaestimulación. Esta remoción puede resultar difícil y costosa, por lo de ventana que el enfoque básico debe ser su prevención o porEstos sólidos son forzados a través del espacio poro- lo menos su minimización. XVII. CONSIDERACIONES PARA LA APERTURA DEso de la roca, provocando un obturamiento parcial VENTANASo total al flujo de fluidos causando un daño severo Para lograr la remoción del daño es necesarioen la permeabilidad de la roca. avaluarlo y esto se puede realizar tomando en consi- Antes de iniciar o programar una operación de corte deración los siguientes puntos: b) Cuchara empleada con sarta de molienda para la y molienda de tubería es necesario tomar en cuentaEste daño en lo general esta limitado a unos cuantos apertura de ventanas. las siguientes consideraciones:centímetros de la pared del pozo y su penetración Revisión de operaciones previas a la actual del pozo.- Figura 25 Herramientas utilizadas para la apertura dedepende principalmente del tamaño de las partícu- Se basa fundamentalmente en las condiciones en que ventanas (cortesía Baker Oíl Tools). 1) Tener fondo suficiente por abajo del punto dondelas y los poros. se perforo la zona productora, teniendo relevancia el terminará la ventana. Se recomienda como míni- tipo y características del fluido de perforación, así Para su operación en campo, se aplica rotación y se mo 50 m, con el objetivo de que los recortes deDependiendo del tamaño, comportamiento y tipo de como sus perdidas; manifestaciones de los fluidos mantiene una presión de circulación constante, pre- tubería que se precipiten no lo obstruyan durantesólidos, estos pueden removerse en contraflujo, sin del yacimiento; análisis de la cementación de la tube- viamente determinada. La presión de bombeo ejer- la operación de molienda.62 103
  • 63. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos 3URHFFLyQ 3URHFFLyQ ría de revestimiento, así como de las operaciones Curvas de incremento y decremento subsecuentes de reparación, limpieza y estimulación. 0 Programa Análisis del comportamiento de producción.- esto El registro de presiones durante la producción de un 1 200 desde la terminación hasta las condiciones actuales, pozo productor es de suma importancia, ya que de- incluyendo el análisis de las pruebas de formación y pendiendo del comportamiento de las mismas du- 200 : ( Objetivo 150 producción. Lo anterior se debe comparar con el rante su vida productiva se puede determinar que el X=513,669.46 400 Y=1’960,244.85 6 comportamiento de los pozos vecinos. yacimiento esta dañado, y para la comprobación del mismo se hecha mano de herramientas para la de- 600 100 Pruebas de laboratorio.- Los estudios de laborato- terminación de parámetros como la permeabilidad, rios permitirá definir la mineralogía y la distribución factor de daño y conductividad del yacimiento. de los minerales de la roca y reproducir las condicio- 800 50 Rumbo N 72º W nes de daño. Para la determinación del daño proba- Estos parámetros se pueden determinar mediante el Desplazamiento 300 m ble de la formación y del tipo de tratamiento para la análisis de presiones registradas en el fondo del pozo 1,000 0 remoción del mismo. tanto como fluyente como cerrado. Conductor 1,200 X=513,983.40 Cuantificación del daño.- Se hace con la finalidad de Análisis de muestras y pruebas de laboratorio Y=1’960,142.89 -50 definir las condiciones del daño en la formación y 1,400 perforaciones. Para tal efecto debe tomarse en con- Análisis de muestras sideración de datos de producción así como de cur- vas de variación de presión y del análisis nodal, he- el éxito de un tratamiento en su gran porcentaje de- -100 1,600 rramientas con lo cual se podrá cuantificar el daño y pende de los análisis y pruebas de laboratorio, que 1,800 -150 estimar el efecto de su remoción. sirven para determinar y conocer el mecanismo de -400 -300 -200 -100 0 100 daño presente en la formación a estimular, para ello 2,000 Programa Selección del tipo de tratamiento se enlista una serie de análisis y pruebas mas comu- nes. 2,200 Dependiendo del tipo y caracterización del daño, los tratamientos de estimulación de pozos pueden ser Análisis composicional. Esta prueba nos permite de- de dos formas : estimulación matricial y estimulación tectar la presencia de emulsiones, sedimentos 2,400 por fracturamiento hidráulico, la diferencia entre es- organicos y/o inorgánicos, etc., que puedan estar tos dos tipos de estimulación recaen en el gasto y provocando el daño al yacimiento. 9h‡‚†Ãqryłt…h€h 2,600 Vent ana 3010-3050 m presión de inyección. De este análisis se puede determinar la densidad, el Prof . inici o des v. 3010 m Prof . vert. cima EOCEN O. 3630 m 2,800 Prof . des . ci ma EOCENO 3662 m Las estimulaciones matriciales se caracterizan por contenido de parafinas y/o asfáltenos y resinas gasto y presiones de inyección por debajo de la pre- asfálticas contenidas en el crudo. Desp. BRECH AS EC OCEN O. 300 m Severidad 2.° / 30 m 3,000 Angul o máxi mo 22.12° N 72. 00 W sión de fractura, mientras que los fracturamientos hidráulicos se utilizan gasto y presiones de inyección En forma similar para el agua se determina la densi- Rumbo Prof . vert. total 3980 m 3,200 Prof . des . t otal 4040 m 330 m superiores a la presión de fractura. dad, ph y sales disueltas en ella (cloruros). Desp. t ot al 3,400 Datos del yacimiento Además de las posibles emulsiones y sedimentos de origen organicos o inorgánicos (fierro). 3,600 US†Ãƒ…‚t…h€hqh † Los parámetros mas importantes de análisis para di- señar un tratamiento de estimulación son: Análisis mineralógico. Este análisis se realiza para Diámetr MV MD a) Permeabilidad determinar el contenido de minerales y su propor- 3,800 5" 3015 3106 b) Presión de yacimiento ción en la roca del yacimiento, es de suma importan- 3 1/2" 3040 3135 c) Porosidad cia conocer la mineralogía ya que dependiendo de 4,000 d) Mineralogía de formación ello se seleccionan el tipo de tratamiento y sus aditi- e) Densidad de los fluidos de la formación vos. 4,200 0 100 200 300 400 500 f) Saturación de los fluidos de formación g) Temperatura del yacimiento Este análisis se puede determinar de dos formas, fluo- h) Profundidad de la formación rescencia y difraccion de rayos X, de los cuales se Figura 24 Ejemplificación de una reentrada, sección vertical y desplazamiento horizontal. i) Factor de daño obtiene la distribución en forma cualitativa de los102 63
  • 64. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozosminerales presentes en la roca analizada. de los fluidos de tratamiento. 352<(&72 $*$9( %/248( 685(67(
  • 65. 6(&&,21 (6758&785$/ /21*,78,1$/ &&
  • 66. Pruebas de laboratorio g) Definir etapas de limpieza del pozo. 68UDWPÃHVTQ68 9DT@fPÃ`Ã@W6GV68DPIÃ9@ÃQSP V88DP 9 IPruebas de compatibilidad h) Análisis económico y rentabilidad del tratamien- to. AGAVE - 65 LOC. AGAVE - 303 AGAVE - 301 AGAVE - 221-A AGAVE - 223De esta prueba se determina la mezclabilidad, N.R. -3000 m.homogeneización, dispersión y solubilidad, rompi- TECNICAS BÁSICAS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS 3000miento de emulsiones y la mojabilidad por agua, de M.PARAJ SOLO Elos fluidos de tratamiento con los fluidos contenidos Después de la terminación de un pozo, en un mante- M. PARAJE SOLOen la formación productora. nimiento mayor o en el desarrollo de la vida produc- tiva de los pozos, generalmente se requiere restaurar 3500Prueba de emulsión o mejorar las condiciones de flujo del intervalo pro- ENO 3752 EOCEstas pruebas se realizan para determinar la canti- ductor o inyector. Para lograr esto existen dos técni- 3860 K.S.dad de ácido separada en el menor tiempo, la cali- cas principales de estimulación de pozo: la 3965 3984 3947 4045 4085dad de las fases ácido hidrocarburos (aceite) y la ten- estimulación matricial y por fracturamiento, diferen- 4000 4085 4135 PT . 4085dencia a precipitados de asfáltenos o lodo asfáltico. ciándose por los gastos y presiones de inyección. K.I. 4162Prueba de análisis de agua de formación P.T .4217 C.A.A.4300 En esta sección se describirán los aspectos relevan- P.P. 4300 M.B.N.M. 4500 C.A.A.M.B.N.M DEFINIDO POR AG . AVE 301Se realiza esta prueba para determinar la tendencia tes sobre las estimulación matricial. Qo = 660 BPD Qg = 9.64 MMPCD P.T .4543 P.T . 4671de generación de incrustaciones de sales en los apa- m.E. 512,000 m.E. 514,000 m.E. 516,000 55-A R.G.A.= 2,599 M3/M3 1,962,000 C 42 57 00 pozo pr oduc ndo ie en a uje o g r Qo = 1434 BPD Pr esion T.P= 140 Kg m2 /c m.N.rejos de producción y la precipitación de estas en la Estimulación Matricial 65 63 de ubie to, a tua nte da do por sc r c lme ña Qg = 14.81 MMPCD Est.= 5/8" 41 00 40 311 de r umbe e la zona pr oduc a r n tor . 39 LOC. 00 00 LOC. R.G.A.= 1,839 M3/M3formación. 203 42 303 Qo = 509 BPD 00 73 Pr esion T .P= 182 Kg m2 /c 73D 5000 Qg = 6.69 MMPCD 37 00 301 Est.= 1/2" 302 38 1,960,000 Los procedimientos de la estimulación matricial son R.G.A.= 2,339 M3/M3 00 m.N. LOC.242 Pr e sion T .P= 117 Kg m2 /c 232 3600Software técnico para el diseño de las estimulaciones caracterizados por gastos de inyección a presiones Est.= 9/16" 201 221A 222 221 223 por debajo de la presión de fractura, esto permitirá C´ 1,958,000 -4 -4 60 DIU@SW6GPÃ9@ÃU@SHDI68DPI m.N. 241 -4 400 0 20El software debe contemplar los siguientes aspec- una penetración del fluido a la matriz en forma radial 0 -4 0 0 60 -3 8 00 -4 00tos: para la remoción del daño en las inmediaciones del 1,956,000 m.N. dib.: gpe.morales Nov./1997 pozo.a) Selección de candidato. Establecer en esta eta- a) Plano estructural del campo, y planteamiento de un pozo intermedio pa la validación de los datos de tratamiento y la El éxito de una estimulación matricial depende pri- cuantificación de producción postfractura, te- mordialmente de la selección apropiada del fluido de 73D 41 00 niendo como meta principal la selección de po- tratamiento y el procedimiento de selección es muy zos con bajo riesgo y alto potencial. complejo, ya que se involucran diversos factores que 301 varían ampliamente, entre los mas importantes es- 302 00b) Establecer la naturaleza y localización del daño. tán: el tipo, severidad y localización del daño, y su L O C .3 0 3 40 El software debe ser capaz de identificar el daño compatibilidad con el sistema roca fluido de la for- L O C .2 4 2 39 00 y su posible origen, ya que de esto se despren- mación. de la selección adecuada de los fluidos de trata- 37 00 38 00 0 miento. Dependiendo de la interacción de los fluidos de 232 201 36 0 estimulación y el tipo de daño presente en la roca, se 221Ac) Selección de los fluidos de tratamiento y sus divide en dos grandes grupos: aditivos en función del daño pronosticado. 390 0 3800 - Estimulación matricial no ácidad) Determinación de la presión y gasto de inyec- - Estimulación matricial ácida. 221 223 0 ción. -4 60 Ambos grupos incluyen estimulaciones de limpieza ye) Determinación de los volúmenes de los fluidos matriciales. Plano de cimas de campo y planteamiento de reentradas, para drenar mayor área del de tratamiento. yacimiento. Estimulación de limpieza. Es la que permite restituirf) Desarrollar cédulas y estrategias de colocación la permeabilidad natural de la formación al remover Figura 23. Plano de cimas y estructural del campo Agave, región Sur y planteamiento de pozos intermedios.64 101
  • 67. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozos aprovechar la infraestructura existen- el daño. un fuerza de adhesión por lo que el liquido es atraí- te, como el estado mecánico o la loca- do al sólido. A G A V E 3 0 1 lización, con el fin de abrir una venta- Estimulación matricial. Llamada también acidificación E D O . M E C A N IC O A C T U A L na en el pozo y redireccionarlo hacia intersticial, es la que sirve para incrementar la per- Cuantitativamente la mojabilidad se define como el las zonas sin drenar. Esta opción re- meabilidad natural de la formación al disolver el áci- producto de la tensión superficial por el ángulo de sulta obviamente más barata que la de do parte del material calcáreo, agrandando los po- contacto en la interfase. perforar pozos intermedios. La figura ros comunicados de la roca. 23 muestra un plano estructural y de El fenómeno de mojabilidad es importante para el cimas en el cual se plantea la perfora- Estimulación no ácida flujo de aceite en un medio poroso, ya que si la roca ción de varias reentradas. se encuentra mojada por agua, la permeabilidad al 2 4 " 5 0 m Es en la cual los fluidos de tratamiento no reaccio- aceite es mayor en el caso de que la roca este moja- La profundidad de apertura de una nan químicamente con los materiales de la roca, uti- da por aceite. ventana corresponde al punto de ini- lizándose para la remoción de daños ocasionados cio de desviación y depende básica- por bloqueos de agua, aceite o emulsión, perdidas c)Capilaridad 1 6 " 6 0 5 m mente de los requerimientos plantea- de fluido de control o depósitos organicos. Los flui- dos en el objetivo de la intervención, dos a utilizar son: soluciones oleosas o acuosas, al- Otro fenómeno de superficie es la capilaridad. Si un tales como desplazamiento, coordena- coholes o solventes mutuos, acompañados princi- tubo de vidrio capilar es sumergido en agua, el agua das, profundidad vertical desarrollada, palmente de surfactantes u otros aditivos afines. El se eleva en el tubo, en este caso la presión capilar etc. La figura 24 presenta una sección éxito de estos tratamientos consiste en la buena se- será la fuerza requerida para soportar la columna de vertical de una reentrada. lección del surfactante. agua en el tubo dividida entre el área del capilar. En- tonces la presión capilar se define como la diferencia 1 0 3 /4 " 2 5 4 2 m Una vez definido el punto de inicio de Fenómenos de superficie de presiones en la interfase. la desviación, el siguiente paso es de- cidir la forma de abrir la ventana. En El flujo de los fluidos a través del medio poroso esta La estimulación no ácida se emplea para remover la actualidad existen varias técnicas gobernado por los fenómenos de superficie que re- daños relacionados con las fuerzas retentivas del ya- para llevar a cabo esta operación, las presentan las fuerzas retentivas de los fluidos en la cimiento y bajo estas condiciones se pueden atacar cuales dependen básicamente de las roca, la acción de la estimulación no ácida concier- problemas de bloqueos de agua, emulsiones, daños E m p . R T T s 7 5 /8 " 4 0 1 5 m condiciones del pozo. Estas son eva- ne principalmente con la alteración de estas fuerza por tensión interfacial, por mojabilidad, por depósi- B .L 5 " 4 0 1 2 5 m luadas mediante registros geofísicos retentivas, manifestadas en los fenómenos de ten- tos organicos, entre otros. (adherencia de cemento, desgaste de sión superficial e interfacial, mojabilidad y capilari- 7 5 /8 " 4 1 5 0 m tubería, requerimientos de diámetro de dad. Los agentes de superficie (surfactantes) son los pro- agujero y tubería de explotación). Sin ductos químicos que principalmente se utilizan en la embargo, se pueden agrupar en dos a) Tensión superficial estimulación matricial no reactiva, debido a su efi- grupos: el primero, es empleando un ciente acción que permite alterar los fenómenos de cortador de tubería hidráulico y el se- La materia en sus diferentes estados esta compuesta superficie. gundo mediante una cuchara mecá- por moléculas, las cuales presentan una tracción 4 2 8 5 -4 2 7 0 m nica y una sarta de molienda diseña- mutua llamada fuerza de cohesión y es una combi- Surfactantes 4 3 2 5 -4 3 1 6 m da especialmente para abrir una ven- nación de fuerzas electrostáticas y de Van der Walls. tana en un costado de la tubería de El desbalance de estas fuerzas en la interfaces crea Los agentes de superficie son compuestos de molé- revestimiento. La figura 25 muestra es- energía libre de superficie. culas orgánicas formados por dos grupos químicos, M e rc u ry "K " 5 " 4 3 9 8 m 4 4 9 2 -4 4 4 5 m tas herramientas. uno afín al agua (hidrofilico) y el otro afín al aceite Entonces la tensión superficial la podemos definir (lipofilico). Dada esta estructura tienden a orientarse 5 4 5 9 9 m Apertura de ventana con cortador de como el trabajo por unidad de área equivalente para en un liquido, el grupo hidrofilico es mas soluble en " tubería o molinos de sección. vencer la energía libre de superficie y se mide en agua que el grupo lipofilico, entonces las moléculas Figura 22 Estado mecánico para el ejemplo de aplicación de ex- dina/cm. del surfactante se orientaran en la interfase agua aire clusiones. El principio básico de operación de es- con el grupo afín al aceite en aire y el grupo afín al tas herramientas es la presión hidráu- b) Mojabilidad agua en el agua.Reentradas lica de circulación y rotación; poseen la ventaja de que al aplicar presión se pueden localizar los coples En la interfaces entre un liquido y un sólido también El hecho de que un surfactante busque una interfaseCuando termina la vida productiva de un pozo y exis- de la tubería de revestimiento, con lo cual es posible existen fuerzas intermoleculares en desequilibrio que implica que la tensión superficial o interfacial, pre-ten zonas del yacimiento aún sin drenar, se puede efectuar el ajuste de la profundidad por cortar. generan el concepto de mojabilidad. El sólido causa sión capilar y la mojabilidad de un liquido en un sóli-100 65
  • 68. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozosdo se altere en mayor o menor grado y estos efectos la pared del poro incrementando el espesor de a) Problemas de canalización de agua o gas de dife- El volumen del fluido que se debe utilizar está ense manifiestan en cualquier interfase, ya sea entre la película que moja la roca disminuyendo el rentes estratos. función directa de la longitud del intervalo dispara-dos líquidos inmiscibles, entre un liquido y un sóli- área libre al flujo y eliminando el efecto de res- do, que se encuentra en comunicación con la for-do, etc. balamiento que produce una película de agua b) Conificaciones de agua y gas. mación. Sin embargo, una práctica de campo es absorbida en la pared del poro. Todo esto trae emplear de 30 a 90 sacos de cemento micro matriz,Por otra parte, dado que las rocas de formaciones como consecuencia una reducción en la per- c) Problemas en la vecindad del pozo (malas por cada 20 pies de intervalo expuesto, mientras queproductoras de hidrocarburos son silicas o calcáreas, meabilidad a los hidrocarburos. cementaciones primarias). la cantidad de gel por emplear es una función dellos surfactantes actuaran de acuerdo con el carácter radio de penetración que se pretende alcanzar.eléctrico de estos minerales, pudiendo alterar las con- c) Rompimiento de emulsiones El éxito en una exclusión depende básicamente de ladiciones de mojabilidad de un liquido en un sólido. Cuando dos líquidos entran en contacto y se identificación del problema. Esto se logra mediante Después de determinar la procedencia del agua y mezclan se llega a formar una esfera que ofre- el análisis de registros de producción, historias de los volúmenes por utilizar se debe analizar la conve-Clasificación de los surfactantes ce un área de superficie mínima y una fuerte producción, etcétera. niencia de realizar el trabajo, debido a la reducción tensión interfacial. de permeabilidad ocasionada por la inyección delLa tabla 2 muestra la clasificación con sus descrip- Las gráficas convencionales de corte de agua contra sistema gel- cemento.ción esquemática, las características de carga del gru- Los surfactantes actúan en las emulsiones reducien- el tiempo, se emplean para mostrar cambios drásti-po soluble en agua, los grupos químicos mas impor- do la tensión interfacial, lo cual permite romper la cos en la producción de agua, que pueden indicar Ejemplo 4:tantes y su uso principal. rigidez de la película, o neutraliza el efecto de los agen- fallas repentinas en el pozo o la irrupción de un ca- tes emulsificantes. nal altamente conductivo al agua. Sin embargo, la Se considera meter una sarta de perforación de información proporcionada por estas gráficas es li- 3.5pg, con un empacador probador recuperable tipo 8G6TDAD868DPI 9@T8SDQ8DPI 86SB6ÃTPGV7G@ @IÃ6BV6 BSVQPÃRVDHD8P 6QGD868DPI@T Requerimiento de los surfactantes mitada. Las gráficas log-log (relación agua-aceite o RTTS para tubería de revestimiento de 7 5 /8" a 4015 TVGA6UPT IPÃ@HVGTDAD86IU@T (WOR o water-oil-ratio) contra el tiempo son útiles m, y excluir el agua salada del intervalo 4325-4270m, Un surfactante debe cumplir con los requisitos si- para identificar las tendencias de producción y los el cual presenta un corte de agua del 80%. Median- 6IDPID8P S@U6S969PS@T I@B6UDW6 APTA6UPT IPÃ@HVGTDAD86IU@T TVGAPI6UPT guientes: mecanismos que originan los problemas de produc- te registros geofísicos se determinó una porosidad GDHQD69PS@T APTAPI6UPT IPÃ@HVGTDAD86IU@T 86UDPID8P QPTDUDW6 8PHQV@TUPTÃ9@à DICD7D9PTÃ9@à ción de agua o gas, debido a que la derivada de la del 12%. La tubería de explotación es de 5", como lo · Reducir la tensión superficial e interfacial. WOR contra el tiempo se usa para diferenciar si la indica la figura 22. Se planea emplear geles y ce- 6HDI6T 8PSSPTDPI 768U@SDTD96T IPÃ@HVGTDAD86IU@T · Prevenir la formación de emulsiones o romper excesiva producción de agua o gas, es ocasionada mento. Calcular el volumen de cemento micro fino las existentes. por problemas de canalización o conificaciones. La y la cantidad de gel requerido si se consideran 10 TDIÃ86SB6 DICD7D9PTÃ9@à IPDPID8P 8PSSPTDPI QPGDH@SPT · Mojar de agua a la roca del yacimiento consi- figura 21 ejemplifica el comportamiento descrito. pies de penetración del gel. @TQVH6IU@T derando la salinidad y el ph del agua utilizada. G6Ã86SB6à TVGA6UPÃ9@Ã6HDI6 WDT8PTDAD86IU@T 9@Q@I9@Ã9@G 6IAPU@SD8P DICD7D9PTÃ9@à · No hinchar o dispersar las arcillas de la forma- Solución: QCÃ9@GÃTDTU@H6 8PSSPTDPI APTA6UPÃ9@Ã6HDI6 ción. Tabla 2 Clasificación de surfactantes · Mantener la actividad de superficie a las condi- Para calcular el gel requerido de acuerdo con la pe- ciones de yacimiento. r ‡ v à netración planeada se tiene:Utilización de los surfactantes · Ser compatible con los fluidos de tratamiento r p h 8‚vsvphpvy à 9I = 0.5067 × φ × K ( U −U 2 y los fluidos de la formación. 2 (15) h ˆ t h I S Z )La utilización de los surfactantes se manifiesta princi- · Ser solubles en el fluido de tratamiento a la à  y v 8hhyv“hpvypalmente en los siguientes fenómenos: temperatura del yacimiento. p h y r Donde: S Vf. volumen de geles (l)a) Disminución de las fuerzas retentivas de los flui- Fluidos de tratamiento f es la porosidad en fracción dos en el medio poroso. hf. es la altura del intervalo disparado(m) La acción bajotensora de los surfactantes per- Los fluidos base utilizados en los tratamientos son rw. es el radio del pozo (pg) mite reducir las fuerzas capilares en el medio oleosos, acuosos, alcoholes, solventes mutuo y solu- Uvr€ƒ‚Ã9th† rp.- radio de penetración requerida (pg) poroso, este efecto tiene mayor importancia en ciones micelares. Figura 21. Gráfica log-log de la derivada WOR contra formaciones de baja permeabilidad, de peque- el tiempo para una canalización y conificación Sustituyendo valores, el volumen de gel es de: ños poros, donde las fuerzas retentivas causan En los tratamientos en que se utilizan fluidos oleosos Vf=0.5067x0.12x(4325-4270)2x ( (10x12)2-2.5)2=48075 l que los hidrocarburos no fluyan con la energía como acerreador del surfactante, se emplean diesel, En la actualidad existen nuevas técnicas para realizar disponible. xileno, aromáticos pesados o kerosina con 2 o 3 % exclusiones, como la aplicación de cementos micro Si se considera la utilización de 40 sacos de cemen- en volumen de un surfactante miscible o dispersable finos combinados con sistemas de geles, que permi- to micro matriz por cada 20 pies de intervalo dispa-b) Mojamiento de la roca en aceite. ten mayor penetración dentro de la formación y es- rado se tiene: 1m=3.28 pies Cuando la formación en la vecindad del pozo llega a ser mojada por aceite, este se adhiere a Para tratamientos de estimulación usando agua como pacios restringidos como canales fracturas o microánulos. [ 20 ] No sc= (4325 - 4270) x 3.28 x 40 = 360.8 Sacos de cemento66 99
  • 69. Terminación y Mantenimiento de Pozos Terminación y Mantenimiento de Pozospara desenchufar el soltador y cerrar la camisa de el intervalo productor. Igualmente cuando se tienen fluido acarreador, se debe utilizar agua limpia con 2 y la reacción con la dolomita es similar pero la com-circulación del retenedor. arenas productoras con presiones de fondo simila- % de KCl o agua salada limpia, con 2 o 3 % en posición química es ligeramente diferente: res que no constituyen un riesgo de convertirse en volumen de un surfactanta soluble o dispersable enq) Circular en inverso para desalojar el exceso de zonas ladronas por diferencia de presión. agua. 4HCl + CaMg(CO3)2 CaCl2 + MgCl2 + 2 H2O +cemento y limpiar la tubería de trabajo. 2Co2 Todo lo relacionado con este tema se detalla en la La utilización de alcoholes, solventes mutuos o solu-r) Sacar la sarta de trabajo a superficie. sección titulada terminación de pozos. ciones micelares como fluidos base en la Acido Fluorhidrico estimulación, han demostrado su efectividad en la Obturamiento parcial de intervalos remoción de bloqueos de agua, aceite o emulsión y Este acido es el unico que permite la disolucion de Estado Mecánico Estado Mecánico depósitos orgánicos. En general estos fluidos se uti- minerales silicos como las arcillas, feldespatos cuar- Antes después El obturamiento parcial de intervalos reali- lizan