Completación Cap 4 - Ingieneria en petróleos

UNIVERSIDAD ESTATAL PENÍNSULA DE SANTA ELENA
MODULO: COMPLETACIÓN
CAPÍTULO 4:
Problemas de producción en un pozo de petróleo
Ing. Edison Andrés Brito A.
Email: ebrito@upse.edu.ec
Phone: 0981077721

4.1. SERVICIOS DE POZOS Y WORKOVER.
WORKOVER O INTERVENCIÓN?.
La intervención, terminación y reacondicionamiento de pozos son términos
comunes en la industria. Si bien el término finalización generalmente no es
ambiguo, las empresas operadoras y los organismos reguladores utilizan los
términos "intervención" y "reparación" de manera diferente.
El reacondicionamiento es, para algunas empresas y jurisdicciones operativas, una
operación que altera materialmente la estructura del pozo. La adición de
perforaciones, la instalación de tapones de puente en un revestimiento para aislar
el agua no deseada o cualquier variedad de tratamientos de estimulación se
clasifican como operaciones de reacondicionamiento.
2

Para otros, reacondicionamiento significa una nueva terminación, la extracción y el reemplazo de
todos los componentes principales de la terminación, incluida la tubería de producción. Esto
generalmente significa cerrar el pozo y usar una torre de perforación o una unidad de
reacondicionamiento hidráulico para extraer y volver a colocar la tubería. Para fines de claridad,
cuando se utilice el término “reparación”, significará recompletamiento del pozo.
La intervención de pozos significará una intervención "a través del árbol" en pozos activos (el pozo
está operando en ese momento) usando cable, tubería flexible o una sarta de trabajo contra presión
usando una unidad de reparación hidráulica. Las intervenciones de pozos también incluyen
tratamientos de bombeo, estimulación y operaciones de prueba de pozos.
3

Para casi todas estas intervenciones, el control del pozo lo proporciona el equipo de control de
presión, por ejemplo, el lubricador de wireline y la caja de empaquetadura, el separador de tubería
flexible y, cuando se utiliza una unidad hidráulica de reacondicionamiento, los arietes separadores o
el preventor anular. Las operaciones que utilizan equipos de control de presión de pozo activo son
significativamente diferentes de las que se llevan a cabo en un pozo muerto donde se usa una pared de
fluidos, por lo tanto, la gestión del control y la integridad del pozo deben verse de manera diferente.
4

Las intervenciones en pozos, como el cableado o la tubería flexible, son
operaciones habituales e importantes. No es posible incluir en esta guía los
detalles de estas actividades posteriores a la construcción. Sin embargo, es
importante analizar todas las posibles intervenciones en el pozo como parte del
diseño de la terminación para garantizar que el diseño tiene en cuenta sus
requisitos. Por ejemplo, si se planifican desviaciones de la tubería de producción,
hay una serie de medidas que pueden tomarse durante la fase de diseño del pozo
para que estas desviaciones sean más fáciles y seguras de realizar en una fase
posterior.
5

Durante la fase de diseño también se estudian alternativas a las intervenciones en
los pozos, por ejemplo, pozos inteligentes o intervenciones con tubería para el
cierre de agua y gas, por lo que es necesario conocer las oportunidades y los
riesgos de las intervenciones en los pozos. Muchas terminaciones se construirán
utilizando una serie de intervenciones en el pozo a través de la tubería, por
ejemplo, colocando un tapón para realizar pruebas de presión o perforando la
línea eléctrica a través de la terminación. Una vez más, es esencial conocer las
técnicas de intervención y sus riesgos.
6

Esta guía evita deliberadamente detallar el equipo de un proveedor específico,
prefiriendo seguir siendo genérico. Sin embargo, un conocimiento detallado de la
gama de aplicaciones y componentes de los equipos de sus proveedores es
fundamental para el éxito de cualquier intervención (y terminación) de pozos.
TIPOS Y MÉTODOS DE INTERVENCIÓN.
Durante la fase de diseño, resulta útil mirar hacia delante para intentar prever lo
que puede ocurrirle al pozo a lo largo de su vida útil. En la tabla 4.1 se detallan
algunos de los acontecimientos posibles y los principales métodos para
conseguirlos.
7

8
Oportunidad Razón Métodos Principal
Adquisición de
datos
La decisión puede referirse
al pozo en cuestión (por
ejemplo, un registro de
producción para determinar
la oportunidad de cortar el
suministro de agua) o al
yacimiento en general (por
ejemplo, medir la caída de
presión del yacimiento para
determinar si es necesario
inyectar agua).
 Muchos datos pueden obtenerse sin
intervenciones mediante mediciones
continuas de presión y temperatura (en
la superficie o en el fondo del pozo),
muestreo de pozos y pruebas de
pozos. Algunos pozos son difíciles de
probar (por ejemplo, muchos pozos
submarinos), y los
medidores/manómetros de fondo de
pozo pueden ayudar.
 Las intervenciones para la adquisición
de datos incluyen registros de
producción, registros de formación de
pozos entubados y muestreo de fondo
de pozo.
Table 4.1. Well
operations through
the life of a well.

9
Control y
reparación de
la integridad
Es esencial mantener
la integridad del
pozo.
El control de la integridad consiste principalmente
en medir la presión anular. Algunos diseños de
pozos dificultan esta tarea (submarinos o gas lift).
La reparación del pozo puede realizarse con
straddles o tubos/parches expansibles o
sustituyendo los tubos. Las válvulas de seguridad
pueden repararse con válvulas de inserción o
estranguladores "de tormenta".
Cierre de agua
o gas
El exceso de agua o
gas reduce el
rendimiento de la
tubería y puede
restringir la
producción debido a
las limitaciones del
procesamiento en
superficie.
 Las intervenciones a través de la tubería
incluyen compresiones de cemento y gel,
tapones, straddles, parches y cierre mecánico
de manguitos.
 Las técnicas menos intervencionistas requieren
principalmente pozos inteligentes.
Table 4.1. Well
operations through
the life of a well.

10
Eliminación de
residuos y
control de la
arena
Muchos pozos se llenan de
residuos (residuos de
perforación, arena o creta,
productos de corrosión,
materiales de perforación,
chatarra y apuntalante).
Estos residuos pueden cubrir
los intervalos de producción
e inyección.
 Los residuos pueden retirarse con una
slickline (achique), lo cual es lento. La
tubería flexible y la tubería articulada
(unidad de reacondicionamiento
hidráulico) son más eficaces y pueden
incorporar fresadoras y chorros. La
circulación inversa puede ser más
eficaz que la circulación hacia delante,
pero requiere el equilibrado del pozo.
 El control correctivo de la arena es
difícil; las técnicas incluyen la
consolidación de la arena, la inserción
de pantallas y las desviaciones
(especialmente en caso de fallo total
de la pantalla).
Table 4.1. Well
operations through
the life of a well.

11
Sidetracks y
profundización
de pozos
Las desviaciones de
terminación sirven para
sustituir una terminación
fallida del yacimiento y
suelen situarse cerca del
pozo existente. Las
desviaciones geológicas
desplazan el pozo para
acceder a nuevas reservas.
 En función del diseño de la
terminación, es posible realizar
perforaciones laterales con tubería de
producción y profundizaciones
mediante perforación rotatoria con
tubería de producción (TTRD). Las
desviaciones son más sencillas porque
se reduce el número de sartas de
revestimiento/tubería que hay que
fresar y porque estas sartas están
cementadas. Las perforaciones
laterales convencionales requieren la
retirada de la terminación superior.
Table 4.1. Well
operations through
the life of a well.

12
Sustitución de
tubos
Sustitución de tubos o
componentes defectuosos.
Diferentes tamaños de tubos
o la adición de elevación
artificial pueden mejorar el
rendimiento.
 Reacondicionamiento de la parte
superior del pozo (el yacimiento
permanece aislado) o completo (se
extrae toda la terminación).
 Las técnicas incluyen la extracción
directa (por ejemplo, por encima de
una desconexión de la tubería) o un
corte químico/mecánico. Puede ser
necesario fresar los empaquetadores.
Table 4.1. Well
operations through
the life of a well.

13
Aseguramiento
del flujo
Prevención de las
restricciones al flujo
causadas por incrustaciones,
cera, asfalteno, etc. Si la
prevención no tiene éxito, se
pueden eliminar los
depósitos.
 Entre los métodos de prevención se
incluyen las compresiones con
inhibidores (bullheading, coiled tubing
o tuberías articuladas) y los
tratamientos por lotes. Las técnicas de
eliminación pueden consistir en la
inyección o circulación de productos
químicos desde la superficie (por
ejemplo, ácidos o lubricación en
caliente), operaciones con tuberías
(chorro, lavado, fresado, pulsación) o
eliminación mecánica con cable
(voladura, corte, reperforación).
Table 4.1. Well
operations through
the life of a well.

14
Estimulación
La estimulación puede realizarse
durante o después de la construcción
del pozo. Muchas estimulaciones
deben repetirse periódicamente.
 La mayoría de las estimulaciones
pueden realizarse a través de la
tubería, ya sea con bullheading o
con coiled tubing. La fracturación
con propante requerirá extensas
operaciones de limpieza. Los
tratamientos químicos requieren
materiales compatibles (por
ejemplo, elastómeros).
Perforación.
Puede ser para añadir nuevos
intervalos de terminación (por
ejemplo, identificados a partir de los
registros de producción) o para volver
a perforar intervalos existentes que
funcionan mal (perforación inicial
deficiente, aumento de escala, etc.).
 La mayoría de las perforaciones
posteriores a la construcción del
pozo se realizarán con tubería
flexible (cable o tubería flexible).
Table 4.1. Well
operations through
the life of a well.

15
Mejora del
rendimiento de
los tubos.
Los problemas de elevación son
frecuentes en las fases finales de la vida
útil. Esto puede deberse a un exceso de
agua o gas o a una disminución de la
velocidad.
 Las sartas de velocidad pueden
colgarse de la terminación
existente. La desaireación incluye
el uso de émbolos, la inyección de
tensioactivos y el bombeo.
Retroadaptación
del
levantamiento
artificial
Muchos pozos se benefician de la
elevación artificial al final de la vida
útil del yacimiento, cuando las
presiones son más bajas y los cortes de
agua más altos.
 El levantamiento artificial puede
añadirse mediante intervenciones a
través de la tubería (gas lift,
bombas de chorro, algunas bombas
de varilla y bombas sumergibles
hidráulicas). Si el diseño del pozo
es correcto, pueden instalarse
bombas eléctricas sumergibles a
través de la tubería. Otras técnicas
requieren la sustitución de la
tubería.
Table 4.1. Well
operations through
the life of a well.

16
Reconversión.
A medida que los pozos
maduran, suelen pasar de la
producción de petróleo/gas a
otro tipo de actividad
(especialmente la inyección).
Las opciones de inyección
incluyen agua (incluida el
agua producida), gas, gas
alternado con agua (WAG),
dióxido de carbono y otros
flujos residuales.
 Dependiendo del diseño del pozo, es
posible que no sea necesaria ninguna
intervención en el fondo del pozo. Los
intervalos de producción pueden
requerir una reconfiguración (cierre de
algunos intervalos y apertura de
otros). Si la metalurgia o el tamaño de
la tubería no son adecuados para la
nueva tarea, puede ser necesario
sustituirla.
Table 4.1. Well
operations through
the life of a well.

IMPACTO EN EL DISEÑO DE LA TERMINACIÓN.
En la fase de diseño de la terminación se tiende a infravalorar el número y la variedad
de intervenciones a las que podría someterse un pozo. La tabla 4.1 ofrece algunas ideas
sobre las posibilidades. Para cualquiera de estas (y otras) posibilidades, vale la pena
preguntarse cómo mejorar el diseño de la terminación para aumentar las posibilidades
de éxito de las intervenciones. Es muy posible diseñar un "pozo sin intervenciones", es
decir, una terminación que se considere fiable y capaz de hacer frente a cualquier
eventualidad probable. La realidad es que, tarde o temprano, incluso en pozos
submarinos, es probable que se produzca algún tipo de intervención. Incluso pequeños
cambios en el diseño del pozo pueden mejorar las posibilidades de éxito de las
intervenciones.
17

4.1. SERVICIOS DE
POZOS Y WORKOVER.
La figura 4.1
muestra una
selección de
problemas de
intervención
en pozos.
18

Uno de los conceptos promovidos en la Figura 4.1 es la terminación monobore. Una
terminación monobore tiene el mismo diámetro interno para la tubería y el
revestimiento. Esto puede resultar excesivamente restrictivo y limita el uso de perfiles
de boquilla. Los perfiles de boquilla pueden ser útiles durante la fase de terminación y
durante toda la vida útil del pozo (si no se incrustan o corroen). Los niples son más
fáciles de utilizar que la alternativa de los tapones puente de los conjuntos de tuberías.
En lugar de utilizar una terminación monobore estricta, un concepto de ''monobore de
trabajo'' simplemente garantiza que los tapones puente no inflables puedan desplegarse
en la sección del yacimiento.
19

Esto puede conseguirse con una tubería del mismo tamaño que la camisa y un número
reducido de perfiles de boquilla o con una camisa ligeramente más pequeña que la tubería.
Una configuración habitual en alta mar es una tubería de 5½ pulgadas y una camisa o pantalla
de 5 pulgadas. Esta configuración también es beneficiosa para el rendimiento del caudal. El
dimensionamiento de la tubería (que abarca el rendimiento del caudal y las holguras).
Es inevitable que algunos tipos de pozos tengan una mayor frecuencia de intervención. Los
pozos submarinos, por ejemplo, siempre son costosos. Hay que investigar cualquier
oportunidad que pueda sustituir a las intervenciones rutinarias en los pozos. Algunos ejemplos
son los medidores de fondo de pozo, los pozos inteligentes y las líneas de inyección química
de fondo de pozo polivalentes.
20

Control de presión y control de pozo (Pressure control and Well control).
En aras de la claridad, el término "control de la presión" se utiliza para describir las intervenciones en pozos
activos, en las que se utilizan equipos de retención de la presión para evitar el escape de fluidos
presurizados en la superficie. Se aplica principalmente a las operaciones con cable (wireline), con tubería
flexible (coil tubing) e hidráulicas en pozos activos. "Control de pozos" se utiliza generalmente en el
contexto del mantenimiento de un desequilibrio hidrostático durante las operaciones en un pozo muerto.
¿Por qué se realizan las intervenciones y los workover?
Por dos motivos:
1. Para reparar o sustituir equipos averiados.
2. Para aumentar la producción, ya sea mejorando la producción existente o reduciendo la tasa de declive.
21
4.2. PROBLEMAS DE PRESIÓN.

4.2.1. OPERACIONES DE WIRELINE.
El wireline no conductor es uno de los métodos más antiguos de intervención en pozos. El primer cable era una
simple cinta métrica plana de acero que se introducía en un pozo para obtener una medición rudimentaria de la
profundidad. El cable de acero moderno fue desarrollado originalmente en los años 30 por la empresa Otis (ahora
parte de Halliburton) para hacer frente a pozos más profundos. Sin embargo, fue el desarrollo de equipos de
control de la presión, que permitían introducir la slickline en un pozo con presión en la superficie, lo que
garantizó su uso generalizado.
A lo largo de los años, el tipo de intervenciones que pueden realizarse con slickline ha aumentado
considerablemente, a medida que se han desarrollado más y más herramientas de fondo de pozo. Hoy en día, la
línea de acero es, con diferencia, el método más común para intervenir en pozos activos. Los costes suelen ser
más bajos y la duración de las operaciones más corta que con otros métodos de intervención. Además, el equipo
es compacto, fácil de transportar y está ampliamente disponible (Fig. 9.1).
22

Figure 9.1 Slickline
on location in the
Netherlands.
Photograph courtesy
of Bob Baister.
23
El registro eléctrico de líneas se inició en 1927, cuando Conrad y Marcel
Schlumberger realizaron el primer registro eléctrico de resistividad de pozos
en Pechelbron, Francia. Aunque se desarrolló originalmente para registrar
"pozos abiertos", la línea eléctrica se utiliza hoy en día de forma rutinaria
dentro del revestimiento, la tubería y la camisa de los pozos activos. La gama
de operaciones realizadas con e-line sigue creciendo a medida que se
introducen en el mercado más herramientas de fondo de pozo.

Las principales ventajas de las intervenciones con slickline y línea eléctrica son:
 Bajo coste
 Capacidad de intervención en pozos vivos
 Equipos fáciles de transportar
 Personal reducido (dos o tres personas)
 Generalmente, mucho más rápidas que otras técnicas de intervención
24

Las principales desventajas son
 Resistencia relativamente baja del cable (limitaciones en el peso de las herramientas que
pueden desplegarse)
 Imposibilidad de rotación o circulación
 Difícil de utilizar en pozos con ángulos elevados y de gran alcance.
25

INTERVENCIONES DE WIRELINE EN POZOS ACTIVOS.
Para la mayoría de los ingenieros de intervención, el cable será la primera opción. Si un problema puede
solucionarse con cable, pueden ignorarse alternativas más complejas y costosas. Entre las aplicaciones más
comunes de la línea de acero (slickline) y el cable trenzado no conductor (non-conductive braided cable) se
incluyen:
 Inspección de tuberías
 Eliminación de cera y escamas blandas mediante brochas y cortadores
 Eliminación de fluidos de sobrepeso de un pozo; limpieza
 Detección de fugas en la tubería
 Puesta en marcha y recuperación de equipos de control de flujo de fondo de pozo, como tapones,
estranguladores, straddles, pack-off, etc.- 26

INTERVENCIONES DE WIRELINE EN POZOS ACTIVOS.
 Mantenimiento de sistemas de elevación de gas
 Abrir y cerrar vías de circulación.
 Reparar el SCSSSV (surface controlled sub-surface safety valve) recuperable con tubo y sustituir el SCSSSV
recuperable con cable
 Retirar escombros y rellenar
 Pescar el equipo perdido.
El desarrollo de componentes electrónicos robustos y la mejora de la tecnología de las baterías, junto con el
aumento aparentemente exponencial de la capacidad de la memoria de los ordenadores, ha hecho que aumente el
número de intervenciones realizadas con líneas de acero.
27

EQUIPAMIENTO DE CONTROL DE PRESIÓN EN WIRELINE.
La mayoría de las operaciones con cable se llevan a cabo en pozos “ACTIVOS", es decir, pozos con presión en la
superficie en los que es necesario un sistema de contención de la presión.
El equipo de control de la presión contiene la presión del pozo mientras se introduce y extrae el cable del pozo.
El personal que trabaja con cables debe tener un conocimiento detallado del funcionamiento de estos equipos y
saber cómo reaccionar ante situaciones imprevistas, como fugas, fallos de funcionamiento de los equipos o rotura
de cables.
El equipo de control de la presión de los cables nunca debe quedar desatendido cuando se utilice en un pozo
activo.
28

Los equipos de control de la presión de los wirelines constan de cinco componentes básicos:
 Un prensaestopas (slickline) o un cabezal de inyección de grasa (línea cable trenzado) que puede sellarse
alrededor del cable móvil, lo que permite introducirlo en un pozo activo
 Lubricador: tramos de tubería de alta presión de longitud suficiente para longitud suficiente para alojar la
sarta de herramientas más larga utilizada
 BOP de cable (más propiamente llamada válvula de cable).
 Riser: en las plataformas marinas y las torres de satélites, la cubierta de trabajo suele estar situada a cierta
distancia por encima de la boca del pozo y el árbol de Navidad. En estos lugares se necesita un tubo
ascendente para salvar la distancia entre la parte superior del árbol de Navidad y la plataforma de trabajo.
Algunos operadores insisten en utilizar conexiones embridadas para el tubo ascendente por debajo del nivel
de la BOP, pero esto no es universal.
29

Los equipos de control de la presión de los wirelines constan de cinco componentes básicos:
 Conexión al árbol: método de conexión de la parte inferior del equipo de control de presión al árbol de
Navidad.
 Además de los componentes de retención de presión, se necesitan equipos auxiliares para completar la
instalación.
Para las operaciones de slickline:
 Bomba hidráulica manual y manguera de alta presión para accionar el prensaestopas.
 Bomba hidráulica y mangueras de alta presión para accionar la válvula de cable (BOP).
30

Para operaciones e-line y cable trenzado:
 Bomba de grasa (con mangueras de alta presión). Esto mantiene un sello alrededor del cable a su paso por el
cabezal de engrase y para empaquetar entre los cilindros de la válvula del cable (BOP)
 Bomba manual hidráulica y manguera para accionar el limpiador de línea y/o en el cabezal de inyección de
grasa.
Para todas las operaciones con cable:
 Bomba de alta presión para la prueba hidráulica del equipo de control de presión.
 Colector de alta presión montado en el lubricador para poder controlar la presión y despresurizar el
lubricador.
 Panel de control de pozo único (en función de la ubicación)
31

Figure 9.10 Slickline pressure control equipment. 32
4.2. PROBLEMAS
DE PRESIÓN.
Figure 9.11 E-line/braided cable pressure control equipment

PANELES DE CONTROL DE POZO ÚNICO.
En muchos lugares, los pozos están conectados a un sistema
automatizado de parada de emergencia (ESD - emergency shutdown) que
forma parte integrante de la instalación de producción. Los sistemas ESD
funcionan desde un panel central que controla las válvulas de seguridad
del árbol de Navidad y del pozo. En la mayoría de los casos, se trata de la
válvula maestra superior (UMV), que también puede incluir la válvula de
mariposa, la SCSSSV y la válvula de seguridad anular (ASV) (si está en
funcionamiento). Si se pierde presión hidráulica (o neumática), las
válvulas se cierran y permanecen cerradas hasta que se restablece la
presión del panel (Fig. 9.34).
33Figure 9.34 Single well control panel. Image courtesy of NOV Elmar.

Las condiciones requeridas para ventear la presión del panel e iniciar una parada varían, pero normalmente
incluyen:
 Sobrepresión en el sistema de producción
 Baja presión en el sistema de producción
 Escape de hidrocarburos.
 Temperatura elevada
 Desbordamiento de líquido en el separador
 Activación de los sistemas de protección contra incendios
 Iniciación manual.
34

Durante una parada imprevista de la instalación anfitriona o el host, las válvulas de árbol y las válvulas de
seguridad de fondo de pozo se cerrarán sin previo aviso. El cierre de una válvula del árbol cortará la línea de
acero y cortará o dañará gravemente el cable trenzado. El resultado será muy grave:
 Posibilidad de dañar la compuerta y el asiento de la válvula de árbol
 Liberación de hidrocarburos si el extremo roto del cable es expulsado del prensaestopas (stuffing box) y falla
la válvula de retención
 Daños en la válvula de seguridad del fondo del pozo. En el peor de los casos(por encima de la válvula
SCSSSV cuando se rompe el cable) impacta contra la válvula SCSSSV destruyendo el flapper
 Operación prolongada y difícil para recuperar el cable roto y la cadena de herramientas perdida
35

Aunque las emergencias reales son, afortunadamente, poco frecuentes, las alarmas falsas son muy comunes. El cierre
imprevisto y no deseado de la válvula (y el corte del cable) puede evitarse anulando el sistema ESD principal mediante un
panel de control de pozo de intervención dedicado. Se trata de un único panel de control del pozo supervisado y manejado
por el equipo de intervención.
Los paneles remotos varían considerablemente en diseño y funcionalidad. Algunos sólo están diseñados para accionar las
válvulas del árbol y del fondo del pozo, mientras que otros incorporan funciones adicionales, por ejemplo, el
accionamiento del BOP del cable y el empaquetado del prensaestopas (Fig. 9.35).
La bomba principal que suministra presión hidráulica a cada función puede ser neumática, eléctrica o accionada por un
motor diesel. Una bomba bien diseñada tendrá una bomba de reserva manual. También tendrá alarmas acústicas que
sonarán si la presión del aire (bomba accionada por aire) o la presión hidráulica cae por debajo de los valores
predeterminados.
36

Figure 9.35 Well control panel console. This panel can control the tree master valve, and the SCSSSV, as well as providing hydraulic
power to the BOP and the stuffing box pack-off. Image courtesy NOV Elmar.
37

Independientemente del diseño, hay algunas prácticas comunes que deben aplicarse cuando se utiliza un panel de control
de pozos:
 Debe tenerse debidamente en cuenta la ubicación de la bomba. En caso de emergencia, el personal puede tener que
cerrar el pozo manualmente el panel, es decir, descargar la presión hidráulica. El panel debe estar alejado de zonas
peligrosas y ser fácilmente accesible. Lo ideal es que la bomba tenga línea de visión con el pozo, aunque no siempre
es práctico.
 Si no es posible situar el panel lejos de las zonas peligrosas, es una buena práctica disponer de un dispositivo de
desconexión secundario o una válvula de descarga alejado del panel principal. Cada miembro de la tripulación debe
conocer la ubicación de las estaciones de apagado secundarias.
38

 La mayoría de los paneles tienen un fusible de bajo punto de fusión que descargará la presión del panel en caso de
que un incendio impida que la tripulación se ponga en marcha.
 Si el panel está equipado con un sistema de acumulador, asegúrese de que las botellas del acumulador estén
completamente cargadas.- Cuando se utilicen paneles accionados por aire, considere la posibilidad de disponer de un
"suministro de aire" de reserva en caso de que falle el aire de la instalación. Se suele utilizar nitrógeno comprimido.
 Nunca deje el panel desatendido cuando las válvulas del árbol estén abiertas.
 Disponga de planes de contingencia en caso de mal funcionamiento del panel, fugas en las mangueras hidráulicas,
pérdida del grupo electrógeno o del aire de la plataforma.
39

Todos los miembros del equipo de perforación, así como el personal de supervisión de la empresa operadora, deben saber
cómo funciona el panel remoto y, lo que es más importante, cómo iniciar un apagado de emergencia (total). Los paneles de
control de un solo pozo permiten la operación de funciones individuales, por ejemplo, la válvula de árbol puede abrirse o
cerrarse independientemente de la SCSSSV y viceversa. También debe ser posible iniciar la ESD del pozo en una sola
acción. Por ejemplo, pulsando un botón o abriendo una válvula de descarga se cierran todas las válvulas. El botón o
válvula de cierre suele estar situado en un lugar destacado de la consola de control y debajo de una cubierta protectora, lo
que reduce el riesgo de activación accidental.
Los paneles de control de pozo único no se limitan a las operaciones con cable, sino que se recomienda su uso en la
mayoría de las intervenciones, incluidas las de tubería flexible, reacondicionamiento hidráulico y operaciones de bombeo.
Por último, para subrayar la importancia de que todos los miembros de la tripulación sepan utilizar el panel, y no sólo el
personal superior y de supervisión, considere la siguiente situación.
40

Se están utilizando medidores de presión/temperatura en la línea de flotación. Parte del programa
de adquisición de datos requiere una parada de 30 minutos en la profundidad máxima del
yacimiento. El jefe de equipo de la línea de acero coloca los medidores en la profundidad y tira de
la broca. ¿Y después? Es casi seguro que el jefe de la tripulación aprovechará la oportunidad para
tomar un refrigerio, dejando la unidad de línea de acero y el equipo de control de presión asociado
al cuidado de uno de los miembros más jóvenes de la tripulación. ¿Tiene esa persona la experiencia
necesaria para saber qué hacer si se produce una pérdida inesperada de contención; una fuga del
equipo de control de la presión? ¿Sabría qué hacer si se produjera una emergencia que obligara a
cerrar el pozo con el cable aún en el agujero?
41

LINEAMIENTOS DE CONTROL DE POZOS DURANTE OPERACIONES CON CABLE.
Durante las intervenciones en pozos activos, en las que el equipo de control de presión se monta encima de un árbol de
Navidad, las líneas primarias, secundarias y terciarias son:
Control de presión primario (cuando las válvulas del árbol están abiertas y el cable está en el pozo):
 Stuffing box (slickline) o cabeza de engrase (e-line y cable trenzado). La contención de la presión por encima de la
swab valve (SV) incluye la conexión del árbol, el tubo ascendente, la válvula del cable y el lubricador. Incluiría
cualquier colector de purga/manómetro.
Control primario de presión; pozo cerrado, válvulas de árbol cerradas:
 Válvulas de árbol. Para establecer un aislamiento de doble línea, tanto la UMV como la SV están normalmente
cerradas. La UMV es la línea primaria.
42

Control primario de presión; pozo cerrado, válvulas de árbol cerradas:
 Si un pozo está equipado con una válvula lubricadora de fondo de pozo: La principal línea durante el despliegue de la
sarta de herramientas es una válvula SCSSSV cerrada y probada contra el flujo de entrada. Dado que la válvula
lubricadora se coloca normalmente por encima de la SCSSSV, ésta se convierte en la línea secundaria.
Control de presión secundario (válvulas de árbol abiertas-cable en el pozo): Con cable en el pozo, la ubicación de la línea
secundaria de control del pozo depende de dónde y cómo falle la línea primaria.
 Si el cable se rompe y sale despedido del stuffing box o del cabezal de engrase, el stuffing box interno del BOP o la
retención de bola deben asentarse e impedir cualquier pérdida de contención a través del agujero dejado por el cable
que falta. El retén de bola o el BOP son, por tanto, una línea secundaria. Cabe señalar que estas líneas secundarias no
siempre (rara vez) funcionan. En cualquier caso, las válvulas del árbol se cerrarían tras la rotura de un cable.
43

Control de presión secundario (válvulas de árbol abiertas-cable en el pozo):
 Si se produce una fuga en el equipo de control de presión situado por encima de la BOP (prensaestopas o conexión del
lubricador), se cerrarían los cilindros de la válvula del cable (BOP). La válvula del wireline es, por tanto, una línea
secundaria.
 Si se produce una fuga en la envoltura de contención de presión primaria por debajo de la BOP, la única medida
segura sería cerrar las válvulas de árbol (rompiendo el cable). En consecuencia, las válvulas de árbol son la línea
secundaria.
Línea terciaria:
 Válvula de corte del cable o BOP.
 Válvula de árbol de Navidad.
44

CONTROL DE LA PRESIÓN DURANTE LAS OPERACIONES DE PESCA CON CABLE.
Si una sarta de herramientas se atasca, o si el cable se rompe y vuelve a caer en el pozo, hay que pescarlo. Las operaciones
de pesca en pozos activos deben realizarse de forma sistemática si se desea mantener la integridad de la presión. A
continuación se resumen las técnicas de pesca más utilizadas y las principales áreas de preocupación en las operaciones de
pesca.
Siguiendo unas sencillas directrices, se puede reducir la posibilidad de que el cable se rompa:
 Llevar un registro del uso del cable.
 Limite el tiempo dedicado a sacudir (tanto hacia abajo como hacia arriba en el caso de los cables trenzados).
 Limite la tensión máxima del cable: la mayoría de los fabricantes recomiendan 75% de la carga mínima de rotura.
 Asegúrese de que la lectura del indicador de peso es precisa (calibre la célula de carga). tenga en cuenta la variación
del ángulo de la flota en la polea inferior).
45

CONTROL DE LA PRESIÓN DURANTE LAS OPERACIONES DE PESCA CON CABLE.
 Asegúrese de utilizar el diámetro de polea correcto.
 Deslice y corte el cable con frecuencia.
 Asegúrese de que el cable es compatible con los fluidos del pozo (requisitos de servicios ácidos).
 Enrollar el cable con la tensión adecuada.
 Uso de reductores de fricción.
 Destreza del operario.
 Aunque se tomen todas las precauciones sugeridas, las herramientas pueden atascarse y el cable puede partirse.
46

4.2.2. WELL CONTROL EN OPERACIONES DE COILED TUBING.
La tubería flexible (coiled tubing) se utiliza en pozos desde principios de los años sesenta. Gracias a las continuas
mejoras en tecnología y fiabilidad, la tubería flexible es ahora una técnica de intervención habitual. La tubería
flexible se fabrica como un tubo continuo de diámetros comprendidos entre 1" y 4 1/2". El tubo se enrolla en un
gran tambor que permite transportarlo hasta y desde el pozo.
En el pozo, el tubo en espiral se enrolla desde el tambor de transporte hasta un cabezal inyector. Es el cabezal
inyector el que sujeta y controla la tubería, lo que permite introducirla en el pozo y extraerla de él. El equipo de
control de presión situado debajo del cabezal inyector permite utilizar la tubería flexible en pozos activos. La
capacidad de operar en pozos activos, con relativa rapidez y facilidad, hace que la tubería flexible sea una opción
obvia para muchas intervenciones, especialmente cuando es necesario bombear fluidos.
47

Una unidad moderna de tubería flexible es capaz de realizar muchas aplicaciones de intervención en pozos. Las
más comunes son:
• Descarga de pozos (conseguir que el pozo fluya) mediante elevación por nitrógeno.
• Limpieza del pozo (eliminación de arena, apuntalante y otros residuos no deseados).
• Tratamiento ácido (lavado ácido para eliminar incrustaciones de carbonatos; tratamiento de la matriz de la
formación).
• Cementación reparadora.
• Intervenciones mecánicas en pozos de alto ángulo (colocación de tapones, apertura y cierre de SSD).
• Operaciones de pesca.
• Perforación en desequilibrio.
• Instalación de sartas de velocidad.
48

La mayoría de las intervenciones con coiled tubing se realizan en pozos activos utilizando equipos de control de presión.
Cualquiera que planifique, supervise o ejecute una intervención con tubería flexible en un pozo activo debe comprender
cómo se monta este equipo, cómo funciona y, lo que es más importante, qué medidas deben tomarse en caso de
emergencia y qué medidas deben aplicarse para evitar un incidente de control del pozo.
EQUIPO COILED TUBING, en un pozo activo, se necesita el siguiente equipo:
 Cabina de control y grupo electrógeno.
 Carrete de coiled tubing.
 Cabezal inyector.
 Equipo de control de presión (pack-off o stripper, BOPs y riser).
Los equipos adicionales necesarios dependerán de la naturaleza de la intervención. La mayoría de las intervenciones con
tubería flexible implican el bombeo de fluido a través de la bobina y, en muchos casos, los retornos de fluido tendrán que
manipularse en la superficie (Fig. 10.1).
49

50
4.2. PROBLEMAS
DE PRESIÓN.
Figure 10.1 Main coiled tubing components.

EQUIPO DE WELL CONTROL.
Los equipos de control de pozos permiten realizar intervenciones sin presión en la
superficie. La especificación y configuración del equipo viene determinada
principalmente por la presión del pozo, la ubicación, los requisitos operativos, la
política de la empresa operadora y la legislación gubernamental. Como mínimo, el
equipo de control de la presión consistirá en un conjunto de BOP de tubería flexible y
un separador (pack-off).
Aunque esto puede considerarse adecuado para algunas operaciones de baja presión o
sub-hidrostáticas, normalmente se necesitaría una configuración de control de presión
más robusta, especialmente si se opera con una política de dos líneas (Fig. 10.3).
51
Figura 10.3 Requisitos mínimos para el
control de la presión. Sin embargo, esta
configuración no permitiría el aislamiento
de dos líneas si hubiera que cambiar las
gomas del separador cuando la tubería
flexible está en el pozo y, por lo tanto,
sería contraria a la política de control de
pozos de muchas compañías operadoras.

EQUIPO DE WELL CONTROL.
La mayoría de las operaciones incluirían, (desde abajo hacia arriba):
 Sello de cizallamiento BOP (situado directamente encima del árbol de Navidad).
 Elevador de alta presión (y bomba en T si es necesario).
 BOP cuádruple (o combi de ariete doble) con un puerto de circulación de bombeo
entre los arietes de deslizamiento y cizallamiento.
 Extractor (pack-off) o, más comúnmente, extractor doble (tándem). El uso de
conexiones embridadas es cada vez más común, y es obligatorio en algunos
lugares, especialmente para conectar el BOP con sello de cizallamiento al árbol
de Navidad (Fig. 10.4). 52
Figura 10.4 Equipo de control de la
presión de la tubería flexible. Esta
configuración permitiría sustituir la goma
del separador superior manteniendo el
aislamiento de dos líneas.

LINEAMIENTOS PARA COILED TUBING.
Cuando se utiliza tubería flexible en un pozo donde hay presión en la superficie (pozo activo), las líneas se definen
generalmente como sigue.
Barreras de retención de la presión del pozo (barreras externas a la tubería flexible)
Barrera primaria.
 Gomas Stripper, cuerpo BOP y riser.
 Válvulas de árbol de Navidad al desplegar herramientas dentro y fuera del tubo ascendente.
 Si se instala (y utiliza) una válvula lubricadora de fondo de pozo, ésta será la principal barrera cuando se despliegue un
BHA dentro o fuera del pozo (la descripción de la válvula lubricadora se encuentra en el capítulo sobre equipos de
terminación). 53

BARRERAS PARA COILED TUBING.
Barreras de retención de la presión del pozo (barreras externas a la tubería flexible)
Barrera primaria.
 Válvulas de compuerta si se utiliza un sistema de despliegue de herramientas de tubería flexible.
Barreras secundarias.
 Arietes de tubería BOP.
 SCSSSV o válvula lubricadora si el BHA de tubería flexible está por encima.
Barrera terciaria.
 Capacidad de cizallamiento y sellado en el BOP. Para muchas operaciones, se montará inmediatamente un BOP
combinado de cizallamiento y sellado, inmediatamente por encima del árbol.
 Algunos árboles se han equipado con válvulas de compuerta capaces de cizallar coil tubing.
54

BARRERAS PARA COILED TUBING.
Carrete para tubería flexible: control de la presión interna
Barrera primaria.
 Válvulas de retención (válvulas antirretorno) en el BHA.
Barreras secundarias.
 Fluido bombeado a través del carrete para impedir la entrada de hidrocarburos.
Barrera terciaria.
 Capacidad de cizallamiento y sellado en el BOP. En muchas operaciones, se monta
una BOP combinada de cizallamiento/sellado inmediatamente por encima del árbol.
 Algunos árboles se han equipado con válvulas de compuerta capaces de cizallar coil
tubing.
55
Nota: Algunas operaciones con coil
tubing utilizan circulación inversa para
limpiar el pozo. Esto significa que no se
incluyen válvulas de retención en el
BHA. En estas circunstancias, la presión
de sobrepeso interna primaria impide la
entrada de hidrocarburos en el coiled
tubing.

4.2.3. OPERACIÓN DE REACONDICIONAMIENTO HIDRÁULICO (SNUBBING).
De todos los métodos de intervención descritos en este libro, el snubbing tiene la poco envidiable reputación de
ser el más peligroso. La mayoría de las personas que realizan intervenciones en pozos activos son conscientes de
los riesgos de trabajar con hidrocarburos a presión, y nadie lo es más que la tripulación de una unidad de
snubbing. Si se cometen errores o falla el equipo, es probable que las consecuencias de una operación de
snubbing sean más graves que cuando se realiza una intervención con cable o tubería flexible en el mismo pozo.
Una unidad de reacondicionamiento hidráulico (HWO) permite correr y extraer la tubería de perforación o de
terminación de un pozo sin necesidad de utilizar una torre de perforación. Además, puede hacerlo mientras el
pozo sigue presurizado (activo), lo que permite realizar algunas operaciones de reparación y terminación con el
pozo en condiciones de desequilibrio.
56

El HWO es el sucesor moderno de las primeras unidades de snubbing. Éstas se remontan a principios de los años
20 y se utilizaban principalmente en situaciones de control de pozos en las que, tras una patada, se introducía la
tubería en el pozo (contra presión) para establecer una vía de circulación. Las primeras unidades de
amortiguación eran dispositivos mecánicos rudimentarios que necesitaban el bloque de desplazamiento de la torre
de perforación para funcionar.
Los cables de amortiguación se pasaban a través de poleas situadas en el suelo de la plataforma, se conectaban a
la polea de desplazamiento y se fijaban a los patines de desplazamiento. Al levantar los bloques, se cerraban las
cuñas de desplazamiento de la tubería de perforación y, a continuación, se introducía la tubería en el pozo a través
de un preventor anular cerrado. Esta acción de empujar la tubería hacia el interior del pozo contra la presión del
mismo se denominaba, y aún se denomina, "snubbing". 57

En la década de 1950 se introdujo la unidad HWO moderna, que sustituyó los cables de amortiguación por
cilindros hidráulicos, lo que permitió aplicar más fuerza y, al mismo tiempo, eliminó la necesidad de contar con
una torre de perforación in situ. Las unidades HWO modernas son fácilmente transportables y ocupan
relativamente poco espacio, lo que las hace ideales para todo tipo de actividades de reparación y terminación,
tanto en pozos activos como muertos.
En la actualidad, la mayoría de las unidades HWO se utilizan para realizar intervenciones y reparaciones
(recompletaciones) en pozos muertos, donde la instalación de una plataforma de tamaño completo resulta costosa
o problemática desde el punto de vista logístico. Aunque muy pocos de los trabajos realizados por las unidades
HWO son, estrictamente hablando, "snubbing", el término se ha impuesto, y la mayoría de la gente se referirá a
una unidad HWO como una unidad de snubbing, independientemente de cómo se esté utilizando.
58

En aras de la claridad, en esta guía se utilizarán las siguientes definiciones:
Unidad HWO: Gato accionado hidráulicamente capaz de extraer y extraer tuberías articuladas de un pozo. Cuando se
utiliza con el equipo de control de presión adecuado, la tubería puede extraerse de un pozo activo. La unidad AHWO
también puede utilizarse para realizar operaciones de reparación o terminación en las que la barrera de control del pozo es
una columna de fluido de peso muerto.
Snubbing: El proceso de introducir tubería en un pozo activo a través de los elementos de sellado del equipo de control de
presión cuando la fuerza, ejercida por la presión del pozo que actúa contra el área de la sección transversal de la tubería, es
mayor que el peso flotante de la tubería que cuelga en el pozo. Por lo tanto, la pérdida de la fuerza de sujeción (agarre) del
tubo provocaría su expulsión (soplado) del pozo. Una situación en la que la tubería se expulsa del pozo si no se sujeta
también se conoce como "tubería ligera".
Stripping: Término aplicado a las condiciones de "tubería pesada". Es una situación en la que el peso flotante de la tubería
que cuelga del pozo es mayor que la fuerza generada por la presión superficial que actúa sobre la tubería en la superficie.
59

OPERACIONES DE REACONDICIONAMIENTO HIDRÁULICO
Las unidades HWO se utilizan para realizar operaciones que van más allá de las que normalmente se llevan a
cabo con cable y tubería flexible. Entre ellas se incluyen:
 Reacondicionamiento (workover) en lugares donde el uso de una torre de perforación está restringido o es
difícil. En algunos casos, la operación se realiza con el pozo “activo", es decir, sin necesidad de matar el
pozo.
 Control de la presión: colocación de tuberías en pozos activos para proporcionar una vía de circulación para
las operaciones de destrucción del pozo.
 Operaciones de limpieza de pozos. Las unidades HWO pueden desplegar tubería más grande y robusta que la
utilizada por la tubería flexible. Esto permite alcanzar mayores velocidades anulares y, por tanto, una
limpieza más eficaz del pozo, lo que es importante en pozos horizontales y de gran inclinación.
60

OPERACIONES DE REACONDICIONAMIENTO HIDRÁULICO
 Pesca y fresado.
 Estimulación de yacimientos: fracturación hidráulica ácida y con apuntalamiento.
 Tratamientos de consolidación de arenas.
 Operaciones de empaquetado de grava.
 Instalación de sartas de velocidad.
 Perforación con tubo pasante (side track, profundización de pozos). Posibilidad de perforación convencional
(sobrebalance) y bajo balance.
 Despliegue de cañones de perforación largos.
61

UNIDADES DE WORKOVER HIDRÁULICO
VENTAJAS
 Mayor fuerza de estrangulamiento que las unidades de tubería flexible.
 Posibilidad de desplegar tuberías de gran diámetro, lo que permite mayores velocidades de circulación para las
operaciones de limpieza de pozos.
 Posibilidad de utilizar tubos de pared gruesa y alto rendimiento. La tubería de pared gruesa y alto rendimiento puede
tolerar cargas axiales elevadas y tiene un índice de rotura/colapso superior al de la tubería en espiral. El rendimiento
del material de la tubería flexible es limitado debido a los ciclos de flexión a los que debe someterse.
 Normalmente puede funcionar a presiones de boca de pozo más elevadas que la tubería flexible.
 Capacidad de rotación de la tubería: el uso de una mesa giratoria permite un par de rotación mayor que el que se puede
conseguir con un motor de lodo.
 Normalmente es más portátil que la tubería flexible: el equipo puede descomponerse en cargas más ligeras y pequeñas
(aunque habrá más de ellas).
62

DESVENTAJAS
 Coste: el HWO es bastante más caro que el cable y, en general, más caro que la tubería flexible.
 Los tiempos de disparo de los tubos suelen ser mucho más largos que los de la tubería flexible y convencionales,
especialmente cuando se trabaja en un pozo activo.
 Riesgo: la entrada y salida de tuberías de un pozo activo siempre conlleva un mayor riesgo que la misma operación en
un pozo abierto. que realizar la misma operación en un pozo muerto.
63

CONFIGURACIÓN DEL MONTAJE: VISIÓN GENERAL
Para las intervenciones en tubing en pozos de producción “activos", el HWO, junto con el equipo de control de
presión asociado, se monta por encima del árbol de Navidad de producción. Cuando se realizan operaciones en un
pozo perforado o en un pozo con barreras, el HWO y el equipo de control de presión asociado pueden instalarse
en la boca del pozo. En algunas intervenciones en pozos vivos, el HWO se utiliza junto con una torre de
perforación (rig assist). Por lo general, el HWO funciona como un sistema independiente.
Los componentes individuales no suelen ser muy pesados, por ejemplo, un gato de cuatro cilindros de gran
potencia pesa aproximadamente 6 toneladas. La naturaleza modular de las unidades HWO y el peso modesto de
los componentes las hacen ideales para lugares de difícil acceso, como regiones montañosas, selva o torres de
satélite en alta mar con instalaciones limitadas. 64

4.2.3. OPERACIÓN DE REACONDICIONAMIENTO
HIDRÁULICO (SNUBBING).
CONFIGURACIÓN DEL MONTAJE: VISIÓN GENERAL
El equipo básico consta de:
 La unidad HWO básica: el sistema de gato hidráulico.
 La sarta de trabajo, la tubería y el conjunto de fondo de pozo (BHA).
 Componentes de control del pozo: preventor de reventones (BOP) y
equipos de control asociados.
 Equipo auxiliar-manipulación de tuberías, almacenamiento y
manipulación de fluidos, equipos de escape de emergencia (Fig. 11.1).
65
Figure 11.1 Hydraulic workover unit—
(BOP not shown).

Una unidad HWO moderna se monta a partir de los siguientes componentes:
◈ Conjunto del gato
◈ Sistema de control
◈ Conjunto del tubo guía
◈ Mesa giratoria
◈ Patines de desplazamiento
◈ Deslizadores fijos
◈ Sistema de cable
◈ Ventana de trabajo
◈ Cesta de trabajo
◈ Cabrestante de contrapeso
◈ Grupo electrógeno. 66

EQUIPO DE WELL CONTROL
Todas las operaciones de la unidad HWO se realizan a través de una pila BOP. Para las operaciones en pozos
inactivos, los criterios para configurar el BOP son los mismos que los utilizados para cualquier operación de
reparación y terminación con equipo de perforación. Las operaciones en pozos vivos requieren un equipo
adicional que permita colocar y extraer la tubería de un pozo bajo presión. Cuando la presión en boca de pozo es
baja, se puede utilizar un Bipper o un BOP anular como barrera externa primaria. A presiones más altas, la
tubería se extrae a través de preventores de tipo ariete. Los preventores de tipo ariete deben utilizarse cuando las
conexiones de la tubería no sean compatibles con los preventores anulares o de tipo ariete, independientemente de
la presión.
67

Definiciones de barrera de pozo muerto
Barrera primaria.
 Fluido de peso muerto
Si hay un árbol en su lugar, las válvulas cerradas del árbol formarían la barrera primaria durante el montaje,
desmontaje y cuando no hay tubería en el pozo.
Barrera secundaria
 Arietes de tubería BOP o BOP anular.
Barrera terciaria
 Cabezal de seguridad BOP y arietes ciegos.
68

Definiciones de barrera de pozo muerto
Barrera terciaria
 Cabezal de seguridad BOP y arietes ciegos.
 Si se ha colocado un árbol, las válvulas del árbol se cerrarán después de que se haya cortado la tubería siempre que la
tubería caiga por debajo del árbol.
Dado que el pozo está muerto, no es necesario instalar una válvula de retención en la sarta de tubería: la barrera de fluido
es la barrera principal. Una válvula de seguridad de apertura total es la barrera secundaria, y se colocaría en la parte
superior de la tubería y se cerraría si el pozo patinara. La barrera terciaria es el ariete ciego o ariete ciego de cizallamiento.
69

Definiciones de barreras para pozos activos
Las operaciones en pozos activos pueden realizarse a través de la terminación existente con el árbol en su lugar. Las
unidades HWO también pueden utilizarse para ejecutar y extraer la terminación en un pozo vivo donde no se ha instalado
un árbol.
Barreras externas durante las operaciones en pozos vivos
Barrera primaria
 Cuando la presión en boca de pozo es baja, el H2S no está presente o su concentración es inferior a la nociva, y
cuando la sarta de tubería no tiene alteraciones externas, o tiene alteraciones externas cónicas, generalmente se utiliza
una cubeta de extracción o un preventor anular.
70

Barrera primaria
 Cuando la presión en boca de pozo es baja o la concentración de H2S es inferior a la nociva, y cuando la sarta de
tubería no tiene alteraciones externas, o tiene alteraciones externas cónicas, se suele utilizar un recipiente separador o
un preventor anular. El límite superior de un preventor anular o normalmente es de 3000 psi (20.700 kPa).
 Cuando la presión del cabezal del pozo es alta, hay presencia de H2S y el diseño de la conexión de la tubería es tal que
los separadores o un BOP anular se dañarían si las conexiones se snubbed o se separan, la barrera primaria está
formada por uno de los dos arietes separadores.
 Si hay un árbol, las válvulas del árbol serán la barrera principal durante el montaje/desmontaje y mientras la tubería
esté fuera del pozo.
71

Barreras secundarias (tubería en el pozo)
 Si falla la barrera primaria (una fuga de la cubeta de extracción, el BOP anular o los arietes de extracción), se cierran
los arietes de tubería para recuperar el control del pozo. Los arietes de tubería cerrados y probados también permiten
reparar la barrera primaria con la tubería aún en el pozo. Para ajustarse a una política de aislamiento de dos barreras
durante las reparaciones, deben incluirse en la pila dos arietes de tubería por cada tamaño de tubería (sartas cónicas).
Barrera secundaria (sin tubería en el orificio)
 Preventor de ariete de cizallamiento ciego
72

Barrera terciaria
 La barrera terciaria se reserva para su uso en caso de que fallen las barreras primaria y secundaria. Para operaciones de
snubbing en pozos vivos, la barrera terciaria será:
 Un ariete ciego/de cizallamiento o un ariete ciego/de cizallamiento separado.
 Si hay un árbol en el lugar, las válvulas del árbol se cerrarán después de que se haya cortado la tubería. después de
cortar la tubería, suponiendo que la tubería caiga por debajo del árbol.
73

Intervención en pozos vivos: control de la presión interna de la tubería
Durante las intervenciones en pozos vivos, se impide que la presión del pozo entre en la sarta de tubería y fluya a la
superficie mediante barreras internas.
Barrera primaria
 Válvula de retención situada en el BHA. En la mayoría de los casos, se utilizará una válvula de retención doble.
Barrera secundaria
 Válvula de seguridad de apertura total. Debe estar siempre en la cesta de trabajo y ser fácilmente accesible. Si la
válvula de retención del BHA tiene fugas, la válvula de apertura total se lleva hasta el extremo de la tubería en la cesta
de trabajo y se cierra.
74

Barrera secundaria
 Como parte de la cadena de trabajo del BHA, normalmente se instalan uno o varios nipples con cable. Se sitúan a poca
distancia por encima de las válvulas de retención.Si las válvulas de retención tienen fugas, se puede utilizar el cable
para colocar un tapón en el perfil del niple. De este modo se restablece la barrera primaria y se puede llevar la tubería
a la superficie sin tener que matar el pozo. Dependiendo del diseño, también puede ser posible bombear un tapón en el
niple.
Barrera terciaria
 La barrera terciaria interna es la misma que la barrera externa, proporcionando tanto una barrera interna como externa.
Si el árbol está en su lugar y la tubería cortada ha caído fuera del árbol, las válvulas de compuerta del árbol también se
cerrarán para proporcionar una barrera adicional. 75

Se necesitan varios componentes para garantizar que el equipo de control de presión HWO pueda cumplir los requisitos de
barrera y control del pozo. Estos componentes se describen a continuación.
Pozo único, panel de control del pozo
Cuando se realizan operaciones de HWO en un pozo activo en el que el árbol permanece en su lugar, se puede utilizar un
panel de control de pozo único (como se describe en el Capítulo 4.2.1: Operaciones con cable) para mantener las válvulas
del árbol y la válvula de seguridad del subsuelo controlada desde la superficie (SCSSSV), si está instalada, en posición
abierta. El cierre involuntario de la válvula maestra o SCSSSV mientras la tubería está en movimiento sería
extremadamente perjudicial para la tubería, la válvula de árbol y la SCSSSV.
76

El trabajo de ingeniería para mantener y mejorar las tasas de producción de petróleo y gas parte de la identificación
de los problemas que causan las bajas tasas de producción de los pozos, el rápido declive del fluido de producción
deseable o el rápido aumento de los fluidos indeseables. En el caso de los pozos petrolíferos, estos problemas
incluyen:
• Baja productividad
• Producción excesiva de gas
• Producción excesiva de agua
• Producción de arena
Para los pozos de gas, los problemas incluyen
• Baja productividad
• Producción excesiva de agua
• Carga de líquido
• Producción de arena
77
4.3. – 4.4. PROBLEMAS DE BAJA PRODUCTIVIDAD
Aunque la producción de arena es fácil de identificar, con
frecuencia se necesitan pruebas de pozos y registros de
producción para identificar las causas de otros problemas del
pozo.

El decrecimiento previsto de la productividad de un pozo de petróleo o gas se determina comparando la tasa de
producción real del pozo y la tasa de producción prevista por el análisis Nodal. Si el modelo de afluencia del
yacimiento utilizado en el análisis Nodal es correcto (lo que a menudo es cuestionable), la productividad del pozo
inferior a la prevista puede atribuirse a una o varias de las siguientes razones:
• Sobreestimación de la presión del yacimiento
• Sobreestimación de la permeabilidad del yacimiento (permeabilidades absoluta y relativa).
• Daños en la formación (mecánicos y pseudocapa)
• Heterogeneidad del yacimiento (fallas, estratificación, etc.)
• Ineficacia de la compleción (entrada limitada, perforaciones poco profundas, baja densidad de perforación, etc.)
• Restricciones en el pozo (parafina, asfalteno, incrustaciones, hidratos de gas, arena, etc.).
Los cinco primeros factores influyen en el rendimiento del yacimiento, es decir, en su capacidad de producción, y
pueden evaluarse a partir del análisis de los datos de presiones transitorias.
78

79
PROBLEMAS DE GAS

80
PROBLEMAS DE GAS

La producción excesiva de gas suele deberse a la canalización detrás de la tubería de revestimiento (Fig. 12.9), al flujo
preferente a través de zonas de alta permeabilidad (Fig. 12.10), a la formación de conos de gas (Fig. 12.11) y a fugas en la
tubería de revestimiento (Clark y Schultz, 1956).
Los problemas de canalización detrás de la tubería de revestimiento y de conos de gas pueden identificarse basándose en los
registros de producción, como los registros de temperatura y ruido. Un ejemplo se muestra en la Fig. 12.12, donde ambos
registros indican que se está produciendo gas desde una arena de gas superior y canalizándose hacia abajo hasta algunas
perforaciones en la zona de petróleo.
La producción excesiva de gas de un pozo petrolífero también puede deberse a la producción de gas de zonas de gas
inesperadas. Esto puede identificarse utilizando registros de producción como los de temperatura y densidad. En la Fig. 12.13
se muestra un ejemplo en el que ambos registros indican una producción de gas procedente de la zona B.
81
PROBLEMAS DE GAS

La producción excesiva de agua suele proceder de las zonas de agua, no del agua conificada de la zona explotable. El agua
entra en el pozo debido a la canalización detrás de la tubería de revestimiento (Fig. 12.14), el flujo preferente a través de zonas
de alta permeabilidad (Fig. 12.15), la conificación del agua (Fig. 12.16), la fracturación hidráulica en zonas de agua y las fugas
de la tubería de revestimiento.
82
PROBLEMAS DE AGUA

83
PROBLEMAS DE AGUA

La Fig. 12.17 muestra cómo identificar la altura de la fractura utilizando registros de temperatura previos y
posteriores a la fractura para saber si la fractura hidráulica se ha extendido a una zona de agua.
Además de las herramientas de registro de la producción mencionadas en la sección anterior, se pueden utilizar
otras herramientas de registro de la producción para identificar zonas productoras de agua. Los registros de
densidad de fluidos son especialmente útiles para identificar entradas de agua. La comparación entre los datos
del corte de agua y el registro del rotámetro puede dar a veces una idea de la procedencia del agua. La Fig.
12.18 muestra un registro de medidor de flujo giratorio que identifica una zona con agua en el fondo de un pozo
con un corte de agua de casi el 50%.
84
PROBLEMAS DE AGUA

85
PROBLEMAS DE AGUA

Los asfaltenos y parafinas en el petróleo crudo son una fuente potencial de precipitación orgánica (Chung et al.,
1991). Estos compuestos orgánicos en el petróleo crudo pueden precipitar cuando se altera el equilibrio debido
a los cambios en la temperatura y la presión del yacimiento, así como al cambio en la composición del petróleo
crudo. Estos precipitados orgánicos a menudo ocurren en la pared de la tubería dentro de un pozo o alrededor
del área cercana al pozo dentro del yacimiento. Puede ser bastante costoso tratar los precipitados orgánicos
(Ameafule et al., 1988). Los mecanismos de precipitación orgánica son complejos (Houchin y Hudson, 1986),
pero el mecanismo principal es un cambio de temperatura o presión en el yacimiento y/o el sistema.
El daño por descamación orgánica no solo puede causar el taponamiento de los poros de la formación, sino
también alterar la humectabilidad de la roca. En este último caso, la roca tiende a volverse más mojable por
petróleo, lo que reduce la permeabilidad relativa al petróleo.
86
4.5. PROBLEMAS DE PARAFINA

Las parafinas son hidrocarburos de alto peso molecular que se acumulan en las tuberías de los pozos
petrolíferos, las líneas de flujo de superficie y otros equipos de producción y almacenamiento. La palabra
parafina deriva del latín "parum affinis", que significa pequeña afinidad, una descripción adecuada si se tiene
en cuenta que los depósitos de parafina no son solubles ni dispersables por la mayoría de los petróleos crudos y
resisten el ataque de ácidos, bases y agentes oxidantes.
Los depósitos de parafina aumentan los costes de producción al disminuir la capacidad de flujo, con el
consiguiente gasto de eliminación periódica de los depósitos y el tiempo de inactividad improductivo. Dado que
los depósitos de parafina son difíciles de eliminar, el valor del mantenimiento preventivo es obvio.
Los depósitos suelen consistir en mezclas de hidrocarburos de cadena recta y ramificada, resinas y material
asfáltico de naturaleza indeterminada. Su consistencia varía de blanda y pegajosa a dura y quebradiza. Suelen
ser de color negro, aunque a veces se observan colores más claros.
87

Las parafinas constituyen la clase más simple de compuestos
orgánicos. Están compuestas en su totalidad por largas
cadenas de hidrocarburos, que contienen sólo átomos de
carbono e hidrógeno y se describen como totalmente
saturadas. Esto significa que las cadenas de carbono no
contienen dobles ni triples enlaces en el esqueleto de
carbono y que cada átomo de carbono está unido a dos o tres
átomos de hidrógeno. La cera de petróleo pertenece a la
familia de las parafinas, al igual que el aceite mineral, el
queroseno, la gasolina, el éter de petróleo, el gas licuado de
petróleo (GLP) y el gas natural. La siguiente tabla muestra
el número de átomos de carbono de cada grupo:
88

Los aceites minerales y los aceites lubricantes tienen un elevado número de átomos de carbono, pero están
dispuestos en configuraciones ramificadas o cíclicas.
Todos los miembros de la clase de las parafinas son hidrocarburos saturados y comparten una química común y
algunas propiedades físicas fundamentales, como la constante dieléctrica, el índice de refracción y fuerzas
intermoleculares relativamente bajas.
Formación de depósitos de parafina.
El petróleo crudo contenido en un yacimiento antes de su producción se encuentra en un estado de equilibrio. A
medida que el petróleo se produce a través de la formación, este equilibrio se altera y se producen diversos
cambios. El principal factor que influye en estos cambios es la pérdida de las fracciones ligeras volátiles del
crudo. Se producen diferenciales de presión en el sistema de producción y una reducción neta de la presión y la
temperatura.
89

Un subproducto de esta caída de presión y temperatura es la precipitación de parafina en los tubos y/o poros de la
formación cuando la temperatura desciende por debajo del punto de turbidez de la solución. La cantidad y la
ubicación de la deposición dependen de varios factores:
• La cantidad de parafina originalmente en solución en el petróleo crudo.
• La forma en que se reducen la presión y la temperatura del crudo.
• Otras propiedades físicas del petróleo y la parafina. Normalmente, las acumulaciones de parafina normalmente,
las acumulaciones de parafina aparecen primero en los conductos de el sistema hasta alcanzar el frente de la
formación.
Los pozos antiguos que están produciendo en el "periodo de asentamiento" suelen denominarse "pozos stripper".
Estos pozos son especialmente propensos a la deposición de parafina en la formación, la perforación y las bombas.
90

Los pozos en producción que no tienen problemas de fondo de pozo pueden resultar dañados por la introducción de
fluidos durante diversas prácticas de estimulación. La adición de agua fría durante los tratamientos de compresión,
acidificación o fracturación puede reducir la temperatura de la formación lo suficiente como para que se alcance la
temperatura del punto de turbidez del petróleo y se produzca la precipitación de parafina. Una vez que la parafina se
deposita en los poros de la formación, es casi imposible eliminarla. Incluso si se recupera la temperatura original de la
formación, es difícil volver a disolver la cera en el mismo fluido a menos que se supere la temperatura del punto de
fusión de la cera.
La deposición de parafina no sólo se produce en los sistemas de producción de petróleo, sino también en muchos pozos
de gas. Estos pozos producen líquidos condensados de alta gravedad como subproducto, y suelen estar cargados de
parafinas. Los efectos de enfriamiento y extracción del gas suelen causar graves problemas de deposición que inhiben la
producción de gas.
91

En la actualidad se dispone de productos químicos para el tratamiento de parafinas que permiten resolver la mayoría de estos
problemas, pero la aplicación de los productos químicos es un problema muy real en muchos lugares. Los pozos de gas y de
petróleo fluyente son especialmente difíciles de tratar debido a la falta general de cadenas de inyección. En muchos casos, el
único momento en que los productos químicos llegan a la superficie de la formación y al equipo de fondo de pozo es durante
las operaciones de reacondicionamiento, que es el momento ideal para introducir en la formación productos químicos
eficaces para el tratamiento de la parafina (inhibidores, dispersantes y agentes de limpieza de la superficie) con el fin de
mejorar el trabajo de reacondicionamiento del pozo y prolongar los efectos residuales.
Los problemas asociados a la deposición de parafina están tan extendidos que representan uno de los principales costes
asociados a la producción de petróleo. Los procedimientos de diagnóstico para evitar este problema incluyen el análisis de
laboratorio de muestras de crudo del fondo del pozo. Las pruebas de flujo realizadas en los testigos con petróleo de los
tanques de almacenamiento pueden demostrar si un petróleo crudo concreto puede utilizarse como fluido de fracturación o
de reacondicionamiento. 92

Tratamientos de inhibición de la parafina.
Aunque existen muchos productos químicos para inhibir los depósitos de parafina, no se puede decir que ninguno sea ideal,
y se sigue investigando para encontrar métodos de eliminación más eficaces.
Modificadores de cristales
Los agentes de control de parafinas más útiles son los modificadores de cristales de cera, que son materiales poliméricos
como el polietileno. Estos aditivos actúan combinándose con las moléculas de parafina y modificando el crecimiento de los
cristales de cera. Esto provoca una reducción de las fuerzas de cohesión que unen los cristales de cera y reduce las fuerzas
adhesivas entre los cristales de cera y las superficies de deposición, como los tubos.
Estos productos químicos son relativamente selectivos en su eficacia. Cuando uno funciona, lo hace a un nivel de
tratamiento muy bajo y será económicamente muy atractivo. Es una buena práctica probar el crudo con los modificadores de
cristales disponibles antes de su aplicación sobre el terreno.
93

Modificadores de cristales
El producto químico debe entrar en el flujo de producción cuando la temperatura esté por encima del punto de turbidez, ya
que la acción modificadora del cristal es más eficaz durante la nucleación y el crecimiento temprano del cristal. Los
modificadores de cristales no tienen propiedades de eliminación de la cera, por lo que el tratamiento debe ser continuo y
debe preceder a una buena limpieza.
Dispersantes y detergentes de cera
Estos productos químicos inhiben la asociación de los cristales de cera entre sí y la adhesión de los cristales de cera a las
superficies metálicas. Los dispersantes y detergentes pueden aplicarse a temperaturas inferiores al punto de enturbiamiento,
y pueden emplearse en dosis periódicas a altas concentraciones, además del tratamiento continuo a bajas concentraciones.
Estos productos son de aplicación más universal y las pruebas preliminares de laboratorio no son tan importantes como en el
caso de los modificadores de cristales de cera.
94

Fracturación hidráulica
Paratrol-17 es el compuesto de tratamiento recomendado actualmente para aplicaciones durante la fracturación hidráulica.
Se trata de un copolímero de alto peso molecular soluble en aceite en forma de perlas. Este producto demuestra un buen
rendimiento global en la inhibición de parafinas y la reducción del punto de fluidez. Las cantidades utilizadas en un
tratamiento deben calcularse en función de la producción prevista del pozo y no del volumen de apuntalante bombeado. Este
enfoque dará como resultado una cifra económica del coste del aditivo basada en el valor del pozo. Un tratamiento típico
debería proporcionar inhibición durante tres a seis meses. Como regla general, se ha demostrado que 100 partes por millón
de Paratrol-17 en el aceite inhiben eficazmente la parafina, utilizando un mínimo de 100 libras durante cualquier trabajo de
fracturación.
95

96

El Paratrol-17 debe añadirse al propante de la siguiente manera:
1. La cantidad de propante debe dividirse en cuartos. El primer cuarto no debe contener Paratrol-17. Esto es para iniciar
las fracturas y asegurar que tengan la anchura adecuada para que no se produzca el "cribado" del aditivo, especialmente
en el extremo de la fractura. no se produzca especialmente en la punta de la fractura.
2. La cantidad necesaria de Paratrol-17 debe distribuirse uniformemente a lo largo de la siguiente mitad del propante
requerido. Esto permitirá la profundidad máxima de penetración del aditivo en la formación y, aun así evitar la
posibilidad de cribado.
3. El último cuarto del volumen de propante no debe contener Paratrol-17 para evitar la pérdida del aditivo en el exceso
de propante que circula. para evitar la pérdida del aditivo en el exceso de propante que circula desde el pozo una vez
finalizado el trabajo. 97

Acidificación
El área principal para el uso de compuestos de eliminación de parafina sería antes de ordenar un tratamiento de estimulación
ácida. Este uso suele denominarse "preparación de la superficie". Es un hecho bien conocido que el ácido disolverá las
formaciones calizas a un ritmo mucho más rápido si la superficie está limpia de todo material orgánico. Los compuestos
para la eliminación de parafina contienen penetrantes que transportan el producto químico a través de la capa orgánica,
dispersantes que actúan para romper y suspender los depósitos y tensioactivos que humedecen la roca y permiten que el
ácido reaccione de forma más uniforme en la superficie de la formación. La inclusión de un pequeño volumen de productos
químicos tratantes de la parafina distribuidos uniformemente por todo el ácido dará como resultado una estimulación ácida
mucho más eficaz.
98

Acidificación
Paravan-24 es una formulación soluble en fluidos acuosos. Paravan-23 es una formulación soluble en fluidos a base de
aceite y dispersable en fluidos a base de agua. Ambos productos han demostrado su eficacia como compuestos para el
tratamiento de la parafina. La dosis recomendada es de 10 galones de aditivo por 1000 galones de ácido, distribuidos
uniformemente por todo el ácido.
Paravan-23 y Paravan-24 pueden utilizarse como prelavado separado antes del ácido. Esto puede hacerse de varias maneras.
Un método sería tratar el pozo antes de la acidificación para limpiar la zona del pozo y evitar que la parafina vuelva a la
formación. Esto se recomienda para pozos que se sabe que han sufrido grandes daños en la formación debido a la parafina.
El método preferido de tratamiento sería de 50 a 100 galones de producto químico dispersado en 50 a 100 galones de agua
caliente (180 °F a 220 °F), bombeado por el anillo de la tubería de revestimiento y producido de vuelta a la tubería. Esto
debe realizarse 24 horas antes de la acidificación.
99

Acidificación
Si no se puede programar una limpieza del pozo, puede ser necesario utilizar una segunda descarga del fluido de tratamiento
de parafina inmediatamente antes del ácido. En este caso, se recomienda utilizar de 50 a 100 barriles de una solución de
tratamiento al 2,0% mezclada con agua caliente. El uso de fluidos calientes o tibios durante la parte inicial del tratamiento es
importante para evitar el "choque" de la formación y la precipitación de cantidades adicionales de parafina. Los compuestos
para el tratamiento de la parafina suelen ser entre cinco y diez veces más eficaces cuando se utilizan en fluidos calientes que
en fluidos fríos.
100

Eliminación de parafina
A continuación se indican los tres métodos más utilizados para eliminar los depósitos de parafina:
a. Térmico
b. Mecánico
c. Disolventes
Sin embargo, cada uno de estos métodos es limitado, tanto en su eficacia inmediata como en la duradera.
a. Eliminación térmica
El tratamiento térmico se limita a eliminar la acumulación desplazándola, lo que puede dar o no los resultados deseados. Un
método muy popular para la eliminación de los depósitos de cera es el tratamiento térmico con "aceite caliente", que
provoca grandes daños en la formación.
101

Normalmente, el petróleo crudo se extrae de un tanque de almacenamiento y se calienta a una temperatura de entre 150 °F y
300 °F antes de inyectarlo en el pozo. La pérdida de temperatura del petróleo caliente durante su inyección es suficiente para
provocar una precipitación considerable de parafina en la superficie de la formación. Los tratamientos repetidos con aceite
caliente dan como resultado la deposición de los depósitos de parafina más altos y difíciles de eliminar. Este daño a la
formación acaba por reducir un pozo de buena producción a un pozo de clase stripper. Un método alternativo de eliminación
térmica es el uso de nitrógeno in situ, desarrollado por Shell. Con este método, se bombea al pozo una mezcla de dos
soluciones químicas (que reaccionan exotérmicamente) con una mezcla de disolventes. A medida que se produce la
reacción, se desprende una gran cantidad de calor y nitrógeno gaseoso, lo que funde el yacimiento y permite que se disuelva.
102

Normalmente, el petróleo crudo se extrae de un tanque de almacenamiento y se calienta a una temperatura de entre 150 °F y 300 °F
antes de inyectarlo en el pozo. La pérdida de temperatura del petróleo caliente durante su inyección es suficiente para provocar una
precipitación considerable de parafina en la superficie de la formación. Los tratamientos repetidos con aceite caliente dan como
resultado la deposición de los depósitos de parafina más altos y difíciles de eliminar. Este daño a la formación acaba por reducir un
pozo de buena producción a un pozo de clase stripper. Un método alternativo de eliminación térmica es el uso de nitrógeno in situ,
desarrollado por Shell. Con este método, se bombea al pozo una mezcla de dos soluciones químicas (que reaccionan
exotérmicamente) con una mezcla de disolventes. A medida que se produce la reacción, se desprende una gran cantidad de calor y
nitrógeno gaseoso, lo que funde el yacimiento y permite que se disuelva.
La evolución del nitrógeno crea una situación de desequilibrio en el pozo que permite una limpieza rápida a medida que el pozo
retrocede, con la intención de eliminar el fluido antes de que se produzca el enfriamiento y la redeposición. Una desventaja de este
sistema es que las temperaturas creadas pueden ser lo suficientemente altas como para que la coquización de los asfaltenos presentes
pueda causar daños permanentes en el pozo.
103

b. Extracción mecánica
Las técnicas de extracción mecánica incluyen herramientas como ganchos, cuchillos y barrenas, o acciones como la limpieza con
hisopo, el chorro de agua y el lavado. Ninguna de estas técnicas proporciona una solución a largo plazo al problema de la deposición.
Los rascadores de cera montados en varillas o los cortadores de cable pueden ser el método de control más económico en algunas
zonas. Si se producen pocas pérdidas de producción entre las pasadas de los cortadores y los costes de mano de obra son bajos, no hay
incentivos para el control químico. Éste es el caso de algunos países en desarrollo.
c. Tratamientos con disolventes
La eliminación de los depósitos de cera y la prevención de nuevos depósitos mediante el uso de disolventes a temperatura ambiente es
un método de control caro. El mejor disolvente para la cera, el disulfuro de carbono, es difícil de manejar debido a su baja temperatura
de autoignición, su alta volatilidad y su toxicidad. Otros disolventes superiores contienen haluros, cloro y bromo, y está estrictamente
prohibido que entren en las reservas de petróleo crudo. Estos materiales provocan grandes e irreversibles pérdidas de catalizadores en
las refinerías.
104

c. Tratamientos con disolventes
Todos los demás candidatos tienen una solvencia de regular a mala para la cera y tendrían que utilizarse en cantidades
antieconómicas para controlar todos los problemas, salvo los de menor importancia. Se ha observado que incluso los
disolventes de cera pobres se vuelven excelentes a medida que la temperatura de la mezcla se aproxima al punto de fusión de
la cera. Esta es la base del gran éxito de los trabajos de eliminación de cera con aceite caliente. La eliminación de cera de
aceite caliente también entraña algunos peligros, en particular, asegurarse de que nada del aceite caliente cargado de cera
entre en la formación productora y se deje enfriar. Si se ha demostrado que la cera responde a un modificador de los cristales
de cera, es recomendable añadir varios cientos de partes por millón de este producto químico al aceite caliente para inhibir la
cristalización durante el trabajo.
105

Además de los daños causados por las arcillas, existe otro tipo de daños que también pueden derivarse de la
alteración de las condiciones de equilibrio de un yacimiento virgen. Cuando se mezclan dos fluidos que
contienen cationes y aniones, varios cationes y aniones pueden unirse para formar sustancias insolubles en la
solución resultante. Muchos de los sólidos que precipitan forman pequeñas estructuras cristalinas y dan lugar a
la formación de depósitos calcáreos no sólo en la formación, sino también en los tubulares, el equipo de fondo
de pozo y las líneas de flujo. Para predecir si se producirá precipitación al mezclar dos soluciones, es necesario
conocer en detalle las solubilidades de los productos de reacción resultantes. A efectos prácticos, una sustancia
cuya solubilidad sea inferior a 0,01 moles por litro a 25 °C se considera insoluble en el disolvente en cuestión.
Las sustancias con solubilidades en el intervalo de 0,01 a 1,0 M se consideran moderadamente solubles, y
aquellas con solubilidades superiores a 1,0 M se consideran solubles. A continuación se presentan algunas
generalizaciones cualitativas sobre las solubilidades de compuestos iónicos comunes en agua:
106
4.6. PROBLEMAS DE INCRUSTACIONES

1) Las sales de metales alcalinos son solubles.
2) Las sales de amonio (NH4+) son solubles.
3) Las sales que contienen nitrato (NO3-), clorato (ClO3-), perclorato (ClO4-) y acetato (C2H3O2-) son
solubles.
4) Todos los cloruros (Cl-), bromuros (Br-) y yoduros (I-) son solubles excepto los de Pb+2, Hg2+2 y Ag+,
que son insolubles.
5) Todos los sulfatos (SO42-) son solubles excepto los de Sr2+, Ba2+, Hg22+, Hg2+, y Pb2+, que son
insolubles. Las sales de sulfato de Ca2+ y Ag+ son moderadamente solubles.
6) Todos los hidróxidos (OH-) son insolubles excepto los de los metales alcalinos, que son solubles, y los
hidróxidos de Ca2+, Ba2+ y Sr2+, que son moderadamente solubles.
7) Todos los sulfitos (SO32-), carbonatos (CO32-), cromatos (CrO42-) y fosfatos (PO43-) son insolubles
excepto los de NH4+ y los metales alcalinos, que son solubles. que son solubles.
8) Todos los sulfuros (S2-) son insolubles excepto los de NH4+, los metales alcalinos y los alcalinotérreos,
que son solubles.
107

Deposición, eliminación y prevención de las incrustaciones.
Por lo general, las incrustaciones se depositan a partir de las aguas de los tubos, las tuberías de revestimiento,
los equipos de producción, las líneas de flujo, las perforaciones, las matrices y las fracturas de la formación.
Estas incrustaciones suelen producirse cuando:
1. Altas concentraciones de productos químicos disueltos en agua comienzan a precipitarse fuera de la
solución y forman pequeños cristales.
2. Aguas diferentes que tienen compuestos incompatibles que se mezclan y precipitan sólidos.
3. Se producen cambios en la temperatura y la presión del agua.
4. Se produce evaporación.
108

Cuando se produce una de las condiciones anteriores, o una combinación de ellas, pueden aparecer depósitos
calcáreos en pozos de producción, pozos de inyección o pozos de eliminación de residuos. Las incrustaciones
comunes que se forman pueden separarse básicamente en tres categorías principales, según lo observado en las
operaciones sobre el terreno:
a. Solubles en ácido
b. Insolubles en ácido
c. Soluble en agua
Una de estas categorías se utiliza como método de eliminación del problema de incrustaciones. En ocasiones, se
interviene en la aplicación de inhibidores de incrustaciones en el tratamiento de fluidos como método de
prevención de incrustaciones.
109

En los párrafos siguientes se analizan las incrustaciones identificadas, el sistema de eliminación y el inhibidor
que puede aplicarse a la deposición específica del pozo. Altas concentraciones de productos químicos disueltos
en agua comienzan a precipitarse fuera de la solución y forman pequeños cristales.
Las incrustaciones más comunes son los carbonatos y los sulfatos de calcio, estroncio y bario. El sulfato de
calcio (anhidrita) no suele depositarse en el fondo del pozo, pero puede depositarse en calderas y tratadores de
calentadores. Otros depósitos problemáticos proceden del óxido de hierro, el sulfuro de hierro, el sílice, la sal y
diversas combinaciones de estos depósitos. Los hidrocarburos parafínicos, que son los más molestos, se
componen principalmente de mezclas de hidrocarburos de cadena larga.
110

111
Una vez formados estos depósitos, deben eliminarse por uno de
estos dos métodos: químico o mecánico. El paso inicial en la
eliminación de incrustaciones o parafina es obtener muestras del
depósito y analizarlas para determinar su composición. El mejor
tratamiento de eliminación es el diseñado en torno al análisis en
laboratorio del material que tapona. También debe tenerse en
cuenta la prevención de la formación de estos depósitos. En la
tabla 7 se ofrecen recomendaciones básicas para la eliminación e
inhibición química de las incrustaciones y depósitos orgánicos
más comunes.

Tendencia de las salmueras a depositar incrustaciones
Tendencia de las salmueras a depositar incrustaciones Carbonato cálcico (CaCO3)
En los pozos petrolíferos, la precipitación de carbonato cálcico suele deberse a una caída de presión, que libera
CO2 de los iones de bicarbonato (HCO3-1). Cuando el CO2 se desprende de la solución, el pH aumenta, la
solubilidad de los carbonatos disueltos disminuye y los bicarbonatos más solubles se convierten en carbonatos
menos solubles. La precipitación de incrustaciones también varía con la concentración de iones de calcio
(efecto iónico común, por ejemplo CaCl2) y la alcalinidad del agua (concentración de iones de bicarbonato). La
precipitación de incrustaciones disminuye a medida que aumenta el contenido total de sal (sin contar los iones
de calcio) hasta una concentración de 120 g de NaCl/1000 g de agua. A medida que aumenta la concentración
de NaCl, disminuye el CaCO3 y aumenta la incrustación.
112

Tendencia de las salmueras a depositar incrustaciones Carbonato cálcico (CaCO3)
La incrustación también aumentará con lo siguiente:
• Aumento de la temperatura. La figura 19 muestra el efecto de la temperatura
en la solubilidad del carbonato cálcico en agua dulce.
• Aumento del pH.
• Aumento del tiempo de contacto (también se endurecerá).
• Aumento de la turbulencia.
La mezcla de aguas incompatibles provocará la precipitación de escamas de
CaCO3. Un ejemplo es la mezcla de agua salina y agua dulce muy cargada de
bicarbonato.
113

Tendencia a la incrustación de yeso (CaSO4.2H2O) o anhidrita (CaSO4)
La forma más común de incrustación de sulfato cálcico depositada en el
fondo del pozo es el sulfato cálcico hidratado o yeso (CaSO4.2H2O).
Una reducción de la presión disminuye la solubilidad y provoca la
formación de incrustaciones. La figura 20 ilustra la solubilidad de las
incrustaciones de yeso a cero y 1980 psig a 95 °F, con distintas
concentraciones de NaCl. Estas curvas son útiles para estimar la
incrustación del yeso en el fondo del pozo.
La mezcla de dos aguas, una que contiene iones de calcio y otra que
contiene iones de sulfato, suele provocar incrustaciones de yeso, sobre
todo en las inundaciones. 114

Tendencia a la incrustación de yeso (CaSO4.2H2O) o anhidrita (CaSO4)
La evaporación de agua debida a la evolución de gas libre cerca o en el
interior del pozo puede causar sobresaturación e incrustación de yeso. Los
hidratos de los pozos de gas suelen sobresaturarse debido a la
evaporación, con la consiguiente incrustación. La agitación y la
turbulencia también aumentan la tendencia a la incrustación del yeso.
Un cambio en la temperatura modificará la solubilidad del sulfato cálcico
o yeso y la tendencia a precipitar, como se muestra en la figura 22, que
ilustra el efecto de la temperatura en la solubilidad de las incrustaciones
de yeso y anhidrita.
115

Tendencia a la incrustación del sulfato de bario (BaSO4) y del sulfato de estroncio
(SrSO4)
Para una solución dada de NaCl, la incrustación del BaSO4 aumenta con la
disminución de la temperatura como resultado de la disminución de la solubilidad del
BaSO4. La solubilidad del BaSO4 se indica en la Tabla 8, con cambios en la
concentración de NaCl y la temperatura.
Las incrustaciones de BaSO4 y SrSO4 suelen deberse a la mezcla de dos aguas
diferentes, una que contiene sales solubles de bario o estroncio y otra que contiene
sulfato soluble.
La caída de presión puede afectar a la solubilidad del BaSO4 en una determinada
solución de NaCl. El sulfato de bario suele precipitarse en los pozos de gas a medida
que se evaporan los hidratos.
116

Tendencia a la precipitación de cloruro sódico NaCl
La precipitación de cloruro sódico se produce normalmente por sobresaturación, generalmente debida a la
evaporación o al descenso de la temperatura. Por ejemplo, en la Tabla 9 se puede observar que se precipitarán 4000
mg/l de NaCl a partir de agua salada saturada si la temperatura desciende de 140 °F a 86 °F.
La precipitación salina puede ser bastante severa cerca del fondo en pozos productores de gas o pozos petrolíferos de
alto GOR, que producen cantidades muy pequeñas de agua. El gas seco evapora el agua y deja la sal en forma de
precipitado.
La tabla 10 muestra la gran diferencia de solubilidad del NaCl, el yeso, el CaCO3 y el BaSO4.
117

Tendencia a la precipitación de cloruro sódico NaCl
118

Predicción e identificación de la escala
Predicción de tendencias de incrustación
Las técnicas analizadas en el apartado de tendencia a la precipitación de diversos tipos de incrustaciones son útiles
para predecir diversos tipos de incrustaciones. El método de Stiff y Davis (véase API RP 45, Analysis of Oilfield
Waters) se ha utilizado durante muchos años para mostrar las tendencias de incrustación. Sin embargo, la edad y el
método de recogida de las muestras pueden influir en los valores de análisis del agua obtenidos. Por ejemplo, una
muestra de agua antigua puede mostrar valores diferentes de pH, contenido de bicarbonato y CO2 que una muestra
nueva. El mejor procedimiento es medir las propiedades del agua inmediatamente después de la toma de muestras.
El análisis del agua de inundación proporcionará una base fiable para estimar la incrustación en las líneas de
inyección y en el fondo de los pozos de inyección.
119

Completación Cap 4 - Ingieneria en petróleos

Completación Cap 4 - Ingieneria en petróleos

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

Similar a Completación Cap 4 - Ingieneria en petróleos

Similar a Completación Cap 4 - Ingieneria en petróleos (20)

Último

Último (20)

Completación Cap 4 - Ingieneria en petróleos