petroleo

UNIVERSIDAD NACIONAL AUTONOMA DE
MEXICO

ESPECIALIDAD DE PERFORACION Y MANTENIMIENTO
DE POZO

CURSO DE
REPARACION Y MANTENIMIENTO DE POZOS

Reynosa, Tamps, Febrero 2002

»UPMP
ING. RICARDO ESPINOSA
»ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS.
RAMOS

Objetivo
Lograr en los participantes una visión clara
de lo que representa el proceso de
Reparación y Mantenimiento de Pozos,
tomando en cuenta el punto de vista técnico
de acuerdo a la relación Cliente - Proveedor,
el riesgo y el negocio

RAMOS

Temario del curso de Reparación y
Mantenimiento de pozos
1.0 Consideraciones generales
2.0 Proceso de reparación de pozos
3.0 Diagnostico
4.0 Herramientas para diagnostico
5.0 Planeación de la Intervención
6.0 Selección de equipo y conexiones superficiales
7.0 Riesgos, costos y negocio
8.0 Problemas específicos
RAMOS

1.0 Consideraciones generales

1.1 Ciclo de vida de un yacimiento
1.2 Ciclo de vida de los pozos
1.3 Clasificación de las reparaciones de pozos
1.4 Marco Legal de las Reparaciones
1.5 Conceptos Generales

RAMOS


Exploración
Taponamiento
Descubrimiento

Explotación
avanzada Delimitación

Producción
Desarrollo
Secundaria
Producción
ING.Primaria
RICARDO ESPINOSA
RAMOS

Comportamiento típico de la explotación de un
yacimiento utilizando las técnicas de Administración de
Yacimientos

160.000

140.000

120.000
Producción

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

0
103

109

115

121

127

133

139

145

151

157

163

169

175

181

187

193
55
13

19

25

31

37

43

49

61

67

73

79

85

91

97
1

7

Períodos de tiempo
RAMOS

1.2 Ciclo de vida de los pozos

Ubicación y estudio

Taponamiento Acondicionamiento
de la localización

Acondicionamiento Perforación

Mantenimiento Producción
preventivo y
correctivo
Toma de
información
RAMOS

1.3 Clasificación de las reparaciones
Reparación Mayor (RM) se define como la intervención al pozo en la
cual se cambia la esencia del pozo mismo, incluyendo: “Cambios de
intervalo” , Ampliación o reducción de intervalos, Profundización o
Modificación para acondicionamiento a otro fin (de productor a inyector,
testigo etc.) Re - entradas.
Reparación menor (Rme) se define como la intervención al pozo en la
cual no se modifica su esencia pero puede ser tan costosa y difícil
como cualquier reparación mayor o la misma perforación, las mas
comunes son: Corrección de problemas en el aparejo,
acondicionamiento a sistemas diferentes de producción (cambio de
diámetros ,limpiezas, desincrustar, arenar o engravar,
acondicionamiento a bombeo neumático centrifugo o mecánico),
cambios de posición de empacadores y accesorios, corrección de
problemas en el pozo (colapsos, roturas, fugas, hermeticidad) etc.
Taponamiento de Pozos aunque propiamente no es una reparación es
una intervención muy importante que implica un costo elevado, la
recuperación de materiales costosos como las CSC y tuberías de
producción y explotación superficiales y tiene repercusiones contables
y legales de consideración
RAMOS

1.4 Marco Legal de las Reparaciones
•Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos
Artículo 27 Constitucional en el Ramo Petrolero
•Diario Oficial de la Federación 5 de febrero de 1917
•Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el
Ramo Petrolero
•Diario Oficial de la Federación 29 de Noviembre de
1958 y sus reformas 30 de diciembre de 1977, 11 de
mayo de 1995 y 13 de Noviembre de 1996
•Reglamento interior de la Secretaría de Energía
•Diario Oficial de la Federación 1 de junio de 1995, su
adición del 9 de octubre de 1995 y su reforma 30 de
septiembre de 1977
•Reglamento de trabajos petroleros
•Diario Oficial de la Federación 27 de febrero de 1974
RAMOS

Mantenimiento de pozos: Mantener en condiciones de
producción el pozo resolviendo problemas específicos o
de control del yacimiento, puede ser preventivo o
correctivo, la diferencia en costos es demasiado elevada
por lo que los pozos deben de recibir periódicamente
mantenimiento preventivo de sus partes como indican
los fabricantes y de la formación de acuerdo al
administrador del Yacimiento.
RAMOS

Inducción: Son las operaciones para establecer o
restablecer la producción de pozos, abatidos por
motivos de presión hidrostática superior a la presión de
yacimiento, se logra mediante el empleo de
dispositivos mecánicos o por el desplazamiento de
fluidos ligeros, de tal manera de modificar las
condiciones estáticas del pozo y convertirlas en
favorables para el flujo.

RAMOS

RAMOS

Estimulaciones: Son los método para restituir la
permeabilidad dañada alrededor del pozo o para formar
canales de flujo y pueden ser sub clasificadas en
Estimulación matricial o de limpieza, y fracturas.
Fracturamientos: Algunos autores la consideran una
estimulación pero por su importancia económica
(costos y beneficios) es considerada como una
intervención diferente a una simple estimulación, y es la
técnica que por su volumen, gasto, aditivos, presiones y
materiales crea canales de flujo en forma de fractura en
la formación.
RAMOS

Tubería Flexible: Es un equipo “auxiliar” para las
operaciones de reparación y mantenimiento de pozos,
consta de una tubería enrollada, cabeza inyectora,
carrete, conexiones superficiales de control, unidad de
alta presión y cabina de control, mediante la cual se
pueden realizar múltiples operaciones en el proceso de
reparación de pozos entre los que destacan las
inducciones, estimulaciones, colocación de cemento,
pescas, control de arena, disparos, registros, moliendas,
perforación y puede utilizarse como aparejo de
producción incluyendo sistemas artificiales de
producción.
RAMOS

Aparejo de Producción: Es el conducto diseñado
exprofeso e individual para cada pozo, a través del cual
se manejan los fluidos de producción de la formación a
superficie o viceversa en el caso de inyección. Con la
explotación las condiciones del pozo cambian por lo que
existen diferentes tipos de aparejo diseñados de acuerdo
a las condiciones del momento, y pueden ser
clasificados en: Aparejos para pozos fluyentes o
Aparejos que requieren sistemas artificiales como son
los de ; bombeo neumático, mecánico, centrifugo,
Plunger lift o de efecto jet.
RAMOS

Curvas de incremento y decremento: Una
herramienta digna de mencionar son las pruebas de
“incremento y decremento” que son un indicador
vital para la caracterización de Yacimientos,
diagnostico de daño y determinar el mantenimiento
del pozo. La prueba de incremento de presión, se
realiza produciendo el pozo en un gasto constante
suficientemente hasta que se estabilice la presión ,
posteriormente se cierra el pozo y se mide su presión
hasta que se estabilice.
RAMOS

2.0 Proceso de Reparación de Pozos

Análisis Planeación Diagnóstico Diseño Ejecución Evaluación

Insumos
Estado de Información Diagnóstico Contrato Pozo
Historia de pozos, de la Diseño Intervenido
Ingeniería
Producción clasificación problemática Programa
Jerarquización y solución y apoyos Aprobación
Productos
Estado de Planes y Cotización Ejecución Evaluación
pozos, proyectos Diseño de de
clasificación Movimiento Diagnóstico Programas la la
Jerarquización de equipos Permisos Intervención Intervención
Responsables
Administrador Administrador Operador de Operador de Operador de
Administrador
Yacimiento y Yacimiento y
del Reparación Reparación Reparación
Operador de Operador de
de pozos de pozos de pozos
Yacimiento Reparación ING. RICARDO ESPINOSA
Reparación
RAMOS

2. 1 Planeación de la reparación de pozos
Thomas O. Allen & Alan P. Roberts

Punto de vista Operador de reparación
Evalúa Problema

Ejecuta Analiza

Formaliza ING. RICARDO ESPINOSA
Diagnostico
RAMOS

3.0 Diagnostico
Determinar el problema de uno o del sistema de pozos es vital, es
necesario analizar toda la información disponible incluyendo:
• Historia de producción Gasto, RGA, % Agua.
• Reservas.
• Producción acumulada.
• Intervalos explotados y por explotar.
• Análisis de los fluidos producidos PVT.
• Propensión a incrustaciones Orgánicas e inorgánicas.
• Presencia de solidos.
• Curvas de variación de presión (Daño).
• Comportamiento de presión en el yacimiento.
• Registros Geofísicos de yacimiento.
• Registros de Producción. RICARDO ESPINOSA
ING.
RAMOS

3.0 Diagnostico
Es necesario analizar en forma global la problemática para
determinar con precisión el programa a seguir por que las
implicaciones se reflejan directamente en los costos de
intervención.
En este momento se define si es conveniente la intervención, si es
uno o varios pozos, si existen recursos humanos, materiales,
financieros y medios tecnológicos para la intervención o
intervenciones.
Se establece un plan, las estrategias para la intervención y se
planifica el proyecto, se establecen reglas e índices de evaluación y
se documenta el proyecto en el plan general de actividades, en PEP
es conocido como Programa Operativo Anual (POA) y sus
respectivas adecuaciones POT (Programa Operativo Trimestral)
conforme se realizan las actividades y es resumido en el
documento denominado “Movimiento de Equipos”.
RAMOS

Visión Global

Enero 1992

Enero 1994

Enero 1996

RAMOS

Tipos de Problemas en los pozos

Imputables al pozo
•En las conexiones superficiales de control
•Fugas, corrosión, robos, daños, seguridad, fallas de
material, Ambientes corrosivos, Ambientes tóxicos
•En las conexiones sub superficiales
•Aparejo de producción, Sistemas artificiales de producción,
Accesorios, Empacador
•En el cuerpo del pozo
•Fugas, fisuras, falta de hermeticidad, comunicación de
formaciones, comunicación de espacios anulares, fracturas,
colapsos, acumulación de presiones en espacios anulares,
•En el terreno circunscrito al pozo
•Fugas, descontrol, cráteres
RAMOS

Tipos de Problemas de pozos
Imputable al yacimiento
Inherentes a la Producción:
•Flujos indeseables de gas, agua, asfaltos, parafinas, arenas o aceite.
•Flujo parcial.
•Pozo no fluyente.
•Cambio de condiciones de explotación Baja presión, Daño a la
permeabilidad, saturación de agua y gas, Aparejo inadecuado para la explotación.
•Flujos cruzados (Descontrol Interno)
Inherentes a fenómenos Físico Químicos
•Incrustaciones de carbonatos, parafinas, asfaltenos.
•Corrosión por producción de ácidos (H2S, CO2 , Cloruros).
•Bloqueo por emulsiones y geles.
Inherentes a condiciones Biológicos
•Bacterias aerobicas anaerobica.
RAMOS

3.0 Diagnostico
Como se observó en las diapositivas anteriores el análisis del
problema puede estar relacionado a un yacimiento, un área o un
pozo. Después del efectuarse estudio pueden presentarse algunas
de las siguientes recomendaciones:
•Reparación (Restauración a su estado ideal de explotación,
Instalación de un sistema diferente de producción, Cambio de
intervalo productor, etc.).
•Continuar produciendo hasta el limite económico
•Recuperación mejorada (Mantenimiento de presión,
Inyección de Agua, Solventes o vapor).
•Conversión a otra finalidad (Inyector,
•Una combinación de las recomendaciones anteriores
•Estimulación
•Abandono
RAMOS

4.0 Herramientas para diagnostico

Básicamente existen 2 tipos de mediciones las que
registran la energía natural y las que registran
algún tipo de energía inducida
Energía Natural: Potencial espontaneo,
temperatura, presión, flujo, radioactividad natural,
geometría
Energía inducida: Sonido velocidad de refracción
(porosidad, densidad y adherencia de cemento),
magnetismo, radioactiva (Rayos Gama y
decaimiento termal), eléctrica (resistividad),
relación carbono oxigeno,
RAMOS

Inferencias
Medición Parámetro
principales
Salinidad,
Eléctrica Resistividad
saturación de fluidos

Potencial Espontaneo Potencial eléctrico Formaciones porosa

Temperatura
Temperatura Temperatura
de formación
Presión de formación
Presión Presión
e hidrostática
Flujo Flujo Movimiento de fluidos

Emisión
Radioactividad Natural Tipo de formación
radioactiva natural

Geometría Calibración Condiciones de agujero

Ecos y velocidad Densidad de formación
Sonido
del sonido y porosidad
Tipo de fluidos
Inducción magnetica Magnetismo
de formación
Reacción a
ING. RICARDO ESPINOSA Porosidad y cantidad
Radioactiva
RAMOS
radioactividad radicales hidrógeno

Herramientas para diagnóstico del problemas de flujos indeseables

Herramientas para diagnóstico Producto del diagnóstico
Mediciones superficiales de fluidos
Porcentaje de agua, gas o sedimentos producidos
producidos y análisis de laboratorio
Identifica cualitativamente la cantidad de fluidos de
Gradiomanómetro
diferentes densidades que se encuentran en el pozo

Molinete % de gasto que aporta cada intervalo

Detecta los cloruros e infiere agua si el decaimiento
Registro TDT
es alto infiere agua de formación.
Una caída de temperatura infiere entrada de fluidos
Registro de temperatura
diferentes

Registro estático Presiones y gradiente de fluidos en el pozo

Condiciones de adherencia e infiere posibles
Registro de cementación
canales de flujo de los fluidos indeseables
Identifica movimiento de fluidos por fuera
Registro de ruidos
de las tuberías de revestimiento
Analizar hermeticidad de conexiones superficiales Identifica posible problemas de aportación de
y espacios anulares fluidos de otras fuentes
Explica posición y tipo de incrustaciones de
Muestreo y análisis PVT
en el aparejo infiere los fluidos para limpieza
Pruebas de laboratorio de estimulaciones Infiere el fluido adecuado para tratamiento con el
RAMOS
(Análisis de compatibilidad de los fluidos) objetivo de no crear geles ni depositaciones

Herramientas para diagnóstico del problemas de Flujos cruzados (Descontrol Interno)


Mediciones superficiales de fluidos Gasto, porcentaje de agua, gas o sedimentos
producidos y análisis de laboratorio producidos

Gradiomanómetro

Compara el % de gasto que aporta y toma cada
Molinete
intervalo

Detecta alteración del gradiente de temperatura
infiere movimiento de fluidos diferentes

Registro de presiones de fondo Determina presiones de control

Registro de cementación Condiciones de adherencia

Registro de ruidos

Analizar hermeticidad de conexiones superficiales
Identifica posible problemas
y espacios anulares

Calibración del pozo Necesario para determinar herramientas de control

Infiere taponamientos por asfaltenos, emulsiones,
Muestreo de fondo ING. RICARDO ESPINOSA
parafinas, arenas o sedimentos
RAMOS

Cambio de condiciones de explotación Baja presión, Daño a la permeabilidad,
saturación de agua y gas, Aparejo inadecuado para la explotación.
Identifica cuanitativamente el aparejo apropiado
Analisis nodal
y el sistema artificial de producción
Compara el % de gasto que aporta cada intervalo si
Molinete
se tiene molinete base anterior

Curvas de incremento y decremento Daño a la permeabilidad en la formación

diferentes
Presiones y gradiente de fluidos en el pozo en lugar
Registro estático
del gradiomanometro, compara presión de yacimiento
Registro de ruidos
y espacios anulares fluidos a otras fuentes

Calibración del pozo Daños en el pozo, sedimentos, taponamientos
RAMOS
Muestreo de fondo

Herramientas para diagnóstico del problemas de flujo parcial

Gradiomanómetro
Compara el % de gasto que aporta cada intervalo si
Molinete
se tiene molinete base anterior

Curvas de incremento y decremento Daño a la permeabilidad en la formación.

diferentes
Presiones y gradiente de fluidos en el pozo en lugar
Registro estático
del gradiomanometro, compara presión de yacimiento
Registro de ruidos
y espacios anulares fluidos de otras fuentes, que pueden contrlar el pozo
Daños en el pozo, sedimentos, taponamientos,
Calibración del pozo incrustaciones
RAMOS
Muestreo de fondo

Herramientas para diagnóstico del problemas de Pozo no fluyente


Mediciones superficiales de fluidos
Observación del pozo
producidos y análisis de laboratorio

Gradiomanómetro

Molinete Verifica la no existencia de descontrol interno

Identifica cuanitativamente el aparejo apropiado
Análisis nodal
y el sistema artificial de producción

Presiones y gradiente de fluidos en el pozo,
Registro estático
compara presión de yacimiento


Analizar hermeticidad de conexiones superficiales Identifica posible problemas de aportación de fluidos
y espacios anulares de otras fuentes, que pueden controlar el pozo

Daños en el pozo, sedimentos, taponamientos,
Calibración del pozo
incrustaciones
RAMOS
Muestreo de fondo

Herramientas para diagnóstico del problemas de daño mecánico superficial


Mediciones superficiales de presión Determinacion de hermeticidad y esatdo de
(Manómetros y bombas de prueba Valv. H etc.) conexiones , valvulas y cabezales

Grado de deterioro ambiental, condiciones de riesgo,
Inspección visual
corrosión, faltantes, fugas superficiales, crateres etc.

Inspección de Toxicidad y explosividad en el Verifica la no existencia de gases peligriosos
ambiente (H2S e hidrocarburos)

Identifica estado de soldaduras en lineas de
Análisis radiológicos
escurrimiento

Análisis de ultrasonido Identifica disminución de acero en CSC

Muestreo de materiales y análisis de
Identifica causas de falla y determina grado de falla
laboratorio siderurgico

Analizar hermeticidad de conexiones superficiales Identifica posible problemas de aportación de fluidos
y espacios anulares de otras fuentes, que pueden controlar el pozo

Prueba de dureza Define cedula de material

Muestreo de fluidos en superficie, Define el grado de compatibilidad de las CSC y los
RAMOS
análisis de laboratorio, cupones luidos producidos y grado de corrosividad

Herramientas para diagnóstico del problemas de daño mecánico Sub-superficial

Mediciones superficiales gasto y presión Gasto, y presión determina condiciones de control

Daños en el pozo, sedimentos, taponamientos
Calibración del pozo (con sello de plomo)
(puede inferir colapsos)
Medición de condiciones de espesor y Daños al pozo por condiciones de flujo o por el tipo
geometría física de tubulares de fluidos manejados o por material equivocado

Toma de registros de inducción En desprendimientos se detecta formación

Determina condiciones de accesorios (Empacador)
Medición de hermeticidad y presiones anulares
y CSC

Pruebas de inyección Determina grado de daño

zonas de riesgo en el pozo
Identifican movimiento de fluidos infieren
Registro de ruidos, molinete y temperatura
zonas de falla
Identifica posible problemas de pescados o
Revisión de historial de pescados en el pozo
daños ocasionados por estos
Pruebas de alijo y pruebas de presión con Define fallas de hermeticidad y profundidad de
empacadores recuperables RTTS las mismas
Registros de Video, localizadores de coples (CCL) RAMOS
Define daños y movimientos de aparejos y tuberías

6.0 Planeación de la intervención
Para elaborar el diseño de la reparación del pozo es necesario
establecer las reglas del juego, se necesita considerar algunos
factores para la planeación de la intervención y allegarse de:
• Información, del estado mecánico del pozo
• Diagnóstico técnico del pozo y del problema existente
• Recursos Humanos, Materiales, Financieros, Servicios,
sistemas de información disponibles para la intervención,
Con esta información se procede a elaborar el diseño técnico de
la intervención considerando, la Selección del equipo y
conexiones superficiales de control, prueba de conexiones,
programa de control del pozo, etc. estableciendo el programa
de interacción del sistema. Y establecer el programa para
acopio de los recursos faltantes.

RAMOS

6.0 Planeación de la intervención detalles recomendables
•Análisis financiero del Proyecto, B/C, TIR, P.R. Análisis de sensibilidad
•Diseño de tuberías de revestimiento adicionales para la intervención.
•Aparejo producción y accesorios .
•Conexiones definitivas de producción (Reparación o reemplazo).
•Programa de toma de información, servicio de Registros y Línea de Acero.
•Programa de Fluidos de Terminación y Filtrado y limpieza.
•Programa de Cementaciones de corrección .
•Programa de Inducción y Estimulaciones.
•Programa de mantenimiento al equipo de Reparación de pozos.
•Servicios de transporte.
•Programa de arrendamientos (oficinas, campamentos, comedores equipo
auxiliar).
•Programa de servicios especializados para accesorios de terminación.
•Programa de Servicios de higiene protección ambiental seguridad industrial,
seguridad social.
•Programa de Consumibles fijos (combustibles y lubricantes).
•Programa de “Costos” Depreciación, Seguros y Fianzas, Directos e Indirectos
Mano de obra.
•Presupuesto, precio, negociación y contrato con el Administrador del Pozo
•Programa de estrategia de fallas. RAMOS

»Conexiones definitivas de Producción

RAMOS

Factores a considerar en la planeación de la intervención
•Antes de la reparación debe analizarse el pozo y efectuar estudios del
yacimiento por especialistas en ingeniería y geología para determinar si la
problemática es aislada o general.
•Se justifica hasta un 10% del costo en obtener la información y asegurar las
habilidades del personal involucrado si es necesario capacitarlo según los
autores Allen & Roberts.
•Es necesario efectuar un análisis económico de englobando los pozos de un
área, región o campo para determinar el riesgo del proyecto.
•Hecho esto se debe analizar individualmente considerando el riesgo de
fracaso y las ganancias netas para cada pozo. El análisis se deberá efectuar en
forma multi - disciplinaria debido al carácter de incertidumbre de esta
actividad ya que hay diferentes y múltiples soluciones. Esto tenderá a alentar
al cliente cuando el riesgo es alto pero las ganancias también.
•Para calcular la rentabilidad de las reparaciones se acostumbra usar la tasa de
retorno, el costo de la reparación u otros parámetros económicos
•La rentabilidad es una función de la planeación y eficiente ejecución.
RAMOS

6.0 Selección de equipos
Equipo convencionales.- Son diseñados para levantar sartas de
producción o trabajo en tramos de +/- 28 m (Lingadas de 3
tramos cada una) con la finalidad de incrementar la velocidad
en introducción y recuperación de los aparejos tubulares,
mediante un sistema de levante de Cables y Poleas, cuentan
con implementos para rotar sartas, apretar tuberías de acomodo
de las mismas, estos equipos poseen sistemas hidráulicos
para manejo de fluidos en el pozo y en superficie con alta y
baja presión, así como conexiones superficiales de control y
cuentan con los generadores de energía suficiente para
mantener en movimiento estos implementos, existen equipos
auto transportables, empaquetados, terrestres marinos o
lacustres, cada equipo es individual porque prácticamente
todos tienen diferentes edades, capacidades de operación y su
costo, elementos que varían conforme están integrados.
RAMOS

6.0 Selección de equipos
Equipo no convencional.- Se utilizan cuando la función de reparación de pozos
requiere de tratamiento especial o cuando se puede efectuar reduciendo los
costos que implica utilizar equipos convencionales.
Unidades Snubbing.- diseñadas para levantar tubería utilizando sistemas
hidráulicos, con la ventaja de poder realizar movimiento de tuberías en pozos
con presión, pero con la desventaja de baja torsión y velocidad en las
intervenciones. Sin embargo es imprescindible para casos de control de pozos.
Unidades de Tubería flexible es una excelente alternativa cuando en la reparación
del pozo no es necesario mover el aparejo, con ella es posible realizar las
siguientes operaciones:
Colocación de baches de ácido y de tapones de cemento
Reconocimiento de profundidades
Registro y disparos en pozos desviados
Limpieza mecánica de aparejos
Pescas
Perforar y eliminar tapones con auxilio de motores de fondo
Herramienta casi indispensable para inducción de pozos
Unidades móviles de bombeo de alta presión para cementar y estimular pozos
Unidades de cable y de linea de acero
Unidad de Combinación de los anteriores
Unidades convencionales de levante (Grúas)
RAMOS

Para seleccionar un equipo convencional adecuado es necesario
determinar la capacidad de carga y la velocidad de izaje requerida
para la operación, considerando los siguientes factores:
Capacidad de frenado.- Actúa al meter la tubería dentro del
pozo; la capacidad de frenado esta en relación directa al área y
tamaño de los tambores o discos de freno.
Capacidad del mástil.- Debe ser funcional para manejar la
carga y su propio peso y espacio adecuado para maniobras y
almacenamiento de tuberías.
La potencia del malacate.- Esta es determinada por la
velocidad requerida en el gancho y el peso de la tubería
Potencia=(Fuerza x distancia )/Tiempo (CF=76 kg *m/s). De
acuerdo a éste parámetro se selecciona la transmisión y la
capacidad del malacate requeridas para desarrollar la potencia
y transmitirla al cable y al sistema de poleas de acuerdo a los
datos técnicos del fabricante.
Como ejemplo la tablas de la siguiente pagina muestran la
capacidad de los componentes principales en base a la
profundidad, para tubería de 2-7/8”
RAMOS

Selección de sistemas de frenado tomando en cuenta la profundidad
Rango de
Área efectiva Sistema de Profundidad de TP de
potencia Tamaño del freno auxiliar
de freno sq in enfriamiento 2 7/8"
nominal en HP

100-150 1200 Aire -/- 4000

150-200 1600 Aire/Spray -/- 5000/7000

200-250 2000 A/S/S -/-/15 in Rotor sencillo 6000/8000/10000

250-400 2400 A/S/S/S -/-/15 in R sencillo/15 in R doble 7000/9000/11000/13000

400-600 2800 A/S/S/S -/-/15 in R doble/22 in R sencillo 8000/10000/15000/18000

Especificaciones generales de mástiles

Nominal Capacidad de Capacidad de almacenaje

Altura ft Peso lb carga con 6 lineas Tp 2 7/8 Varillas de BM

69 8000 140000 Sencilla 7200 7500

90 13000 180000 Dobles 9600 10500

96 15000 215000 Dobles 16000 11500

108 20000 250000 dobles 18000 11500
RAMOS

8.0 Problemas específicos
8.1Clasificación y jerarquía de intervenciones
8.2Control de agua
8.3 Control de arena
8.4Cambio de intervalo
8.5 Solución a problemas mecánicos
8.6 Daño a la formación
8.7 Toma de información
8.8 Control de corrosión

RAMOS

8.1Clasificación y jerarquía de intervenciones
Clasificación de pozos
•En producción (Programa de evaluación y medición)
•Con problemas de producción(programa de intervención)
•Cerrados con posibilidades de explotación(programa de reparación)
•Cerrados sin posibilidades de explotación(programa de
taponamiento definitivo)
•Taponados
Diagnostico
Problemas potenciales
Herramientas de diagnostico
Planeación de Reparación de pozos
Diseño de la intervención
Diagnostico y evaluación
Programa de ejecución RAMOS

CONTROL DE AGUA y GAS
La presencia de agua en la producción de hidrocarburos no es deseable ya que
ocasiona graves problemas de corrosión en los aparejos de producción, menos
producción de aceite, así como su tratamiento para separarla del aceite y
disposición final en pozos inyectores o presas, etc. Todo esto ocasiona un
incremento en los costos de producción; estos aumentan entre mayor es el % en la
producción llegando a ser hasta de 3 dólares por barril(en el mar); en pozos
terrestres de 2 dólares por barril
Las causas de la presencia de agua puede ser debido a:
Fugas en la TR.- Este problema puede ser por rotura o falta de hermeticidad en la
TR en la zona de agua o gas según el caso. Este problema puede ser detectado por
registro de anomalías y puede ser corregido con cementación o con un parche en la
TR
Canalización de fluidos atrás de la TR.- Es causada por una cementación
defectuosa por medio de registros de adherencia (CBL )o registros de sonido
ultrasónicos para medir las propiedades mecánicas del cemento, o también de
registros de producción, y registros de temperatura, radioactivo y de ruidos son
también útiles.
El remedio para este problema es una cementación forzada previa localización del
canal desde su origen ING. RICARDO ESPINOSA
RAMOS

Conificación de agua de fondo o de gas en la parte superior en
yacimientos estratificados por segregación gravitacional(agua, aceite y
gas).
Este problema se presenta cuando el contacto agua-aceite o gas aceite
esta cerca de los disparos y existe una permeabilidad vertical alta. En el
caso de gas el gas migra hacia abajo al depresionarse el pozo y en el
caso del aceite el agua migra hacia arriba.
Hay veces que con registros es fácil confundirse con la canalización o ,
estratos de alta permeabilidad por ejemplo un registro de ruidos puede
eliminar un problema. La prueba mas concluyente en este caso podría
ser medir el pozo en diferentes gastos ya que este problema es muy
sensitivo.
Una solución a este problema puede ser cerrar el pozo un tiempo para
su estabilización y después abrirlo posiblemente estrangulado. Otra
solución seria efectuar una C:F: y redisparar mas arriba si fuera posible
Interdigitacion en yacimientos estratificados por estratos de diferente
permeabilidad
RAMOS

En el caso, de presentarse la irrupción de agua, la decisión de producir el pozo
dependerá de l aspecto económico presentandose las siguientes alternativas
Producir selectivamente los intervalos abiertos de estratos menos permeables
para reducir la producción y los costos de los sistemas artificiales
Incrementar la recuperación de la zona
y la ultima alternativa es terminar en todos los intervalos para reducir los
costos de de la reparación aumentando los costos de sistemas artificiales si es el
caso.
Si las zonas son muy permeables, la producción de agua puede exceder la
capacidad de los sistemas artificiales y tendría que ser abandonada a menos que
sean selladas.
La digitacion es sensible al gasto de producción , por lo que al bajar este , la
producción de agua baja o la otra alternativa es incrementar los intervalos
permeables
En este caso los registros de producción son útiles para determinar el perfil de
producción y evaluación de los fluidos producidos en cada intervalo.
También el conocimiento geológico de la permeabilidad de los estratos y la
localización y extensión de las barreras son importantes para disminuir el % de
agua. RAMOS

8.2 Control de agua

RAMOS

Alto % de agua
• Interdigitación de agua • Cementación forzada a baja
en yacimientos presión con cemento de baja
estratificados perdida de agua y cambio de
intervalo
• Intervalo invadido • Cementación forzada a baja
presión con cemento de baja
perdida de agua y cambio de
intervalo
• Conificación de agua en • Taponar por C:F: y disparar
yac. De alta K vert en otro intervalo arriba del
matriz o por fractura contacto agua-aceite

• Invasión masiva • Producción controlada de
ING. RICARDO ESPINOSA Bloqueadores de
agua y
formación
RAMOS

Daño a la formación
•Verificar profundidad interior con L:A:; si hay tapón:
•soluciones
•limpieza
•Re perforación
•tratamiento químico
•acidificación o fractura
•.Si las perforaciones están tapadas con arena:
•soluciones
• engravar con cedazo
•resina
•cedazo preempacado

RAMOS

Baja permeabilidad
• Baja permeabilidad • Abatimiento de presión
– Sistema artificial en el yacimiento
– tratamiento con ácido – Sistema de recuperación
– fracturamiento mejorada
hidráulico – Sistema artificial de Prod
– fracturamiento con
ácido

RAMOS

Alto % de gas
• Problema • Solución
• Yac. Estratificados o • C.F: y disparar otro
cementación intervalo de menor
defectuosa RGA
• Conificacion de gas • C.F: y disparar otro
intervalo
estructuralmente mas
bajo

RAMOS

Presencia de arena
– Problema – Solución
• Pozos de alta • Empaque con grava
productividad term. • Resinas plástica
Sencilla • Cedazos preempacados
de fibra de vidrio
• Cedazos de mallas de
acero

RAMOS

Aceite viscoso

• Asfalto y parafina • Inyección de vapor
• inyección de solventes
químicos y
surfactantes

RAMOS

Baja productividad
• Formación areniscas o • Fracturamiento
calizas de baja hidráulico con con
permeabilidad sustentante
• Calizas o dolomitas de baja • Fracturamiento
permeabilidad hidráulico con ácido
• Alta viscosidad debido a • Inyección de surfactantes
emulsión • Calentador de fondo o
• Alta viscosidad por aceite circulación de aceite o
ING. RICARDO ESPINOSA por espacio anular
agua
pesado RAMOS

Problema
Gasto de producción se abatió a menos de la mitad en 6 meses

Con Py e Pwf se calculo I.P.< 50% que pozos vecinos
Mediante análisis de pruebas de presión se determino que S=20 y
Kh
similar a pozos vecinos
Estrategia de registros de producción y análisis
Debido a la rápida declinación , y factor de daño alto se considera
que el pozo esta dañado
Para ayudar a diseñar el tratamiento de estimulación a la matriz se
tomo
un registro de molinete y uno de temperatura demostrando que el
intervalo menos dañado es el B que aporta el 70% del total de la
producción y el A con el 10 % y el C con 25 % por lo que deberá
de usarse un agente divergente y con esto se lograra mayor
efectividad
y la optimización de los volúmenesESPINOSA
ING. RICARDO
RAMOS
de ácido

.problemas
• Problemas • Solución
• Incrustaciones • Métodos
químicos,mecánicos,rimado
• Aceite caliente o solventes
• Parafina o asfalteno • Surfactantes

• Emulsión o bloqueo • Tratamiento de HF-HCl
por agua
• Presencia de
areniscas
RAMOS

PROBLEMA
Bajo índice de productividad del pozo

Disparos
Kh baja Factor “S” Restricciones
Kro baja obturados
en el pozo
alto o cortos

si Si Baja capacidad
Restricciones
de la terminación
IP bajo de flujo de la
formación y disparos

Registros
Si
Pruebas de presión
de calibración calculo de Kh y S Daño al yacimiento estimula
y de producción

Si no
Incrustación
obturamiento Registros de producción
o para definir la localizacion
y extension del daño
colapso de TR ? ING. RICARDO ESPINOSA
RAMOS

7.2 CONTROL DE ARENA
La producción de arena normalmente esta asociada con campos
de la edad terciaria
Existe dos tipos de arena ; las que originalmente formaban parte
de la estructura de la formación y las que están disueltas en los
fluidos . Estas no son problemas ya que son producidas
Las referidas en primer termino son las que ocasionan obstrucción
en los cana les de flujo
7.2.1.Clasificación de las arenas:
Como una regla de dedo, se tiene lo siguiente:
Los sólidos producidos mas pequeños que 90 porcentiles
son probablemente finos intersticiales
Entre 90 y 75 representan algunos de los mas pequeños
granos de arena no consolidada
Entre 75 y 50 representa arena no consolidada ; esta es la
que se debe de controlar ya que los otros pueden ser
producidos sin problema
RAMOS

»El gasto de flujo critico ocurre cuando al sobrepasar determinado gasto de
producción se incrementa la presencia de arena
»Existe una estabilidad entre las fuerzas que actúan en la formación entre las que
tenemos las siguientes:
»7.22 Factores que afectan la producción de arena:
»Debido a los estratos por la sobrecarga
»Fuerzas capilares y la cementación de origen del material
»7.2.3.Factores que afectan la producción de arena:
»La viscosidad y/o gasto aumentan las fuerzas de arrastre
»Al aumentar la producción de agua disuelve el material de cementación
propiciando una disminución de la resistencia de la formación o una
reducción en las fuerzas capilares debido al aumento de la saturación de
agua
»Debido al incremento de saturación se reduce la permeabilidad relativa
al aceite incrementando las caídas de presión en el yacimiento
»Las caídas de presión en el yacimiento incrementa las fuerzas de
compactación y puede reflejarse en la cementación entre los granos.
» ING. RICARDO ESPINOSA
RAMOS

7.24 Mecanismos de control de la arena
Reducción de las fuerzas de arrastre es el método mas barato y más
efectivo y se puede hacer durante la terminación del pozo, consiste en:
Aumentar el área de flujo por:
Aumento de la densidad de perforaciones
Aumentar la longitud de disparos
Fracturas empacadas
Disparos limpios
Restringir el gasto de producción determinando el gasto critico cuando se
necesita producir al máximo gasto.
7.2.5.Métodos mecánicos de control de arena
Cedazos con grava para retener la arena de la formación
Cedazos preempacados de fibra de vidrio
Cedazos de mallas de acero inoxidable
Cedazos sin grava
7.26.Parámetros básicos de diseño
Optimizar el tamaño de la grava en base al tamaño de arena de la
formación RAMOS

Optimizar el ancho de las ranuras del cedazo para retener la
grava o arena en su caso.
Se debe usar una técnica de colocación efectiva
7.2.7.CRITERIO DE DISEÑO
1.-Obtener una muestra representativa.- el tamaño de la arena
varia dentro de un cuerpo arenoso
Una muestra obtenida de la producción es buena
Efectuar un análisis de mallas para obtener la distribución de
tamaño de los granos en % en peso.
El procedimiento de análisis esta contenido en las
especificaciones ASTM.
Una vez obtenida la muestra se efectúa el análisis y se construye
la curva de distribución del tamaño del grano en valores
porcentiles de porcentaje acumulativo en peso contra diámetro
del grano
. Las curvas varían de una región a otra
El método Schwartz se ha usado para obtener la uniformidad del
tamaño en base a loING. RICARDO ESPINOSA
siguiente
El coeficiente de uniformidad c=D10/D90
RAMOS

Si c es < 3 , la arena es uniforme y es descrita por el tamaño D10
si C> 5 La arena no es uniforme y es representada por el tamaño D40
si C> 10 La arena no es uniforme y es representada por el tamaño D70

7.28.TAMAÑO DE LAS RANURAS

Idealmente las ranuras deben ser tan largas como sea posible para no restringir el
flujo de fluidos y finos
El ancho de las ranuras no debe ser mayor del doble del ancho de los granos
correspondiente 10 porcentiles a fin de que sean efectivas.
En diámetros de tamaño uniforme o donde hay cambios de gasto , el tamaño de
las partículas debe ser igual a l tamaño de 10 porcentiles
En empaques con grava el ancho de la ranura debe ser ligeramente mas pequeño
que el grano de grava mas chico.
7.2.9TAMAÑO DEL LA GRAVA DEL EMPAQUE
De diferentes estudios y pruebas de laboratorio se determino que el tamaño de la
grava debe ser lo suficiente para no permitir pasar arena de la formación en la
cara exterior del empaque y la permeabilidad debe ser igual o mayor que el de la
RAMOS
formación

Otro factor a controlar es la velocidad de flujo de la arena el cual
debe ser de menor de .05 pie/eg para arena uniforme y para
arena no uniforme mayor que .05 pie/seg.
El calculo de la velocidad viene dado por el cociente entre el
gasto de producción en pie3/seg. entre el 50% del área abierta de
las ranuras en pie2
De acuerdo a las pruebas aludidas se llego por consenso que, la
relación de grava - arena debe estar entre 5 y 6 .
Debido a que a valores fuera de este rango se reduce la
permeabilidad para valores mayores de 6 ocurre un puenteo
dentro del empaque de grava y en menores el tamaño de la
grava mas chica que la necesaria reduciendo la permeabilidad
Teóricamente el espesor del empaque debe ser de de 4 a 5 veces
el diámetro de la arena , pero en la practica se considera que el
optimo es de 3 pulgadas de espesor, espesores mayores pueden
permitir mayor producciónRICARDO ESPINOSA
ING.
y RAMOS
visceversa

Otro método es el de uso de resina plástica. Este es usado en zonas
cortas donde por una u otra razón un empaque con grava no puede
ser usado como son:En geometría reducidas,Terminaciones dobles,
Pozos costa afuera, Pozos donde no se dispone de medios para
sacar la Tubería, Pozos con presiones de formación anormales
También existen cedazos de mallas de acero inoxidable que son
fabricados por compañías que usan el análisis granulometrico para
efectuar el diseño
Los cedazos pre empacados de y con fibra de vidrio son usados
exitosamente en pozo s de producción media de aceite y gas .
El diseño es realizado en base al análisis granulometrico de la
arena de producción de forma similar al descrito para cedazos
pero con la ventajas de; No tiene problemas de corrosión, Puede ser
molido fácilmente, Se usan en el extremo del aparejo frente al
intervalo disparado, Fácil fabricación, Costo bajo
En PEMEX se uso en el pozo la ESPINOSA 333 con éxito como se
ING. RICARDO Central
muestra a continuación RAMOS

POZO CENTRAL 333
Prof mts
471
Mandriles
de bolsillo
para B.N. 913

T.P: de 2-7/8”

1051

1056
1265
Camisa deslizable WB-1 1277.58-1278.93
Empacador kh-8 de 7” 1287.65-1290.38

Combinación de 4hN.G
1318.5
.caja a 8h E.U.E. caja
1319
Cedazo de 3.75”X2.50”

Tapón de fibra de 1323
1323.10
vidrio 3.75x2,48”Pez 1335
Profundidad interior 1375
TR de 7” ING. RICARDO ESPINOSA
1403
RAMOS

Control de arena
La arena no es deseable en la producción de los pozos ya que llega el momento en que interfiere en la
producción del pozo obturando las tuberías y reduciendo la producción de petroleo, por lo que existen varios
métodos para su control; uno de ellos es colocar cedazos preempacados a través del aparejo de producción
usando la TF.
Otro es la consolidación química de la arena de la formación; puede ser con furan, material epoxico y resinas
fenólicas. Este tratamiento es para intervalos no mayor de 10 pies
y otro es la colocación de arena recubierta con resina fenólica y epóxica material empacado junto a la
formación.
El método seleccionado dependerá de las condiciones del pozo y circunstancias.
Actualmente el empleo de la TF resulta eficiente y es menos costoso comparado con otros, debido al
mejoramiento en esta tecnología en los aspectos de equipo, servicios, herramientas y fluidos lo que la ha
hecho más confiable.
El procedimiento para la colocación de cedazos es generalmente de dos formas; en la primera:
1.- Baje el ensamble de fondo con el cedazo en su parte inferior y la sección de tubo hasta la cima del tapón de
cemento con la herramienta soltadora.
2.- Coloque un tapón recuperable sobre la cima del ensamble
3.- Coloque arena alrededor del espacio anular entre la TR y el cedazo hasta cubrir el ensamble
4.- Lave la cima del ensamble y recupere el tapón
5.- Coloque un empaque en la boca del ensamble contra la TR
En la figura 15 siguiente se muestra este procedimiento
Otra forma es:
Con la TF, colocar el empaque de arena o bolas de ceramica hasta cubrir el intervalo disparado Bajar el cedazo
con la herramienta soltadora y con una zapata en su extremo inferior y en el interior TF como tubería lavadora
Bajar hasta el fondo lavando el empacamiento en su parte central hasta el fondo donde se
encuentra el tapón de cemento ING. RICARDO ESPINOSA
RAMOS
Releve la TF y saque y repita el paso 4 del procedimiento anterior.

Solución a problemas mecánicos
Causan perdida de producción y/o incremento en los costos de
operación.
Algunas de las acusas mas comunes son:
Falla en la cementación primaria
Fugas en la TP, TR o en el empacador
Falla en el sistema artificial
Antes de mover un equipo de reparación debe estudiarse
exhaustivamente que otro problema o cambio debe efectuarse.
Es frecuente que se dañe la cementación después de efectuar un
trabajo a la matriz con ácido por alcanzar presiones de fractura
Para localizar las fugas debe analizarse el agua para diferenciar
entre fugas de la TR y agua de formación. Los registros de
temperatura, así como los de producción son útiles en este caso.
También el uso de empacadores junto con tapones ayudan a su
localización ING. RICARDO ESPINOSA
RAMOS

CORROSION
Corrosión.- es un proceso electro químico que sufren los
materiales metálicos que están expuestos a los fluidos corrosivos
tal como H2S, CO2, oxigeno,, etc.. que originan perdida de
material metálico en los tubulares, conexiones y, cabezales del
pozo .
Tipos de corrosión; uniformemente, picaduras, galvánica, celdas
de concentración, fracturas, inter granular, esfuerzos de
corrosión, erosión de corrosión
La corrosión ocurre cuando hay presencia de agua mas un
electrolito como sulfatos o cloruros o gases disueltos como H2S,
CO2, O2 y dióxido de sulfuro
4fe+3O2 2Fe2O3
Fe+ H2S FeS +H2
RAMOS

CORROSION POR CO2
La corrosión del acero por CO2 se presenta generalmente en pozos de gas
presentandose la siguiente reacción
CO2+ H20 Corrosión del acero
Si se condensa el vapor de agua en la TP o líneas se producirá la corrosión en
forma de hoyos en la parte superior de estos
La corrosión es mas rápida a medida que aumenta la presión dando origen a
ácidos mas fuertes
Para saber si se presentara el problema de corrosión por CO2 en un pozo de
gas se basa en el índice de presión parcial:
Presión parcial=presión total de CO2 * % de CO2
Si la presión parcial es > 30 habrá corrosión
Si la presión parcial esta entre 7-30 puede haber corrosión
Si la presión parcial es < 7 no habrá corrosión
Si existe agua salada la corrosión aumenta debido a que las sales incrementan
el gasto de corrosión. ING. RICARDO ESPINOSA
RAMOS

Acido sulfhidrico
La corrosión por esta substancia causa que la superficie se torne color negro
La reacción es la siguiente:
Fe+H2S+ mezcla FeS+H2
En problemas mas graves en la capas subyacentes se presentan picaduras y grietas. Las
rajaduras es debido a acumulación del hidrogeno atómico .La dureza de la tubería hace
que esta sea demasiado sensible a la acumulación de hidrogeno ocasionando fisuras
El hidrogeno atómico se difunde dentro de los granos de metal y tiende a formar
moléculas mas grandes, las cuales debido a la alta presión dentro del acero tienden a
reventar y formar rajaduras, grietas además de la perdida de ductilidad y resistencia a a
la cedencia.
El endurecimiento es mas severo en aceros de alta resistencia cuya dureza es de mas de
22 Rockwell en tuberías y aparejos de varillas de Bombeo mecánico que están sujetos a
cargas cíclicas.
Corrosión por oxigeno
El oxigeno disuelto en agua acelera la velocidad de corrosión este problema es frecuente
en sistemas de inyección de agua y en Bombeo mecánico
El gasto de corrosión es tres veces mas cuando el oxigeno disuelto aumenta de 1 ppb
a ..2 ppm ING. RICARDO ESPINOSA
RAMOS

Se ha investigado que si además de oxigeno hay CO 2 en una proporción del 50% mas
rápido que cuando no lo hay.
Se recomienda que el contenido de oxigeno no sea mayor del 50 ppb para tener un buen
control
El medio ambiente mas corrosivo, ocurre cuando entran trazas de oxigeno en un sistema
de salmueras amargas destruyendo todo el equipo en 6 meses
La corrosión es a veces protegida por una delgada película de oxido formada sobre la
superficie de metales y aleaciones aunque muchas veces es destruida por la erosión
causada por la corriente de producción.
Bacteria
Las salmueras pueden contener dos clases de bacteria aeróbicas y anaerobias
dependiendo si contienen oxigeno o no
Entre las bacteria aeróbicas tenemos las algas, hongos ,etc. ; las cuales tienden a taponar
y dejar fuera el equipo. Este tipo de bacteria es combatido tratandolo con cloro.
Dentro del otro tipo de bacteria tenemos las sulfatoreductoras; que son anaerobicas; estas
se alimentan de sulfatos y producen H2S. Para evitar la formación de este tipo es
necesario inyectar bactericida de 100 ppm a intervalos de tiempo.

RAMOS

Técnicas para medir del gasto de corrosión
pruebas para medir la velocidad de corrosión
Inspección visual
pruebas para medir el gasto químico
historia de l comportamiento del equipo
Medios para determinar el gasto de corrosión
Inspección visual.- Es realizado en equipo fuera de servicio. Llevar
registros y descripciones son útiles para futuras comparaciones
Registros de calibración de TP y TR detectaran perdida de metal debido
a picaduras, adelgazamiento o desgaste. Este tipo debe correrse en forma
periódica para ver el avance
Evaluación de corrosión en la tubería de perforación es realizada con
Tuboescope
Hay otro equipo y métodos para detectar la corrosión. Debe hacerse un
análisis económico de los métodos de corrosión ya que algunas veces resulta
mas caro . También deben considerarse la seguridad y las normas y
regulaciones gubernamentales.
RAMOS

Selección apropiada de materiales para reducir la corrosión
Metales y aleaciones
Existen aleaciones que son caras pero que a veces se justifica
Cuando existe H2S el efecto de endurecimiento afecta la resistencia y durabilidad. .Los
materiales aceptables se muestran en la tabla 10.3 pero los de acero al bajo carbón como J-
55, C75, y N-80 son ampliamente usados ya que resultan económicos y solo se
recomiendan algunas medidas . Las demás aleaciones son caras y solo se deben usar
cuando se justifique, como son las aleaciones de acero con Cromo y Níquel
En un medio ambiente de bióxido de carbono y oxigeno el endurecimiento no es problema
En el caso del CO2 O2, se pueden usar aleaciones pero son caras y será mas económico
usar aceros de bajo carbón con algunas recomendaciones;para el caso de O2 se debe excluir
el oxigeno; en caso contrario se deberá usar aleaciones como son aceros inoxidables, monel
(aleación Ni-Cu), Niquel-Hierro y Aluminio Bronce.
Algunos materiales no metálicos tienen mucha mas baja resistencia que el acero y
limitaciones de temperatura excepto la tubería de de producción de fibra de vidrio con
resina epoxica con amina aromática.que no es afectada por el H2S y el CO2
En el caso de TP , esta resiste hasta 100 grados centígrados y hasta 4000 lb/ pg2 de para
diámetros pequeños.
RAMOS

»Solución a problemas mecánicos
Ejemplo 12-2 Localización de canalización de gas
con registros de temperatura y de ruido
Los registros de temperatura y ruido de la figura 12-4,
fueron obtenidos un pozo de aceite que produce una
alta RGA. Los dos registros, muestran que el gas esta
siendo producido de una arena superior y hay una
expansión a través de las restricciones y canalización
hacia el intervalo de bajo.
Para eliminar la excesiva producción de gas, se debe
hacer una cementación forzada para bloquear el flujo en
el canal, disparando en la zona de gas y circulando la
lechada a través del canal
RAMOS

Problema 12-3 Excesiva producción de gas de una
zona ladrona
Un pozo en un yacimiento esta produciendo un gasto de gas alto con un gasto
de aceite bajo comparado con pozos similares en el campo
¿Que registros de producción u otras pruebas pueden ser realizadas para
demostrar que el gas esta migrando de otra capa de gas a través de una zona
ladrona ?
Una solución seria tomar un registro de temperatura y un registro de densidad,
ambos localizarían el punto de entrada de gas cualitativamente, además el
registro de temperatura diferenciara entre la producción de una zona ladrona y
el gas resultante de la canalización.

La figura 12.7 muestra las curvas de los registros donde se ve claramente que
la producción proviene de la zona ladrona. Del registro de temperatura se ve el
súbito enfriamiento de la curva coincidente con la baja en la densidad del
fluido demostrando que la zona ladrona es la B. Puesto que el aceite es
producido por la zona A como lo demuestra el ligero incremento en la densidad
del fluido de la zona A, la producción de gas de la zona B no es canalización o
conificación de la zona debajo de este nivel. El registro de temperatura
tampoco indica que exista canalización ESPINOSA
ING. RICARDO
RAMOS

Problema 12-2.
Un pozo en un yacimiento, esta produciendo una
cantidad excesiva de agua (50%) . Para localizar la
fuente de la excesiva producción de agua se tomaron
registros de temperatura, de molinete y
gradiomanometro . Para este pozo Bo= 1.3, Bw=1.0 y a
las condiciones de fondo densidad del aceite es de 0.85
gr/cm3, densidad del agua es de 1.05 gr/cm3. ¿Que zona
parece estar produciendo mas agua?. Considerando los
registros puede determinarse la causa del alto % de
agua. Explique sus respuestas

RAMOS

Problema 12-3a
Un pozo de aceite esta produciendo gas en exceso debido a la
conificacion de gas de la parte superior. El pozo no produce
agua. Considera que hay dos zonas perforadas, dibuja las curvas
correspondientes a los registros de temperatura, ruido y
densidad que se tendrían.

Problema 12-4
Un pozo de inyección en un barrido de agua tiene una alta
inyectividad . Describe los registros que tu pudieras proponer
para diagnosticar la causa del problema.

RAMOS

Ejemplo de la figura 2.20 pag 25 del vol 2 de Operaciones de
Producción
Un pozo de bombeo mecánico fue terminado con TR de 5-1/2” y
TP de 2-3/8” en un yacimiento que maneja agua . La producción
disminuyo de 70 bls de aceite y 40 de agua a 186 bls de agua sin
producción de aceite . Se sospecha de una fuga en la TR , pero la
técnica de usar un tapón y un empacador no dio resultado.
Con la bomba colocada a 4580 pies (1395 m) y las perforaciones
a 4648-68(1416-1422m) y 4684-4730 pies(1428-1442m) , y por
medio de la combinación de herramientas para medir la
densidad, temperatura y gasto, registro una entrada de fluido en
4605 pies(1403m) con 47 barriles de agua moviendose hacia
arriba y 160 bls moviendose hacia abajo. El registro de
temperatura mostró posible movimiento de agua hacia abajo a
través de un canal en la zona de cemento. Después de efectuar
una C.F, la producción fue de 110 bls de aceite y 71 de agua
RAMOS

Ejemplo fig 2.22 Flujo de agua a través de canales
El pozo productor de aceite mostrado en la figura producía 100 % de agua;
pero después de repararlo produjo 314 bls de petróleo con 1% de agua , dos
años después el agua se incremento hasta un 98%. Puesto que los pozos
vecinos no producían agua, se programo un registro de temperatura y un
CBL ya que presumiblemente se trataba de una canalización.
El registro de rayos gama mostró alta radioactividad en la zona de aceite
disparada y también en una arena que contenía agua 75 pies(22.8 m) arriba
y otra en las mismas condiciones 50 pies(15 m) abajo , la alta radioactividad
es un indicativo del movimiento de agua dejando residuos de radioactividad.
El CBL mostró pobre adherencia arriba del intervalo productor y solo una
corta sección de buena adherencia abajo de este.
Combinado con rayos gamma, se detecto la canalización y las arenas se
identificaron
RAMOS

Ejemplo de flujo cruzado y uso del molinete para la
determinación de gasto de multiples intervalos. (figuras Fig
2.23-2.25 y tablas 2.2 y 2.3)
Medidor de flujo PCT para definir los perfiles de flujo y flujo
cruzado
Un pozo en el medio oriente fue terminado en 4 zonas que
producían aceite 100 % con baja RGA. Como una operación de
rutina, el operador quiso saber cuanto aportaba cada zona y
medir si habia flujo cruzado entre zonas a condiciones de
cierre.
Perfil de flujo. Con el pozo fluyendo en un gasto de 35,000
bls/dia se corrió un registro de medición de flujo continuo de
cada intervalo, tres corridas fueron realizadas hacia abajo y tres
hacia arriba en velocidades diferentes para registra las series de
registro bajo y arriba zona mostradas en la figura 2-23
RAMOS

Continuación ejemplo flujo cruzado
Las velocidades corregidas son mostradas en la tabla2.2.
La figura 2.25, muestra los registros de temperatura, gradiomanómetro y
medidor de flujo hechos con el pozo cerrado.
Considerando el medidor de flujo en la corrida numero 6 registrada hacia abajo
en 50 m/min. , la no respuesta en A es de 7.6 rps. El incremento en B a 8 rps
flujo hacia arriba pasando B entrando a la zona 4.
La forma de la curva que decrece en el intervalo 4 verifica esto y mas
ampliamente muestra entrada de flujo en la parte inferior del intervalo 4. El
flujo en el intervalo 4 es aceite, mostrado por el gradiomanómetro con densidad
de 0.69 gr/cm3 y viene de la zona 1 y 2 una menor aportación de la zona 3.
La tabla 2.3, muestra los valores de flujo cruzado en pozo cerrado ya
corregidos considerando la calibración

RAMOS

»Tabla 2.2
»Estación Velocidad Gasto Zona Bls/dia
»A 200 35100 P4 16100
»B 108 19000 P3 0
»C
108 19000 P2 10600
RAMOS »D 48 8400 P1 8400

Ejemplo .- Registros de neutrón pulsado para seguir el
comportamiento del yacimiento fig 2-29.
Un pozo terminado en una zona mas alta se profundizo a
intervalos mas profundos cerca del contacto agua-aceite como
pozo de observación para los intervalos mas profundos.
El registro TDT de la fig 2.29 muestra cuatro corridas
realizadas a lo largo de 36 meses, mostrando lo siguiente:
El agua progresivamente invadió el intervalo 5195-5225 (arena
mas baja)
El intervalo de 5132-5152 no estaba invadido
En el tercer registro, el intervalo 5053-5069 muestra un avance
de agua. El cuarto registro muestra la zona completamente
lavada. La figura 2.29 resume este movimiento
RAMOS

5053-5069

5132-5152

5195 - 5225
RAMOS

Ejemplo para estimulación selectiva figura 2.32
Un pozo de gas terminado en el intervalo 5902-6479 con
porosidad dolomítica se estimulo con ácido produciendo 9.5
mmpcd con 8% de H2S, con una presión en la cabeza de 1800
lb/pg2
La prueba DST y registros de porosidad indicaron que el pozo
podía producir mas. Se corrió registro de molinete y
gradiomanómetro para definir el perfil de producción. La corrida 1
de la figura 2.32 muestra una columna de agua salada de la
profundidad de 6275 m al fondo, con 15 pies de condensado
sobre la cima. El medidor de flujo, muestra que que el 40% de la
producción total proviene del intervalo 6135 a 6180 sin
producción abajo de 6275 m.
Después de efectuar una estimulación con ácido el pozo produjo
16 mmpcd y la segundaRICARDO ESPINOSA
ING.
corrida muestra que zonas están
aportando RAMOS

Ejemplo Localización de la posición de la expansión de gas con registros
radioactivos neutrón tomados a través de la TP(.fig 2.34)

Se tomaron dos registros, uno inmediatamente después de la terminación y el
otro después de un año

Los registros fueron tomados en TP de 31/2” y TR de 9-5/8”y la intención
fue monitorear el avance de gas en la explotación de un intervalo de aceite
mas abajo

Mientras la mayoría de las secciones se ajustaba perfectamente bien, en la
parte superior en las secciones A y B de cuerpos arenosos se notaba que las
curvas se separaban hacia la derecha(parte mas baja del índice de hidrogeno)
indicando la presencia de gas libre.

Esta información podrá ser usada para ver el estado del yacimiento y
predecir el tiempo en el cual llegara el gas al intervalo en producción para
tomar las medidas adecuadas ING. RICARDO ESPINOSA
RAMOS

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