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1 ÍNDICE Terminación y Mantenimiento de Pozos Página I. DISEÑO DE LA TERMINACIÓN DE POZOS 5 Planeación de la terminación 5 Programa de operación 5 Análisis de información 5 Muestras de canal y corte de núcleos 5 Gasificación y pérdidas de circulación 6 Correlaciones 6 Antecedentes de pruebas durante la perforación 6 Pruebas de formación 7 II. ANÁLISIS DE REGISTROS 7 Registro en agujero descubierto 7 Registro en agujero entubado 12 III. TOMA DE INFORMACIÓN 12 Registros de presión 13 Registro de producción (PLT) 14 Registro de evaluación de cementación 14 IV. CEMENTACIÓN DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO DE EXPLOTACIÓN 14 Tuberías de explotación 14 Tuberías de explotación cortas 14 Operaciones previas a la cementación 16 Operaciones durante la cementación 16 Introducción de la tubería de revestimiento 17 Operaciones posteriores a la cementación 18 V. DISEÑOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN 19 Propiedades de la tuberías y de las juntas 19 Clase de tuberías de producción 19 Consideraciones de diseño 20 Accesorios de los aparejos de producción 21 Equipo de control subsuperficial 21 Empacadores 23 Determinación del peso de anclaje 24 Conexiones superficiales de control 25 1

2 Optimación de los aparejos de producción 28 VI. ANÁLISIS NODAL 29 VII. INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y LA PRODUCTIVIDAD DEL POZO 30 Fluidos utilizados durante la terminación 31 Daño a la formación productora 31 Efecto de la presión y temperatura sobre las salmueras 32 Composición y propiedades de las salmueras 32 Cálculos para el cambio de densidad de salmueras 34 Corrosividad de las salmueras 41 Tipos de corrosión 42 Factores que afectan la tasa de corrosión 43 VIII. DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS DE CONTROL 45 Objetivos del desplazamiento 45 Recomendaciones previas al lavado del pozo 47 Espaciadores y lavadores químicos 48 Fluidos empacantes 48 IX. DISEÑO DE DISPAROS 50 Pistolas hidráulicas 51 Cortadores mecánicos 51 Taponamiento de los disparos 52 Limpieza de los disparos taponados 52 Control del pozo 54 Penetración contra tamaño del agujero 56 Planeación del sistema de disparo 56 Desempeño de las cargas 56 Influencia de los factores geométricos sobre la relación de productividad 57 Procedimento de operación 59 Selección óptima de disparos utilizando software técnico 60 X. ESTIMULACIÓN DE POZOS 61 Determinación del tipo de daño a la formación 61 Selección del tipo de tratamiento 64 Análisis de muestras y pruebas de laboratorio 64 XI. TÉCNICAS BÁSICAS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS 65 Estimulación matricial 65 Surfactantes 66 Tipos de acido 69 Diseño de una estimulación 69 Procedimiento operativo para realizar una estimulación 72 XII. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 73 2

3 Conceptos básicos 73 Comparación del fracturamiento ácido y fracturamiento con apuntalante 77 Fracturamiento ácido 78 Fracturamiento con apuntalante 79 Fracturamiento con espumas 81 Fracturamiento con gas altamente energizado 82 XIII. ANÁLISIS DE PROBLEMAS DE POZOS 83 Tópicos de terminación 86 XIV. TÉCNICA Y EQUIPO PARA LA TERMINACIÓN CON TUBINGLESS 88 Consideraciones de diseño 89 MANTENIMIENTO DE POZOS XV. INTRODUCCIÓN, DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN 93 XVI. REPARACIÓN MAYOR 93 Procedimiento operativo 95 XVII. CONSIDERACIONES PARA LA APERTURA DE VENTANAS 103 Apertura de ventanas con herramienta desviadora tipo cuchara 105 Procedimento operativo para apertura de ventanas con cuchara desviadora 106 XVIII. REQUERIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN Y DISEÑO DEL REACONDICIONAMIENTO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN 109 Consideraciones para el desarrollo de un programa de mantenimiento de pozos 109 Control del pozo 124 Inducciones 128 Inducción por empuje o implosión 131 Toma de muestras 142 Procedimientos operativos para el muestreo 148 Moliendas 154 Consideraciones en la selección y operación de cargas puncher 155 Vibraciones de sartas 156 Consideraciónes para la desconexión de tuberías 158 Cortadores de tubería 158 XIX. COSTO DE UNA INTERVENCIÓN 159 Bibliografía 161 3

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5 Terminación y Mantenimiento de Pozos I. DISEÑO DE LA TERMINACIÓN DE POZOS Planeación de la terminación La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después de cementada la ultima tubería de revestimiento de explotación y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos o taponado si así se determina. El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción optima de hidrocarburos al menor costo. Para que esta se realice debe hacerse un análisis nodal para determinar que aparejos de producción deben de utilizarse para producir el pozo adecuado a las características del yacimiento. (tipo de formación, mecanismo de empuje etc.) En la elección del sistema de terminación deberá considerarse la información recabada, indirecta o directamente, durante la perforación, a partir de: Muestra de canal, núcleos, pruebas de formación análisis petrofisicos, análisis PVT y los registros geofísicos de explotación. Programas de operación Es desarrollado por el Ingeniero de proyecto y es creado con información de la perforación del pozo a intervenir en caso de ser exploratorio y pozos vecinos a él al tratarse de pozos en desarrollo, consiste en un plan ordenado de operaciones que incluyen la toma de registros, la limpieza del pozo, el diseño de disparos, y la prueba de intervalos productores, con el fin de explotar las zonas de interés de potencial económico. Análisis de información Para desarrollar la planeación de la terminación se deberá de contar con la información del pozo a intervenir y de pozos vecinos, esta estará constituida de: Registros geofísicos, muestras de canal, corte de núcleos, gasificaciones, perdidas de circulación, correlaciones, antecedentes de pruebas durante la perforación, pruebas de formación (DST). Esta información se evaluara con el propósito de determinar cuales son las zonas de interés que contengan hidrocarburos y a través de un análisis nodal se diseñaran los disparos, diámetros de tubería de producción y diámetros de estranguladores para mejorar la producción del yacimiento. Muestras de canal y corte de núcleos Las muestras de canal se obtienen durante la perforación, son los fragmentos de roca cortados por la barrena y sacados a la superficie a través del sistema circulatorio de perforación, el recorte es recolectado en las temblorinas para su análisis. Estas muestras proporcionan información del tipo de formación que se corta, características de la roca como son: la Porosidad (φ), Permeabilidad (K), saturación de agua (Sw), Saturación de aceite (So), Compresibilidad de la roca ( C ). Los núcleos son fragmentos de roca relativamente grande que son cortados por una barrena muestreadora constituidas por : tambor o barril exterior, tambor o barril interior, retenedor de núcleo, cabeza de recuperación, válvula de alivio de presión. La practica de corte de núcleos se usa preferentemente en áreas no conocidas y su operación consiste: a. El equipo muestreador es instalado en el extremo inferior de la sarta de perforación y se introduce hasta el fondo del agujero. b. La barrena empieza a cortar el núcleo perforando solamente la parte del borde exterior y, al mismo tiempo, el núcleo va siendo alojado en el barril interior. c. Cuando se termina de cortar el núcleo este es retenido por el seguro retenedor. d. Posteriormente es sacado el núcleo del barril 5

6 muestreador. Se extrae solamente este barril ya que es independiente del equipo. Se debe procurar obtener los 9 metros que es la longitud del barril, el núcleo proporciona mayor información sobre la litología y el contenido de fluidos. La decisión de obtener núcleos se toma cuando se presenta una aportación de hidrocarburos en rocas almacenadoras, y cuando los registros geofísicos indican una zona de posibilidad de contenido de hidrocarburos. El corte de núcleos de pared del pozo es realizado con un equipo que trabaja a través de percusión. Este tipo de núcleos puede ser orientado para determinar los esfuerzos a los que es sometida la roca. Gasificación y perdidas de circulación Durante la perforación se presentan gasificaciones que indican posibles acumulaciones de hidrocarburos y proporcionan información aproximada de una densidad equivalente a la presión de poro. Las gasificaciones consisten en la contaminación del lodo de perforación por un flujo de gas que sale de la formación hacía el pozo provocado por una presión diferencial a favor de la formación productora (la presión de formación es mayor que la presión hidrostática.) Se debe de tener cuidado en este tipo de problemas (las gasificaciones) ya que cuando se vuelven incontrolables provocan los reventones o crean peligro de incendio, por lo que es recomendable la realización de un buen control de pozo. Estos problemas de gasificación son muy comunes durante la perforación de pozos petroleros; pero en especial en los pozos exploratorios, en donde no se tiene información precisa sobre la columna geológica que se está perforando. Las pérdidas de circulación se definen como la perdida parcial o total del fluido de control hacia una formación muy permeable o depresionada. Este problema se presenta en ocasiones en la perforación de pozos y se manifiesta cuando retorna parte o no hay retorno del fluido de perforación. Para que se presente este tipo de problemas se requiere dos condiciones en el pozo: Formación permeable y altas presiones diferenciales para que exista flujo hacia la formación. Las causas más comunes de este tipo de problema son: - Causas naturales. Son aquellas inherentes a la formación, ejemplo: cavernas o fracturas naturales. - Causas inducidas. Son provocadas durante la perforación al bajar rápidamente la sarta de perforación (efecto pistón), al controlar el pozo alcanzando la presion máxima permisible y al incremento inadecuado de la densidad de lodo. En conclusión las pérdidas de circulación indican las zonas depresionadas así como también nos da una aproximación de la presión de fractura de la formación. Así el programa de terminación deberá contener las densidades requeridas para el control adecuado del pozo. Correlaciones En la elaboración del programa de terminación es importante la información que proporcionan los pozos vecinos, esta servirá para ubicar las zonas de interés, así como la geometría de aparejos de producción que se utilizaron, diseño de disparos e historia de producción de los pozos. Toda la información recolectada se evaluará con el objeto de optimizar el programa mencionado. Antecedentes de pruebas durante la perforación Una de las pruebas requeridas durante la perforación es la prueba de goteo, la cual exige que después de haber cementado la tubería de revestimiento, rebajado la zapata y se perforen algunos metros, se debe de determinar el gradiente de fractura de la formación expuesta, así como la efectividad de la cementación. Principalmente si han existido problemas durante la cementación, como perdidas de circulación de cemento, heterogeneidad de lechada, fallas de equipo de bombeo etc. Para determinar el gradiente de fractura de la formación, se realiza la prueba de goteo, esta prueba proporciona también la presión máxima permisible en el pozo cuando ocurre un brote, para determinar las densidades máximas en el pozo. Otra de las pruebas que se realizan en la perforación es la prueba de formación con la cual se obtiene información del comportamiento del flujo de fluidos y de la formación. La información obtenida en las pruebas realizadas en la perforación del pozo son de utilidad para optimizar la planeación de la terminación. 6

7 Pruebas de formación La prueba de formación consiste en hacer una terminación temporal del pozo y de esta manera provocar que la formación se manifieste. Para lograr esto es necesario crear una presión diferencial a favor de la formación de interés, suprimiendo la presión hidrostática. Para aislar la formación productora se utiliza un empacador ó ensamble de fondo especial, quedando en comunicación la formación con la superficie, por lo que actuará solo en ella la presión atmosférica, lo cual permite que los fluidos de la formación fluyan hacia el pozo y posteriormente a la superficie. El objetivo de las pruebas de formación es crear las condiciones favorables para que la formación productora fluya, y de esta manera obtener información sobre el comportamiento de los fluidos de la formación. Con esta información y con la que se obtuvo durante la perforación, se evalúa la capacidad de producción de la formación probada para conocer si es comercial su explotación. Las pruebas de formación se efectúan durante la perforación, por lo que siempre se realizan en agujero descubierto. Estas pruebas son costosas, pero indispensables en ciertos casos, especialmente en pozos exploratorios. II. ANÁLISIS DE REGISTROS Hace más de medio siglo se introdujo el Registro Eléctrico de pozos en la Industria Petrolera, desde entonces, se han desarrollado y utilizado, en forma general, muchos más y mejores dispositivos de registros. A medida que la Ciencia de los registros de pozos petroleros avanzaba, también se avanzó en la interpretación y análisis de datos de un conjunto de perfiles cuidadosamente elegidos. Por lo anterior se provee un método para derivar e inferir valores de parámetros tan importantes para la evaluación de un yacimiento como es las saturaciones de hidrocarburos y de agua, la porosidad, la temperatura, el indice de permeabilidad, la litología de la roca de yacimiento y actualmente la geometría del pozo, los esfuerzos máximos y mínimos, el agua residual, etc. El primer Registro eléctrico se tomo en el año de 1927 en el Noroeste de Francia, era una gráfica única de la resistividad eléctrica de las formaciones atravesadas, se realizaba por estaciones, se hacían mediciones y la resistividad calculada se trazaba manualmente en una gráfica, en 1929 se introdujo comercialmente y se reconoció la utilidad de la medición de la resistividad para propósitos de correlación y para identificar las capas potenciales portadoras de hidrocarburos. En 1931, la medición del potencial espontáneo (SP) se incluyó con la curva de resistividad en el registro eléctrico y así sucesivamente se fueron dando los avances de los diferentes registros eléctricos como el de echados, rayos gamma, neutrones, inducción, doble inducción, sónico de porosidad, de densidad, litodensidad y actualmente otras mediciones de registro incluyen la resonancia magnética nuclear, la espectrometría nuclear (natural e inducida) y numerosos parámetros en agujeros revestidos. Registro en Agujero Descubierto Casi toda la producción de petróleo y gas en la actualidad se extrae de acumulaciones en los espacios porosos de las rocas del yacimiento, generalmente areniscas, calizas o dolomitas. La cantidad de petróleo o gas contenida en una unidad volumétrica del yacimiento es el producto de su porosidad por la saturación de hidrocarburos. Además de la porosidad y de la saturación de hidrocarburos, se requiere el volumen de la formación almacenadora de hidrocarburos. Para calcular las reservas totales y determinar si la reserva es comercial, es necesario conocer el espesor y el área del yacimiento para calcular su volumen. Para evaluar la productividad del yacimiento, se requiere saber con qué facilidad puede fluir el liquido a través del sistema poroso. Esta propiedad de la roca que depende de la manera en que los poros están intercomunicados, es la permeabilidad. Los principales parámetros petrofísicos para evaluar un depósito son: porosidad, saturación de hidrocarburos, espesor, área, permeabilidad, geometría, temperatura y la presión del yacimiento, así como la litología que desempeñan un papel importante en la evaluación, terminación y producción de un yacimiento. Registro de Potencial Espontaneo y de Rayos Gamma Naturales La curva de Potencial espontáneo (SP) y el registro de Rayos Gamma naturales (GR) son registros de fenómenos físicos que ocurren naturalmente en las rocas in situ. La curva SP registra el potencial eléc- 7

8 trico producido por la interacción del agua de formación innata, el fluido de perforación conductivo y otras rocas selectivas de iones (lutita) y el registro de GR indica la radioactividad natural de las formaciones. Casi todas las rocas presentan cierta radioactividad natural y la cantidad depende de las concentraciones de potasio, torio y uranio, los registros SP y de GR son bastantes útiles e informativos, entre sus usos se encuentran los siguientes: Diferencia roca potencialmente productoras permeables y porosas (arenisca, caliza, dolomia) de arcillas y lutitas no permeables. Define los limites de las capas y permite la correlación entre las capas. Proporciona una indicación de la arcillosidad de la capa. Ayuda en la identificación de la litología (mineral). En el caso de la curva SP, permite la determinación de la resistividad del agua de formación. En el caso de los Registros GR y NGS (registro de espectrometria de rayos gamma naturales) detecta y evalúa depósitos de minerales radioactivos. En el caso del registro NGS define las concentraciones de potasio, torio y uranio. Registro SP La curva SP es un registro de la diferencia entre el potencial eléctrico de un electrodo movil en el pozo y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la superficie en función de la profundidad, enfrente de lutitas, la Curva SP por lo general, define una línea más o menos recta en el registro, que se llama línea base de lutitas, enfrente de formaciones permeables, la curva muestra excursiones con respecto a la línea base de lutitas; en las capas gruesas estas deflexiones tienden a alcanzar una deflexión constante, definiendo así una línea de arena y la deflexión puede ser a la izquierda o a la derecha, dependiendo principalmente de las salinidades relativas del agua de formación y del filtrado de lodo, el registro del SP se mide en milivoltios (mv) y no se puede registrar en pozos llenos con lodos no conductivos, ya que éstos no proporcionan una continuidad eléctrica entre el electrodo del SP y la formación. Registro de RG El registro de RG es una medición de la radioactividad natural de las formaciones. En las formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el contenido de arcilla de las formaciones porque los elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas. Las formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy bajo de radioactividad, a menos que contaminantes radioactivos como cenizas volcánicas o residuos de granito estén presentes o que las aguas de formación contengan sales radioactivas disueltas. El registro de RG puede ser corrido en pozos entubado lo que lo hace muy útil como una curva de correlación en operaciones de terminación o modificación de pozo. Con frecuencia se usa para complementar el registro del SP y como sustituto para la curva SP en pozos perforados con lodo salado, aire o lodos a base de aceite. En cada caso, es útil para la localización de capas con y sin arcilla y, lo mas importante, para la correlación general. Las propiedades de los Rayos Gamma son impulsos de ondas electromagnéticos de alta energía que son emitidos espontáneamente por algunos elementos radioactivos. El isótopo de potasio radioactivo con un peso atómico 40 y los elementos radioactivos de las series del uranio y del torio emiten casi toda la radiación gamma que se encuentra en la tierra, cada uno de estos elementos emite rayos gamma, el número y energía de éstos es distintivo de cada elemento, al pasar a través de la materia, los rayos gamma experimentan colisiones de Compton sucesivas con los átomos del material de la formación y pierden energía en cada colisión.después de que el rayo gamma ha perdido suficiente energía, un átomo de la formación lo absorbe por medio de efecto fotoeléctrico. Por consiguiente, los rayos gamma naturales se absorben gradualmente y sus energías se degradan {reducen} al pasar a través de la formación. La tasa de absorción varía con la densidad de la formación, dos formaciones que tengan la misma cantidad de material radiactivo por volumen de unidad, pero con diferentes densidades, mostraran diferentes niveles de radioactividad, las formaciones menos densas aparecerán algo más radioactivas. 8

9 Registros de Porosidad La porosidad de las rocas puede obtenerse a partir del registro sónico, el registro de densidad o el registro de neutrones. Todas estas herramientas ven afectada su respuesta por la porosidad, los fluidos y la matriz de la formación. Si los efectos de fluidos y matriz se conocen o se pueden determinar, la respuesta de la herramienta puede relacionarse con la porosidad. Por lo tanto, estos instrumentos se mencionan con frecuencia como registros de porosidad. Tres técnicas de registro responden a las características de la roca adyacente al agujero. Su profundidad de investigación es de sólo unas cuantas pulgadas y por lo tanto está generalmente dentro de la zona invadida. Otras mediciones petrofísicas, como la micro-resistividad, el magnetismo nuclear o la propagación electromagnética, algunas veces se utilizan para determinar la porosidad. Sin embargo, estos instrumentos también reciben una gran influencia del fluido que satura los poros de las rocas. Por esta razón se discuten aparte. Registros sónicos En su forma más sencilla, una herramienta sónica consiste de un transmisor que emite impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos. El registro sónico se da simplemente en función del tiempo, t, que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación. Este es conocido como tiempo de tránsito, t, t es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su litología y su porosidad. Cuando se conoce la litología, esta dependencia de la porosidad hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. Los tiempos de tránsito sónicos integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos. El registro sónico puede correrse simultáneamente con otros servicios. El principio es la propagación del sonido en un pozo, es un fenómeno complejo que está regido por las propiedades mecánicas de ambientes acústicos diferentes. Estos incluyen la formación, la columna de fluido del pozo y la misma herramienta de registro. El sonido emitido del transmisor choca contra las paredes del agujero. Esto establece ondas de comprensión y de cizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido. En el caso de registros de pozos, la pared y rugosidad del agujero, las capas de la formación, y las fracturas pueden representar discontinuidades acústicas significativas. Por lo tanto, los fenómenos de refracción, reflexión y conversión de ondas dan lugar a la presencia de muchas ondas acústicas en el agujero cuando se está corriendo un registro sónico. Estas formas de onda se registraron con un arreglo de ocho receptores localizados de 8 a 11 ½ pies del transmisor. Se marcaron los diferentes paquetes de ondas. Aunque los paquetes de ondas no están totalmente separados en el tiempo en este espaciamiento, pueden observarse los distintos cambios que corresponden al inicio de llegadas de compresión y cizallamiento y la llegada de la onda Stoneley. El primer arribo u onda compresional es la que ha viajado desde el transmisor a la formación como una onda de presión de fluido, se refracta en la pared del pozo, viaja dentro de la formación a la velocidad de onda compresional de la formación y regresa al receptor como una onda de presión de fluido. La onda de cizallamiento es la que viaja del transmisor a la formación como una onda de presión de fluido, viaja dentro de la formación a la velocidad de onda de cizallamiento de la formación y regresa al receptor como una onda de presión de fluido. La onda de lodo (no muy evidente en estos trenes de ondas) es la que viaja directamente del transmisor al receptor en la columna de lodo a la velocidad de onda de compresión del fluido del agujero. La onda Stoneley es de gran amplitud y viaja del transmisor al receptor con una velocidad menor a la de las ondas de compresión en el fluido del agujero. La velocidad de la onda Stoneley depende de la frecuencia del pulso de sonido, del diámetro del agujero, de la velocidad de cizallamiento de la formación, de las densidades de la formación y del fluido y de la velocidad de la onda de compresión en el fluido. 9

10 Determinación de Litología y Porosidad Las mediciones de los registros: neutrónico, de densidad y sónico dependen no sólo de la porosidad sino también de la litología de la formación, del fluido en los poros, y en algunos casos, de la geometría de la estructura porosa. Cuando se conoce la litología, y en consecuencia, los parámetros de la matriz, pueden obtenerse los valores correctos de porosidad en base a dichos registros (corregidos debido a efectos ambientales)en formaciones limpias saturadas de agua. Bajo esas condiciones, cualquier registro, ya sea neutrónico, el de densidad o, si no hay porosidad secundaria, el sónico, puede utilizarse a fin de determinar la porosidad. La determinación exacta de la porosidad resulta más difícil cuando se desconoce la litología de la matriz o si consiste de dos o más minerales en proporciones desconocidas. La determinación se complica todavía más cuando la respuesta de los líquidos de los poros localizados en la porción de la formación que la herramienta está investigando, varía de manera notable de aquella del agua. En especial, los hidrocarburos ligeros (gas) pueden influir de manera importante en los tres registros de porosidad. Inclusive la naturaleza o tipo de la estructura porosa afecta la respuesta de la herramienta. Los registros neutrónico y de densidad responden a la porosidad primaria (intergranular o intercristalina) con la porosidad secundaria (cavidades, fisuras, fracturas). Sin embargo, los registros sónicos tienden a responder sólo a la porosidad primaria de distribución uniforme. A fin de determinar cuándo se presenta cualquiera de estas complicaciones, se necesitan más datos que aquellos que proporciona un solo registro de porosidad. Por fortuna, los registros neutrónicos de densidad y sónico responden de manera diferente a los minerales de la matriz, a la presencia de gas o aceites ligeros, y a la geometría de la estructura porosa.. Se pueden utilizar combinaciones de esos registros y el factor fotoeléctrico, Pe, la medición del registro de Litho-Densidad* y las mediciones de torio, uranio y potasio tomadas del registro de espectrometría de rayos gamma naturales NGS*, con el propósito de determinar las mezclas de matrices o fluidos complejos y así proporcionar una determinación más exacta de la porosidad. La combinación de mediciones depende de la situación. Por ejemplo, si una formación se compone de dos minerales conocidos en proporciones desconocidas, la combinación de los registros neutrónico y de densidad o de densidad y sección transversal fotoeléctrica podrá definir las proporciones de los minerales además de dar un mejor valor de la porosidad. Si se sabe que la litología es más compleja pero si sólo consiste de cuarzo, caliza, dolomita y anhidrita, puede deducirse un valor relativamente fiel de la porosidad en base, otra vez, a la combinación de densidad-neutrónica. Las gráficas de interrelación son una manera conveniente de mostrar cómo varias combinaciones de registros responden a la litología y la porosidad. También proporcionan un mejor conocimiento visual del tipo de mezclas que la combinación podrá determinar mejor. Cuando la litología de la matriz es una mezcla binaria (por ejemplo, arenisca-caliza, calizadolomita o arenisca- dolomita), el punto marcado a partir de las lecturas de registros caerá entre las líneas de litología correspondientes. Registros de Densidad Los registros de densidad se usan principalmente como registros de porosidad, otros usos incluyen identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de gas, determinación de la densidad de hidrocarburos, evaluación de arenas con arcilla y de litologías complejas, determinación de producción de lutitas con contenido de aceite, cálculo de presión de sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas. El principio es una fuente radioactiva, que se aplica a la pared del agujero en un cartucho deslizable, emite a la formación rayos gamma de mediana energía, se puede considerar a estos rayos gamma como partículas de alta velocidad que chocan con los electrones en la formación, con cada choque, los rayos gamma pierden algo de su energía, aunque no toda, la ceden al electrón y continúan con energía disminuida la cual se conoce como efecto Compton y los rayos gamma dispersos que llegan al detector, que está a una distancia fija de la fuente, se cuentan para indicar la densidad de la formación. El número de colisiones en el efecto Compton está directamente relacionado con el número de electrones de la formación, en consecuencia, la respuesta de la herramienta de densidad está determinada esen- 10

11 cialmente por la densidad de los electrones (número de electrones por centímetro cúbico) de la formación. La densidad de los electrones está relacionada con el volumen de densidad real, que a su vez depende de la densidad del material de la matriz de la roca, la porosidad de la formación y la densidad de los fluidos que llenan los poros. Registros Neutrónicos Los registros neutrónicos se utilizan principalmente para delinear formaciones porosas y para determinar su porosidad y responden principalmente a la cantidad de hidrógeno en la formación, por lo tanto, en formaciones limpias cuyos poros estén saturados con agua o aceite, el registro de neutrones refleja la cantidad de porosidad saturada de fluido. Las zonas de gas con frecuencia pueden identificarse al comparar el registro de neutrones con otro registro de porosidad o con un análisis de muestras. Una combinación del registro de neutrones con uno o más registros de porosidad proporciona valores de porosidad e identificación de litología aun más exactos, incluso una evaluación del contenido de arcilla. El principio es que los neutrones son partículas eléctricamente neutras; cada una tiene una masa idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Una fuente radioactiva en la sonda emite constantemente neutrones de alta energía (rápidos), estos neutrones chocan con los núcleos de los materiales de la formación en lo que podría considerarse como colisiones elásticas de "bolas de billar", con cada colisión, el neutrón pierde algo de su energía. La cantidad de energía pérdida por colisión depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón, la mayor pérdida de energía ocurre cuando el neutrón golpea un núcleo con una masa prácticamente igual, es decir un núcleo de hidrógeno. Las colisiones con núcleos pesados no desaceleran mucho al neutrón, por lo tanto la desaceleración de neutrones depende en gran parte de la cantidad de hidrógeno de la formación. Debido a las colisiones sucesivas, en unos cuantos microsegundos los neutrones habrán disminuido su velocidad a velocidades térmicas, correspondientes a energías cercanas a ev, entonces, se difunden aleatoriamente, sin perder más energía, hasta que son capturados por los núcleos de átomo como cloro, hidrógeno o silicio. El núcleo que captura se excita intensamente y emite un rayo gamma de captura de alta energía. Dependiendo del tipo de herramienta de neutrones, un detector en la sonda capta estos rayos gamma de captura o los neutrones mismos. Cuando la concentración de hidrogeno del material que rodea a la fuente de neutrones es alta, la mayoría de éstos son desacelerados y capturados a una distancia corta de la fuente, por el contrario, si hay poca concentración de hidrógeno, los neutrones se alejan de la fuente antes de ser capturados, de acuerdo con esto, la tasa de conteo en el detector aumenta para bajas concentraciones de hidrógeno y viceversa. Registros de Resistividad La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar la saturación de hidrocarburos, la electricidad puede pasar a través de una formación sólo debido al agua conductiva que contenga dicha formación. Con muy pocas excepciones, como el sulfuro metálico y la grafita, la roca seca es un buen aislante eléctrico. Además, las rocas perfectamente secas rara vez se encuentran, por lo tanto las formaciones subterráneas tienen resistividades mensurables y finitas debido al agua dentro de sus poros o el agua intersticial absorbida por una arcilla. La resistividad de una formación depende de: La resistividad de agua de formación. La cantidad de agua presente. La geometría estructural de los poros. La resistividad (resistencia especifica) de una sustancia, es la resistencia medida entre lados opuestos de un cubo unitario de la sustancia a una temperatura especifica, las unidades de resistividad son el ohmiometros cuadrados por metro, o simplemente ohmiometros (ohm-m). La conductividad es la inversa de la resistividad. Las resistividades de formación por lo general varian de 0.2 a 1000 ohm-m, resistividades superiores a 1000 ohm-m son poco comunes en formaciones permeables pero se observan en formaciones impermeables de muy baja porosidad (por ejemplo las evaporitas). La resistividad de formación se mide ya sea al mandar corriente a la formación y medir la facilidad con que fluye la electricidad o al inducir una corriente eléctrica en la formación y medir qué tan grande es. 11

12 El principio de la medición de los registros de resistividad es introducir corrientes en la formación, por medio de electrodos de corriente y se miden los voltajes entre los electrodos de medición, estos voltajes proporcionan la resistividad para cada dispositivo, en una formación homogénea e isotropica de extensión infinita, las superficies equipotenciales que rodean un solo electrodo emisor de corriente (A), son esferas. El voltaje entre un electrodo (M) situado en una de esas esferas y uno en el infinito es proporcional a la resistividad de la formación homogénea y el voltaje medido puede graduarse en una escala en unidades de resistividad. Registro en Agujero Entubado Registro RG El registro de RG puede ser corrido en pozos entubado lo que lo hace muy útil como una curva de correlación en operaciones de terminación o modificación de pozo, por ejemplo al correlacionar los disparos de cambio de intervalo y/o mejorar la cementación, así mismo cuando se inyecta un trazador radioactivo y se requiere ver la altura del intervalo que tomo. Registro Decaimiento Termal (TDT) La herramienta consta de un generador de neutrones de alta velocidad, la cual se reduce rápidamente hasta la llamada "velocidad termal" al ser capturados por núcleos de la formación, emitiendo radiaciones gamma que son detectadas por el aparato, durante el tiempo de medición, la cantidad de neutrones termales disminuye exponencialmente. El tiempo requerido para medir la disminución de neutrones termales es la constante correspondiente al tiempo de decaimiento y representa las propiedades de captura de neutrones de la formación. Se gráfica un valor de tiempo de decaimiento que es representativo de la velocidad de decaimiento o pérdida de neutrones termales en la formación, el cloro captura una gran cantidad de neutrones y es el elemento predominante en el proceso de captura, con lo cual se puede decir que el registro responde al contenido de agua salada en la formación. El registro TDT es la primera herramienta que permite determinar la saturación de agua a través de la T.R.; para obtener valores precisos, se requiere una buena información de la porosidad. Las principales aplicaciones son: Localización de zonas de hidrocarburos en pozos ademados. Control de proyectos de recuperación secundaria, ya que determina la saturación residual. Correlación de profundidades de pozos ademados. III. TOMA DE INFORMACIÓN La toma de información al inicio y durante la vida productiva del yacimiento es muy importante para conocer la situación real del pozo y la posibilidad de mejorar sus condiciones de explotación, para lo cual se necesita información sobre las características del sistema roca fluido, el estado actual de agotamiento del yacimiento, la eficiencia de terminación del pozo, etc. y así mismo para dar recomendaciones válidas sobre la manera en que un pozo de aceite o gas debe producir, es necesario una compresión clara de los principios que rigen el movimiento de los fluidos desde la formación hasta la superficie. Si se encuentra que el pozo no esta produciendo de acuerdo con su capacidad, se deben investigar las causas, las cuales corresponden a diferentes tipos de problemas, ya sea del yacimiento, de los fluidos, del pozo o del equipo. Para poder determinar lo anterior es muy importante tomar información como son los registros de presión de fondo cerrado y fluyendo, realizar diferentes pruebas de variación de presión como son la de Incremento ó Decremento, de Interferencia, tomar los diferentes registros de producción, etc. Registros de presión Existen registros de presión en donde una buena medición de la presión es parte esencial de las pruebas de variación de presión en pozos. Para obtener mejores resultados, las presiones deben ser medidas cerca de los estratos productores y hay tres tipos básicos de medidores de presión de fondo y son : de cable de línea, registro con instalaciones permanentes y de registro recuperable en la superficie. Curvas de variación de presión El objetivo de las pruebas de presión, que consisten básicamente en generar y medir variaciones de presión en los pozos, es obtener información del sistema roca-fluido y de los mismos pozos, a partir del análisis de las citadas variación de presión. La información que se puede obtener incluye daño, permeabi- 12

13 lidad, porosidad, presión media, discontinuidades, etc., la cual es esencial para la explotación eficiente de los yacimientos. Las diferentes tipos de pruebas de presión son las siguientes : de Incremento, de Decremento, Prueba de inyectividad, de interferencia y de decremento en pozos inyectores. Las diferentes pruebas de presión se basan en conceptos básicos y suposiciones para el análisis de las mismas pruebas como son : el daño a la formación y el almacenamiento del pozo, el principio de superposición en donde se realiza un desarrollo matemático intenso para llegar a las formulas matemáticas que se utilizan para el análisis. El análisis se realiza por curvas tipo que fueron desarrolladas y es un análisis realmente sencillo para proporcionar resultados aproximados. Registros de presión de fondo cerrado y fluyendo Registros de producción Los registros de producción son los registros que se pueden tomar después que se han cementado las tuberías de revestimiento, colocado el aparejo de producción y disparado el intervalo productor, es decir, después de la terminación inicial del pozo, estos registros han permitido conocer con más detalle el comportamiento no solo de los pozos, sino también de las formaciones. Por ejemplo algunos de los beneficios que se pueden obtener : evaluación de la eficiencia de la terminación, información detallada sobre las zonas que producen o aceptan fluidos, detección de zonas ladronas, canalización de cemento, perforaciones taponadas, fugas mecánicas, etc. Entre los registros de producción se tienen los siguientes: de temperatura, de gastos, de presiones, de diámetro interior de tuberías, etc. Paralelamente con el perfeccionamiento de las herramientas para correr los registros de producción se han ido desarrollando técnicas depuradas de interpretación, permitiendo que las intervenciones en los pozos sean más efectivas. Existen cuatro condiciones básicas en relación con el pozo, las cuales se determinan con la ayuda de los registros de producción, estas condiciones son: Estado mecánico del pozo. Calidad de la cementación. Comportamiento del pozo. Evaluación de las formaciones. Las herramientas de los registros de producción con una línea eléctrica y registran las señales en la superficie; han sido diseñadas para correrse con cable y grabar gráficas o cintas magnéticas con información sobre las condiciones del pozo, las cuales proporcionan los datos necesarios para evaluar la eficiencia de la terminación del mismo. Registro de Molinete Es un registro medidor continuo de gastos tipo hélice (molinete), que se utiliza para medir las velocidades de los fluidos en el interior de las tuberías de producción y revestimiento, la herramienta es colocada en el centro de la columna de fluido por medio de centrados de resorte y corrida a una velocidad constante en contra de la dirección del flujo, la velocidad de la hélice, que es una función lineal de la velocidad del fluido respecto a la herramienta, se registra continuamente contra la profundidad. Este tipo de medidor es más efectivo para mediciones de flujo en una sola fase con gastos de producción altos y si el diámetro del agujero y la viscosidad de los fluidos permanecen constantes, el registro puede presentarse en una escala en por ciento del flujo total. Existen tres factores principales que afectan la velocidad de la hélice : velocidad y viscosidad de los fluidos y diámetro del agujero. Registros de Evaluación de Cementación Los registros de evaluación de la cementación primaria de la tubería de revestimiento de superficial, intermedia y de explotación, se veía inicialmente únicamente la cima de cemento en la parte exterior, ya que dicho registro indicaba en donde estaba el cambio de temperatura de caliente a frío y en ese momento se detectaba o se veía la cima de cemento. Actualmente la evaluación de la cementación se realiza con el registro Sónico de cementación CBL, la herramienta consta de dos secciones: Acústica y electrónica, la sección acústica contiene un transmisor y un receptor. La onda sonora emitida por el transmisor viaja a través de la TR y es detectada por el receptor, la sección electrónica mide la amplitud de la porción deseada de la señal del receptor y la transmite a la superficie para ser registrada. La amplitud 13

14 de la onda es función del espesor de la tubería y de la resistencia, de la adherencia y espesor del cemento. En tubería no cementadas, la amplitud es máxima; en tuberías cementadas (completamente circundada por una capa de cemento, menor de ¾" de espesor) la amplitud es mínima. El concepto de índice de adherencia proporciona una evaluación cualitativa de la cementación, usando únicamente el registro CBL, excluyendo otros factores, el índice de adherencia es proporcional a la circunferencia de la T.R. en contacto con el cemento bueno, la experiencia indica que índices de cementación mayores de 8 sobre una sección de 5 pies de T.R. de 5 ½" de diámetro generalmente no hay comunicación a lo largo de la sección particular de T.R. y un índice de adherencia mucho menor de 8 indica la probabilidad de canalización de lodo o cemento contaminado con cemento. La centralización es extremadamente importante en la amplitud sónica registrada, si se obtiene una repetibilidad adecuada, entonces puede suponerse que se tiene buena centralización y un movimiento rápido en la señal del tiempo de transito es debido a la mala centralización. El registro CBL-VDL indica la Adherencia entre la tubería de revestimiento y el cemento y la adherencia entre el cemento y la formación. IV. CEMENTACIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIEN- TO DE EXPLOTACIÓN Durante la Perforación de un pozo petrolero es necesario proteger el agujero, con tuberías de revestimiento, la cual con el cemento integran un conjunto de seguridad y funcionalidad para el pozo. La operación de cementación primaria de las tuberías de revestimiento consiste en bombear por la TR un bache lavador, un espaciador, lechada de cemento diseñada, espaciador y posteriormente el desplazamiento calculado para alcanzar la presión final requerida, la lechada se coloca en el espacio anular entre el agujero descubierto y la TR. La experiencia ha demostrado que una operación deficiente de la Cementación primaria de Tubería de revestimiento, origina continuas dificultades en la vida productiva de los pozos y a largo plazo el medio ambiente, además las operaciones costosas para corregir esta anomalía. Se debe realizar un programa bien establecido para llevar a cabo una operación exitosa, desde su planeación en el gabinete, los materiales, aditivos, diseño del tipo de lechada, baches lavadores, espaciadores, equipo y accesorios a utilizar, así mismo en el campo realizar la operación como se programó, cumplir con la densidad de la lechada diseñada, presiones y gasto de bombeo para terminar la operación exitosamente. Tuberías de Explotación El objetivo es aislar las zonas que contienen hidrocarburos, evitar la movilidad de fluidos contenidos en cada zona y permite producir y controlar el pozo. Los diámetros más comunes son de 7 5/8", 7", 6 5/8", 5", 4 ½" y actualmente con la Técnica de pozos esbeltos de 3 ½". Tuberías de Explotación cortas Existen las Tuberías de explotación cortas ó liner, la cual es una sección de tubería de revestimiento colocada en agujero descubierto ó dentro de otra tubería para corregir daños en tuberías ya cementadas y se cementan con el objetivo de aislar zonas de presión anormal, ahorro económico, rápida colocación en las zonas programadas, reducir los volúmenes de cemento. Clasificación de Tuberías de revestimiento de acuerdo a sus propiedades - Diámetro Exterior. - Peso por Unidad de longitud. - Grado de Acero. - Tipo de Junta. - Longitud o Rango De acuerdo a las condiciones del agujero se clasifican en dos grupos: - Unión a base de rosca. - Unión a base de soldadura. Accesorios para Tuberías de Revestimiento Es conocido que al introducir la tubería de revesti- 14

15 miento dentro de un agujero es necesario equiparlo con los accesorios convenientes para obtener mejores resultados de los objetivos básicos. Podemos mencionar a los principales accesorios para la cementación. Zapatas La zapata protege y guía en la introducción a la tubería de revestimiento, evitando la deformación y desgaste de la misma, pueden ser del tipo: Guía, Flotadora, Diferencial, De pétalos y Tipo V. Coples Proporcionan la superficie de sello y el punto de asentamiento para los tapones de cementación, se colocan usualmente de 1 a 3 tramos arriba de la zapata. Pueden ser del tipo: Flotador, Diferencial, Retención y Cementación Múltiple. Tapones de Cementación Son los tapones que se utilizan para realizar una buena limpieza (diafragma) y posteriormente el desplazamiento de la lechada de cemento (sólido) para evitar su contaminación. Centradores En las cementaciones primarias de tuberías de revestimiento es muy conveniente que en las zonas de mayor interés quede centrada la tubería con la finalidad de distribuir la lechada de cemento uniformemente. Tipos de Cemento Cemento es un material con ciertas propiedades de adherencia y es el resultado de la calcinación de una mezcla especifica de caliza y arcilla con adición de óxidos de sodio, potasio y magnesio, existen diferentes tipos de cemento, la API los clasifica de la siguiente manera : - Clase "A" - Clase "B" - Clase "C" - Clase "D" - Clase "E" - Clase "G y H" Actualmente se esta tratando de utilizar el lodo como cemento para la cementación de las tuberías de revestimiento, aunque esto esta todavía como una prueba tecnológica llamada MTC y se encuentra en desarrollo. Aditivos Aceleradores. Se utilizan para acelerar el fraguado de la lechada, y pueden ser: Cloruro de Calcio, Cloruro de Sodio, Yeso Hidratado y Agua de Mar. Retardadores. Se utilizan para retardar el fraguado de las lechadas. Cada Compañía de servicio emplea un código para sus productos. Para Alta Densidad. Se utilizan para aumentar la densidad de la lechada de cemento para contener altas presiones de la Formación y mejorar el desplazamiento del lodo. Se tienen: hematita, barita, ilmentita y la sal. Para Lechadas de Baja Densidad. Las lechadas de baja densidad se pueden acondicionar, agregando materiales que requieran agua, con una gravedad baja especifica, entre los más comunes tenemos: bentonita, gilsonita, spherelite. Controladores de Filtrado. Se utilizan para disminuir la deshidratación o la pérdida de agua de la lechada a zonas porosas; proteger formaciones sensibles y mejorar las cementaciones forzadas. Controladores de pérdidas de Circulación. Como su nombre lo indica para control de perdidas de fluido previa cementación, entre los mas comunes se tienen: Gilsonita, Cemento Thixotrópico, Flo - Check y Bentonita - Cemento - Diesel: Reductores de Fricción. Se utilizan como dispersantes en las lechadas de cemento para reducir su viscosidad aparente de la lechada. Operación de Cementación Primaria Posteriormente del diseño de la tubería de revestimiento, se procede a elaborar y coordinar para llevar acabo la operación de cementación primaria de la misma, en donde se deben tomar en cuenta los materiales, aditivos, equipos, introducción y diseño de la lechada de cemento de la propia cementación. 15

16 Operaciones Previas a la Cementación a.- b.- Análisis del Agua disponible. Es de gran importancia conocer con tiempo las características químicas del agua que se utilizará y efectuar pruebas del cemento con estas. Si se considera necesario se transportará cuidando que su salinidad sea menor de 1000 ppm de Cloruros. Pruebas de Cemento de cada lote recibido. cementaciones primarias el volumen de fluido limpiador que se programe y el gasto, debe estar diseñado para un tiempo de contacto de 8 a 12 min. Utilizando un flujo turbulento, lo cual es un mínimo recomendable para remover el enjarre de los lodos de perforación y para su diseño se deben tomar en cuenta el diámetro de las tuberías de revestimiento así como los diámetros de los agujeros, para que sea el volumen adecuado y se obtengan óptimos resultados, así mismo tomar en cuenta el tipo de formación, se bombeara después de haber soltado el tapón de diafragma. c.- d.- El Control de calidad del cemento es de gran importancia e invariablemente deberán efectuarse pruebas de los lotes recibidos, básicamente en cédula No. 5 sin aditivos, así como el cálculo de la densidad máxima permisible para evitar pérdidas de circulación por fracturamiento de las formaciones y de acuerdo a la temperatura de fondo del pozo para el diseño de la lechada de cemento. Programa de Accesorios. El programa de accesorios estará sujeto básicamente a los objetivos que se persigan, fijando normas y condiciones que optimicen los resultados y evitando al máximo un incremento en los costos, así mismo se deben verificar los accesorios en su diámetro, estado, tipo de rosca, diámetros interiores, grados y librajes así como el funcionamiento de las partes de los accesorios antes de la operación para cualquier anomalía que se detecte se corrija a tiempo y no a la hora de iniciar la introducción de la tubería. Diseño de la lechada de cemento y los baches lavadores y espaciadores. El diseño de la lechada de cemento es un aspecto muy importante ya que en la misma se debe considerar aditivos para la presencia de gas, retardadores y/ó aceleradores y en caso necesario, etc., así mismo debe contemplarse la compatibilidad con el lodo de perforación en uso y los diferentes baches a utilizar como son los limpiadores y espaciadores. Con el objeto de tener mejores resultados en las Cuando se selecciona un fluido espaciador, para efectuar un eficiente desplazamiento del lodo, deberán tomarse en cuenta la reología del fluido espaciador, gasto de bombeo, compatibilidad del fluido espaciador con el lodo y el cemento y tiempo de contacto; con lodos base agua, un pequeño volumen de agua como espaciador entre el lodo y el cemento han registrado resultados satisfactorios. El criterio más importante en la selección de un fluido espaciador es que el fluido seleccionado pueda desplazarse en turbulencia a gastos de bombeo razonables para la geometría que presenta el pozo. Operaciones durante la Cementación a.- Colocación de Accesorios y revisión de Tramos Es muy importante verificar la correcta colocación de accesorios, de acuerdo al programa elaborado previamente, así como también es importante verificar las condiciones del fluido de control, ya que es un factor de gran importancia para el éxito de una cementación primaria. Así mismo la numeración de los tramos, siguiendo un orden de acuerdo al diseño del ademe que se utilizará en el pozo en grados, peso y tipos de roscas,las cuales deben satisfacer las condiciones de medida del probador del manual y con el objeto de seguir el orden de introducción programado. El total de tramos debe coincidir en todas sus partes con el número de tramos, apartando los que están en malas condiciones, principalmente en las roscas y los que se hayan golpeado y dañado durante su transporte y/ó introducción, así 16

17 b.- como los tramos sobrantes del total programado. El ajuste aproximado de la totalidad de los tramos a utilizar, nos indicará las profundidades de circulación, el cambio de grados y pesos de las diferentes tuberías programadas, hasta llegar a la profundidad total y así mismo es importante verificar el calibrador ó "conejo" que se esta utilizando, ya que la pérdida del mismo puede ocasionar un problema serio a la hora de la cementación y no se pueda establecer circulación porque el calibrador se quedó dentro del ademe que ya se introdujo al pozo por lo que debe proceder a su pesca de inmediato. Introducción de la Tubería de Revestimiento. Durante la introducción de la tubería de revestimiento uno de los problemas que puede afectar el éxito o el fracaso de la operación de cementación, seria el que se origine la presión de surgencia que puede ocasionar pérdidas de circulación que básicamente se pueden originar durante la introducción incorrecta de la tubería. La velocidad de introducción deberá calcularse antes de iniciar la operación de introducción, velocidad que estará sujeta por la densidad del lodo de perforación, longitud de la columna, espacio entre tubería y agujero y accesorios de la tubería, por la experiencia y la práctica se ha observado que no es conveniente rebasar una velocidad de introducción de seg por tramo de 12 metros. c.- Llenado de Tuberías y Circulación. El llenado de la tubería dependerá de los accesorios programados y del funcionamiento de los mismos, así como de las condiciones del fluido de control, de la velocidad de circulación y recuperación del corte. d.- e.- f.- Los beneficios de la circulación en el pozo, durante la perforación así como en la cementación de tuberías de revestimiento es de gran importancia, tomando en cuenta que la mayoría de los lodos de perforación son de bajo esfuerzo de corte y forman geles con sólidos en suspensión cuando permanecen en reposo. La circulación y el movimiento de la tubería en los casos que sea posible, romperá este gel reduciendo la viscosidad del lodo. Los tiempos suficientes de circulación, dependerán de la profundidad, pozo, espacio anular entre tuberías y agujero, tipo de formaciones que se atraviesen y del buen funcionamiento del equipo de flotación que se programe. Instalación de la cabeza de cementación y de los tapones. La supervisión del estado físico de la cabeza de cementación es de gran importancia, que implica roscas, tapas, pasadores, machos y válvulas, así como el diámetro correcto. Asímismo es de gran importancia la supervisión en la colocación de los tapones de desplazamiento y limpieza y en la posición de las válvulas ó machos de la cabeza de cementación durante la operación. Verificación del sistema Hidráulico de bombeo superficial. Es muy importante verificar el buen funcionamiento de las bombas de los equipos de perforación, así como su limpieza de las mismas con el objeto de evitar contratiempos en los desplazamientos de las lechadas de cemento, se debe checar su eficiencia y volúmenes por embolada que estará sujeto a los diámetros del pistón y carrera del mismo. Operación de Cementación. En el proceso de operación es importante verificar la instalación correcta de equipos programados y auxiliares, checar circulación, preparar el colchón limpiador de acuerdo al programa en tipo y volumen y bombear al pozo, preparar el colchón separador, soltar el tapón de diafragma ó limpiador, bombear el colchón separador, bombear lechada de cemento de acuerdo a diseño elaborado en cuanto a densidad, soltar el tapón de desplazamiento ó sólido, bombear un colchón de agua natural y desplazar la lechada con el volumen calculado; durante la operación es importante verificar la circulación, niveles de presas y presión de desplazamiento. La verificación de la llegada del tapón de despla- 17

18 zamiento al cople de retención ó presión final es de gran importancia, seria una manera de checar el volumen calculado de desplazamiento, además, comprobar que la maniobra efectuada en la cabeza de cementación fue correcta. La presión final se descargará a cero y se checará el funcionamiento del equipo de flotación y en caso de falla del mismo se represionará con una presión diferencial adecuada, para evitar el efecto de microanillo y se cerrará el pozo hasta el fraguado inicial de la lechada. Finalmente se elaborará el reporte final de la operación, que incluirá el ajuste final de la tubería de revestimiento indicando grado, peso y rosca, número de centradores utilizados, presiones de operación, si se presentó alguna falla mencionarla, indicar si durante la operación la circulación fue normal ó se presentaron pérdidas y si funcionó ó no funcionó el equipo de flotación, además se indicará el tiempo de fraguado y el programa de terminación. Operaciones posteriores a la Cementación La tubería se anclará en sus cuñas con el 30% de su peso, se cortará, biselará y colocarán empaques secundarios, carrete adapatador y se probara con presión, posteriormente se bajara a reconocer la cima de cemento, se probara la tubería, se escariará y se evaluara la cementación tomando un Registro Sonico de Cementación CBL-VDL. Ejemplo: Se va a realizar la cementación de la tubería de explotación de 6 5/8",N-80, combinada # a 2500 m. T.R. Explotación 6 5/8",24# de 0 a 1800 m 6 5/8",283 de m Diámetro Agujero = 9" T.R. anterior 9 5/8",N-80,40 # A 1500 m. Intervalo de interés m. Cima de cemento a 1800 m. Cople flotador 6 5/8" a 2470 m. Cálculos: Primero se requiere conocer los diámetros interiores de la T.R. de explotación y su capacidad, así mismo se deben calcular las capacidades de los diferentes Espacios Anulares entre el agujero y el diámetro exterior de la TR de explotación, en este caso se consideró un agujero uniforme, pero en la realidad ésto varia sustancialmente ya que con la toma de un Registro calibrador se conoce el diámetro real del agujero. Cap. TR 6 5/8",24 # (D. Int.=5.921")= lts/m Cap. TR 6 5/8",28 # (D. Int.=5.791")= lts/m Cap. EA Agujero-TR Explotación= ( ) = 25 lts/m Posteriormente se calculan los volúmenes requeridos, únicamente multiplicando la capacidad por la profundidad, es importante mencionar que existen libros y/o manuales de las diferentes compañías de servicio en donde viene especificadas las características de todas las TR y en ellos vienen los datos de las capacidades de TR S y diferentes espacios anulares por bl/ m ó gal/pie Vol. Desplaz. 24" = x 1800 m. = lts = 201 bls Vol. Desplaz. 28" = x 670 m. = lts = 71.6 bls Vol. Total desplaz. Al cople flotador = lts = bls Vol. Lechada EA= 25 lts/m ( m) = lts = 123 bls Vol. Lechada TR 6 5/8"= 30 m x lts/m = lts = 3.2 bls Vol. Total lechada cemento = lts = bls Vol. Bache limpiador = 25 lts/m x 100 m = 2500 lts = 16 bls Vol. Bache separador = 25 lts/m x 30 m = 750 lts = 5 bls Los volúmenes de bache separador y limpiador generalmente es de 3 a 5 m3 y 5 a 10 m3 respectivamente o realmente depende del EA que se va a cubrir. Para calcular la cantidad de sacos de cemento y de 18

19 aditivos que se va a utilizar en la operación, esto ya depende del diseño de la lechada de cemento con la densidad requerida, el rendimiento, el requerimiento de agua, la temperatura, los aditivos necesarios para el tiempo bombeable requerido, etc. Un ejemplo es la lechada con las siguientes especificaciones : Densidad lechada = 1.89 gr/cm3 Rendimiento = 38 lts/saco Requerimiento de agua = 18 lts/saco Retardador = 1.5% en peso del cemento Reductor de filtrado = 0.5 % en peso de cemento En el ejemplo anterior se requieren lts = 123 bls de lechada y haciendo las siguientes operaciones se calcula el número de sacos requeridos. No sacos total = lts / 38 lts/saco = 529 sacos de cemento Y como cada saco peso 50 kg = 26.5 ton. Vol. De agua requerida = 529 sacos x 18 lts/saco = lts = m3 Existe software o programas técnicos en donde se introducen los datos que va solicitando cada pantalla y automáticamente proporcionan el volumen de desplazamiento, la cantidad de sacos de cemento, volumen de agua, etc., asi mismo proporcionan gráficamente y tablas como va a quedar la cementación de la tubería de revestimiento y los materiales requeridos, es muy importante mencionar que él mismo software nos indica si se fractura la formación con los datos de gradiente de fractura que le proporcionaron y la densidad de la lechada de cemento, de la densidad del bache espaciador, limpiador y también la densidad del lodo de perforación que se tiene en el momento de la cementación de la tubería de revestimiento. Operaciones posteriores a la Cementación La tubería se anclará en sus cuñas con el 30% de su peso, se cortará, biselará y colocarán empaques secundarios, carrete adaptador y se probará con presión, posteriormente se bajará a reconocer la cima de cemento, se probará la tubería, se escariará y se evaluará la cementación tomando un Registro Sónico de Cementación CBL-VDL. V. DISEÑOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN Las sartas o aparejos de producción es el medio por el cual se transportan los fluidos del yacimiento a la superficie y pueden clasificarse dependiendo de las condiciones del yacimiento como: fluyente, de bombeo neumático, bombeo mecánico, bombeo electro-centrífugo y bombeo hidráulico. Seleccionar, diseñar e instalar un aparejo de producción es una parte crítica en cualquier programa de operación durante la intervención de un pozo ya sea en una terminación y/o reparación. En un diseño hay que tornar en cuenta el ángulo del pozo, los fluidos de perforación, peso, velocidad de rotaria y otros procedimientos de operación. Propiedades de las Tuberías y de las Juntas Esfuerzo de torsión en las juntas. Es una función de variables como: - Esfuerzo del acero. - Tamaño de conexión. - Forma de la Rosca. - Carga. - Coeficiente de Fricción. El área de piñón o caja controla grandes factores y está sujeta a amplias variaciones. El diámetro exterior de la caja y el diámetro interior determinan los esfuerzos de la junta en torsión, el diámetro exterior afecta el área de la caja y el diámetro interior afecta el área del piñón. Al seleccionar el diámetro interior y exterior se determinan las áreas del piñón y la caja, estableciendo los esfuerzos de torsión teóricos, la más grande reducción de estos esfuerzos de una junta durante su. vida de servicio ocurre con el uso del diámetro exterior. Es posible incrementar el esfuerzo de torsión haciendo juntas con diámetros exteriores grandes y diámetros interiores reducidos. Clases de tuberías de producción Existen varias clases. 19

20 a) Clase Nueva.- Se presenta en sus datos de tensión, torsión y presión interna y colapso. b) Clase Premium.- Está basada en una tubería que tiene un uso uniforme y un mínimo de espesor de pared del 80%. c) Clase 2.- Esta tubería tiene un mínimo de espesor de pared del 65%. d) Clase 3.- Esta clase de tubería tiene un mínimo de espesor de pared del 55% con todo el uso de un solo lado. Se recomienda que los datos como el grado, peso y rosca de las tuberías sean grabadas en la base del piñón. Consideraciones de diseño Factor de flotación El factor de flotación es un factor muy importante que se debe de tomar en cuenta en los diseños de sartas ya que nos reduce el peso total de la tubería y se puede calcular con la siguiente formula: F F = 1 - donde: G GD F = Factor de flotación d = Densidad del lodo da = Densidad del acero = 7.8 gr/cm3 Agentes de Corrosión La corrosión puede ser definida como la alteración y degradación del material por su medio ambiente y los principales agentes que afectan a las tuberías son los gases disueltos (el oxigeno, dióxido de carbono e hidrógeno sulfuroso), sales disueltas (cloros, carbonatos y sulfatos) y ácidos. La mayoría de los procesos de corrosión envuelven reacciones electro-químicas, el incremento de la conductividad puede dar como resultado altas velocidades de corrosión y los principales factores son: a) El ph. b) La temperatura. c) La velocidad del flujo. d) Heterogeneidad. e) Altos esfuerzos. Presión del yacimiento Es la presión con la cual aportara la formación productora los hidrocarburos a través del sistema de producción, y es necesario conocer para identificar el tipo de aparejo a utilizar. Este parámetro puede obtenerse de las curvas de variación de presión. - Indice de producción. - Diámetro de Tubería de revestimiento - Presión de trabajo. Procedimiento para calcular el peso de la tubería de producción dentro del pozo - Obtencion del factor de flotacion. - Obtencion del peso de la tuberia de produccion dentro del pozo, el cual puede obtenerse mediante la ecuación siguiente: donde: P TR o P TP = P TR o P TP X F F P TR o P TP = Peso real de lat.p. o T.R. Ejemplo: Calcular el peso que debe observarse en el indicador de peso al introducir 2,000 mts. de T.P 2 7/8", J-55, 6.5 lbs/pie o 9.67 kg/m con un lodo de 1.40 grs/cm3. F F = 1- = 1- = Peso de la T.P en el aire = 2,000 x 9.67 = 19,340 Kgr = toneladas Peso de lat.p en el aire x Factor de Flotación = Peso de la TP dentro del pozo 19,340 x = 15, Kgs Peso de la TP dentro del pozo = 15, Kgs. 20

21 Procedimiento de diseño de tubería de producción En este apartado solo se mencionarán las consideraciones más importantes que se toman en cuenta para el diseño de una sarta de producción, dentro de estas se consideran las siguientes variables: Wn = Peso nominal de la T.P. (lb/pie) Pt = Resistencia a la tensión (lb) Rc = Resistencia al colapso (Psi) Wtp = Peso ajustado de la T.P. (lb/pie) (incluye conexión) Pcp = Punto de cedencia promedio (lb/pg2) Mop = Margen de seguridad por tensión (ton) Fsc = Factor de seguridad al colapso (1.125) El procedimiento incluye en términos generales 2 etapas, la primera es el diseño de la sarta por Tensión y la segunda el diseño por Colapso. En el diseño por Tensión se utilizan las siguientes formulas: L = En el diseño por Colapso la sarta debe estar previamente calculada por Tensión y se utilizan las siguientes formulas. Z2 + RY + R2-1 = 0 R = Z = 3W(0.9) 0RS :Q(.E) :DS $(3FS) 5FW 5FVW Wap = Tensión aplicada a la T.P. sobre el punto de interés (Kg). A = Área transversal del acero (cm2). Rct = Resistencia al colapso bajo tensión (kg/cm2) Rcst = Resistencia al colapso sin tensión (kg/cm2) Accesorios de los aparejos de producción Los accesorios para los aparejos de producción varían de acuerdo al tipo de terminación que se haya elegido, sin embargo podemos mencionar los más importantes en cuanto se refiere a las terminaciones sencillas, entre estos accesorios podemos mencionar: Equipo de control subsuperficial Dentro de este equipo podemos mencionar: Las válvulas de seguridad con las cuales se obstruye la tubería de producción en algún punto abajo del cabezal cuando los controles superficiales han sido dañados o requieren ser completamente removidos. Reguladores y estranguladores de fondo los cuales reducen la presión fluyente en la cabeza del pozo y previene el congelamiento de las líneas y controles superficiales. Válvulas check que previenen el contraflujo en los pozos de inyección. Estos instrumentos pueden ser instalados o removidos mediante operaciones con cable. Ya que estos accesorios son susceptibles al daño, debe pensarse en una buena limpieza antes de instalar un dispositivo de control superficial. Sistemas de seguridad Los sistemas de seguridad superficial son la primera línea de protección contra cualquier desgracia en los accesorios superficiales. Estos sistemas generalmente consisten de válvulas cerradas mantenidas abiertas por medio de gas a baja presión que actúa un pistón. Si la presión de gas es purgada, la acción de un resorte interno cierra la válvula contra la línea de presión. Empacadores de producción Estos son clasificados generalmente como tipo permanente o recuperable. Algunas innovaciones incluyen niples de asiento o receptáculos de estos. Los empacadores deben ser corridos cuando su utilidad futura sea visualizada para que no resulte en gastos innecesarios que deriven en costosas remociones. Los empacadores sirven para varios propósitos entre los cuales podemos mencionar la protección de la Tubería de revestimiento de las presiones, tanto del pozo como de las operaciones de estimulación, y sobre todo de fluidos corrosivos; el aislamiento de fugas en la Tubería de revestimiento, el aislamiento 21

22 de disparos cementados a presión forzada, o intervalos de producción múltiple, cancelación de los cabeceos o el suaveo de fluidos, auxilio de instalaciones artificiales, en conjunto con válvulas de seguridad, o para mantener fluidos de "matar" o fluidos de tratamiento en el espacio anular. El empacador puede ser descrito como un dispositivo el cual bloquea el paso de los fluidos al espacio anular o del espacio anular a la tuberia de produccion. La mayoria de las aplicaciones de los empacadores son simples y sencillas que no requieren mas que la de proporcionar el peso de la tuberia de produccion suficiente sobre el empacador para garantizar el sello. Existen otras aplicaciones donde se deben tomar consideraciones de extrema precaucion para el anclaje del mismo, sobre todo en el tipo de aplicación peso para que no falle en la utilizacion especifica en el pozo. Selección Para hacer una buena selección se deben tomar los siguientes parametros: - Diametro de la tuberia de revestimiento o agujero descubierto en caso del tipo inflable. - Grado y peso de la tuberia de revestimiento. - Temperatura a la que estara sometido. - Presion de trabajo. - Tension y compresion. - Diseño de operación. Consideraciones generales en la selección de los empacadores. La selección involucra el análisis anticipado de los objetivos de las operaciones del pozo, como son la terminación, la estimulación, y los trabajos futuros de reparación. Se debe considerar los costos de este accesorio, así como los mecanismos de sello y empacamiento mecánico, la resistencia a los fluidos y presiones, su capacidad de recuperabilidad o no, sus características para las operaciones de pesca o molienda, si hay posibilidad de efectuar operaciones "trough-tubing" o con cable a través del. También debe considerarse los cambios en la temperatura y la presión. Tipos de Empacadores A continuacion se describen algunos de los tipos de empacadores más comunes que existen en el mercado actual. Empacadores recuperables. Existen diferentes tipos de empacadores de esta categoría, los cuales van desde empacadores que se anclan con peso hasta anclados por tensión o anclaje mecánico o hidráulico, dependiendo de las operaciones que se realicen en los intervalos de producción. La función que cumplen viene siendo la misma que la de todos los empacadores y sus principios de operación varían muy poco, estos empacadores pueden ser recuperados y reutilizados otra vez aplicándoles un mantenimiento mínimo en cada ocasión. Empacadores permanentes. Como su nombre lo dice, estos accesorios se colocan en los pozos para quedar en forma permanente, también tienen accesorios adicionales que permiten utilizarlos como tapones puente temporal, para cementaciones forzadas, o para realizar fracturas arriba del empaque. Este tipo de empacadores permite realizar operaciones donde se tienen presiones altas, y en algunas ocasiones dependiendo del tipo de terminación o mantenimiento que se tenga en un pozo, pueden ser utilizados como retenores de cemento para realizar operaciones de cementación forzada en un intervalo de abandono definitivo, para posteriormente probar un intervalo superior de interés. Consiste de uno o mas elementos de empaque y dos juegos de cuñas, pueden ser introducidos al pozo mediante tuberia de produccion o cable conductor con alguna forma de carga explosiva, manipulacion de tijeras o dispositivos hidrostaticos. Estos empaques resisten altas presiones diferenciales de arriba o abajo sin que sufra algun movimiento, generalmente son construidos de hierro fundido centrifugado y las cuñas de acero de bajo carbon con la finalidad de que puedan ser molidos con facilidad. Empacador de ancla: Consiste simplemente de un elemento de empaque el cual puede ser comprimido y de esta manera forzarlo a expanderse hasta la tuberia de revestimiento, por la aplicación de peso sobre el elemento de sello con la tuberia de produccion. Empacador de agarre de pared o de anclaje por peso: Este tipo consiste generalmente de un elemento de 22

23 sello, un juego de cuñas y cono, dispositivo de friccion y un mecanismo "J". Este empacador es accionado por rotacion de la tuberia de produccion para soltar el mecanismo "J" o por movimiento de la tuberia tanto en sentido ascendente como descendente y resiste altas presiones diferenciales. Empacadores con paso de desviado: Este otro tipo consiste de un elemento de empaque alrededor de un aparejo de tubería de producción en adición a algun dispositivo de paso de fluido a traves del elemento de empaque. Estos a su vez pueden ser clasificados en tipo ancla (BP-2 de Camco) que consta de un elento de empaque unicamente o del tipo de agarre de pared con un mecanismo de desanclaje. Los empacadores anteriormente citados son utilizados en camaras de acumulacion en istalaciones de bombeo neumatico o para aislar fugas en tuberias de revestimiento. Empacadores de Cabeza de Control: Este empacador está provisto con un dispositivo de igualación arriba del mismo, sin que sea necesario levantar la columna de fluido arriba del empacador y sin desempacar el elemento de sello del mismo. Empacadores Hidráulicos: Estos empacadores pueden ser permanentes o recuperables con cuñas o sin cuñas, generalmente se accionan por presión hidrostática en la tubería de producción, aplicada a través de ella desde la superficie. Empacadores Múltiples: Los empacadores múltiples pueden ser de cualquiera de los tipos antes mencionados. Estos están simplemente construidos para alojar dos o más aparejos de tubería de producción a través de ellos y pueden ser colocados por diferentes dispositivos, generalmente son colocados hidráulicamente, pero también existen algunos tipos que se colocan con la o las tuberías de producción. Anclas hidraúlicas: Son usadas en conjunto con los empacadores y son operadas hidráulicamente, una alta presión en la tubería de producción forzará las cuñas hacia afuera contra la tubería de revestimiento, proporcionando de esta forma al empacador de una conexión mecánica que lo detendrá evitando cualquier movimiento entre la tubería de producción y la de revestimiento. Determinación del peso sobre el empacador durante su anclaje Normalmente para el anclaje del empacador de agarre de pared se recomienda aplicar lb de peso con tubería de 2" en empacadores hasta de 6 5/8" y lb de peso en tubería de 2 1/2" en empacadores de 7. Factores que afectan el peso de la tubería de producción sobre el empacador Hay un gran número de factores que pueden aumentar o disminuir el peso sobre el empacador después de anclado, en la mayoría de los casos el efecto de estos factores se pasa por alto. Se debe considerar si existe la posibilidad de que alguno de estos factores aumente, en este caso se tomará en cuenta cuando se determine el peso que va a dejarse sobre el empacador. a) Factores que tienden a aumentar peso (incrementan la longitud de la tubería), a un empacador ya colocado. - Fricción entre Tubería de producción y la tubería de revestimiento. - Incremento de la temperatura promedio en la tubería de producción. - Incremento de la presión en el espacio anular. - Decremento de la presión en la tubería de revestimiento por efecto de flotación y contracción radial extendiendo su longitud. b) Factores que tienden a disminuir el peso (acortando la tubería) a un empacador anclado. - Decremento en la temperatura promedio en la tubería de producción. - Decremento de la presión en la tubería de revestimiento. - Incremento en presión de la tubería de producción por incremento del efecto de flotación y expansión radial acortando su longitud. c) Fricción Se presenta generalmente entre la tubería de producción y la de revestimiento especialmente en pozos desviados, tenderá a disminuir el total del peso de la tubería de producción apli- 23

24 cado sobre el enipacador. Existe la posibilidad en estos casos que durante la vida del pozo, la tubería de producción se asiente aumentando peso al empacador. El peso del aparejo de tubería de producción puede ser calculado, al igual que el total de pérdida del peso del mismo. El total de pérdida del peso se debe al efecto de flotación de la tubería de producción en el fluido (lodo o aceite) contenido en la tubería de revestimiento, este puede calcularse y ser deducido del peso total de la tubería de producción, si el indicador de peso muestra un decremento considerable en el peso de la tubería de producción que el calculado en la gráfica, debe asumirse que la fricción entre las tuberías de producción y revestimiento están soportando mucho del peso del aparejo. Por lo tanto debe incrementarse el peso a las 10,000 o 12,000 lbs recomendadas para compensar el efecto por fricción. Ejemplo: Datos: Tubería de Producción 2" 4.7 lb/pie Lodo de 16 lb/pg2 Profundidad 10,000 pies La tubería a la profundidad citada pesa lbs Efecto de flotación* es de lbs Peso neto del block es de lbs Si el indicador de peso muestra 31,000 lb., después que la tubería de producción es bajada lentamente y luego detenida, a la fricción sele atribuirán 6,600 lb. Una comprobación sobre esto puede hacerse levantando la tubería muy lentamente. El indicador de peso debe leer algún peso arriba de 37,600 lb, probablemente alrededor de 43,000 lbs, entonces debe asumirse que 6,600 lb del peso de la tubería están soportados por la fricción de los coples, y parte de este peso se aplicará al empacador al estar fluyendo el pozo. Conexiones superficiales de control Cada uno de los sistemas artificiales de producción tiene su sistema de conexiones superficiales, inclusive puede cambiar dependiendo del sistema artificial de que se trate, en el caso del sistema de bombeo mecánico cambia hasta por el tipo y marca de cada uno de ellos. Conexiones superficiales para el sistema de bombeo neumático. En las dos figuras 1 y 2 se muestran las conexiones superficiales típicas que se utilizan en los aparejos de bombeo neumático con tibería flexible. Conexiones superficiales para el sistema de bombeo mecánico Respecto a este sistema artificial de producción varia en cuanto al tipo y marca que se diseñará por ejem- 9iOYXODÃVXSHULRUÃõ 9iOYXODÃODWHUDOÃÃõ 9iOYXODÃPDHVWUDÃõ &ROJDGRUÃSDUDÃ7)Ãõ 7)75 9iOYXODÃPDHVWUDÃõÃ\ÃEULGDÃDGDSWDGRUD &ROJDGRUÃSDUDÃ75õ Figura 1 Conexiones superficiales para bombeo Neumatico 24

25 30" m SARTA DE TF 1 1/2 plo en el caso de Bimbas convencionales en la siguiente figura se muestran algunos de sus accesorios (figuras 3, 4 y 5) Conexiones Superficiales para el Sistema de bombeo Electrocentrífugo. Este sistema normalmente hace uso de un equipo auxiliar que consta de un sistema de generación de 500 kw, un sistema de cuarto de control el cual contiene una unidad de computo, unidad de choque, impresora, transformador, variador de velocidad, además de estos dos componentes se tiene un filtro de armónicas que sirve para evitar las oscilaciones en cuanto a la energía, ya que al paso del tiempo, las variaciones de voltaje pueden dañar el equipo BEC. EMPACADOR PERMANENTE 7 5/8 B. L. 5 16" m B. L. 7 5/ m 10 3/ m 7 5/ M M m M.D. INTERVALO PRODUCTOR: M.V. (BTP-KS) P.I m P.T. =3600 M.D. ( M.V.) m Figura 2 Estado mecánico para un aparejo terminado con sarta de velocidad. Primeramente se debe de aligerar la columna hidrostática generada por el fluido de control, una vez que empiece a manifestar el pozo con presencia de aceite se iniciará la puesta en marcha del BEC. Conexiones superficiales para el Sistema de bombeo hidráulico En el sistema de bombeo hidráulico, el crudo (o agua) se toma del tanque de almacenamiento y se alimenta a la bomba triple múltiple. El fluido de potencia, ahora con la presión aumentada por la bomba triple, está controlada por las válvulas en la estación de control y distribuida en uno o más pozos. El fluido de potencia pasa a través de las válvulas del cabezal del pozo y es dirigido a la bomba al fondo del pozo. En una instalación de bomba de pistón, este fluido de potencia acciona el motor que a su vez acciona la bomba. El fluido de potencia regresa a la superficie con el crudo producido y es enviado por tubería al tanque de almacenamiento. 25

26 Figura 3 Conexiones superficiales para un sistema de Bombeo Mecánico con Bimba Convencional. Figura 5 Conexiones Superficiales de un Sistema de Cavidad Progresiva (Rotatorio) Optimización de aparejos de Producción Análisis del Sistema de Producción de los pozos. La figura 7 muestra en general las partes principales que componen el Sistema de Producción de un pozo. En este apartado analizaremos la importancia de la Ingeniería encaminada a optimizar los accesorios que son introducidos al pozo, y a través de los cuales finalmente se extraen los hidrocarburos líquidos, gases y todos sus derivados. La gran importancia que representa la optimización de estos aparejos, se debe principalmente a que es el unico medio mecánico con el cual se cuenta para variar el comportamiento de un pozo. Figura 4 Conexiones superficiales para un Sistema de Varilla Caliente. Los fluidos que entran al pozo a través del intervalo disparado o agujero descubierto, vienen fluyendo por el medio poroso de la formación productora pasando a través de la vecindad del pozo y siguen su curso por el aparejo de producción. Estos fluidos a su llegada a la vecindad del pozo requieren ser levantados hasta la superficie. Esta acción necesita la actuación del gradientes de presión fluyendo entre el fondo y el cabezal del pozo. Este gradiente a su vez, consiste de la diferencia de energía potencial (presión hidrostática) y la caída de presión por fricción. La magnitud depende de la profundidad del yacimiento y define el tipo de sistema de producción que va a ser colocado en el pozo. Esto significa que si la presión de fondo es suficiente para levantar los fluidos 26

27 &$%/( %20%$ 6(3$5$' (& (1625 Figura 6 Conexiones superficial de un sistema de bombeo electrocentrifugo Figura 7 Componentes de un Sistema de Producción. hasta la superficie se considera un pozo fluyente, en caso contrario se requiere de un sistema artificial, como puede ser el "levantamiento mecánico", reducción de la densidad del fluido en el pozo y por consiguiente reducción de la presión hidrostática ("gas lift"). VI. ANÁLISIS NODAL El análisis nodal puede ser realizado con cualquiera de los software que existen el mercado ( WEM, Flo System, y otros desarrollados por otras compañías de servicio) y nos permite crear un modelo que simula el comportamiento de producción de pozo ajustándolo al gasto y presión de fondo fluyendo del pozo, lo que nos lleva a corroborar o descartar la presencia de daño total del pozo (cuando existen curvas de variación de presión, su interpretación y combinación con el análisis nodal resulta una herramienta muy poderosa para obtener el daño del pozo), para ello requiere de información del yacimiento, datos del pozo y de los fluidos producidos, de esta manera es posible corroborar los datos de daño y demás parámetros del yacimiento. El análisis nodal es una herramienta que nos permite simular y evaluar un sin número de parámetros, de nuestro interés podemos señalar los siguientes: 27

28 - Determinar presencia de daño. - Obtener pronósticos de producción. - Determinar caídas de presión. - Evaluar producción simulando diferentes cambios en el sistema. - Determinar diámetro optimo de tuberías de producción. - Ajustar correlaciones de flujo - Otros. A continuación se enlistan los datos requeridos para correr un simulador de análisis nodal. Datos del yacimiento - Daño de la formación - Presión promedio del yacimiento - Presión de fondo fluyendo - Temperatura - Permeabilidad - Espesor del cuerpo productor - Porosidad - Radio de drene - Factor de forma (arreglo geométrico de explotación) - Datos de tratamientos anteriores - Reporte de operación - Compresibilidad de la formación - Litología - Saturación de agua irreductible Datos del pozo - Estado mecánico del pozo - Intervalo productor disparado - Densidad, penetración y fase de disparos - Temperatura de superficie - Datos de Producción: - Producción de aceite - Producción de agua - Relación Gas / aceite - Historia de Producción - Presión en superficie - Datos del sistema artificial: - Presión de inyección del gas - Gasto de inyección - Tipo de inyección: continua ó intermitente - Gravedad específica del gas - Profundidad de las válvulas Datos de los fluidos producidos - Gravedad específica de los fluidos producidos - Relación de solubilidad Rsi - Presión de burbuja VII. INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y PRODUCTIVI- DAD DEL POZO Los componentes del sistema de producción de un pozo pueden ser agrupados dentro del Indice de productividad. El papel que juega el diseño de producción del pozo está encaminado a maximizar su productividad de una manera efectiva en relación a los costos. El entendimiento y medición de las variables que controlan el Indice de Productividad (Diagnóstico del Pozo) llega a ser imperativo. Como es conocido el Indice de Productividad de un Pozo está representado por la ecuación: - = T NK = S SZI αu % µ ( S' + V) En esta ecuación se describen las variables que controlan y afectan el comportamiento de un pozo y mediante su manipulación a través del diseño optimizado, el ingeniero de diseño puede realizar diversos escenarios de producción del pozo. La presión adimensional, p D depende del modelo físico que controla el comportamiento de flujo en el pozo, esto incluye el comportamiento transitorio o de actuación infinita, la etapa en estado permanente (donde P D = ln re/rw ) y otros. Para un yacimiento específico con permeabilidad k, espesor h, y con un fluido con factor de volumen de formación B y viscosidad M la única variable de la parte derecha de la ecuación anterior que puede ser ajustada es el factor de daño s. este puede ser reducido o eliminado a través de la estimulación matricial si es causa de daño o de otra modo remediado si es causado por medios mecánicos. Un efecto de daño negativo puede ser impuesto si un fracturamiento hidráulico exitoso es creado. Así la estimulación puede mejorar el Indice de Productividad, lo cual resulta en un incremento de la producción. 28

29 En yacimientos con problemas relacionados con la caída de presión (producción de finos, agua o conificación de la capa de gas) el incrementar la productividad puede permitir disminuir la caída de presión con atractivos gastos de producción. El incremento en la caída de presión (P-PWF) disminuyendo pwf es la otra opción disponible para que el ingeniero de diseño incremente la productividad del pozo. Mientras el Indice de Productividad permanezca constante, la reducción de la presión de fondo fluyendo debe incrementar el gradiente de presión (P-PWF) y el gasto de flujo, q, consecuentemente. La presión de fondo puede ser disminuida minimizando las pérdidas de presión entre el fondo y los accesorios de separación en la superficie, o implementando o mejorando los procedimientos en el diseño de los sistemas artificiales de levantamiento. El mejorar la productividad del pozo mediante la optimización del flujo en el sistema, desde su localización en el fondo hasta los accesorios de separación en superficie, es el papel mas importante que desempeña el ingeniero de diseño de estos sistemas de producción y recuperación de hidrocarburos. En resumen, la evaluación y el mejoramiento del pozo son la mayor importancia del ingeniero de diseño de estos sistemas de producción. Para ello se cuenta con tres herramientas principales para la evaluación del comportamiento del pozo: (1) medición (algunas veces solo el entendimiento) de las relaciones de la caída de presión contra el gasto para las trayectorias de flujo desde el yacimiento hasta el separador, (2) pruebas del pozo, en las cuales se evalúa el potencial del yacimiento para el flujo y, a través de las mediciones del efecto del daño, proporcionando información acerca de las restricciones de flujo en la vecindad del pozo; y (3) los registros de producción, por medio de los cuales se describe la distribución del flujo en el agujero, tanto como el diagnóstico de otros problemas relacionados con la terminación. Fluidos utilizados durante la Terminación En general el uso de fluidos limpios es el de mejorar los sistemas para optimizar la terminación e incrementar la producción y prolongar la vida del pozo al evitar el daño que se genera en la formación productora al utilizar fluidos con sólidos. Existe una amplia variedad de fluidos libres de sólidos y de acuerdo a la formulación, es la densidad que proporcionan en la siguiente tabla 1 se ilustra lo anterior: Sistemas libres de sólidos Tabla 1 Densidad de fluidos libres de sólidos. $JXDGXOFHILOWUDGD &ORUXURGH3RWDVLR &ORUXURGH6RGLR &ORUXURGH&DOFLR %URPXURGH6RGLR %URPXURGH&DOFLR &ORUXURGH&DOFLR%URPXURGH&DOFLR %URPXURGH&DOFLR%URPXURGH=LQF %URPXURGH=LQF 6,67(0$ Los sistemas libres de sólidos tienen diferentes aplicaciones durante la terminación y reparación de pozos productores de gas o aceite cuando se usan como: Fluidos de terminación Fluidos reparación Fluidos para controlar presiones anormales Fluido de empaque. Fluido de perforación únicamente para la zona productora. Ventajas de fluidos limpios *5$9('$' (63(&,),&$ JUFF No dañan la formación productora. El retorno a la permeabilidad es excelente. Se mezclan a la densidad deseada. Tienen tasas de corrosión bajas. Son estables a las condiciones del pozo. Compatibles con los aditivos químicos. No están clasificados como dañinos a la salud o al medio ambiente. 29

30 Daño a la formación productora Se define como "cualquier factor que afecte a la formación reduciendo o impidiendo la producción de hidrocarburos en un pozo". Y los principales daños a la formación son: - Hidratación de arcillas. - Invasión de sólidos. - Alteración de la mojabilidad de la formación.. - Dislocamiento y migración de partículas finas. - Reacciones químicas por incompatibilidad de fluidos. - Invasión de fluidos. Efecto de la presión y temperatura sobre las salmueras Las salmueras pesadas disminuyen de densidad con el incremento de temperatura e incrementan en densidad con el aumento de la presión. Un análisis de presión volumen y temperatura (PVT) de varias soluciones de salmueras a temperaturas de 75 C (345 F) y presiones de 0 a psi. han sido usados para determinar el comportamiento de la densidad de las salmueras bajo las condiciones del fondo del pozo. La información obtenida de estas mediciones permite, calcular en forma más precisa la densidad de la salmuera en la superficie la cual proveerá el gradiente hidráulico deseado para el control y la presión de la formación a las temperaturas y presiones en el fondo del pozo. En la ausencia de datos experimentales muchos autores han usado ecuaciones empíricas para hacer un modelo de las variaciones de la densidad de varias salmueras y otros fluidos en la superficie. Los modelos matemáticos han sido desarrollados para predecir exitosamente la variación de densidad en el fondo del pozo y la presión hidrostática de una columna de fluido de perforación. Los cálculos para esos modelos de densidades para lodos de base agua y aceite estuvieron basados en valores de literatura para compresibilidad y expansibilidad de agua, soluciones de cloruro de sodio y aceite, también existe para salmueras naturales y fluidos geotérmicos que contienen cloruro de sodio como electrolíto mayoritario. Una relación de presión-volumen y temperatura ha sido determinado también experimentalmente para varias concentraciones de cloruro de sodio en solución para temperaturas de 347 F y presiones de 4978 psi. Recientemente, mediciones experimentales han sido dirigidas hacia fluidos de perforación de base agua y aceite en los rangos de temperatura y presión de 70 a 400 F y de 0 a psi. Este documento examina por primera vez el comportamiento de densidad de las salmueras desde las mediciones de (PVT) en el laboratorio para salmueras de cloruro de sodio, cloruro de calcio, bromuro de sodio, bromuro de calcio y combinaciones de estas, bromuro de zinc/ bromuro de calcio/cloruro de calcio y bromuro de zinc/bromuro de calcio a presiones de 0 a psi para temperaturas constantes de 76 F, 198 F y 345 F. Estos estudios de laboratorio muestran que la compresibilidad y expansibilidad térmica de esos fluidos pueden variar con la composición de las salmueras, o mas precisamente, a la concentración total de sal en solución. Adicionalmente esos datos han sido usados para desarrollar un modelo de regresión lineal que predecirá en forma precisas los cambios en la densidad en fluidos de salmuera arriba de 345 F y psi para concentraciones de sal de 19 al 75% en peso. Como un resultado, un control de pozo óptimo y control de costos puede ser obtenido del uso de salmueras pesadas durante las operaciones de terminación y reparación de pozos. Composición y propiedades de las salmueras La producción y la vida de los pozos con hidrocarburos pueden ser mejorados mediante la aplicación de fluidos limpios libres de sólidos. Los fluidos de terminación son diseñados para controlar la presión, facilitar las operaciones de molienda/limpieza y proteger a la formación productora, mientras se hacen los trabajos correspondientes. Se ha comprobado que de todos los fluidos de terminación, los más ventajosos son las salmueras libres de sólidos en suspensión, por que protegen la formación productora, proveen un amplio rango de densidades para controlar las presiones de formación sin usar substancias dañinas como la barita. Las propiedades fisico-químicas de las salmueras de- 30

31 penden de la composición química. Densidad La densidad de un fluido es una de las propiedades más importantes, ya que gracias a su correcto manejo se logra el control de un pozo; manteniendo la presión hidrostática igual o ligeramente mayor que la presión de formación. La densidad o peso específico es la densidad de un material en relación a la densidad del agua. Un amplio rango de densidades (1.01 a 2.40 gr./c.c.) es posible, escogiendo la mezcla de sales a disolver. Esto da mucha flexibilidad para controlar la presión de formación sin usar aditivos dañinos. Viscosidad La viscosidad: Es la medida de la resistencia interna al flujo, que tiene un liquido. La Viscosidad se mide en segundos marsh, que es el tiempo que un litro de substancia tarda en fluir. La viscosidad normal de una salmuera es función de la concentración y naturaleza de las sales disueltas y la temperatura. Se puede modificar la viscosidad de la salmuera mediante el uso de un aditivo viscosificante como el hidroxietilcelulosa o polímeros los cuales dan la capacidad para mantener sólidos en suspensión y llevarlos a la superficie. Cristalización de salmueras La temperatura de cristalización actual de una salmuera clara es una temperatura a la cual un sólido empezará a precipitarse de la solución, si es dada suficientemente tiempo y condiciones de nucleación apropiada. El sólido puede ser sólido de sal o hielo de agua fresca. Como las salmueras de densidades altas como Cloruro de Calcio, Bromuro de Calcio y Bromuro de Zinc, son normalmente formuladas, la temperatura de cristalización es la temperatura a la cual la salmuera es saturada con una o mas de sus sales. A esta temperatura, de la sal menos soluble se vuelve insoluble y se precipita. Enfriamiento de la sal bajo la temperatura de cristalización resulta en más precipitación de sólidos de sal. Usuarios de salmueras de densidades, normalmente especifican la temperatura anticipada más baja del medio ambiente para prevenir la cristalización de sólidos de sal en la salmuera. La precipitación de sólidos de sal cristalinos debajo de la temperatura de cristalización puede causar un número de problemas en la intervención del pozo. Si los cristales de sal se asientan en las presas, la densidad de la salmuera bombeada al pozo podrá ser muy baja para contener las presiones de la formación. La temperatura de cristalización de una salmuera pesada puede ser variada ajustando la concentración de las diferentes sales en el sistema. Consecuentemente, salmueras de una cierta densidad pueden ser formuladas con numerosas temperaturas de cristalización. Las salmueras con temperaturas de cristalización bajas, como norma, serán más costosas para realizar. Como resultado, el diseño de una salmuera con temperatura de cristalización excesivamente baja puede incrementar el costo de fluido significativamente. Una salmuera de densidad alta menos costosa con una temperatura de cristalización muy alta, puede incrementar costos debido a la pérdida de tiempo en el pozo debido a la cristalización del fluido en la bomba, líneas y en las presas de almacenamiento. Con salmueras diluyentes como agua de mar, Cloruro de Calcio 30% y Cloruro de Potasio 20%, la sal disuelta en el agua abate la temperatura de cristalización o punto de congelamiento de la salmuera. Esto es, la temperatura a la cual el agua empieza a congelarse fuera de la solución, es reducida por medio de la sal disuelta. Turbidez Pequeñas partículas suspendidas en el fluido producen dispersión de luz. La turbidez de un fluido es una medida de la luz dispersada por las partículas suspendidas en el fluido. La turbidez se mide con un Nefelómetro, expresando el resultado en NTU el cual es proporcional a la concentración de sólidos suspendidos. Un fluido limpio ha sido definido como uno que NO contiene partículas de diámetro mayor a 2 micras y dar un valor de turbidez NO mayor a 30 NTU. 31

32 ph El Potencial de Hidrógeno (ph) es la medida de la acidez o alcalinidad de un fluido. En la ausencia de hidrólisis soluciones diluidas de sales neutras muestran un ph neutro. Sin embargo las sales usadas en la industria petrolera muestran valores de ph distintos debido principalmente a las concentraciones altas. El ph de salmueras con densidades cerca de 1.39 gr/cc es casi neutro y disminuye progresivamente con el aumento de densidad. El ph es considerado uno de los más importantes factores de corrosión causados por fluidos de terminación y empaque. Las salmueras que contienen Bromuro de Zinc muestran los valores más bajos de ph debido a la hidrólisis de ésta sal y son las mas corrosivas. Las salmueras que contienen Cloruro, tienden a ser más corrosivas que las que tienen Bromuros.La tasa de corrosión de las salmueras de alta densidad pueden ser disminuidas agregando aditivos como: inhibidores de corrosión, secuestrantes de oxigeno y/o bactericidas. Dado que las salmueras pesadas tienen valores de ph ácido, las medidas de seguridad usadas en el manejo de éstos fluidos son mas detallados. Cálculos para el cambios de densidad de salmueras. Cambios de densidad de una salmuera simple Para incrementar la densidad de una salmuera adicionando sal. La adición de sal también incrementa el volumen de la salmuera. El volumen final de la salmuera se encuentra con la formula siguiente: Vf = (Vo ) Donde: :R :I Vf = Volumen final de la salmuera (bls) Vo = Volumen original (bls) Wo = Contenido final de agua (bls/bbl de salmuera) Wf = Contenido original de agua (bls/bbl de salmuera) Las libras requeridas de adición de sal se calculan mediante la siguiente fórmula: Sa = Sf Vfm - Vo So Donde: Sa = Sal adicionada en (lbs) Sf = Contenido final de sal (lbs/bbl de salmuera) So = Contenido original de sal (lbs/bbl de salmuera) Para disminuir la densidad de una salmuera se agrega agua. Volumen final de la salmuera esta dado por la siguiente formula: 9R6R Vf = 6I Donde: Vf = Volumen final Vo = Volumen Original So = Contenido original de sal Sf = Contenido final de sal Mezclando dos salmueras La variación en la densidad de las salmueras puede ser realizada mezclando una salmuera pesada con una salmuera ligera o agua fresca. El calculo de volumen final y la densidad, están basadas en el hecho de que el peso y el volumen de cada componente agregado sube el peso y el volumen de la mezcla final: Vo + Va = Vf y Vo Do + Va Da = Vf Df Donde: Da = Densidad de fluidos adicionales (lbs/gal) Do = Densidad original de fluido (lbs/gal) Df = Densidad final del fluido (lbs/gal) Estos dos problemas pueden ser solucionados simultáneamente para proporcionar la siguiente versión simplificada para fácil aplicación en el campo: 32

33 Va = Vf Va = Vo Vf = Va Vf = Vo Vo = Vf ('R ('R ('I ('D ('R ('R 'I ) 'D) 'R) 'I ) 'D) 'I ) ('D 'R) 'D 'D) ('D 'D 'I 'R ) ) Cálculos para salmuera de sales dobles Hay dos situaciones donde puede ser necesario cambiar la composición de un fluido de terminación salmuera densificada. La primera es cuando una salmuera ha sido preparada y subsecuentemente se ha determinado que su densidad fue insuficiente para controlar la presión del yacimiento. El segundo es donde una salmuera ha sido diluida en agua y debe ser retornada al punto original de cristalización. Aumentando la densidad de una salmuera para terminación no diluida: La temperatura de cristalización de una salmuera se determina por la solubilidad de la menor sal soluble y en el caso de los fluidos de terminación, esta sal es el cloruro de calcio; como la densidad de la salmuera aumenta el contenido de Ca2Cl2 debe ser disminuido si la temperatura de cristalización va a permanecer aproximadamente constante. También se observa que la temperatura de cristalización puede reducirse a una densidad constante por disminución del contenido de CaCl2 aumentando el contenido de bromuro de calcio. Si un fluido de terminación salmuera no diluida, va a aumentarse en densidad y la temperatura de cristalización va a permanecer igual o menor, será necesario añadir agua y bromuro de calcio a la solución. La cantidad de agua adicional y bromuro de calcio puede determinarse con la siguiente variable: Co.- Cloruro de calcio (lbs/bbl) de la salmuera al ser aumentada su densidad (mezcla original). Cf.- Cloruro de calcio (lbs/bbl) de la solución resultante después de aumentada su densidad (salmuera final). Wa.- Agua (bls/bbl) de agua adicional requerida. Wo.- Agua (bls/bbl) de salmuera final. Bo.- Bromuro de calcio (lbs/bbl) de la salmuera a ser aumentada su densidad (salmuera original). Bf.- Bromuro de calcio (lbs/bbl) de la solución resultante después de densificar (salmuera final). Para determinar el agua adicional requerida para cada barril de la salmuera original y proveer la misma relación de CaCl 2 agregar agua de la salmuera final. Se utiliza la fórmula siguiente: &R:I Wa = - Wo &I El agua total adicional requerida entonces es igual al agua adicional (Wa) bls/bbl, tantas veces del volumen original del agua (Vo) esto se expresa como sigue: &R:I Wa Total = (Vo) - wo &I El bromuro de calcio total adicional se encuentra de la misma manera que el agua adicional y se expresa en la ecuación siguiente: &R%I Ba Total = (Vo) - Bo &I El volumen final de la salmuera se encuentra de la misma manera como se usa en la salmuera de sal única, la ecuación es: Vf = 9R&R :I Sistema de sal sencilla o múltiple 33

34 Aumentando la densidad de una salmuera como fluido de terminación diluida Hay dos métodos de redensificar una salmuera diluida original: Un método usando CaCl2 y bromuro de calcio, mientras que el segundo sólo usa bromuro de calcio. El primer método es usado cuando un sistema eficiente de mezclado esta disponible. El segundo es usado cuando se tiene un ineficiente sistema de mezclado o cuando se desea reducir el tiempo de mezclado al mínimo. Generalmente se usará bromuro de calcio para densificar en el pozo. En la mayoría de los casos el diluyente es agua dulce o puede ser considerado que sea agua dulce debido a que el sodio y potasio en agua de mar o salmuera de campo que será precipitado, y el resultado es el mismo que si se diluye con agua dulce. Fuera de considerar el método de densificar usado, el primer paso es determinar la cantidad de agua que ha sido mezclada en la salmuera original, esto se hace usando una versión modificada de la ecuación. El volumen redensificado puede ser encontrado usando la siguiente ecuación: 9Z Vrw = ( Vd - Vw ) + :R donde: Vrw = Volumen redensificado bls. Determinación de sal para redensificar con CaCl2 y CaBr2. Son usadas las tablas para determinar la cantidad de CaCl2 y CaBr2 requerido para redensificar cuando se usan sales multiples las siguientes ecuaciones pueden ser usadas: Brw = ( Vw ) y Crw = ( Vw ) %R :R &R :R Crw = Lbs de CaCl2 al 95 % para redensificar agua adicionada. El volumen densificado puede ser encontrado usando la ecuación siguiente: Vrw = ( Vd - Vw ) + Vrw = Volumen redensificado bls. Va = Vf Va se convierte en Vw = Volumen de agua adicionada bls. Vf se convierte en Vd = Volumen diluido de salmuera bls. Df se convierte en dd = Densidad diluida de salmuera Lbs/gal. Da se convierte en Dw = 8.34 lbs/gal densidad del agua. Vw = Vd Una vez que el volumen de agua añadida se ha determinada la cantidad de sal para densificar ese volumen de agua a la densidad original puede ser determinada.: Determinación de sal redensificada con bromuro de calcio. Son usadas tablas para determinar la cantidad de CaBr2 requerido para redensificar y también se puede usar la siguiente ecuación: Brw = ( Vw ) donde: 'R 'R 'I 'D 9Z :R ('R 'I ) ('R 8.34) %R :R Bo = CaBr2 al 95 % (lbs/bbl) a la densidad de la salmuera original. Brw = lbs de CaBr2 al 95 % para redensificar agua adicionada Vw. Wo = Contenido de agua a la densidad de la salmuera original lbs/bbl Vw = Volumen de agua adicionada (bls). 34

35 Cálculos para salmueras de sales múltiples, fluidos de terminación Las razones para cambiar la composición de todas las salmueras de fluidos de terminación son las mismas. Sin embargo, la aproximación debe ser diferente. Bromuro de Zinc no es disponible generalmente, en forma sólida, asé el densificado debe usar Bromuro de Calcio sólido, Cloruro de Calcio sólido y 19.2 lbs/gal de solución de Bromuro de Zinc. Debido al hecho de que el cloruro de calcio sólido es difícil de disolver bajo condiciones de campo, los cálculos demostrados aquí usaran soluciones de CaBr2 y Bromuro de Zinc. Aumentando la densidad de salmueras como fluidos de terminación, no diluidas. En el campo el método práctico de aumentar la densidad de una salmuera no diluída es añadir 19.2 lbs/gal de Bromuro de Zinc, esto puede ser hecho por la ecuación modificada para obtener la ecuación siguiente: Una vez que el volumen de agua adicionada se ha determinado, la cantidad de sales para redensificar ese volumen a la densidad original debe ser determinada, esto puede ser hecho usando tablas. Este procedimiento se maneja exactamente de la misma manera que el redensificado. De los sistemas de fluidos de terminación. La ecuación se usa para determinar el contenido de Bromuro de Calcio con valores determinados de tablas. Brw = ( Vw ) La ecuación anterior se usa para determinar el volumen de solución de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal. Znrw = ( Vw ) %R :R =Q2 :R Zn = Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal como bls/ bbl a la densidad de la salmuera original. Znrw = Bls de bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal para redensificar el agua adicionada. V 19.2 = Vo ('I (19.2 'R) 'I ) El volumen redensificado se encuentra usando la ecuación: El volumen final entonces es igual a: Vf = V Vo Cuando hay una gran diferencia entre la densidad final y la densidad original, el volumen final aumentará significativamente. Este hecho debe ser considerado cuando se planee redensificar. Aumentar la densidad de una salmuera como fluido de terminación diluida: El primer paso en redensificar una salmuera como fluido de terminación diluido es determinar la cantidad de agua que ha entrado al sistema esto se hace usando la ecuación siguiente: Vw = Vd ('R 'G) ('R 8.34) 9Z Vrw = ( Vd - Vw ) + :R Ecuaciones :R 1.- Vf = ( Vo ) :I 2.- Sa = SfVf VoSo :R 3.- Vf = ( Vo ) :I 4 A.- Vo + Va = Vf 4 B.- VoDo + VaDf 4 C.- Va = Vf 4 D.- Vo = Vo ('R ('R ('I ('D 'I ) 'D) 'R) 'I ) 35

36 4 E.- Vf = Va 4 F.- Vf = Vo 4 G.- Vo = Vf 5.- Wa = ('R ('R ('D ('D ('D ('D &R:I - Wo &I 6 A.- Wa Total = ( Vo ) 6 B.- Ba Total = ( Vo ) &R 7.- Vf = ( Vo ) &I 8.- Vw = Vd 'D) 'I ) 'R) 'I ) 'I ) 'R) ('R 'G) ('R 8.34) %R 9.- Brw = (Vw ) :R &R:I - Wo &I &R%I - Bo &I 9Z 10.- Vrw = ( Vd Vw ) + :R &R 11.- Crw = ( Vw ) :R 12.- V 19.2 = ( Vo ) ('I (19.2 =Q ZnBr = (Vw) :R 'R) 'I ) Abreviaturas Vf = Volumen final de salmueras ( Bls ) Vo = Volumen original de salmueras ( Bls ) Wf = Contenido final de agua ( bls/bl ) de salmuera Wo = Contenido original de agua ( bls/bl ) de salmuera Sa = Contenido adicional de sal ( lbs/bl ) Sf = Contenido final de sal ( lbs/bl ) So = Contenido original de sal ( lbs7bl ) Da = Densidad adicionada de fluido ( lbs/ gal ) Df = Densidad final de fluidos ( lbs7gal ) Bo = Bromuro de Calcio ( lbs7bl ) de la salmuera para incrementar la densidad ( salmuera original ) Bf = Cloruro de calcio ( lbs/bl ) de la solución resultante después de redensificar ( salmuera final ) Va = Volumen adicionado de agua a la salmuera ( Bls ) Co = Cloruro de calcio ( lbs/bl ) de la salmuera para incrementar una densidad ( salmuera original ) Cf = Colruro de calcio ( lbs/bl ) de la solución resultante después de redensificar ( salmuera final ) Wa = Agua adicionada a la salmuera original (bls/bl) Wa Total = Agua requerida total adicionada (lbs) Ba Total = Bromurro de calcio total adicionado en (lbs) Vw = Volumen adicionado de agua (bls) Vd = Volumen de salmuera diluido (bls) Dd = Densidad diluida de la salmuera (lbs/ gal) Brw = Lbs de Bromuro de calcio al 95 % para redensificar agua adicionada Vw Vrw = Volumen redensificado (lbs) Crw = Lbs de Cloruro de calcio al 95 % para redensificar agua adicionada V 19.2 = (bls) de bromuro de zinc de 19.2 lbs/ gal Znrw = (bls) de bromuro de zinc de 19.2 lbs/ gal para redensificar agua adicionada ZnO = (bls/bl) de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/galpara densificar una salmuera original 36

37 Ejemplo: 1.- Diluir 250 bls de 11.3 lbs/gal de salmuera de CaCl2 con agua dulce para obtener una salmuera de 10.7 lbs/gal. Encuentre el volumen de agua para obtener una salmuera de 10.7 lbs/gal, encuentre el volumen de agua dulce requerida y el volumen final de salmuera diluida. Vo = 250 Bbls Do = 11.3 Lbs/gal Df = 10.7 Lbs/gal Da = 8.34 Lbs/gal Paso 1. Usando la ecuación encuentra el Vf del volumen final de la salmuera: Paso 1. Asumiendo para este calculo que Vo es el volumen de 11.6 lbs/gal de fluido requerido y que Va es el volumen de 10.2 lbs/gal de fluido requerido entonces se selecciona la ecuación y se resuelve para Vo: Do = 11.6 Lbs/gal Da = 11.0 Lbs/gal Vo = Vf Vo = 600 ('D ('D 'I ) 'R) ( ) ( ) Vf = Vo ('D ('D 'R) 'I ) Vo = 600 ( 0.8) ( 1.4) Vf = ( 250 ) ( 2.96) Vf = ( 250 ) ( 2.36) Vf = Bbls Paso 2. Usando la ecuación encuentras el Va adicionando al volumen de 8.34 lbs/gal de agua dulce. Vo + Va = Vf Va = Va = Va = Bbls 2.- Usando 500 bls de 11.6 lbs/gal de salmuera de CaCl2 y 500 bls de 10.2 lbs/gal de CaCl2 prepare 600 bls de 11.0 lbs/gal de fluidos. Vf = 600 Bbls Df = 11.= Lbs/gal ( ) ( ) Vo = Bbls 11.6 Lbs/bls de fluido Usando la ecuación ( 4 A ) resolvemos por Va: Vo + Va = Vf Va = Vf - Vo Va = Va=257.2Bls 10.2 lbs/gal de salmuera 3.- Cuanta salmuera de 15.1lbs/gal se requiere para incrementar la densidad de 350 bls de 14.0 lbs/gal a una densidad de 14.3 lbs/gal? Da = 15.1 lbs/gal Vo = 350 bls Do = 14.0 lbs/gal Df = 14.3 lbs/gal Paso 1: Usando la ecuación resolvemos para Vf: Vf = Vo ('D ('D 'R) 'I ) 37

38 ( ) Vf = 350 ( ) Vf = 350 Vf = bls de 14.3 lbs/gal Paso 2. Usando la ecuación resolvemos para Va: Vo + Va = Vf Va = Va = bls ( Da ) 15.1 lbs/gal de salmuera Va = bls 10.2 lbs/gal de salmuera 4.- Usando 500 bls de 14.0 lbs/gal 58 F de cristalización prepare una salmuera de 14.3 Lbs/gal a 60 F, determine el volumen final, usted solamente tiene 500 bls de volumen en presas y pozo. De las tablas determine los datos siguientes: Co = Cf = Wo = Wf = Bo = Bf = Vo = 500 Entonces: (1.1) (0.8) &R *:I Wa total = ( Vo ) - Wo &I * Wa total = Wa total = bls de agua adicional * Ba total = Ba total = 19,540 Lbs Vf = Vf = Vf = 530 Bls 5.- Un fluido de 14.6 lbs/gal 6.3 F de temperatura de cristalización ha sido diluido de 14.1 lbs/gal. El sistema total es de 750 bls Densifique el fluido a 14.6 lbs/ gal usando ambos, CaCl2 y CaBr2. Determina el volumen final. Paso 1.- Calcule el volumen de aguia que diluyo la salmuera original: Vw = Vd 9R * &R &I ( ) Vw = 7850 = Bls. ( ) Paso 2.- Determine lo siguiente de tablas: Bo = lbs CaBr2 por barril de salmuera original. Co = lbs CaBr2 por barril de salmuera original. Wo = bls de agua por barril de salmuera original. Entonces: 500 * ('R 'G) ('R 8.34) &R * %I Ba total = ( Vo ) - Bo &I Brw = Vw %R :R 38

39 (253.57) Brw = ( 59.9 ) = Lbs Crw = Vw Crw = (59.9) Crw = Lbs 6.- Usando las mismas condiciones que el ejemplo anterior, haga los calculos usando solo CaBr2: Paso 1.- Calcule el volumen de agua que diluyo la salmuera original: Vw = 59.9 Bls Paso 2.- Determine los datos siguientes de tablas: Bo = lbs CaBr2 por barril de salmuera original. Wo = bls de agua por barril de salmuera original. Entonces: Brw = Vw &R :R %R :R (357.8) Brw = (59.9) = Lbs 0.73 Brw = lbs de CaBr2 El volumen redensificado por usar solo CaBr2 se encuentra usando la ecuación: Vrw = ( Vd - Vw ) Vrw = ( ) 9Z :R Vrw = 772 bls de salmuera redensificada 6.- Una solución de fluido de terminación de 16.6 lbs/gal debe ser aumentada a 16.8 lbs/gal. El volumen presente es de 600 bls. Cuantos barriles de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal se requerirán para redensificar el volumen total a 16.8 lbs/gal y cual será el voliumen final? Usando la ecuación para determinar el volumen de Bromuro de Zinc ('I 'R) V 19.2 = Vo (19.2 'I ) = 600 = Bls de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal Vf = 50 Bls = 650 Bls. Aumentar la densidad de una salmuera como fluido de terminación diluido: El primer paso en redensificar una salmuera como fluido de terminación diluido es determinar la cantidad de agua que ha entrado al sistema esto se hace usando la ecuación. ('R Vw = Vd ('R Una vez que el volumen de agua adicionada se ha determinado, la cantidad de sales para redensificar ese volumen a la densidad original debe ser determinada, esto puede ser hecho usando tablas. Este procedimiento se maneja exactamente de la misma manera que el redensificado de los sistemas de fluidos de terminación. La ecuación se usa para determinar el contenido de bromuro de Calcio con valores determinados de tablas. Brw = (Vw) ( ) ( ) %R :R 'G) 8.34) 39

40 La ecuación para determinar el volumen de solución de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal. Znrw = ( Vw ) =Q2 :R Una salmuera de fluido de terminación de 16.5 lbs/ gal ha sido diluida a 16.2 lbs/gal. El volumen es de 800 bls.determine el volumen de Bromuro de Zinc y la cantidad de Bromuro de Calcio requerido para redensificar y el volumen total después de redensificar. Primero encuentre el volumen de agua adicionado: Znrw = ( ) Znrw = Bls de Bromuro de Zinc. Corrosividad de las salmueras La corrosión puede ser definida como la alteración y degradación del material por su ambiente. El principal agente corrosivo que afecta a los materiales de la tubería en fluidos base agua, son los gases solubles (O 2, CO 2, H 2 S), así como las disoluciones salinas y ácidas. Vw = Vd ('R 'G) ('R 8.34) Causas de la corrosión Oxigeno ( ) = ) Vw = bls de agua adicionada. Segundo determine la cantidad de Bromuro de calcio requerido: Vw = bls Bo = 245 Wo = ZnO = %R Brw = ( Vw ) :R Brw = (29.41) Brw = Lbs de bromuro de Calcio Tercero.- Determine el volumen de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal. Znrw = ( Vw ) =Q2 :R El oxigeno es el agente corrosivo más común y en presencia de pequeñas cantidades de humedad causa oxidación al acero. El oxigeno causa corrosión uniforme y picaduras a las tuberías. En los sistemas de fluidos base agua que son expuestos a la atmósfera ocasionan condiciones severas de corrosión. Dióxido de carbono El Dióxido de Carbono soluble en agua forma un ácido débil (H 2 CO 3 ) que corroe el acero, conocido como corrosión dulce y resulta la formación de escamas en el acero provocando una pérdida de espesor en el cuerpo de la tubería, a menos que el ph sea mantenido arriba de 6. Cuando el CO 2 y O 2 están ambos presentes, es mayor la corrosión que estando cada uno solos. El CO 2 en presencia de agua forma ácido carbónico que reacciona con el acero formando carbonato de fierro, el cual se desprende en escamas reduciendo su espesor de pared. El CO 2 en los fluidos puede venir del gas de formación, por descomposición térmica de sales disueltas, los aditivos orgánicos de los fluidos de control o por la acción de las bacterias sobre los materiales orgánicos en descomposición. En general conforme la presión se incrementa, se incrementa también la acción corrosiva del CO 2. Cuando la presión parcial de CO 2 es mayor de 30 psi, se 40

41 tiene problemas de corrosión, cuando varía entre 30 y 7 psi, es posible la corrosión y cuando es menor de 7 psi, es improbable. Acido sulfhídrico El ácido sulfhídrico disuelto en agua forma un ácido algo débil y menos corrosivo que el ácido carbónico, aunque puede causar picaduras, particularmente en presencia de oxigeno y/o dióxido de carbono. Una más significante acción del H2S es su efecto sobre una forma de hidrógeno molecular. El estándar NACE MR especifica los límites de presión parcial en un ambiente de gas amargo, si la presión total excede de 65 psi y la presión parcial del H 2 S en el gas excede de 0.05 psi, existe un problema potencial. El H 2 S en fluidos de control puede venir del gas de formación, acción bacteriana sobre sulfatos solubles o degradación térmica de aditivos que contengan sulfuros en los fluidos de control. Las fracturas por esfuerzo y corrosión es causado por la presencia de un elemento corrosivo y esfuerzo de tensión. Los iones libres de hidrógeno penetran la estructura del metal causando pérdida de ductibilidad e incrementando la susceptibilidad a la fractura. Fe + H 2 S FeS + 2H Sales disueltas Como en el caso del CO 2 y H 2 S los problemas asociados con cloruros se incrementan con la profundidad y la presión. Los factores que contribuyen a la fractura y corrosión bajo esfuerzo por cloruros (CSCC) involucra Temperatura, Presión, Contenido de O 2, ph y Contenido de Cl. La corrosión es por la picadura en cazuela y grietas, para materiales susceptibles al CSCC. Los procesos de corrosión que involucran reacciones electroquímicas, el incremento de conductividad puede resultar en altas tasas de corrosión. Las soluciones concentradas de salmueras son generalmente menos corrosivas que las salmueras diluidas. Acidos Los ácidos corroen los metales con valores de ph bajos(causando liberación del H2) el O2 disuelto acelera apreciablemente la tasa de corrosión de los ácidos y disuelve el H2S acelerando la liberación del H2 molecular. Tipos de corrosión La corrosión puede tomar muchas formas y puede combinar con otros tipos de demandas (erosión, Fatiga, Fractura, etc.) y causa daño extremos. Varios tipos de corrosión pueden ocurrir al mismo tiempo, pero solo un tipo de corrosión predominará. Conociendo e identificando la forma de corrosión puede ayudar a la planeación de aplicar la correctiva. Durante el ataque uniforme, el material corroído usualmente deja una capa de los productos de la corrosión. El resultado es la pérdida de espesor de pared y reduce la capacidad de resistencia del material. La corrosión puede ser localizada en pequeñas áreas definidas de pared, causando picaduras en la tubería. Su cantidad, profundidad y tamaño puede variar considerablemente. Las picaduras pueden causar fallas y pueden servir como punto de origen en el rompimiento de origen. Los cloruros, oxigeno, ácido sulfíhidrico y especialmente la combinación de ellos, son la mejor contribución para la corrosión localizada. Adicionalmente al tipo de corrosión localizada, existe la fragilización del metal por hidrógeno atómico y molecular en los sitios catódicos. Los átomos de hidrógeno son muy pequeños y son capaces de penetrar el metal y alojarse en espacios vacíos intercristalinos de los componentes metálicos. Cuando dos hidrógenos atómicos llegan a estar en contacto se combinan para formar hidrógeno molecular, lo cual puede ocurrir dentro de la estructura del acero. La molécula de hidrógeno por su tamaño es difícil que salga de la estructura del acero, resultando en el desarrollo de presiones extremadamente altas dentro del espacio intergranular, lo cual puede causar la fragilización del metal. Loa aceros de mas alta dureza son mas susceptibles a éste tipo de corrosión. Muchos metales resisten a la corrosión debido a la formación de una película protectora de oxido. Si esas películas o depósitos son removidos por alta velocidad de flujo del fluido, sólidos suspendidos abrasivos, exceso de turbulencia, acelera el ataque a la superficie del metal fresca. Esta combinación de 41

42 erosión-corrosión puede causar picaduras, extensiva demanda de fallas. Metales sujetos a ciclos de tensión desarrollará rompimientos por fatiga y esto puede crecer hasta completar la falla. La vida de la fatiga del material siempre será menor en un ambiente corrosivo aún bajo condiciones corrosivas que presenten pequeñas o muy pocas evidencias de corrosión. Factores que afectan la tasa de corrosión ph.- en presencia de O 2 disuelto la tasa de corrosión del acero en el agua es relativamente constante entre valores de 4.5 y 9.5 pero se incrementa rápidamente a valores altos. Temperatura.- en general, el incremento en la tasa de corrosión se incrementa con la temperatura. Velocidad.- en general, el incremento en la tasa de corrosión se incrementa con altas tasas de velocidad de flujo. Heterogeneidad.- variaciones localizadas en su composición o micro estructuras pueden incrementar las tasas de corrosión. El anillo de corrosión que es algunas veces encontrado cerca del área de juntas en la tubería que no han sido propiamente tratadas es un ejemplo de corrosión causada por estructuras de material no uniforme. Alta Tensión.- Areas expuestas a las altas tensiones, puede corroerse más rápidamente que áreas de baja tensión. (Los tramos que van justo arriba de los Drill Collars, seguido presentan corrosión, particularmente debido a altas tensiones). Inhibidores de corrosión Los inhibidores de corrosión son utilizados para retardar temporalmente el deterioro del metal causado por los agentes corrosivos (O 2, CO 2, H 2 S, ácidos, salmueras) los inhibidores de corrosión no suspenden la corrosión, pero si la disminuyen considerablemente. Las tuberías del pozo generalmente están constituidas de aleaciones, conteniendo Fierro y Carbono como compuestos principales de la aleación. El ataque sobre el metal se manifiesta en la forma siguiente: dada la tendencia característica del Fierro metálico a donar electrones, se establece que en determinados sitios microscópicos de la superficie metálica (sitios Anódicos) el fierro libera electrones dentro de la estructura cristalina del metal, desplazando otros electrones y estableciéndose un flujo de corriente hacia otro sitio microscópico del metal llamado Cátodo. Simultáneamente en los sitios catódicos los hidrógenos iónicos capturan electrones para convertirse en hidrógeno monoatómico, éstos a su vez capturan electrones para transformarse en hidrógeno molecular gaseoso, en esta forma se produce Fierro iónico que entra en solución e hidrógeno molecular. La corrosión del acero es uniforme en naturaleza, sin embargo por el efecto del inhibidor puede producirse una corrosión localizada, esto debido a que los inhibidores pueden degradarse o ser insuficiente la película adsorbida. Esto depende de la temperatura, concentración del agente corrosivo, tipo de metal, entre otros factores. La corrosión localizada se manifiesta generalmente por cavidades que se forman en la superficie metálica y es mucho más grave que la corrosión uniforme. Inhibidores de corrosión que forman película.- La mayoría de los aditivos para prevenir la corrosión en las salmueras son aditivos de formación de película. Un grupo general es llamado " Aminas formadoras de película " y pueden contener Aminas primarias, secundarias, terciarias y cuaternarias y son más efectivas en salmueras que no contienen ZnBr2. Dependiendo del tipo de Amina, su estabilidad térmica tiene un rango de 137 C. A 204 C. Los inhibidores de corrosión usados en la industria petrolera son principalmente compuestos de materiales orgánicos, debido a su alta eficiencia a la protección corrosiva bajo las condiciones del pozo. Los agentes con actividad superficial caen dentro de tres clasificaciones que son: catiónicas, aniónicos y no iónicos. Los inhibidores catiónicos son en general a base de aminas formadas con uno o más átomos de nitrógeno. En éste estado el nitrógeno tiene un poder de carga positiva y puede ser atraído a una superficie catódica. Los inhibidores aniónicos son atraídos a una superficie anódica y son formados alrededor de un radical del tipo R-COOH. Estos materiales tienen cargas negativas y buscan abandonar sus electrones. Los inhibidores no iónicos consisten de largas cade- 42

43 nas moleculares que contienen oxigeno en sus radicales tales como éteres, esteres y aldehídos, sin embargo las cargas han sido en gran parte neutralizadas así que pueden ser atraídos por ambas cargas positivas o negativas (cátodo o ánodo ). Esta acción química puede retardar la corrosión en algunos casos debido a la adsorción física sobre la superficie del metal. Cuando un inhibidor catiónico se aproxima al área catódica éste es atraído con relativa fuerza y forma una película sobre el metal. El hidrógeno puede también formar una película sobre el cátodo; sin embargo ésta es fácilmente removida por ejemplo, el nitrógeno contiene adherencia catiónica mucho mas fuerte al metal y no es removido por la pura presencia del oxigeno. De ésta manera el proceso de corrosión es detenido hasta que la película sea removida por alguna fuerza mayor. Una película es formada por el nitrógeno adherida al metal con la parte expuesta al electrolito. La película es no conductora y las reacciones de corrosión pueden ser retardadas por ésta separación de la fase reactiva. Los inhibidores orgánicos aniónicos son atraídos por el ánodo y una película es formada, teniendo su comportamiento de la misma manera que los inhibidores catiónicos. Los inhibidores aniónicos pueden ser atraídos a la superficie del metal sin tener en cuenta sus cargas. El aceite (no iónico) atraído funciona como un recubrimiento primario sobre la superficie del metal. Este tipo de inhibidores hacen más capaz al aceite para extender y mojar la superficie del metal en una forma más eficiente que el aceite solo. Los inhibidores catiónicos y aniónicos también tienen ésta acción; sin embargo los inhibidores no iónicos son formulados con inhibidores iónicos para incrementar su efectividad. Inhibidores que eliminan el elemento corrosivo.- Los aditivos que atacan los elementos corrosivos en el fluido empacante son selectivamente dirigidos al O2 libre, bacterias aeróbicas y anaeróbicas. Estos aditivos reaccionan químicamente con el O2, CO2 o H2S para producir sales no reactivas o que maten a las bacterias. Estos productos son compatibles con los inhibidores de película y deben ser usados en conjunto con éstos productos químicos para dar formas de protección corrosiva. Medidas para el control de la corrosión de las salmueras.- medidor de la velocidad de corrosión de los metales en contacto con fluidos conductores. El medidor de corrosión, es un instrumento portátil que consiste de dos elementos, el cuerpo del instrumento en sí y una sonda detectora de la corrosión, que provee medidas de la tasa de corrosión directamente en milésimas de pulgada por año (mpa) cuando es usado en fluidos con conductividad eléctrica tales como: aguas para enfriamiento, salmueras, agua de mar y aguas para sistemas de inyección a pozos petroleros. Una lectura adicional es la medida de la tendencia de la corrosión tipo localizada y sus rangos de lectura mínima y máxima son del orden de 1 a 1000 mpa respectivamente. Cuando la tasa de corrosión de un metal que está en contacto con un líquido corrosivo es alta, el número de átomos de la superficie del metal está siendo cambiado a su forma iónica, es mayor que la tasa de corrosión mínima del metal. Si un pequeño voltaje es impuesto entre un metal y una solución corrosiva, resulta una polarización. Una corriente eléctrica fluye sostenida por los iones formados en el proceso de corrosión. Esta corriente se incrementa tanto como la tasa de corrosión se incremente. La medida es rápida y sensitiva pero requiere que el fluido sea eléctricamente conductor. En la mayoría de los casos las tasas de corrosión son leídas directamente del instrumento de medición. Coontaminantes mas comunes en los fluidos limpios. Fierro (óxido de fierro, hidróxido de fierro y recortes de fierro). El fierro es el contaminante más serio en salmueras pesadas, algunas salmueras o mezclas de salmueras son ligeramente ácidas por naturaleza y pueden disolver el ión fierro. El fierro puede dar un precipitado gelatinoso verde oscuro y puede causar problemas de filtración. El Fe + + algunas veces cambia a Fe (precipitados café rojizo oscuro) el cual es más fácil de filtrar por su naturaleza cristalina. Algunas compañías en filtración utilizan ácido clorhídrico para mantener el ion fierro en solución y así evitar el taponamiento del medio poroso filtrante. De esta manera filtran la salmuera más fácil y rápidamente. Usando ácido clorhídrico incrementará la acidez de la salmuera y agrava la situación, en muchos casos dejar la salmuera filtrada en almacenamiento unos 43

44 días permitirá que el fierro se precipite, adicionar ácido clorhídrico u otro ácido al medio filtrante no está permitido. El análisis de materiales taponantes del pozo indicaron que los componentes de fierro y suciedad fueron los mayores constituyentes. Aditivos del lodo que constituyen los materiales taponantes: Bentonita, barita, ilmenita, carbonato de fierro, polímeros, carbonato de calcio, asfaltos, ceras, etc. Materiales para pérdidas de circulación que causan taponamientos: Arena, arcillas, calizas, dolomítas anhidritas, yeso, sales, lignitos, oxido de fierro, carbonato de fierro, mica, pirita, etc. Aceites crudos que causan taponamientos: Por su contenido de asfalténos y parafínas. Plancton y bacterias de agua de mar o laguna que causan taponamiento. Por herramientas en el fondo del agujero y que causan taponamiento. Recubrimiento de tubería o herramientas y recortes de fierro. Un procedimiento de desplazamiento, debe de ir siempre acompañado de la remoción y suciedad de pozo y equipo superficial. Para evitar la contaminación de las salmueras limpias y filtradas con los fluidos de perforación o empacadores deberá utilizarse espaciadores adecuados compatibles con la salmuera, también deberán ser limpiados los equipos de presión y vacío, presas, válvulas, tuberías y mantener su limpieza mientras dure la operación. VIII. DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS DE CONTROL El desplazamiento es el punto más importante, ya que del éxito de este dependerán los tiempos y costos por lavado y filtración de los fluidos limpios. Objetivo del desplazamiento El objetivo del desplazamiento del Fluido de Control por agua dulce y/o éste por fluidos limpios es con la finalidad de efectuar la remoción del fluido, enjarre adherido a las paredes de las tuberías, así como la eliminación de los sólidos en suspensión presentes en el interior del pozo, sean éstos barita, recortes o cualquier contaminante o sedimento que hubiera que remover. De igual manera al llevarse a cabo este desplazamiento de fluido de control, es necesario mantener la integridad y naturaleza del mismo, y que este sea desalojado lo más completo y homogéneo que sea posible y así reducir los tiempos por filtración y los costos operativos por un mayor tiempo de circulación al ser desalojado el fluido a la superficie. Para lo anterior deben utilizarse fluidos con características físico-químicas tales que permitan la desintegración de los contaminantes y asegurar su total dispersión y posterior acarreo hacia la superficie del pozo. Es muy importante determinar el tipo de enjarre y/o los contaminantes que se van a remover, para diseñar los fluidos con las propiedades adecuadas para efectuar el programa de desplazamiento del fluido de control Factores que intervienen en un desplazamiento Existen varios factores que pueden afectar el programa de desplazamiento y deben ser considerados previamente: Geometría del pozo y condiciones del equipo de superficie. a).- Condiciones de temperatura y presión del pozo. La temperatura afecta las condiciones y propiedades del fluido de control dentro del pozo, aunque éste será desplazado es necesario considerar la forma como pudiera afectar este factor a los fluidos diseñados para circulase dentro del pozo. La presión puede incidir drásticamente en el equilibrio de presiones, que debe mantenerse en un desplazamiento de fluidos. b).- Diseño de las tuberías. Las tuberías tanto de producción y de revestimiento ya fijas en el interior del pozo y/o los accesorios del aparejo de producción influyen en el gasto o volu- 44

45 men por bombearse al pozo y afectan los regímenes de flujo. Dependiendo de las tuberías o accesorios que lleven éstas será diseñado el programa para desplazar el fluido, ya que en aparejos de producción anclados, se circula a través de los orificios de la camisa y esto influirá mas que si tuviéramos una tubería franca, por lo que es necesario conocer previamente las tuberías a través de las cuales se llevará cabo el lavado del pozo, y diseñar el programa más adecuado al mismo. c).- Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseñadas en superficie. Si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de superficie, su eficiencia será severamente reducida y puede ocasionar problemas para tener una limpieza totalmente efectiva. d).- El tipo de fluido de control que se tenga en el pozo. Este es el factor más primordial, ya que dependiendo de las condiciones de éste, será la eficiencia del desplazamiento. Se debe tomar en cuenta su densidad y viscosidad, considerando que mientras éstas propiedades sean mayores existirá una mayor diferencia de presión al ser desalojado y también una probable disminución en el gasto programado. e).- La efectividad del programa de desplazamiento. No debe sobrepasar las condiciones de que se disponga en superficie. Es necesario primero verificar que se tengan todos los materiales y equipos programados y posteriormente monitorear el avance, eficiencia y cumplimiento del programa diseñado para ello. Productos quimicos programados en el desplazamiento Que la función de los productos químicos no se cumpla por fallas de calidad de los mismos. Estar preparados para tener productos químicos alternos para rediseñar en corto tiempo un programa de limpieza igualmente efectivo, o que realice la función que los otros productos no cumplieron. Se debe considerar el diseño de los espaciadores y lavadores químicos especiales, ya que la mayoría de los lodos utilizados son incompatibles con las salmueras, y es necesario su programación para garantizar una limpieza y desplazamiento efectivos del fluido de control hacia la superficie sin contaminación. Formas de desplazamientos Existen dos formas para efectuar el desplazamiento del fluido de control, ya sea por agua dulce, salmuera libre de sólidos o la combinación de ambos: Circulación Inversa Circulación Directa La selección del procedimiento más adecuado depende de las condiciones operativas que se tengan en el pozo en cuestión, así como las condiciones de calidad de las tuberías de producción y/o revestimiento que se tengan, de los resultados obtenidos de lo registros de cementación en la zonas o intervalos de interés, y el tipo de fluido que se tenga en el interior del pozo. Circulación inversa Si la información de los registros de cementación y la calidad de las tuberías de revestimiento indican que soportará una diferencia de presión calculado, ésta circulación es más factible de ser utilizada. Este procedimiento permite un maduro espaciamiento entre el agua dulce y los fluidos por desalojarse, así como será mayor el volumen de agua en los espacios anulares y menor el fluido que va quedando en las tuberías de producción, así mismo pueden utilizarse regímenes de bombeo más elevados con flujos turbulentos. Estos regímenes de bombeo son los más adecuados para este tipo de operaciones de limpieza de pozos al ser desplazado el fluido de control; lo cual permitirá desplazamientos más efectivos y libres de contaminantes. Así mismo tendremos menores tiempos operativos y una menor adición de aditivos ya sean espaciadores y de lavadores químicos, lo cual nos dará como resultado una considerable reducción en los costos del lavado y filtración. 45

46 Circulación directa Si los registros de cementación muestran zonas no muy aceptables para ser sometidas a una diferencial de presión calculada del fluido de control a desplazarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse este método de circulación directa, en el cual no se obtiene un desplazamiento muy efectivo debido a que los volúmenes de agua dulce a manejar son menores al circularse de las tuberías de producción a los espacios anulares. Los regímenes de bombeo serán menores al incrementarse el valor de las pérdidas de presión por fricción, y por consiguiente el empuje del agua sobre el fluido de control en áreas más grandes creará deficiencias para un desplazamiento efectivo y en algunos casos no se dará el régimen turbulento necesario para garantizar que el pozo esté totalmente limpio de contaminantes. Así mismo serán necesarios mayores cantidades de espaciadores y limpiadores químicos, aunado al mayor tiempo de circulación y por consiguiente un costo más elevado por filtración y por tiempos operativos. Es necesario efectuar los cálculos pertinentes para que en ambos casos la presión de bombeo que se programe, no rebase los límites permisibles de colapsos o ruptura de las tuberías, así como tener en cuenta los parámetros de fractura de los intervalos de interés. Recomendaciones previas al lavado del pozo Previo al desplazamiento del fluido de control ya sea base agua o base aceite por el diseño de espaciadores y lavadores químicos, es necesario efectuar algunas consideraciones referentes al fluido de control que se encuentra dentro del pozo y en presas del equipo: 1.- En pozos sin accesorios dentro del mismo, bajar la tubería de producción con los escariadores adecuados a las tuberías de revestimiento que se van a limpiar de fluido de control, y hasta la profundidad interior más cercana a la zona de interés para remover los sólidos y residuos acumulados de las paredes de las tuberías. En caso de tener accesorios como empaques, tratar de bajar la tubería diseñada para el paso libre hasta la profundidad adecuada para efectuar el lavado del pozo. 2.- establecer la circulación con la bomba del equipo al máximo gasto permisible en forma directa. 3.- Un factor muy importante es el acondicionar el fluido de control en presas de trabajo y al circularse al interior del pozo previo al desplazamiento del mismo, por lo que sus propiedades necesitan ser consideradas desde el desplazamiento, para prevenir la formación de geles de alto valor, ya que de esta manera el fluido permitirá un mejor desplazamiento con mayor eficiencia. Se deben seguir las siguientes consideraciones: a).- Efectuar la circulación del fluido del pozo hacia los equipos disponibles de eliminadores de sólidos, con el propósito de remover contaminantes grandes, y de ser posibles hacia presas o tanques limpios para ser reutilizado este al salir ya libre de sedimentos y agentes contaminantes. b).- Reducir a valores mínimos permisibles la viscosidad plástica y el punto de cedencia, para asegurar la movilidad del fluido en los espacios anulares y tener un eficiente barrido del mismo. c).- Evitar en esta etapa los espaciadores o píldoras viscosas. 4.- La tubería necesita ser reciprocada y si las herramientas lo permiten girarse antes y durante el desplazamiento para romper geles o bolsas estacionarias de fluido de control con sólidos acumulados y que produzcan altas viscosidades. 5.- Tratar de centrar la sarta de trabajo, para facilitar el desplazamiento, un buen centrado permitirá incrementar la remoción del fluido de control. 6.- Efectuar viaje corto con los escariadores o con la tubería que se lleve hasta la boca de la tubería de revestimiento corta ( boca liner ) o levantarse aproximadamente 300 mts., y volver a bajar a la profundidad programada y seguir circulando el fluido filtrado. Así mismo al tener el pozo lleno de fluido limpio, repetir el viaje corto para que las herramientas que se lleven en el extremo auxilien en la limpieza de se- 46

47 dimentos y remoción de residuos que se hubiesen quedado adheridos en las paredes de las tuberías de revestimiento. Este movimiento de tubería permite elevar la eficiencia del desplazamiento incluso a bajos gastos de bombeo. 7.- Proceder a efectuar el desplazamiento del fluido por espaciadores y lavadores químicos y por el fluido final programado para quedarse dentro del pozo, ya sea agua dulce o salmuera libre de sólidos, circulados a gastos máximos de bombeo. La condición de flujo turbulento no es precisamente necesaria pero mejora la eficiencia de un desplazamiento. 8.- Para diseñar los volúmenes de espaciadores y lavadores químicos, es necesario considerar el volumen por remover en el lavado del pozo, ya que en caso de estar muy someros y el volumen por desalojar sea poco, el diseño puede ser ajustado por menores cantidades y evitar excesos en los costos de estos servicios. 9.- En el caso de pozos de poca profundidad o de poca costeabilidad productiva, es conveniente efectuar un análisis del costo beneficio con la finalidad de evitar dispendios de recursos en yacimientos con poco valor de recuperación económica. Espaciadores y lavadores químicos Todos los procesos para efectuar desplazamientos de fluidos de control ya sea base agua o aceite, utilizan espaciadores y lavadores químicos, con la finalidad de evitar incompatibilidad de fluidos, problemas de contaminación, limpieza del pozo de manera efectiva y para la separación de fases del sistema. Los baches espaciadores que deban ser programados deberán ser compatibles con el fluido que sale y el que le precede, pudiendo o no ser más viscosos que los fluidos por separar. Estos baches deberán extenderse por lo menos 100 metros de la parte más amplia de los espacios anulares para que tengan mayor eficiencia, por lo que el diseño de los baches para tuberías de revestimiento muy grandes deberá ser ajustado en sus volúmenes para garantizar su eficiencia. Para fluidos base aceite, su principal contacto como espaciador debe ser ambos compatibles. Para fluidos base agua, normalmente su principal contacto se inicia con un bache de agua dulce o alcalinizada con sosa cáustica. Existen diversos productos de las compañías de servicios los cuales pueden ser utilizados como espaciadores, píldoras o baches viscosos y limpiadores químicos, todos ellos utilizan productos como viscosificantes naturales y sintéticos, soluciones alcalinas, surfactantes o solventes, para una activa remoción de contaminantes orgánicos e inorgánicos. Generalmente los lavadores químicos son usados para adelgazar y dispersar las partículas del fluido de control, éstos entran en turbulencia a bajos gastos lo cual ayuda a limpiar los espacios anulares, normalmente su densidad es cercana al agua dulce. En algunos casos se diseñan productos abrasivos como arenas para barridos de limpieza. En todos los casos, deberán efectuarse los trabajos programados de manera continua y sin interrupciones, evitando retrasos de tiempo y problemas críticos al efectuar el desplazamiento por este tipo de productos químicos. Fluidos empacantes La utilización de los fluidos de empaque en la etapa final de la terminación del pozo y el motivo por el cual se diseñan para ser colocados en los espacios anulares entre las tuberías de producción y las tuberías de revestimiento es, para que estas tuberías se protejan adecuadamente de los efectos de la corrosión, y que faciliten la recuperación de los aparejos de producción, ya que uno de los principales problemas al tratar de sacar estas tuberías de producción es la pegadura excesiva de los sellos multi-v en el cuerpo del empacador, lo cual ha originado en muchas ocasiones operaciones subsecuentes de pesca para recuperación total de las sartas causando costos excesivos al alargarse los tiempos de intervención de los pozos. Esta selladura es provocada por problemas de corrosión, así como depósito de materiales orgánicos e inorgánicos o vulcanización de los elastómeros. Este tipo de fluidos se emplean también para mantener una presión hidrostática en la parte externa de las tuberías de producción y así evitar alguna falla por colapso de las tuberías de revestimiento en algunas áreas de presión anormal. Al mismo tiempo se 47

48 debe tener una correcta manipulación al prepararse en el campo, para evitar introducir agentes contaminantes por sólidos disueltos o sólidos en suspensión, los cuales reducirían la eficiencia de estos productos. Por lo anterior es necesario establecer un procedimiento adecuado para diseñar los fluidos empacantes y que éstos cumplan eficazmente la función para lo cual fueron seleccionados. Propiedades que deben tener los fluidos empacantes Es necesario determinar las propiedades más adecuadas para diseñar los fluidos empacantes, y estas deben ser las siguientes: 1.- Estable a condiciones de temperatura y presión. 2.- No ser corrosivo. 3.- Que evite la formación de bacterias. 4.- Que esté libre de sólidos indeseables. 5.- Que no cause daños a las formaciones productoras. 6.- Que no dañe el medio ambiente. 7.- Que facilite la recuperación de los aparejos de producción. Tipos de fluidos empacantes Los fluidos empacantes se pueden preparar en base agua y base aceite. Los base aceite presentan una mayor estabilidad que los preparados con agua. Lo anterior debido a la naturaleza del aceite diesel ya que se trata de un solvente no polar, ya que los base agua por su naturaleza química requieren el empleo de agentes químicos especiales como son los inhibidores de corrosión, alcalinizantes, secuestrantes de gases, así como algunos bactericidas y viscosificantes como complemento y cumplir su función como fluido empacante de manera eficiente. Se pueden clasificar en base aceite y base agua y son los siguientes: Base Aceite: a).- Emulsiones libres de sólidos, con densidad de 0.84 a 0.94 gr./cc. b).- Diesel o aceite estabilizado deshidratado con densidad de 0.84 gr/cc. Base Agua: a).- Agua tratada densidad i.0 gr./cc. b).- Salmuera sódica, densidad 1.03 a 1.19 gr./cc. c).- Salmuera cálcica, densidad de 1.20 a 1.39 gr./ cc. d).- Salmueras mezcladas de 2 o 3 tipos de sales: CaCl2-CaBr2-ZnBr2, que varía su densidad desde 1.31 hasta 2.30 gr./cc. Una de las principales ventajas de loa fluidos empacantes base agua, es que no dañan el medio ambiente y son de menor costo, por lo que en la actualidad son los que tienen una mayor demanda. Requerimientos del agua utilizada para preparar fluidos empacantes Para el diseño y preparación de un fluido empacante base agua, se debe cuidar la calidad del agua que se va a utilizar, para evitar problemas dentro del pozo que pudieran alterar la eficiencia del mismo, por lo que tienen que cumplir con los limites de calidad permisibles siguientes: PROPIEDADES Mg/L Sólidos totales disueltos 100 Sólidos en suspensión Dureza de Calcio ( CaCO3 ) 40 Dureza de magnesio 40 Alcalinidad Total 200 Cloruros 412 Sulfatos ( Na2SO4 ) 200 Fosfatos Totales solubles ( PO4 ) 0.1 Cromatos ( CrO4 ) 0.05 Fierro Total ( Fe ) 0.30 ph 7-9 El análisis de agua es de suma importancia en la preparación de los fluidos empacantes, ya que el agua dulce por su gran habilidad para disolver en gran número de compuestos inorgánicos si no se tiene un control estricto de los iones en solución, pueden volver a reaccionar formando precipitados insolubles dentro del pozo con los consecuentes problemas en la recuperación de los aparejos de producción. En el agua de origen natural encontramos una gran variedad de sólidos disueltos, así como sólidos en suspensión, y a esto se debe: la turbidez, el olor, el color y el sabor, estas características dependen del lugar de donde se tome el agua, por lo que en estos casos se debe utilizar un tratamiento previo a este tipo de agua para ser utilizada en la preparación de fluidos empacantes. Los sólidos disueltos y los sólidos en suspensión nos indican la cantidad de impurezas disueltas en el agua y que son perjudiciales en el agua, 48

49 además de aumentar su índice de turbidez. Las sales compuestas por las mezclas de bromuros y cloruros no son comúnmente utilizables por su alto costo y elevada toxicidad, así como los problemas inherentes a su manipulación en el campo, por lo que su empleo como fluidos empacantes está restringido en la actualidad, aunado a que las normas ecológicas para estos tipos de fluidos son muy estrictas. Normalmente en la actualidad, el agua utilizada para la preparación en el campo de los fluidos empacantes es agua tratada de alguna de las baterías de la empresa, la cual tiene que ser monitoreada para garantizar que cumple con los requerimientos de calidad y sus propiedades físico-químicas son las optimas. IX. DISEÑO DE DISPAROS Durante la etapa de terminación de los pozos el disparo de producción es la fase más importante, ya que permite establecer comunicación de los fluidos entre el cuerpo productor y la tubería de revestimiento, ya que un disparo bien diseñado posibilitará el flujo de los hidrocarburos en forma eficiente. La operación de disparo no es una técnica aislada, debiendo prestarle atención particular en la selección del diámetro de la tubería de producción, ya que este condicionará el diámetro exterior de las pistolas y las cuales tendrán mayor o menor penetración de acuerdo a su diámetro. El grado de la tubería de revestimiento, densidad del disparo, tipo de formación, humedad y temperatura, son algunos de los factores que pueden afectar el resultado de los disparos. Teoría del Disparo La investigación desarrollada por Exxon descubrió la trascendencia de él taponamiento de los disparos con lodo ó con residuos de las cargas preformadas, disparar con una presión diferencial hacia el fondo del pozo y el efecto de la resistencia a la compresión de la formación sobre el tamaño del agujero de los disparos y su penetración. Este trabajo condujo al desarrollo de cargas preformadas no obturantes; de pistolas disparables a través de la tubería de producción y de la norma API RP-43 para evaluar los disparos bajo condiciones de flujo simuladas en el pozo. El desarrollo de pistolas a chorro efectivas, ha mejorado la penetración cuando se presentan formaciones y cemento de alta resistencia a la compresión y/ o tuberías de revestimiento de alta resistencia con espesor grueso. Aunque existe la Tecnología para asegurar buenos disparos en la mayoría de los pozos, en muchas áreas regularmente se tiende a obtener disparos deficientes principalmente por un desconocimiento de los requerimientos para disparar óptimamente, el control inadecuado del claro, particularmente cuando se corren las pistolas a través de la tubería de producción y la practica generalizada de preferir realizar los disparos en función de su precio en lugar de su calidad. Tipos de Disparo Disparos de Bala Las pistolas de bala de 3 ½" de diámetro o mayores se utilizan en formaciones con resistencia a la compresión inferior a 6000 lb/pg2, los disparos con bala de 3 ¼" o tamaño mayor, pueden proporcionar una penetración mayor que muchas pistolas a chorro en formaciones con resistencia a la compresión inferior a 2000 lb/pg2. La velocidad de la bala en el cañón es aproximadamente de 3300 pies/seg. Y pierde velocidad y energía cuando el claro excede de 0.5 pg y la pérdida en la penetración con un claro de 1 pg. Es aproximadamente el 25% de la penetración con un claro de 0.5 pg y con un claro de 2 pg la pérdida es de 30%.. Las pistolas a bala pueden diseñarse para disparar selectiva o simultáneamente. Disparos a Chorro El proceso de disparar a chorro consiste en que un denotador eléctrico inicia una reacción en cadena que detona sucesivamente el cordón explosivo, la carga intensificada de alta velocidad y finalmente el explosivo principal, la alta presión generada por el explosivo origina el flujo del recubrimiento metálico separando sus capas interna y externa. El incremento continuo de la presión sobre el recubrimiento provoca la expulsión de un haz o chorro de partículas finas, en forma de aguja, a una velocidad aproximada de 20,000 pies/seg. con una presión estimada de 5 millones de lb/pg2. Debido a la sensibilidad del proceso de disparo a chorro, por la casi perfecta secuencia de eventos que 49

50 siguen al disparo del detonador hasta la formación del chorro, cualquier falla en el sistema puede causar un funcionamiento deficiente, lo cual puede generar un tamaño irregular o inadecuado del agujero, una pobre penetración o posiblemente ningún disparo. Alguna de las causas del mal funcionamiento son: corriente o voltaje insuficiente al detonador; un detonador defectuoso o de baja calidad; un cordón explosivo aplastado o torcido; el explosivo principal de baja calidad o pobremente empacado o el recubrimiento colocado incorrectamente o sin hacer contacto efectivo con el explosivo. El agua o la humedad en las pistolas, el cordón explosivo o las cargas, pueden provocar un mal funcionamiento o una detonación de baja orden. Los disparos a chorro convencionales a través de tubería de revestimiento son las pistolas recuperables con un tubo de acero, normalmente proporcionan una penetración adecuada, sin dañar la tubería de revestimiento. Existen pistolas a chorro para correrse a través de la tubería de producción, incluyendo pistolas encapsuladas o sea las desintegrables o de rosario, pistolas con cargas giratorias, con cargas soportadas en alambre y con cargadores tubulares y pistolas con cargadores de pared delgada o desechable, la ventaja que presentan es que su posibilidad de correrse y recuperarse a través de la tubería de producción y de dispararse con una presión diferencial hacia el pozo. Las pistolas desechables o desintegrables con cargador hueco de pared delgada, evitan el resquebrajamiento de la tubería de revestimiento y la mayor parte de los residuos que se dejan dentro de ella, también eliminan el problema del claro si la pistola es colocada apropiadamente, pero se sacrifica algo de penetración. Pistolas Hidráulicas. Una acción cortante se obtiene lanzando a chorro un fluido cargado de arena, a través de un orificio, contra la tubería de revestimiento. La penetración se reduce grandemente a medida que la presión en el fondo del pozo aumenta de 0 a 300 lb/pg2. La penetración puede incrementarse apreciablemente adicionando nitrógeno a la corriente del fluido. Cortadores Mecánicos. Se han usado cuchillas y herramientas de molienda para abrir ranuras o ventanas para comunicar el fondo del pozo con la formación. Para controlar la producción de arena en algunas áreas se emplea como procedimiento estándar la apertura de una ventana en la tubería de revestimiento, el escariamiento y el empacamiento con grava. La evaluación del comportamiento de las pistolas, antes de 1952 todas las evaluaciones de las pistolas se efectuaban escencialmente mediante pruebas en el fondo de los pozos, o en pruebas superficiales a presión y temperatura atmosférica en tuberías de revestimiento cementadas dentro de tambores de acero. Las pruebas comparativas en el fondo del pozo eran generalmente imprácticas, debido a la dificultad en controlar las condiciones del pozo y del yacimiento. Las pruebas superficiales a presión atmosférica proporcionaban resultados erróneos por varias razones. El recubrimiento metálico fundido de las cargas preformadas que tapona un disparo en el fondo del pozo tiende a salirse del disparo cuando éste se efectúa a presión atmosférica. Las pruebas superficiales se efectuaban usando blancos preparados con arena y cemento, en lugar de utilizar núcleos de arenisca o carbonatos. También las pruebas superficiales no simulan el flujo en el fondo del pozo a través de los disparos. En 1952, la Compañía Exxon desarrolló el 1er. Procedimiento de prueba confiable para simular los disparos a condiciones del fondo del pozo. Este sistema inicialmente fue denominado "Método de Productividad para Probar Pistolas " o " Indice del Flujo del Pozo", el programa de la prueba, diseñado para simular las condiciones reales en el fondo del pozo, incluye: 1) El empleo de núcleos de la formación de diámetro grande, acondicionados para contener las saturaciones de hidrocarburos y de agua intersticial específicas. 2) La determinación de la permeabilidad efectiva de la formación antes de disparar, después de disparar, y simulando el flujo del pozo. 3) El aislamiento de la formación del fondo del pozo por la tubería de revestimiento y un material cementante adecuado. 4) El disparo de pistolas a través de la tubería de re- 50

51 vestimiento, el cemento y la formación, con diversos fluidos en el pozo. 5) El mantenimiento de la temperatura del yacimiento y de la presión en el fondo del pozo y el yacimiento durante y después de disparar. 6) La simulación del flujo hacia el pozo para limpiar los disparos. 7) La evaluación de los resultados de la prueba. Factores que Afectan los Resultados de los Disparos con Pistola Taponamiento de los Disparos El taponamiento de los disparos con residuos del recubrimiento metálico puede ser muy severo. Mediante el empleo de recubrimientos cónicos elaborados con metal pulverizado, los residuos mayores han sido eliminados en varias de las cargas especiales. Los residuos del recubrimiento también se forman, pero son acarreados al fondo del agujero en forma de partículas del tamaño de arena o más pequeñas. Las pruebas superficiales a presión atmosférica, no son confiables para evaluar este tipo de taponamiento de los disparos, debido a que los residuos frecuentemente son desviados de los disparos a la presión atmosférica. Los disparos tienden a llenarse con roca triturada de la formación, con sólidos de lodo, y residuos de las cargas cuando se dispara en el lodo. Estos tapones no son fácilmente removidos por el contraflujo. La presencia de partículas compactas y trituradas de la formación al derredor de los disparos reduce aún más la probabilidad de limpiar los disparos. Los lodos con alta densidad mezclados con sólidos pesados, provocan la formación de tapones densos en los disparos. La presión diferencial requerida para iniciar el flujo, de la formación al pozo. Cuando se abren algunos disparos que requieren una presión diferencial baja, el flujo a través de estos disparos dificultan la creación de la mayor caída de presión requerida para abrir más disparos. En formaciones estratificadas, como las constituidas por secuencias de lutita y arena, un gran número de disparos permanecen taponados y pueden evitar que se drenen algunas zonas específicas. Cuando están taponadas, o parcialmente obturadas, una o más zonas en un yacimiento estratificado, las pruebas de formación, las de producción y las mediciones del índice de productividad, pueden proporcionar una evaluación errónea sobre el daño del pozo, su productividad, y su recuperación. Limpieza de los Disparos Taponados En arenas no consolidadas las herramientas de " sondeo instantáneo" y las lavadoras de disparos han sido usadas con éxito para limpiar los disparos en muchas áreas. Si los disparos en pozos terminados en arenas, no pueden limpiarse con herramientas de "sondeo instantáneo" o lavadoras, el siguiente paso consiste generalmente en abrir cada disparo con aceite o agua limpia usando bolas selladoras. Este procedimiento ocasiona que el lodo sea desplazado dentro de las fracturas de la formación. Normalmente estas fracturas se cerrarán poco después que la presión de fracturamiento sea liberada. La acidificación de los pozos en areniscas generalmente no permitirá limpiar todos los disparos taponados con lodo, a menor que cada disparo sea aislado y fracturado, y el lodo desplazado dentro de la fractura de la formación. Los tapones del lodo son bastantes más fáciles de remover de los disparos en formaciones carbonatadas, debido a que al entrar en ácido en unos cuantos disparos, generalmente disuelve una cantidad de roca suficiente para abrir otros disparos. Generalmente los pozos terminados en formaciones de caliza o dolomita se disparan en ácido, con una pequeña presión diferencial hacia la formación. Sin embargo, los disparos en aceite o agua limpian, con una presión diferencial hacia el pozo, son muy satisfactorios. Si una parte de la tubería de revestimiento disparada está pobremente cementada, proporcionando comunicación vertical atrás de la tubería y entre las perforaciones, las condiciones resultantes son similares a las de una terminación en agujero abierto con tubería ranurada. Si se presenta flujo de la formación, todos los disparos en la tubería de revestimiento, generalmente se limpiarán. Sin embargo los disparos en la formación podrán o no limpiarse. 51

52 El taponamiento de los disparos con parafina, asfáltenos o incrustaciones, es un gran problema en muchas partes del mundo. Los tratamientos con solventes, generalmente removerán la parafina o los asfáltenos. Si los disparos están obstruidos con incrustaciones solubles o indisolubles en ácido, es generalmente aconsejable redisparar y tratar con ácido o con otros productos químicos. Efecto de la Presión Diferencial Cuando se dispara en lodo, con una presión diferencial hacia la formación, los disparos se llenan con partículas sólidas de lodo de la formación y residuos de las cargas. Los tapones del lodo son difíciles de remover, produciendo en algunos disparos un taponamiento permanente y reduciendo la productividad del pozo. Aún cuando se dispare en fluidos limpios tales como aceite o agua que tienen altos ritmos de filtrado, las partículas procedentes de las arcillas, residuos de las cargas, o de otro tipo, pueden originar algún taponamiento de los disparos y un daño profundo en la formación. Las formaciones con permeabilidad de 250 md o mayores, permiten que las partículas de tamaño de las arcillas se desplacen hacia los poros de la formación o por las fracturas. En formaciones carbonatadas es frecuentemente posible obtener altas productividades de los pozos y bajas presiones de fracturamiento de los disparos cuando se dispara en HCL o ácido con una presión diferencial pequeña hacia la formación. Debido al bajo ritmo de reacción del ácido acético con las formaciones calizas, es generalmente conveniente dejar el ácido acético, frente a los disparos por unas 12 horas después de disparar. No debe permitirse que partículas sólidas de lodo penetren en los disparos acidificados. Cuando los disparos se efectúan con una presión diferencial hacia el pozo y con fluidos limpios, se ayuda a obtener una buena limpieza de los disparos. Este es el método preferido de disparar formaciones de arenisca y carbonatadas. Efecto de Usar Fluidos Limpios Si una pistola en lo particular proporciona un tamaño y penetración adecuadas bajo ciertas condiciones del pozo, la productividad limpia, manteniendo una presión diferencial hacia el pozo al disparar y durante el período de limpieza. Efecto de la Resistencia a la Compresión La penetración y el tamaño de los disparos a chorro se reducen a medida que aumenta la resistencia a la compresión de la tubería de revestimiento, del cemento, y de la formación. La penetración de las pistolas a bala decrece severamente al aumentar la resistencia de la tubería de revestimiento, del cemento, y de la formación. Densidad de los Disparos La densidad de los disparos generalmente depende del ritmo de producción requerido, la permeabilidad de la formación, y la longitud del intervalo disparado. Para pozos con alta producción de aceite y gas, la densidad de los disparos debe permitir el gasto deseado con una caída de presión razonable. Generalmente son adecuados 4 disparos por pie de 0.5 pg., siendo satisfactorio uno o dos disparos por pie para la mayoría de los pozos con producción baja. En los pozos que serán fracturados, los disparos se planean para permitir la comunicación con todas las zonas deseadas. Para operaciones de consolidación de arenas, generalmente se prefieren 4 disparos por pie de diámetro grande. Para terminaciones con empaque de grava se prefieren de 4 a 8 disparos por pie de 0.75 pg. de diámetro o mayores. Los disparos de 4 o más cargas por pie en tuberías de revestimiento de diámetro pequeño y de baja resistencia, con pistolas con cargas expuestas, pueden agrietar la tubería de revestimiento. También el cemento puede fracturarse severamente, siendo necesario efectuar cementaciones forzadas para controlar la producción indeseable de agua o gas. Los coples de las tuberías de revestimiento de alta resistencia pueden dañarse al efectuar múltiples disparos sobre ellos. Costo El precio de los disparos varía; sin embargo, generalmente los costos son inferiores cuando se usan bajas densidades de disparo. El empleo de pistolas selectivas puede ahorrar un tiempo apreciable en las intervenciones en que se tienen zonas productoras sepa- 52

53 radas por intervalos no productores. El empleo de pistolas que se corren a través de la tubería de producción puede frecuentemente permitir el ahorro de tiempo si la tubería de producción está abierta en su extremo y situada arriba de las zonas que serán disparadas. En los pozos nuevos la tubería de producción puede colocarse, en unas cuantas horas después de cementar el pozo. A continuación pueden efectuarse los disparos a través de la tubería de producción sin tener un equipo en el pozo. En esta forma no se carga tiempo por equipo en la terminación de pozo. Limitación de presión y temperatura Existen especificaciones sobre las presiones y temperaturas de operación para todas las pistolas. Las presiones en el fondo del pozo pueden limitar el uso de algunas pistolas con cargas expuestas. Sin embargo, pocos pozos son disparados, cuando la presión es un problema, con pistolas convencionales con cargadores de tubo. Como regla general, las cargas para alta temperatura no deben emplearse en pozos con temperatura del orden de F. Esta recomendación está basada en lo siguiente: (1) la mayoría de las cargas para alta temperatura proporcionan poca penetración; (2) el explosivo de alta temperatura es poco sensible, originando mayores fallas en los disparos; (3) las cargas para alta temperatura son más costosas, y (4) existen pocas cargas para seleccionar. Cuando se opera cerca del límite superior con cargas para baja temperatura pueden seguirse estas recomendaciones: 1.- Pueden circularse en los pozos fluidos con baja temperatura para reducir la temperatura en el fondo del pozo. Este procedimiento es especialmente aplicable, para pistolas que se corren a través de la tubería de producción, inmediatamente después de suspender la circulación del fluido. 2.- Cuando existe alguna duda con relación a sí se alcanzará la temperatura límite de la pistola antes de que ésta dispare, puede emplearse detonadores para alta temperatura en las pistolas que contienen cargas para baja temperatura. De esta manera se evitarán los disparos accidentales debido a la alta temperatura, ya que las cargas preformadas se fundirán o quemarán sin detonar, a menos que sean disparadas con el detonador de la pistola. Para pozos con temperaturas muy altas puede no existir otra alternativa que correr el paquete completo para disparar a alta temperatura. Este incluye el detonador, el cordón explosivo, y la carga principal. Como se indicó con anterioridad, el detonador es el elemento principal del sistema. A menos que el detonador sea accionado, la carga preformada no será disparada. Control del Pozo Los pozos productores de aceite con baja presión pueden ser disparados, con aceite o agua dentro de la tubería de revestimiento, con poco control superficial, siendo suficiente un prensaestopa tipo limpiador. Sin embargo, es siempre conveniente usar un preventor de cable. Los pozos productores de aceite con presión normal, pueden ser disparados, con aceite o agua en el agujero, con pistolas a través de la tubería de producción, usando instalaciones de control convencionales a boca del pozo y un prensaestopa ajustable tipo espiral. En todos los pozos productores de gas deberá usarse un lubricador con sello de grasa, así como en todos los pozos en que se prevea una presión superficial mayor de 1,000 lb/pg2. Daño en el Cemento y la Tubería de Revestimiento. Las pistolas con cargador de tubo absorben la energía no empleada al detonar las cargas. Esto evita el agrietamiento de la tubería de revestimiento y elimina virtualmente que el cemento se desquebraje. Con el uso de las pistolas a bala convencionales no se dañan mucho las tuberías de revestimiento. Al disparar con un claro igual a cero se tiende a eliminar las asperesas dentro de la tubería de revestimiento. Las pistolas a chorro con cargas expuestas, como las de tipo encapsuladas o en tiras, pueden causar la deformación, fracturamíento y ruptura de la tubería de revestimiento, así como un notable agrietamiento del cemento. La cantidad de explosivo, el grado de adherencia de la tubería de revestimiento con el cemento, la densidad de los disparos, el diámetro de la tubería de revestimiento y la "masa-resistencia" de la tubería de revestimiento, son factores que afectan el 53

54 agrietamiento de las tuberías de revestimiento expuestas a disparos con cargas a chorro. La "masa-resistencia" de la tubería de revestimiento ha sido definida como el producto del peso unitario y su resistencia hasta el punto de cedencia. Necesidad de Controlar el claro de las Pistolas Un claro excesivo con cualquier pistola a chorro puede ocasionar una penetración inadecuada, un agujero de tamaño inadecuado, y en forma irregular de los agujeros. Las pistolas a bala deberán generalmente dispararse con un claro de 0.5 pg, para evitar una pérdida apreciable en la penetración. Generalmente las pistolas a chorro convencionales de diámetro grande, presentan poco problema, excepto cuando se disparan en tuberías de revestimiento de 9 5/8 pg. ó mayores. El control del claro puede lograrse a través de expansores de resorte, magnetos, y otros procedimientos. Dos magnetos, uno localizado en la parte superior y el otro en el fondo de las pistolas que se corren a través de la tubería de producción, se necesitan generalmente, para aumentar la probabilidad de obtener un claro adecuado. Dependiendo del diseño de las pistolas y las cargas, generalmente se obtiene una máxima penetración y tamaño de agujero con claros de 0 a ½ pg., cuando se usan pistolas a chorro. Con algunas pistolas de cargador tubular, se han observado cambio notables en el tamaño de los disparos al aumentar el claro de 0 a 2 pg. En algunos casos la centralización de las pistolas produce agujeros de tamaño más consistente y satisfactorio. Cuando los claros son mayores de 2 pg., es generalmente conveniente descentralizar y orientar la dirección de los disparos de las pistolas. La centralización de las pistolas no es recomendable para las pistolas a chorro que se corren a través de la tubería de producción, ya que éstas están generalmente diseñadas para dispararse con un claro igual a cero. Las pistolas con cargas a chorro giratorias pueden generalmente aliviar el problema del claro cuando se corren a través de las tuberías de producción. Sin embargo, se pueden tener residuos y problemas mecánicos bastantes severos. Medición de la Profundidad El método aceptado para asegurar un control preciso en la profundidad de los disparos consiste en correr un localizador de coples con las pistolas, y medir la profundidad de los coples que han sido localizados, respecto a las formaciones, usando registros radiactivos. Algunos marcadores radiactivos pueden instalarse dentro de las cargas preformadas seleccionadas, para ayudar a localizar la profundidad exacta de los disparos. Los registros de detección de coples pueden mostrar la posición de disparos recientes o anteriores hechos con cargas expuestas, tales como las usadas en pistolas con cargas encapsuladas. En este caso el registro señalará las deformaciones en la tubería de revestimiento ocasionadas por la detonación de las cargas expuestas. Disparos Orientados Los disparos orientados se requieren cuando se usan varias sartas de tuberías de revestimiento, o en terminaciones múltiples en las que se dispara a través de la tubería de producción, cuando están juntas tuberías de producción. Se dispone de dispositivos mecánicos, radiactivos, y electromagnéticos, para orientar las pistolas. Cuando se usan pistolas orientadas en terminaciones múltiples, a través de las tuberías de producción, se deben de usar siempre pistolas con cargadores tubulares de pared delgada. Las pistolas con cargas encapsuladas pueden provocar el colapso de alguna tubería de producción adyacente. Para evitar disparar las sartas de tuberías de revestimiento adyacentes, cementadas en el mismo agujero, la práctica más usual consiste en correr una fuente radioactiva y un detector sobre el mismo cable eléctrico de las pistolas, y a continuación girar las pistolas para evitar perforar las tuberías de revestimiento adyacentes. Si existe alguna duda en la interpretación se correrá una marca radioactiva en la tubería de revestimiento adyacentes para ayudar a localizar estas sartas. Penetración contra tamaño del agujero Al diseñar cualquier carga preformada puede 54

55 obtenerse una mayor penetración sacrificando el tamaño del agujero. Debido a que una máxima penetración parece ser más importante, con fundamento en los cálculos teóricos de flujo, se han solicitado frecuentemente a la industria petrolera, y se han recibido a menudo, cargas de mayor penetración sacrificando el tamaño del agujero. Cuando se perforan tuberías de revestimiento de alta resistencia y de pared gruesa, o formaciones densas de alta resistencia, probablemente se requiera una penetración máxima aún cuando el tamaño del agujero sea reducido hasta 0.4 pg. Sin embargo, en situaciones normales, debido a la dificultad en remover el lodo, los residuos de las cargas, la arena y las partículas calcáreas de un disparo de diámetro y la formación, deberá normalmente tener un diámetro mínimo de entrada de 0.5 pg., con un agujero liso y de tamaño uniforme de máxima penetración. Planeación del sistema de disparo Al planear un trabajo de disparos se deben considerar, el estado mecánico del pozo, el tipo de formación y las condiciones de presión esperadas después del disparo. Espaciamiento de los agujeros (Depende de la densidad cargas) Diámetro de la Zona dañada Diámetro del pozo Diámetro de la Zona compactada Diámetro de la Perforación Factores importantes en el comportamiento de un sistema de disparos son densidad de cargas, penetración, fase y diámetro de agujero, estos son conocidos como factores geométricos (figura3). El estado mecánico del pozo determinara el diámetro máximo de pistolas, la forma de conllevar las mismas hasta la formación productora (Cable, Tubería Flexible, Tubería de Producción, etc.). Las características de la formación tales como; Profundidad, Litología, Parámetros de Formación (Densidad, Resistencia Compresiva, Esfuerzo Efectivo, Permeabilidad, Porosidad, etc.) dan indicio del comportamiento de la pistola en el pozo. Desempeño de las cargas La penetración de las pistolas disminuye al aumentar el esfuerzo de sobrecarga y la resistencia compresiva de la formación. Un método para su calculo fue propuesto por Thompson en 1962, el cual relaciona la resistencia compresiva, con los resultados obtenidos Angulo de fase = Figura 3 Ejemplificación de los factores geométricos en el sistema de disparos. de pruebas en superficie, de la siguiente manera: 3HQ = 3HQ sup * H ( 0.086( ) & U & I Donde: Pen = Penetración Pensup = Penetración en superficie, Carta API RP-43. Cr = Compresibilidad en superficie a las condiciones de la prueba, (Kpsi). Cf = Compresibilidad de la formación de interés. (Kpsi) Las condiciones esperadas en el pozo posterior al disparo, dan la pauta para decidir la forma en la cual 55

56 se llevara a cabo el disparo (condiciones Bajo Balance o Sobre Balance), las cuales estan influenciadas por los fluidos en los poros, presión de poro y la presión hidrostática ejercida por los fluidos de terminación. En una terminación sobrebalanceada, la presión de formación es menor que la hidrostática en el pozo, esta, diferencia puede ocasionar que los agujeros se taponen con residuos de las cargas, al momento del disparo. Por otro lado, en una terminación bajo balanceada la presión de formación es mayor que la hidrostática ejercida por la columna de fluidos en el pozo, en este caso los residuos de las cargas y la zona comprimida por el disparo pueden ser expulsados del agujero. La figura 4 ejemplifica estos efectos. Carcaza Casing Cemento Arenisca Berea La magnitud de la presión diferencial, para disparar en condiciones bajo balance, depende básicamente de la permeabilidad de la formación y el tipo de fluido empleado en la terminación. Valores recomendados de presión diferencial, tanto para pozos de gas como de aceite son calculados mediante siguientes correlaciones empíricas: Para pozos de gas: Para Pozos de aceite: GLI = GLI = Donde : P dif = Presión diferencial en lbs/pg2 K.- Permeabilidad de la formación en md. Primer Explosivo principal Liner ANTES DEL DISPARO Influencia de los factores geométricos sobre la relación de productividad ([ SO RVLyQ DESPUES DEL DISPARO ANTES DE FLUIR DESPUES DE FLUIR Jet Arenisca sin daño Residuos Arenisca comprimida Zona comprimida DURANTE LA PERFORACION PERFORACION SUCIA (T APONADA) PERFORACION LIMPIA Para evaluar el potencial productivo de un pozo se utiliza el índice de productividad, el objetivo es determinar la capacidad de flujo del pozo se obtiene al dividir el gasto promedio entre la diferencial de presión existente en el pozo y la formación, esto es: 4 3 Donde Q.- es el gasto de flujo estabilizado. 3. es el diferencial de presión. - = '$f2ã$ã/$ã)250$&,21ã'(%,'2ã$/ 352&(62Ã'(Ã3(5)25$&,21 Figura 4 Daño a la formación causado por el disparo. En general, se recomienda disparar en condiciones bajo balance debido a la limpieza generada en los agujeros. Sin embargo, usar presiones diferenciales muy altas es inadecuado, debido a que se provoca arenamiento o aportación de finos de la formación que impedirían el flujo de fluidos hacia el pozo. El índice de productividad será máximo cuando la diferencial de presión tienda a cero, esto solo sucede en pozos terminados en agujero descubierto y que no tienen efectos de daño a la formación, por el fluido de perforación. Los factores geométricos tienen un marcado efecto sobre el índice de productividad, estos son evaluados mediante la Relación de Productividad (RP), la cual se define como la producción de una zona entubada y disparada, dividida entre la obtenida en esa misma zona en agujero abierto. Esto es: PrRG._ ]RQD_ GLVSDUDGD 53= PrRG._ ]RQD_ HQ_ DJXMHUR_ DELHUWR 56

57 RP= Relación de productividades. El efecto de la penetración y la densidad de las cargas es mas pronunciado en la vecindad del pozo, mientras que a medida que se aleja su tendencia es menor. La figura 5 muestra el efecto de la penetración y densidad de cargas sobre la RP. Como ejemplo, para un RP de 1.0, y una densidad de cargas de 3 c/m, se requieren 16 pg de penetración, mientras con 13 c/m se requieren 6 pg de penetración. 1.2 ' 1.1 $, ', & 8 ' Ã3 ( Ã' 1, & $ / ( PRIMEROS ESTUDIOS 13 C/M - 90 FASE 26 C/M 6 C/M 13 C/M 3 C/M 90 Fase diametro 0.5 " sin zona dañada )81','$'Ã'(Ã3(1(75$&,21ÃÃ38/*Ã Figura 5 Efecto de la penetración y densidad de disparo sobre la relación de productividades. La fase angular entre perforaciones sucesivas, es un factor importante en la RP, la figura 6, muestra una reducción del 10 al 12%, en la RP, para sistemas de 0 a 90, con una misma penetración ' $ 1.3, ', 9 7 & ' Ã3 ( Ã' 1, 2 & $ 0.9 / ( ÃFDUJDVSLH GLDPHWURÃÃÅ VLQÃ]RQDÃGDxDGD )81','$'Ã'(Ã3(1(75$&,21ÃÃ38/*Ã Figura 6 Efecto de la fase sobre la RP. o O 90 )DVH O 120 O O Equivalente a agujero abierto Existen otros factores que no dependen del sistema de disparo y que también tienen un marcado efecto sobre la RP, como son; el daño a la formación por el filtrado de fluidos de perforación, por compactación de la zona disparada etc. Ejemplo: Se desea disparar el intervalo , en una formación de caliza con una permeabilidad de 4 md, el análisis del registro Sónico Dipolar proporciona una resistencia compresiva de 12,400 psi, el fluido esperado es gas y condensado, con una presión del yacimiento de 4000 psi, la profundidad interior del pozo es de 3,100m, se planean utilizar pistolas de 2 1/8 pg, de diámetro, las cuales en pruebas API RP 43, tienen una penetración de 18 pg, en cemento con resistencia compresiva de 5000 psi, El fluido de terminación es agua. a) Cuál será la penetración de la pistola para la formación de interés?, b) Cuál deberá ser la presión diferencial requerida para disparar en condiciones bajo balance?. Solución: Aplicando la ecuación y sustituyendo valores se tiene: 3HQ = 18* H (0.086*(5 12.4)) = 9.53 pg Aplicando la ecuación para pozos de gas, la presión diferencial requerida para disparar en condiciones de bajo balance es: 3 GLI 3500 = = 2095 psi La profundidad del pozo es 3000 m, el pozo será terminado con agua dulce por lo que la hidrostática ejercida al nivel medio del disparo son kg/cm2 (4,330 psi), requerimos aplicar 2,095 psi de diferencia ((2,235 psi) por lo que el nivel de fluidos deberá encontrarse a 1570m, en otras palabras el pozo tendrá una columna de agua de 1430 mts. Procedimiento de operación 1. Solicitar el servicio de disparos, una vez que el árbol y las conexiones superficiales estén probados con la presión de trabajo, de acuerdo al for- 57

58 mato requerido, especificando diámetro de pistola, fase, tipo, etc. Además de datos del pozo (Diámetro de tuberías profundidad interior, intervalo por dispara etc.) 2. Efectuar la reunión de seguridad entre el personal del servicio de disparos, de apoyo, tripulación del equipo, donde se explicará la operación a realizar, las medidas de seguridad y se asignaran funciones. 3. Instalar la Unidad de disparos, aterrizar la misma, instalar señales de advertencia (peligro, explosivos, no fumar y apagar radios y teléfonos celulares, etc.) 4. Probar el lubricador con una presión equivalente a la de trabajo del árbol de válvulas 5. Calibrar el pozo con un sello de plomo y barras de contrapeso del diámetro y longitud de pistolas a utilizar. 6. Tomar registro de coples para correlacionar profundidad del disparo de la profundidad interior hasta 100 m arriba de la cima del intervalo a disparar. 7. Afinar la profundidad del disparo correlacionando las curvas del registro de correlación y el tomado previo al disparo. 8. Armar las pistolas de acuerdo a los procedimientos de seguridad establecidos. De preferencia con luz diurna, en caso de tormentas esperar el tiempo necesario. 9. Introducir las pistolas al pozo y bajarlas a una velocidad moderada (se recomienda de 20 a 30 m/min.) para evitar daños en las mismas que impidan su funcionamiento en el pozo. En caso de falla en la pistola, al sacarla extremar precauciones, revisarla y determinar las causas que originaron su falla. 10.Colocar la pistola frente al intervalo a disparar ( en caso de intervalos grandes se recomienda dispar la primer corrida de la parte inferior hacia la superior ). 11.Sacar las pistolas disparadas, observar el estado de las mismas en cuanto a cargas disparadas expansión máxima y longitud recuperada. Al término del disparo el encargado del servicio de disparos, deberá reportar en la bitácora del equipo los detalles de la operación. Procedimientos prácticos para disparar óptimamente 1. Seleccione la pistola con base en los datos de las pruebas de la Sección 2, del API RP-43, Tercera Edición, octubre de Corrija los resultados de los datos de las pruebas API de acuerdo con la resistencia a la comprensión de la formación que va a ser disparada. Las pruebas superficiales efectuadas de acuerdo con la Sección 1 del API RP-43 son de un valor muy limitado en la selección de las pistolas. 2. El claro de las pistolas debe ser muy considerado en cada operación para optimizar la penetración y el tamaño del agujero. Las pistolas para disparar a través de las tuberías de producción están normalmente diseñadas para dispararse con un claro igual a cero cuando no están desfasadas. Si las pistolas para disparar a través de la tubería de producción son detonadas con claros diferentes de cero o probablemente de ½ pg., la penetración estimada y el tamaño del agujero deberán corregirse por el claro de la pistola y por la resistencia de la formación a la compresión. 3. El método preferido para disparar consiste generalmente en disparar usando fluidos limpios, libres de sólidos, no dañantes, y manteniendo una presión diferencial hacia el pozo. Normalmente es suficiente con mantener una presión diferencial hacia el pozo de 200 a 500 lb/pg2. 4. En calizas o dolomitas, puede ser conveniente disparar en HCI o ácido acético, con una presión diferencial hacia la formación, si se usa aceite o agua limpia que proporcionen la carga hidrostática requerida para controlar el pozo. 5. No es recomendable disparar en aceite, en agua, o en ácido bajo una columna de lodo. 58

59 6. Cuando se dispare en lodo o con fluidos relativamente sucios, debe reconocerse que : Es virtualmente imposible remover los tapones del lodo o sedimentos de todos los disparos por sondeo o por flujo. Los tapones de lodo o sedimento no son fácilmente removidos de los disparos, con ácido o con otros productos químicos, a menos que cada disparo sea fracturado con bolas selladoras. Las herramientas lavadoras de disparos y las de "sondeo instantáneo" han probado su efectividad para remover los tapones de lodo de los disparos en algunos pozos terminados en formaciones de arena consolidada. 7.- No debe permitirse que los lodos de perforación y los fluidos de terminación sucios entren a los disparos durante la vida del pozo, el agua o el aceite sucios pueden ser muy perjudiciales, debido al taponamiento de los disparos o de la formación de sólidos. 8.-Los disparos taponados con lodo contribuyen a la presentación de estos problemas: La productividad de los pozos puede ser apreciablemente reducida. La recuperación de aceite o gas puede reducirse apreciablemente, dependiendo del tipo de empuje del yacimiento y los procedimientos de terminación. La eficiencia de la inyección de agua o de otros métodos de recuperación mejorados pueden reducirse grandemente. Algunos pozos exploratorios pueden ser abandonados como resultado de baja productividades indicadas erróneamente durante las pruebas de formación o de producción. Pueden presentarse frecuentemente problemas de arenamiento en los pozos, al generar altos ritmos de flujo a través de unos cuantos disparos, al permanecer taponados la mayoría de los disparos. La probabilidad de que se presenten problemas de confiscación o dignación de gas o gas aumenta cuando un porcentaje alto de los disparos están taponados. Selección optima de disparos utilizando Software Técnico El diseño optimo de los disparos actualmente se hace utilizando el Software técnico actualizado llamado W.E.M. (Well Evaluation Model) versión No 10, el cual es un sistema muy amigable que lo lleva a uno facilmente para el diseño de los disparos para escoger el tipo y la pistola, densidad de las cargas, la fase, la penetración y el diametro del agujero optimo. Hay dos formas de introducir los datos al programa: 1 Existe un dibujo de todas las partes que conforman el sistema de producción desde el fondo por el tipo de yacimiento hasta la superficie con el tamaño del estrangulador y la presion en la superficie, por lo cual señalando cualquier parte del sistema aparece la pantalla correspondiente para ser llenada y asi sucesivamente hasta terminar con todas las pantallas y posteriormente correr el programa. 2 La otra forma es señalando programa de la barra de herramientas y un semaforo que se encuentra en luz verde y automaticamente el programa muestra la primera pantalla y posteriormente la siguiente hasta terminar de llenar todas las pantallas, por lo que se tiene más orden en la alimentación del programa. La primera pantalla solicita los datos de entrada como la temperatura estatica, si el pozo es desviado ó vertical, el tipo de flujo, la profundidad de referencia de los datos. Posteriormente la siguiente pantalla solicita el tipo de yacimiento si es de gas, aceite, gas y condensado, agua (inyector), si es productor o de inyección, si el flujo es por TP, Espacio Anular, combinado ó por la tuberia de revestimiento y si el flujo es natural o con sistema artificial de Bombeo Neumatico. Posteriormente el nombre del yacimiento y tipo de flujo, la siguiente pantalla es si se señalo que el yacimiento es de gas solicita las caracteristicas de gas como es la gravedad especifica, contenido de CO2, N2 y H2S, asi como la producción de agua y la gravedad especifica del agua, posteriormente solicita la temperatura en la superficie. 59

60 Posteriormente solicita la cima y base del yacimiento y temperatura de fondo, posteriormente solicita los datos de la o las tuberias de revestimiento como es el diametro, peso, grado, longitud y el tipo de junta e indica la rugosidad de la misma automaticamente. Posteriormente la litologia y presión del yacimiento, la permeabilidad y porosidad del mismo, la geometria como es el radio de drene, diametro del agujero, el intervalo neto, las diferentes tipos de permeabilidades, el tipo y diametro del daño. Posteriormente la configuración del pozo o sea el fluido de terminación como es agua, diesel, lodo ó gas y la densidad del mismo fluido y asi mismo la resistencia a la compresión del cemento. Posteriormente la siguiente pantalla es donde se tiene los datos de la Tuberia de producción desde el diametro, peso, grado y tipo de rosca, etc.,y de las diferentes tipos de pistolas, por Compañía de Servicio, si son expandibles, desintegrables, el tipo de carga y el diametro de agujero o si se quiere penetración y el rango máximo y minimo del diametro que se quiere diseñar, nos proporciona graficas de cada tipo de pistola de acuerdo a la fase y claro en donde proporciona datos de la presión del disparo por el diferente claro que se tiene en el pozo. Cabe mencionar que es una base de datos muy completa y asi mismo existe un apartado para meter una nueva tipo de pistola con todos sus datos para poder utilizarla en el diseño. Finalmente se corre el programa y proporciona una grafica en donde se observa la mejor opcion de las pistolas a disparar ya que proporcionan la mejor producción por dia y asi mismo se pueden combinar diferentes tipos de diametros de tuberia de producción y ver el diametro optimo y realmente se pueden hacer muchas cosas con el programa ya que lo anterior es una breve descripción del mismo y como se menciono anteriormente el programa es muy amigable. X. ESTIMULACION DE POZOS Entre los mas importantes desarrollos tecnológicos con que cuenta la industria petrolera están los métodos de Estimulación de Pozos. Tal es su importancia que no existe pozo en el mundo en que no se haya aplicado uno o mas de estos métodos. El proceso de estimulación de pozos consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a gastos y presiones bajas que no sobrepasen a la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de Perforación y Terminación del pozo. Dependiendo del tipo de daño presente en la roca y la interacción de los fluidos para la remoción de este, las estimulaciones se pueden realizar por medio de dos sistemas. Estimulaciones no reactivas y reactivas. Figura 7 Restauración o mejora de las condiciones de flujo por estimulación o fracturamiento.. Determinación y tipo de daño a la formación El daño a la formación es un fenómeno que causa una distorsión en el flujo lineal en dirección al pozos debido a restricciones en el tamaño de los poros de la roca, ocasionando una caída de presión extra en las inmediaciones del pozo. Componentes del daño Los tratamientos de estimulación en la mayoría de los casos reducen el factor de daño, sin embargo, el efecto total de daño involucra varios factores, donde algunos de ellos no pueden ser alterados, el daño total se representa por la siguiente ecuación: St = Sc + θ + Sp + Sd + pseudodaño 6FÃ T es el daño por terminación parcial y ángulo de desviación, Sp es el daño por efectos del disparo y Sd es el daño por invasión de los fluidos. 60

61 Efectos del daño Con la finalidad de evaluar en forma teórica y cuantitativa los efectos de los daños susceptibles de removerse a través del tratamiento de estimulación, para conocer tal efecto, se debe considerar un yacimiento que no presenta ningún tipo de daño (S=0) para estimar el potencial natural del pozo. Sin embargo, cuando se tiene un agujero revestido y disparado, el flujo debe converger hacia las perforaciones de los disparos. Los efectos producidos por los disparos originan un compactamiento de la formación sufriendo alteraciones en sus características físicas, las cuales propician el inicio de los problemas asociados con la restricción al flujo a través de las perforaciones, y estas se ven incrementadas por los detritos de las pistolas, la tubería, el cemento y la propia formación. Una vez eliminada las restricciones causadas por los disparos, es conveniente estimar cual seria el efecto de la productividad del pozo por la presencia del verdadero daño a la formación. Para tal caso, es necesario determinar el comportamiento de flujo, obtenido de la presión de pozo fluyente y el gasto de producción a esa presión. Esto se determina para las diferentes condiciones de permeabilidad, tanto para la zona virgen y la zona alterada o dañada. Origen del daño El daño a la formación puede ser causado por procesos simples o complejos, presentándose en cualquiera de las etapas de la vida de un pozo. El proceso de la perforación del pozo es el primer y tal vez el mas importante origen del daño, el cual se agrava con las operaciones de cementación de tuberías de revestimiento, las operaciones de terminación y reparación de pozos e incluso por las operaciones de estimulación. La fuente de daño la propicia el contacto e invasión de materiales extraños en la formación. Además, durante el proceso natural de producción debido a las alteraciones de las características originales de los fluidos o las de los minerales que constituyen la roca. Los mecanismos que gobiernan el daño a un formación pueden ser: Reducción de la permeabilidad absoluta de la formación, originada por un taponamiento del espacio poroso o fisuras naturales. Reducción de la permeabilidad relativa a los fluidos de la formación, resultado de la alteración en las saturaciones de los fluidos o del cambio de la mojabilidad. Aumento de la viscosidad de los fluidos del yacimiento debido a la formación de emulsiones o alteraciones en sus propiedades. Tipos de daño La eficiencia de un tratamiento de estimulación depende principalmente de la caracterización y remoción del daño que restringe la producción. Varios tipos de daño pueden existir durante las diferentes etapas de desarrollo del pozo. A continuación se describen los tipos de daño que se pueden presentar durante las diferentes operaciones que se realicen en un pozo petrolero. Daño por invasión de fluidos Este tipo de daño se origina por el contacto de fluidos extraños con la formación y el radio de invasión depende del volumen perdido, de la porosidad y permeabilidad de la formación y de su interacción con los fluidos contenidos en ella o con los componentes mineralógicos de la roca. La fuente principal de este tipo de daño es la perforación misma, ya que el lodo forma un enjarre debido a la filtración de fluidos a la formación y su penetración depende del tipo de lodo, tiempo de exposición y la presión diferencial. Esta invasión de fluidos genera alguna diversidad de daño, como: Daño por arcillas.- La mayoría de las formaciones productoras contienen en mayor o menor cantidad arcillas, siendo estos minerales potencialmente factores de daño por su alta sensibilidad a fluidos acuosos, lo que provoca su hinchamiento y/o migración. Las arcillas presentes en la formación proviene por dos tipos de proceso, el primero se presenta de manera mecánica, la cual ocurren en el deposito 61

62 simultaneo con los otros minerales que conforman la roca, y el segundo de manera química, en que estos minerales se forman en el espacio poroso como el resultado de precipitados o reacciones de otros minerales con el agua de formación. Bloqueo de agua.- La invasión de fluidos acuosos propicia que en la vecindad del pozo se promueva una alta saturación de la misma, disminuyendo la permeabilidad relativa a los hidrocarburos. Lo que provoca una área mojada por agua e incrementando la adsorción de esta a las paredes de los poros. Bloqueo de aceite.- Cualquier fluido base aceite que invada yacimientos de gas, especialmente en zonas de baja permeabilidad, causaran reducciones en la permeabilidad relativa del gas. Bloqueo por emulsiones.- esto sucede cuando los fluidos de invasión se intermezclan con los contenidos en la formación. Los filtrados con alto ph o ácidos pueden emulsificarse con aceites de formación, estas emulsiones suelen tener alta viscosidad. Cambio de mojabilidad.- Un medio poroso se encuentra mojado por agua facilita el flujo de aceite, y los fluidos de invasión a la formación tiene la tendencia de mojar la roca por aceite debido al uso de surfactantes cationicos o no ionicos, lo cual repercute en una disminución de la permeabilidad relativa al aceite. Daño por invasión de sólidos Uno de los mas comunes tipo de daño se debe al obturamiento del sistema poroso causado por los componentes sólidos de los fluidos de perforación, cementación, terminación, reparación y estimulación. Estos sólidos son forzados a través del espacio poroso de la roca, provocando un obturamiento parcial o total al flujo de fluidos causando un daño severo en la permeabilidad de la roca. Este daño en lo general esta limitado a unos cuantos centímetros de la pared del pozo y su penetración depende principalmente del tamaño de las partículas y los poros. Dependiendo del tamaño, comportamiento y tipo de sólidos, estos pueden removerse en contraflujo, sin embargo muchas veces no se alcanzan presiones diferenciales suficientes y el daño puede ser mas severo. Adicionalmente las perdidas de volúmenes considerables de fluido de control, a través de fisuras, cavernas o fracturas inducidas propician invasión considerable de sólidos a la formación siempre son difíciles de remover. Daño asociado con la producción La producción de los pozos propicia cambios de presión y temperatura en o cerca de la vecindad del pozo, provocando un desequilibrio de los fluidos agua, aceite y/o gas, con la consecuente precipitación y deposito de sólidos orgánicos y/o inorgánicos, generando obturamientos de los canales porosos y por lo tanto, daño a la formación. Otra fuente común de daño asociado con el flujo de los fluidos de la formación es la migración de los finos, presentándose generalmente en formaciones poco consolidadas o mal cementadas, provocando obturamientos de los canales porosos. Otro tipo de daño es el bloqueo de agua o gas por su canalización o conificacion, provocando una reducción en la producción del aceite e incluso dejando de aportar el pozo. Evaluación del daño Todo pozo a su inicio de su explotación o durante la misma, se encuentra dañado en menor o mayor grado y se hace imprescindible la remoción del mismo para restituir las condiciones naturales de producción. Esta remoción puede resultar difícil y costosa, por lo que el enfoque básico debe ser su prevención o por lo menos su minimización. Para lograr la remoción del daño es necesario avaluarlo y esto se puede realizar tomando en consideración los siguientes puntos: Revisión de operaciones previas a la actual del pozo.- Se basa fundamentalmente en las condiciones en que se perforo la zona productora, teniendo relevancia el tipo y características del fluido de perforación, así como sus perdidas; manifestaciones de los fluidos del yacimiento; análisis de la cementación de la tube- 62

63 ría de revestimiento, así como de las operaciones subsecuentes de reparación, limpieza y estimulación. Análisis del comportamiento de producción.- esto desde la terminación hasta las condiciones actuales, incluyendo el análisis de las pruebas de formación y producción. Lo anterior se debe comparar con el comportamiento de los pozos vecinos. Pruebas de laboratorio.- Los estudios de laboratorios permitirá definir la mineralogía y la distribución de los minerales de la roca y reproducir las condiciones de daño. Para la determinación del daño probable de la formación y del tipo de tratamiento para la remoción del mismo. Cuantificación del daño.- Se hace con la finalidad de definir las condiciones del daño en la formación y perforaciones. Para tal efecto debe tomarse en consideración de datos de producción así como de curvas de variación de presión y del análisis nodal, herramientas con lo cual se podrá cuantificar el daño y estimar el efecto de su remoción. Selección del tipo de tratamiento Dependiendo del tipo y caracterización del daño, los tratamientos de estimulación de pozos pueden ser de dos formas : estimulación matricial y estimulación por fracturamiento hidráulico, la diferencia entre estos dos tipos de estimulación recaen en el gasto y presión de inyección. Las estimulaciones matriciales se caracterizan por gasto y presiones de inyección por debajo de la presión de fractura, mientras que los fracturamientos hidráulicos se utilizan gasto y presiones de inyección superiores a la presión de fractura. Datos del yacimiento Los parámetros mas importantes de análisis para diseñar un tratamiento de estimulación son: a) Permeabilidad b) Presión de yacimiento c) Porosidad d) Mineralogía de formación e) Densidad de los fluidos de la formación f) Saturación de los fluidos de formación g) Temperatura del yacimiento h) Profundidad de la formación i) Factor de daño Curvas de incremento y decremento El registro de presiones durante la producción de un pozo productor es de suma importancia, ya que dependiendo del comportamiento de las mismas durante su vida productiva se puede determinar que el yacimiento esta dañado, y para la comprobación del mismo se hecha mano de herramientas para la determinación de parámetros como la permeabilidad, factor de daño y conductividad del yacimiento. Estos parámetros se pueden determinar mediante el análisis de presiones registradas en el fondo del pozo tanto como fluyente como cerrado. Análisis de muestras y pruebas de laboratorio Análisis de muestras el éxito de un tratamiento en su gran porcentaje depende de los análisis y pruebas de laboratorio, que sirven para determinar y conocer el mecanismo de daño presente en la formación a estimular, para ello se enlista una serie de análisis y pruebas mas comunes. Análisis composicional. Esta prueba nos permite detectar la presencia de emulsiones, sedimentos organicos y/o inorgánicos, etc., que puedan estar provocando el daño al yacimiento. De este análisis se puede determinar la densidad, el contenido de parafinas y/o asfáltenos y resinas asfálticas contenidas en el crudo. En forma similar para el agua se determina la densidad, ph y sales disueltas en ella (cloruros). Además de las posibles emulsiones y sedimentos de origen organicos o inorgánicos (fierro). Análisis mineralógico. Este análisis se realiza para determinar el contenido de minerales y su proporción en la roca del yacimiento, es de suma importancia conocer la mineralogía ya que dependiendo de ello se seleccionan el tipo de tratamiento y sus aditivos. Este análisis se puede determinar de dos formas, fluorescencia y difraccion de rayos X, de los cuales se obtiene la distribución en forma cualitativa de los 63

64 minerales presentes en la roca analizada. Pruebas de laboratorio Pruebas de compatibilidad De esta prueba se determina la mezclabilidad, homogeneización, dispersión y solubilidad, rompimiento de emulsiones y la mojabilidad por agua, de los fluidos de tratamiento con los fluidos contenidos en la formación productora. Prueba de emulsión Estas pruebas se realizan para determinar la cantidad de ácido separada en el menor tiempo, la calidad de las fases ácido hidrocarburos (aceite) y la tendencia a precipitados de asfáltenos o lodo asfáltico. Prueba de análisis de agua de formación Se realiza esta prueba para determinar la tendencia de generación de incrustaciones de sales en los aparejos de producción y la precipitación de estas en la formación. Software técnico para el diseño de las estimulaciones El software debe contemplar los siguientes aspectos: a) Selección de candidato. Establecer en esta etapa la validación de los datos de tratamiento y la cuantificación de producción postfractura, teniendo como meta principal la selección de pozos con bajo riesgo y alto potencial. b) Establecer la naturaleza y localización del daño. El software debe ser capaz de identificar el daño y su posible origen, ya que de esto se desprende la selección adecuada de los fluidos de tratamiento. c) Selección de los fluidos de tratamiento y sus aditivos en función del daño pronosticado. d) Determinación de la presión y gasto de inyección. e) Determinación de los volúmenes de los fluidos de tratamiento. f) Desarrollar cédulas y estrategias de colocación de los fluidos de tratamiento. g) Definir etapas de limpieza del pozo. h) Análisis económico y rentabilidad del tratamiento. TECNICAS BÁSICAS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS Después de la terminación de un pozo, en un mantenimiento mayor o en el desarrollo de la vida productiva de los pozos, generalmente se requiere restaurar o mejorar las condiciones de flujo del intervalo productor o inyector. Para lograr esto existen dos técnicas principales de estimulación de pozo: la estimulación matricial y por fracturamiento, diferenciándose por los gastos y presiones de inyección. En esta sección se describirán los aspectos relevantes sobre las estimulación matricial. Estimulación Matricial Los procedimientos de la estimulación matricial son caracterizados por gastos de inyección a presiones por debajo de la presión de fractura, esto permitirá una penetración del fluido a la matriz en forma radial para la remoción del daño en las inmediaciones del pozo. El éxito de una estimulación matricial depende primordialmente de la selección apropiada del fluido de tratamiento y el procedimiento de selección es muy complejo, ya que se involucran diversos factores que varían ampliamente, entre los mas importantes están: el tipo, severidad y localización del daño, y su compatibilidad con el sistema roca fluido de la formación. Dependiendo de la interacción de los fluidos de estimulación y el tipo de daño presente en la roca, se divide en dos grandes grupos: - Estimulación matricial no ácida - Estimulación matricial ácida. Ambos grupos incluyen estimulaciones de limpieza y matriciales. Estimulación de limpieza. Es la que permite restituir la permeabilidad natural de la formación al remover 64

65 el daño. Estimulación matricial. Llamada también acidificación intersticial, es la que sirve para incrementar la permeabilidad natural de la formación al disolver el ácido parte del material calcáreo, agrandando los poros comunicados de la roca. Estimulación no ácida Es en la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales de la roca, utilizándose para la remoción de daños ocasionados por bloqueos de agua, aceite o emulsión, perdidas de fluido de control o depósitos organicos. Los fluidos a utilizar son: soluciones oleosas o acuosas, alcoholes o solventes mutuos, acompañados principalmente de surfactantes u otros aditivos afines. El éxito de estos tratamientos consiste en la buena selección del surfactante. Fenómenos de superficie El flujo de los fluidos a través del medio poroso esta gobernado por los fenómenos de superficie que representan las fuerzas retentivas de los fluidos en la roca, la acción de la estimulación no ácida concierne principalmente con la alteración de estas fuerza retentivas, manifestadas en los fenómenos de tensión superficial e interfacial, mojabilidad y capilaridad. a) Tensión superficial La materia en sus diferentes estados esta compuesta por moléculas, las cuales presentan una tracción mutua llamada fuerza de cohesión y es una combinación de fuerzas electrostáticas y de Van der Walls. El desbalance de estas fuerzas en la interfaces crea energía libre de superficie. Entonces la tensión superficial la podemos definir como el trabajo por unidad de área equivalente para vencer la energía libre de superficie y se mide en dina/cm. b) Mojabilidad En la interfaces entre un liquido y un sólido también existen fuerzas intermoleculares en desequilibrio que generan el concepto de mojabilidad. El sólido causa un fuerza de adhesión por lo que el liquido es atraído al sólido. Cuantitativamente la mojabilidad se define como el producto de la tensión superficial por el ángulo de contacto en la interfase. El fenómeno de mojabilidad es importante para el flujo de aceite en un medio poroso, ya que si la roca se encuentra mojada por agua, la permeabilidad al aceite es mayor en el caso de que la roca este mojada por aceite. c)capilaridad Otro fenómeno de superficie es la capilaridad. Si un tubo de vidrio capilar es sumergido en agua, el agua se eleva en el tubo, en este caso la presión capilar será la fuerza requerida para soportar la columna de agua en el tubo dividida entre el área del capilar. Entonces la presión capilar se define como la diferencia de presiones en la interfase. La estimulación no ácida se emplea para remover daños relacionados con las fuerzas retentivas del yacimiento y bajo estas condiciones se pueden atacar problemas de bloqueos de agua, emulsiones, daños por tensión interfacial, por mojabilidad, por depósitos organicos, entre otros. Los agentes de superficie (surfactantes) son los productos químicos que principalmente se utilizan en la estimulación matricial no reactiva, debido a su eficiente acción que permite alterar los fenómenos de superficie. Surfactantes Los agentes de superficie son compuestos de moléculas orgánicas formados por dos grupos químicos, uno afín al agua (hidrofilico) y el otro afín al aceite (lipofilico). Dada esta estructura tienden a orientarse en un liquido, el grupo hidrofilico es mas soluble en agua que el grupo lipofilico, entonces las moléculas del surfactante se orientaran en la interfase agua aire con el grupo afín al aceite en aire y el grupo afín al agua en el agua. El hecho de que un surfactante busque una interfase implica que la tensión superficial o interfacial, presión capilar y la mojabilidad de un liquido en un sóli- 65

66 do se altere en mayor o menor grado y estos efectos se manifiestan en cualquier interfase, ya sea entre dos líquidos inmiscibles, entre un liquido y un sólido, etc. Por otra parte, dado que las rocas de formaciones productoras de hidrocarburos son silicas o calcáreas, los surfactantes actuaran de acuerdo con el carácter eléctrico de estos minerales, pudiendo alterar las condiciones de mojabilidad de un liquido en un sólido. Clasificación de los surfactantes La tabla 2 muestra la clasificación con sus descripción esquemática, las características de carga del grupo soluble en agua, los grupos químicos mas importantes y su uso principal. la pared del poro incrementando el espesor de la película que moja la roca disminuyendo el área libre al flujo y eliminando el efecto de resbalamiento que produce una película de agua absorbida en la pared del poro. Todo esto trae como consecuencia una reducción en la permeabilidad a los hidrocarburos. c) Rompimiento de emulsiones Cuando dos líquidos entran en contacto y se mezclan se llega a formar una esfera que ofrece un área de superficie mínima y una fuerte tensión interfacial. Los surfactantes actúan en las emulsiones reduciendo la tensión interfacial, lo cual permite romper la rigidez de la película, o neutraliza el efecto de los agentes emulsificantes. &/$6,),&$&,21 '(6&5,3&,21 &$5*$Ã62/8%/( (1Ã$*8$ *5832Ã48,0,&2 $3/,&$&,21(6 Requerimiento de los surfactantes $1,21,&2 &$7,21,&2 12,21,&2 $1)27(5,&2 1(*$7,9$ 326,7,9$ 6,1Ã&$5*$ /$Ã&$5*$Ã '(3(1'(Ã'(/ 3+Ã'(/Ã6,67(0$ Utilización de los surfactantes 68/)$726 )26)$726 68/)21$726 )26)21$726 &2038(6726Ã'(Ã $0,1$6 32/,0(526 68/)$72Ã'(Ã$0,1$ )26)$72Ã'(Ã$0,1$ Tabla 2 Clasificación de surfactantes 12Ã(08/6,),&$17(6 5(7$5'$'25(6 12Ã(08/6,),&$17(6 /,03,$'25(6 12Ã(08/6,),&$17(6,1+,%,'26Ã'(Ã &25526,21 %$&7(5,6,'$6 12Ã(08/6,),&$17(6,1+,%,'26Ã'(Ã &25526,21 (6380$17(6 9,6&26,),&$17(6,1+,%,'26Ã'(Ã &25526,21 La utilización de los surfactantes se manifiesta principalmente en los siguientes fenómenos: a) Disminución de las fuerzas retentivas de los fluidos en el medio poroso. La acción bajotensora de los surfactantes permite reducir las fuerzas capilares en el medio poroso, este efecto tiene mayor importancia en formaciones de baja permeabilidad, de pequeños poros, donde las fuerzas retentivas causan que los hidrocarburos no fluyan con la energía disponible. b) Mojamiento de la roca Cuando la formación en la vecindad del pozo llega a ser mojada por aceite, este se adhiere a Un surfactante debe cumplir con los requisitos siguientes: Reducir la tensión superficial e interfacial. Prevenir la formación de emulsiones o romper las existentes. Mojar de agua a la roca del yacimiento considerando la salinidad y el ph del agua utilizada. No hinchar o dispersar las arcillas de la formación. Mantener la actividad de superficie a las condiciones de yacimiento. Ser compatible con los fluidos de tratamiento y los fluidos de la formación. Ser solubles en el fluido de tratamiento a la temperatura del yacimiento. Fluidos de tratamiento Los fluidos base utilizados en los tratamientos son oleosos, acuosos, alcoholes, solventes mutuo y soluciones micelares. En los tratamientos en que se utilizan fluidos oleosos como acerreador del surfactante, se emplean diesel, xileno, aromáticos pesados o kerosina con 2 o 3 % en volumen de un surfactante miscible o dispersable en aceite. Para tratamientos de estimulación usando agua como 66

67 fluido acarreador, se debe utilizar agua limpia con 2 % de KCl o agua salada limpia, con 2 o 3 % en volumen de un surfactanta soluble o dispersable en agua. La utilización de alcoholes, solventes mutuos o soluciones micelares como fluidos base en la estimulación, han demostrado su efectividad en la remoción de bloqueos de agua, aceite o emulsión y depósitos orgánicos. En general estos fluidos se utilizan al 10 % mezclados con fluidos oleosos o acuoso. Estimulación ácida Es en la cual los fluidos de tratamiento reaccionan químicamente disolviendo materiales que dañan la formación y a los sólidos contenidos en la roca. Utilizándose para la remoción de daño por partículas de sólidos (arcillas), precipitaciones inorgánicas. Los fluidos a utilizar principalmente son los sistemas ácidos. El éxito de estos tratamientos se basa en la selección del sistema ácido. Tipos de ácido Todos los ácidos tienen algo en común, se descomponen en ion hidrogeno y en un anion cuando se encuentra disuelto en el agua. El ion hidrogeno generalmente se representa por el símbolo H+ y reaccionan con los carbonatos de la siguiente manera: H+ + CaCO3 Ca++ H2O + CO2 Además los ácidos tienen sabor amargo y un ph menor a siete. Acido Clorhídrico (HCl) El ácido clorhídrico es el mas utilizado para la estimulación de pozos, es una solución de hidrocloro en forma de gas en agua y se disocia en agua rápidamente y completamente hasta un limite del 43 % en peso a condiciones estándar y esto le da la condición de ácido fuerte. En el mercado se encuentra hasta una concentración del 32 % en peso y se le conoce como ácido muriatico. La reacción básica entre el ácido clorhídrico y la caliza es la siguiente: 2HCl + CaCo3 CaCl2 + H2O + Co2 y la reacción con la dolomita es similar pero la composición química es ligeramente diferente: 4HCl + CaMg(CO3)2 CaCl2 + MgCl2 + 2 H2O + 2Co2 Acido Fluorhidrico Este acido es el unico que permite la disolucion de minerales silicos como las arcillas, feldespatos cuarzo, etc. En el mercado se puede obtener en soluciones acuosas del 40 al 70 % en peso o como un material puro en forma de anhidrita. Acidos orgánicos Otro de los ácido autilizados en forma individual o en conjunto con el ácido clorhídrico son el ácido acético y el fórmico, estos ácidos orgánicos son considerados mucho mas débiles que el ácido clorhídrico. Entre estos podemos citar entre los mas comunes: Acido acetico. Su utilizacion principal por su lenta reaccion con los carbonatos y el metal es la remosion de incrustaciones calcareas y en la estimulacion de calizas y dolomitas a altas temperaturas. Acido formico. Es mas fuerte que el acido acetico y suprincipal uso es en la estimulacion de rocas calcareas en pozos de alta temperatura. Aditivos Entre estos se encuentran comúnmente: a) Surfactantes b) Inhibidores de corrosión c) Agentes no emulsificantes d) Agentes controladores de fierro e) Reductores de fricción f) Agentes emulsificantes g) Agentes espumantes h) Solventes mutuos i) Agentes retardadores de reacción, entre otros. Diseño de una estimulación La planeación y el diseño de una estimulación no ácida consiste de los pasos siguientes: 1. Evalúe e identifique el tipo de daño, en caso 67

68 de no lograr su identificación no es recomendable aplicar los tratamientos no-reactivos. 2. Seleccione el fluido de tratamiento y sus aditivos, de acuerdo con las pruebas de compatibilidad y análisis de núcleos descritos previamente. 3. Realice una prueba de admisión o inyectabilidad para determinar los gastos y presiones a manejar, además de los requerimientos de potencia. En el caso de no contar con ellos, estímelos como se indica a continuación: a) Calcule la presión de fractura: Pf = Presión de Fractura (psi). Gf = Gradiente de Fractura (psi/pie ) D = Profundidad (pie) b) Obtenga la presión máxima: c) Determine el gasto máximo de inyección, como se indica: Donde: 4 PD[ 3 I I = * ' ( ') 3 = 3 I ρ PD[ K ( 3I 3 = µ /Q ( UH / UZ) K =Permeabilidad, md H = Espesor de la formación,pie m = Viscosidad, cp re = Radio de drene, pie rw= Radio del pozo, pg. 4. Determine el volumen de tratamiento de acuerdo a la longitud del intervalo a tratar y el radio de penetración de la zona dañada, en general se recomienda una penetración de 2 a 5 pies, y en el caso de intervalos con longitudes mayores a 50 pies emplear desviadores de flujo para que el tratamiento se realice de manera selectiva. Emplear la siguiente formula, tanto para tratamientos reactivos como no reactivos cuando estos sean de limpia. ZV ) Para estimulación ácida en areniscas emplear el siguiente método para calcular el volumen de fluido de tratamiento. En estos tratamientos se utiliza una mezcla de HCl-HF, siendo el ácido fluorhídrico el que reacciona con el sílice, para altas temperaturas se recomienda el uso de HF-ácidos orgánicos. Dadas las características de la reacción del HF, estos tratamientos están limitados a penetraciones de 1 a 3 pies de la pared del pozo. Debido a las reacciones indeseables que se tienen con los carbonatos y salmueras de la formación, esta técnica propone la inyección de cuando menos tres tipos de fluidos: el de prelavado, el de estimulación y uno de desplazamiento. Fluido de prelavado.- El objetivo de este fluido, es crear una barrera física entre el HF y el agua de la formación, previniendo la precipitación de fluosilicatos y fluoaluminatos de sodio y de potasio. El volumen dependerá del contenido de material calcáreo y del desplazamiento del agua congénita de la vecindad del pozo. El fluido de prelavado consiste generalmente de un ácido clorhídrico o un ácido orgánico. El volumen requerido para disolver el material soluble en HCl a una distancia r x está dado por: Donde: 9 +&/ 9I = 23.5 φ KI ( U VHCl = Volumen requerido, (gal.) XHCl = Fracción en peso del material soluble en HCl. b = Poder de disolución del ácido. Los cálculos anteriores deben ajustarse a reglas deducidas de la experiencia de campo, ya que no existen fórmulas exactas para su obtención. Fluido de estimulación.- El objetivo de este fluido es [ 2 U (1 φ ) KI ; +&/ ( U[ UZ ) = β Z 2 ) 68

69 remover el daño y la mezcla más común es 3% de HF y 12 % de HCl. Esta mezcla debe ser debidamente inhibida y formulada de acuerdo a pruebas de laboratorio. Existen varios métodos de simulación para determinar el volumen óptimo de acuerdo con los minerales de la formación y su distribución. A continuación se presenta el más sencillo: a) Calcule la penetración del sistema ácido con la siguiente gráfica: c) Finalmente se obtiene el volumen del fluido de estimulación mediante la siguiente gráfica: C O N T E N I D O ºF ºF D E 10 S I L 5 I C A T O S FACTOR DE CORRECCIÓN PO R CO NTENIDO DE SILICATO S (%p e so) T E M P E R A T Figura 10 Factor de corrección por contenido de silicatos U R A $&(7,&2+&/ 1000 F +&/+) )250,&2+&/ E S P E S O R PENETRACION DEL SISTEMA ACIDO (pg). Figura 8 Penetración del sistema ácido D E F O R M A C I O N b) El valor obtenido de la penetración debe ser corregido por el gasto de inyección y el contenido de silicatos, mediante las siguientes gráficas: (m ) RADIO EFECTIVO DEL FACTOR DE PENETRACIÓ N (r 2 2) 1 - r 1. G A S T O D E I N Y E C C I Ó N U N I T A R I O (LB/p ie ) FACTOR DE CORRECCIÓ N ( C q ) Figura 9 Factor de corrección por calcio y silicatos Fluido de desplazamiento.- El propósito de este fluido es desplazar los precipitados dañinos de la vecindad del pozo, asegurar la reacción total del HF y facilitar la remoción de los productos de reacción. Para obtener el volumen de este fluido, se utiliza la siguiente formula: Donde: Figura 11 Corrección por radio de penetración 2 2 ( U[ U ) 9I = 23.5 φ KI Z φ = Porosidad, (%) 69

70 Donde r x toma un valor de 4 pies aproximadamente. El volumen calculado debe estar en un rango de 50 gal/pie ó 1.5 veces el volumen de fluido de estimulación. Debido a la necesidad de emplear tres sistemas de fluidos para la estimulación de arenas se recomienda el siguiente método: Determine el volumen y concentración del fluido de prelavado V 1 ( gal ): 9 +&/ Si V p < V HCL, V 1 = V HCL Si V p > V HCL, V 1 = V p 2 2 ( ) 9S = 23.5 φ K U U[ Z (1 φ ) KI ; +&/ ( U[ UZ ) = β Como método alterno se puede obtener V 1 a través de la siguiente regla: Para 0 % de Carbonatos: Utilizar HCl al 5 % y un volumen de 50 gal/pie. Para 20 % de Carbonatos: Utilizar HCl al 15 % y un volumen de 100 gal/pie. a) Calcule el tiempo de inyección del prelavado: O ( JDO) WL ( PLQ) = TL PD[ (%30) Calcule el volumen del sistema ácido HF-HCl (o HFácido orgánico ), V2 ( gal ). b) Obtenga la penetración en arena limpia (Pa) de la figura 8. c) Corrija el valor de Pa por gasto, multiplicándolo por el factor de corrección (Cq) obtenido de la figura 9. 3DT = & T 3D ( SJ) d) Calcule el radio de penetración rx (pg ). U + [ = UZ 3DT Encuentre el radio efectivo del factor de penetración ra (pg). U D = U [ 2 U Con el valor de ra y la gráfica de la figura 10, obtenga el volumen unitario de ácido, Va. e) Finalmente calcule el volumen del sistema ácido V2 (gal.). 9 2 = Calcule el tiempo de inyección t 2 para el volumen del sistema ácido. W 2 ( PLQ ) = Determine el volumen de desplazamiento V3, para un radio de penetración mínima de 4 pies ( r3 = 4 + rw ). El volumen V3 debe estar entre 50 gal/pie y 1.5 veces el volumen V2. Calcule el tiempo de inyección t3 para el volumen V3, utilizando la formula ya descrita. Calcule el volumen para desplazar estos fluidos desde la boca del pozo hasta el intervalo disparado. 5. Calcule el incremento de productividad esperado para determinar la rentabilidad del tratamiento. Aplique la siguiente ecuación: 6. Elaborar un programa operativo, que especifique las acciones que se deberán tomar antes, durante y después del tratamiento. Además dicho programa deberá contener los volúmenes, gastos tiempos, presiones y tipos de fluidos a manejar, así como los antecedentes del pozo incluyendo su estado mecánico. 7. Cuando se trate de estimulación no reactivo, Z 9D KI T L 2 PD[ ( U ) 3 U 9S = 23.5 φ K Z - M [ R = U /Q ( U H Z UH /Q ( ) UZ N UH ) + /Q ( ) N U [ Z 70

71 cierre el pozo como mínimo 24 horas para permitir que el surfactante actúe según la respuesta esperada. Si el fluido de estimulación fue ácido, induzca el pozo inmediatamente después de terminada la inyección. Para la evaluación del tratamiento existen software's especializados para determinar la eficiencia del tratamiento en función de los fluidos utilizados y de la mineralogía de la roca, el cual contiene los modelos de reacción entre el ácido y la roca. Procedimiento operativo para realizar una estimulación. 1. Actualice el estado mecánico del pozo, el cual debe incluir: asentamiento de tuberías de explotación, aparejo de producción con diámetros, librajes y profundidades, anomalías, intervalos abiertos, etc. 2. Analice el programa proporcionado por su departamento. 3. Elabore un programa operativo alterno para solventar cualquier problema que se pudiera presentar durante el desarrollo de la operación (comunicación de aparejo, fuga en el árbol de válvulas etc. 4. Realice una reunión de seguridad con el personal involucrado ( jefe de pozo, producción, seguridad industrial, servicio a pozos, compañías, etc. ), explique la importancia y los alcances de la operación. 5. Asigne tareas y funciones específicas al personal que intervendrá. 6. Supervise la instalación y prueba hidráulica de las unidades de bombeo y líneas de control, siguiendo el procedimiento descrito en la Sección Represione el espacio anular con la mitad de la presión máxima de inyección esperada, para detectar anomalías. 8. Recircule los productos de tratamiento antes de bombearlos al pozo, para su homogeneización (30 min. como mínimo) Recupere una muestra de los fluidos de tratamiento. 9. Efectúe la inyección de los fluidos de tratamiento según programa, monitoreando continuamente la presión en la TP y el espacio anular. 10. Al terminar el programa de bombeo, verificar presiones de cierre, final y la estabilizada después de 10 min. de cerrado el pozo. 11. Descargue las presiones del espacio anular si la presión final es <= a 3000 psi. y desmantele las unidades de bombeo. 12. Seleccione el estrangulador dependiendo de la presión final obtenida y habrá el pozo a la batería registrando el comportamiento de la presión. 13. Recupere y analice muestras continuamente para monitorear la limpieza del pozo. 14. Evalúe el desempeño del personal y compañías que participaron en la operación. 15. Elabore el reporte final de la operación, el cual debe incluir: presiones, volúmenes y gastos de inyección durante la estimulación. Nota.- En pozos donde no exista línea de escurrimiento, se deberá contar con el permiso de quema a cielo abierto para efectuar los desfogues del pozo. XII. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO El Fracturamiento hidráulico puede ser definido como el proceso en el cual la presión de un fluido es aplicado a la roca del yacimiento hasta que ocurra una falla o fractura, generalmente conocido como rompimiento de formación. Al mantener la presión del fluido hace que la fractura se propague desde el punto de rompimiento de la roca creando un canal de flujo que provee un área adicional de drene. Al fluido utilizado para transmitir la presión hidráulica se le conoce como fluido fracturante. Conceptos básicos a) Ley de Hooke Si una barra de longitud L se somete a una fuerza de 71

72 tensión P, se observará que dentro de ciertos límites, su deformación longitudinal (d ) es proporcional a la fuerza aplicada (P)e inversamente proporcional al área transversal de dicha barra y se representa por: Modulo de Elasticidad Considérese una porci6n de formación en forma de barra, aislada imaginariamente, sujeta a la acción de esfuerzos biaxiales, sx y sy, aplicados sobre un par de ejes normales (x, y). Se analizará la distribución y acci6n de estos esfuerzos sobre un plano inclinado (plano de fractura), que divide al cuerpo en dos bloques, figura 12. En estas condiciones puede considerarse que los efectos finales se deben a dos esfuerzos resultantes. σ y Este parámetro se obtiene de la forma siguiente La deformación axial unitaria estada por: δ ε = / φ σn y el esfuerzo axial unitario por 3 σ = $ τ σ x de la ley de hook, se despeja E y se sustituyen los conceptos anteriores, queda: ( = 3 / $ δ σ ε, ( = expresado generalmente en psi b) Relación de Poisson Toda elongación axial (e) siempre se acompaña de una contracción lateral (b), a esta relacion se le denomina relación de Poisson, y se representa por: β υ = ε La cual es constante para un material dado, dentro de un margen de comportamiento elástico. Recibe el nombre de su investigador, quien se basó en la teoría molecular de la estructura de los materiales. Su valor varía entre 0.1 a 0.4. Figura 12 Barra de formación sujeta a la acción de los esfuerzos en los ejes x y y. a) Un esfuerzo sn, normal al plano inclinado; es decir, que actúa perpendicularmente sobre las caras de la fractura. Se llamará j al ángulo que forma la dirección de este esfuerzo con la horizontal. b) Un esfuerzo cortante, i que tiende a provocar un efecto de cizallamiento entre los dos bloques, y que estará aplicado so bre la intersección del plano (x, y) con el plano de fractura. Tanto sx como sy tendrán componentes en la dirección del esfuerzo normal y en la del esfuerzo cortante, figura 13. σ y c) Análisis de esfuerzos A fin de facilitar la comprensión y el planteamiento matemático del sistema básico de esfuerzos que actúan en un fracturamiento hidráulico, se recurrirá a un modelo te6rico simple. τ n φ φ v σ n σ n σ n τ Figura 13 Descomposición de los esfuerzos en los ejes X y Y φ φ τ σ x 72

73 Antes de empezar el análisis del sistema, es conveniente recordar que un esfuerzo es el cociente entre una fuerza y el área sobre la cual actúa; es decir, (VIXHU]R = )XHU]D $UHD En este caso, lógicamente, resultaría difícil trabajar directamente con los esfuerzos, ya que éstos están referidos a superficies distintas que deben ser consideradas. Por ello se transformará todo el sistema de esfuerzos en su sistema corresponden te de fuerzas (figura 14), aunque finalmente los resultados se expresarán en función de los esfuerzos. P y Py = σy. Ah Mientras que, al actuar el esfuerzo normal (sn) sobre la superficie de fractura Ah, la fuerza normal se definirá mediante la expresión: Pn= σn. An Por otra parte, en la figura 15 se observa que, siendo el espesor w constante, las relaciones entre las áreas Av, Ah y An son las mismas, respectivamente, que entre las longitudes Lv, LhL y Ln, de ahí se tiene que: A v = A n Cos ϕ Ah = An Sen ϕ φ v Pn Por lo que sustituyendo en las ecuaciones respectivas, se tiene : P τ n φ P n Px = σx. Av Cos ϕ Py = σx. Av Sen ϕ P n De lo anterior se deducen las ecuaciones que representan al esfuerzo normal y cortante en el plano de fractura cuando la barra esta siendo sometida simultáneamente a dos esfuerzos normales entre si (sx y sy), esquematizadas por las siguientes ecuaciones: P τ φ φ P x σ y P τ L h σ n Esfuerzo Normal Figura 14 Sistema equivalente de fuerzas En la figura 15 puede observarse que el esfuerzo horizontal sx es aquel que actúa perpendicularmente sobre la proyección vertical A de] plano de fractura, por lo que la fuerza horizontal P estará dada por: Px = σx. Av De un razonamiento análogo, se obtiene que la fuerza vertical Py es: φ σ x L v τ Lv Λ Λ n n W L h Figura 15 Area de aplicación de las fuerzas σx = (σx + σy) / 2 + (σx - σx ) / 2 Cos 2ϕ ι = (σx - σy) / 2 Sen 2ϕ 73

74 d) Presión de Fractura La presión de fracturamiento es definida como la presión requerida para mantener abierta la fractura cuando ésta empieza a cerrarse, al ser suspendido el bombeo. Debe recordarse que al igual que Gf, en un yacimiento la presión de fracturamiento (Pf) es una función de la presión del mismo (Pfe). La presión de fracturamiento es conocida como la presión de tratamiento en el fondo (BHTP). e) Gradiente de fractura El gradiente de fractura es el cociente presión / profundidad, que define la manera en que varía la presión de fractura con respecto a la profundidad. En la práctica este gradiente se puede estimar mediante la ecuación siguiente : donde : Pci es la presión de cierre instantaneo (psi) Ph es la presión hidrostática del fluido (psi) D es la profundidad (pies) aplicarse la técnica de entrada limitada, dicha prueba adquiere máxima relevancia ya que permitirá determinar los siguientes parámetros: 1. Gradiente de fractura. 2. Número de perforaciones abiertas. 3. Localización de las zonas no tratadas. 4. Altura de la fractura. 5. Pérdidas de presión por fricción. Además de permitirnos conocer a priori la existencia o nó de problemas mecánicos en el pozo. Las etapas componentes de una prueba de inyectividad pre-fractura son: Toma de registros de referencia.- Se deben efectuar registros de Temperatura y Rayos Gamma antes y después de la prueba para que sirvan de comparación. Limpieza de las perforaciones.- Se deberá efectuar una limpieza de las perforaciones utilizando un ácido débil o bolas selladoras y determinar el número de perforaciones abiertas. Inyección de un fluido enfriador.- Se utiliza un gel de baja eficiencia en control de filtrado. El objetivo es provocar un bloqueo del calor proveniente de la formación hacia la fractura, evitando así la ruptura prematura del fluido que lo sigue. El volumen empleado dependerá de la temperatura del pozo. Inyección del fluido de fractura.- Se inyecta un fluido igual al que se utilizará en el fracturamiento. En esta etapa es importante la aplicación de un trazador radioactivo para luego correr un registro de rayos gamma y determinar el desarrollo de la fractura vertical. Figura 16 Curva típica de presión en la superficie durante el fracturamiento. Pruebas de inyectividad Previa ejecución de cualquier operación de fracturamiento hidráulico, es altamente recomendable realizar una prueba de inyectividad. En caso de En conclusión, las técnicas mencionadas, aplicadas al fracturamiento hidráulico con sustentante o gravadas, es excelente alternativa para optimizar la distribución de los fluidos de tratamiento. Comparación del fracturamiento ácido y fracturamiento con apuntalante. Los principios básicos y objetivos de un fracturamiento ácido son similares que el fracturamiento con apuntalante, en ambos casos, la meta es crear una fractura conductiva con longitud 74

75 suficiente que permita mas área de drene efectiva del yacimiento. La diferencia principal es la forma de alcanzar el canal conductivo. En el tratamiento apuntalado, la arena u otro agente apuntalante es colocado dentro de la fractura para prevenir el cierre cuando la presión es retirada. Un tratamiento ácido generalmente no emplea agente apuntalante, pero el ácido grava la cara de fractura para dar la conductividad requerida. Como resultado. El ácido esta limitado para formaciones carbonatadas dolomias. Es raramente utilizado en tratamientos para arenas, debido a que aun incluyendo el ácido fluorhidrico no tiene un grabado adecuado de cara de fractura. Sin embargo, estos tratamientos han sido exitosos en algunas formaciones arenosa que contenían carbonatos fallados naturalmente, la remoción de los depósitos de carbonato muchas veces resultan con conductividad suficiente para obtener un excelente rendimiento del tratamiento. En algunos casos, especialmente en carbonatos, existe la opción entre tratamientos ácidos y apuntalados. Cada uno tiene ventajas y desventajas, si la mejoría de producción es similar puede ser logrado. Operacionalmente, los tratamientos ácidos son menos complicados debido a que no se utiliza agente apuntalante, además, los riesgos por un arenamiento prematuro, problemas de retorno de arena y la limpieza dl pozo no se tienen. El transporte de apuntalante para un fluido de fractura no es mas preocupante, sin embargo, el ácido es mas caro que un fluido no reactivo. El ácido utilizado como fluido fracturante elimina muchos problemas inherentes al fracturamiento apuntalante, pero se tienen otros problemas de diferente naturaleza. La longitud efectiva de un fracturamiento apuntalado esta limitado por la distancia en que el apuntalante puede ser transportado hacia dentro de la fractura. En una manera similar, la longitud efectiva de un fracturamiento ácido esta limitado por la distancia en que el ácido viaja a lo largo de la fractura antes de que esta sea gravada. a Altas temperaturas, esto puede ser un problema, sin embargo, la mayor barrera para una efectiva penetración de fractura para el ácido parece ser la perdida de filtrado excesiva. La perdida de filtrado es un gran problema cuando se usa ácido y es muy difícil su control. La constante erosión de la cara de fractura durante el tratamiento hace difícil la creación de un enjarre que sirva como barrera. En resumen, la perdida de fluido es muy uniforme y resulta en la cracionde agujeros de gusano y amplitud de las fracturas naturales, esto incrementa grandemente el área efectiva cuando la perdida ocurre y esta perdida es muy difícil de controlar. Fracturamiento ácido El fracturamiento ácido es un proceso de estimulación de pozos en el cual el ácido, generalmente ácido clorhídrico es inyectado a la formación carbonatada a una presión suficiente para fracturar la misma o abrir fracturas naturales existentes. El ácido fluye a lo largo de la fractura de una manera no uniforme disolviendo la roca en la cara de la misma, la longitud de fractura depende del volumen de ácido, el ritmo de reacción de este y de las perdidas de filtrado en la formación. En un fracturamiento ácido generalmente se inyecta un fluido altamente viscoso (gelatina) como colchón para generar la fractura y mantenerla abierta durante todo el tratamiento, seguido del ácido que reacciona con la formación creando un ancho gravado y finalmente un fluido para desplazar el ácido dentro de la fractura. La efectividad de un tratamiento de este tipo lo determina la longitud de fractura gravada. Factores que controlan la efectividad de un tratamiento de fracturamientto ácido. Existen dos factores principales que controlan la efectividad de un tratamiento ácido, la longitud de fractura y la conductividad de la misma. Longitud de fractura efectiva. Este parámetro esta controlado por las características de las perdidas del fluido, el ritmo de reacción del ácido y el gasto del ácido en la fractura. Conductividad de fractura. Este parametro es la culminacion del tratamiento, en el se basa la efectividad del mismo, ya que para obtener canales altamente conductivos, depende de la forma en que el acido reacciona con la formacion y la forma en que este grava las caras de la fractura al cierre de la misma al termino del tratamiento. 75

76 Modelos de tratamiento Existen varios modelos matemáticos para la predicción de los resultados de tratamientos del ácido fracturamiento, Barron et al en 1962 desarrollaron el primer intento para la modelacion de un tratamiento de fracturamiento ácido, en el cual se baso en el ritmo de reacción del ácido durante la inyección del mismo entre dos placas paralelas de mármol, para la medición de la distancia de penetración. Los modelos de Roberts y Guin, Niroide et al y Nierode y Williams y Van domselaar et al, fueron diseñados para predecir eficientemente la distancia de penetración del ácido, basándose en la kinetica de superficie, condiciones de flujo en la fractura y la perdida de filtrado del fluido en la cara de la fractura. Mecanismos de penetración del ácido El objetivo de un fracturamiento ácido es la de crear una fractura con penetración suficiente y ancho gravado, la simulación de este fenómeno es mas complejo que la predicción de propagación de fractura con apuntalante. La longitud de fractura depende de gran manera de la perdida de fluido y del coeficiente de difusividad, el cual esta en función de la temperatura y del numero de Reynolds. En la practica el proceso se realiza en dos partes, primeramente se inyecta un fluido con una viscosidad tal que permita propagar y mantener abierta la fractura, a este fluido se le conoce como colchón, seguido como colchón, y segundo Fluidos de tratamiento los fluidos mas comunes para realizar un fracturamiento acido es la gelatina, ya sea base aceite o agua, la cual es utilizada como colchon y cuya finalidad es crear y propagar la fractra e interdigitarse con el acido para el logro de mayor penetracion del mismo. El acido comunmente clohidrico a una concentraciuon del 15 %, en diversas formulaciones, ya que este se puede mezclar con alcohol o con emulsificantes según sea el caso particular. Aditivos Los aditivos mas comunes para la preparación de los sistemas ácidos y gelantes son los siguientes: a) Surfactantes. b) Desviadores químicos. c) Controladores de perdida de fluido. d) Controladores del rimo de reacción. e) Agentes gelificantes f) Inhibidores de corrosión g) Inhibidores de ion fierro Diseño de tratamiento En el diseño de un fracturamiento ácido todos los factores que afectan en éxito del mismo deben ser considerados. En pozos con baja a moderada temperatura, la perdida de fluido puede ser el factor de mayor importancia. En pozos con alta temperatura, el factor mas importante a considerar es la distancia de penetración del ácido, que puede estar afectado por el alto ritmo de reacción y en este caso los ácidos retardados pueden ser la alternativa. Otro de los aspectos a considerar es la mecanica de rocas y los parametros de mayor importancia son el modulo de young, la relacion de poisson y el estado de esfurzos a que esta sometida la formacion. Fracturamiento con apuntalante Un tratamiento de fracturamiento consiste esencialmente en el rompimiento de la formación productora mediante un fluido a un gasto mayor que pueda admitir matricialmente la roca. La inyección continua de dicho fluido permite ampliar y extender la fractura, cuando se alcanza una amplitud tal, se le agrega un material solido al fluido para que lo acarre y evitar al termino del tratamiento cierre la fractura dejando un empaque altamente permeable. El fluido empleado recibe el nombre de fluido fracturante y el sólido es conocido como agente apuntalante 76

77 Usos del fracturamiento hidraulico La finalidad de un fracturamiento es la de establecer o restablecer las condiciones de flujo que faciliten la afluencia de fluidos del pozo a la formacion o viceversa. Este tipo de tratamiento se utiliza basicamente en : a) En formaciones de baja permeabilidad b) Permitir que los fluidos producidos o inyectados atraviesen un daño profundo c) En el campo de la recuperacion secundaria para el mejoramiento del indice de inyectividad del pozo y la creacion de canales de flujo de alta conductividad en el area de drene del pozo productor. Fluidos fracturantes Existe una gran variedad de fluidos que se utilizan en el tratamiento y para seleccionarlo adecuadamente es necesario analizar las propiedades del fluido a utilizar, las condiciones de presion y temperatura del pozo, caracteristicas de los fluidos de formacion y el tipo de roca. Propiedades Las propiedades que debe tener: a) Bajo coeficiente de perdida b) Alta capacidad de acarreo del apuntalante c) Bajas perdidas de presion por friccion en las tuberias y altas en la fractura d) Facil remocion despues del tratamiento e) Compatibilidad con los fluidos de formacion f) Minimo daño a la premeabilidad de la formacion y fractura. Tipos En los fracturamientos hidraulicos se utilizan basicamente dos tipos de fluidos, los base aceite y base agua. Fluidos base aceite Estos pueden ser aceites crudos o refinados, la ventajas que ofrecen son: no inhiben las arcillas, tienen baja tensión interfacial en el sistema roca fluido, son compatibles con la mayoría de las formaciones y los fluidos contenidos en ellas. Los fluidos a base de aceite refinado pueden tener una ventaja que es la economica, ya que este al ser recuperado en la superficie despues del tratamiento, pude ser reutilizado o vendido. Por supuesto que tiene desventajas y la principal es que, puede ser arriesgado utiliarlo baja ciertas condiciones. Fluidos base agua Este tipo de fluidos es el mas utilizado en la actualidad, ya que se obtiene de diversas fuentes de suministro, pero se debe verificar porque podria contener solidos en suspension que afectarian el comportamiento del fluido mezclado con sus aditivos. Aditivos Existen una gran variedad de aditivos utilizados en los fluidos fracturantes y son la clave para la obtencion de las propiedades requeridas para el éxito del tratamiento, entre los mas comunes tenemos: a) Polimeros. Utilizados para incrementar la viscosidad del fluido y puede ser del tipo Guar, Hidroxipropil guar (HPG), carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG), entre los mas comunes. b) Activadores de viscosidad. Son agentes reticuladores que unen las cadenas formadas por el polimero y elevan considerablemente la viscosidad del fluido, entre los mas comunes se tienen los boratos, aluminatos, zirconatos. c) Controladores de ph. Este aditivo es muy importante ya que es el que le da la estabilidad al fluido con respecto a la temperatura. Entre los mas comunes se tiene el fosfato de sodio, acido acetico, carbonato de sodio entre otros. d) Quebradores. Estos agentes se utilizan principalmente para seccionar los enlaces de las cadenas polimericas al termino del tratamiento y los mas utiliados son los oxidantes, enzimas y acidos e) Surfactantes. Se utilizan basicamente para reducir la tension superficial e interfacial y la presion capilar en el espacio poroso. f) Bactericidas. Utilizados escencialmente para prevenir el ataque de bacterias a los pilimeros. g) Estabilizadores de arcillas. Utilizados basicamente para la prevencion de migracion de arcillas, en- 77

78 tre los mas comunes es el cloruro de potasio. h) Controladores de perdida de fluido. Estos agentes basicamente controlan la filtracion del fluido hacia la formacion durante el tratamiento, el mas comun es la arena silica. i) Reductores de friccion. Este aditivo se emplea para reducir la perdida de presion por la friccion generada por el efectodel bombeo durante la operacion, tanto el la tuberia como en los disparos. Apuntalantes Del conjunto de materiales utilizados en el fracturamiento hidraulico elagente apuntalante o sustentante es el unico que permanecera en la fractura manteniendola abierta y estableciendo un canal conductivo para la afluencia de los fluidos de formacion hacia el pozo. Estos materiales son diseñados para soportar los esfuerzos de cierre de la formacion, sin embargo, se debe seleccionar de acuerdo a los esfuerzos a que estara sometido y a la dureza de la roca, ya que si se tienen esfuerzos de cierre altos, este se podria trituraro en formaciones suaves este se puede embeber y el grado de ocurrencia de estos factores depende del tamaño y resistencia del apuntalante, la dureza de la formacion y los esfuerzos a que estara sometido. Propiedades De acuerdo a las propiedades físicas se han dividido en dos grupos: Apuntalantes Elasto - Frágiles En esta clasificacion las deformaciones que sufre el material son casi nulas con los esfuerzos aplicados sobre él hasta que viene la ruptura, ejemplo: arenas de silice Apuntalantes Elasto - Plásticos En esta la deformación del material es proporcional a los esfuerzos aplicados sobre el mismo, la curva del esfuerzo contra la deformación presenta una primera fase elástica y porteriormenete, el comportamiento de la deformación es plástica. Tipos Existen principalmente dos tipos de apuntalantes, los naturales y los sintéticos. Apuntalantes Naturales. Principalmente se encuentran las arenas de silicie y soportan bajos esfuerzos de cierre de la fractura, hasta un límite de 4,000 psi. Apuntalantes Sintéticos. Este grupo se caracteriza por contener apuntalantes de gran resistencia a cierres de formación al cerrarse la fractura, en la actualidad se han desarrollado apuntalantes para resistir esfuerzos de cierre hasta 14,000 psi. Estos pueden ser recubiertos con capas de resina curable y precurable, según sea la necesidad. Fracturamiento con espumas. Por sus propiedades la espuma es un fluido ideal para el fracturamiento de formaciones de baja permeabilidad, productoras de gas o sensibles al agua. Dichas propiedades son: Alta capacidad de acarreo del sustentante. Baja perdida de filtrado. Baja pérdida de presión por fricción. Alta viscosidad en la fractura inducida. El daño a la formación es prácticamente nulo, debido a que el liquido filtrado es mínimo y sin residuos. Limpieza rápida después de la intervención. Aunado a estas propiedades, el ácido espumado exhibe un efecto de retardo del ritmo de reacción, lo que es favorable para lograr fracturas con alta penetración. La calidad de la espuma usada es del 70 al 90 %, ya que en este rango su viscosidad es alta. Abajo del 65 % de calidad, la espuma es propiamente agua con gas atrapado y arriba del 95 % se convierte en niebla. A pesar de las características mencionadas, las espumas se tornan inestables a temperaturas mayores de 80 ºC, lo que limita su aplicación. 78

79 Por otra parte el nitrógeno requerido se incrementa exponencialmente con la presión, incrementando sustancialmente los costos cuando la presión superficial es superior a 300 kg/cm2. Fracturamiento con gas altamente energizado Ésta avanzada tecnología esta basada en el uso del propelente científico, desarrollado por la industria aeroespacial. Esta técnica es una estimulación dinámica, desarrollada con el objeto de incrementar la permeabilidad de la formación en las cercanías del pozo, revirtiendo así el daño existente. La combustión del propelente, contenido dentro de un cilindro hueco (la herramienta de Radial Frac), produce un pulso de presión controlado del orden de 2,500 a 25,000 psi, originado por la expansión de gas (CO2), el cual esta confinado solamente a la zona de interés por la hidrostática de la columna de fluido dentro del pozo; y por el diseño de la herramienta, que al deflagrar hace que la energía se disipe lateralmente, o sea hacia la formación. La velocidad de propagación del gas está controlada de tal manera, que resulta ser menor que la onda expansiva provocada por una explosión y mayor que la causada por una fractura hidráulica, logrando penetraciones efectivas que van de los 5 a los 53 pies en todas direcciones. Esta expansión de energía produce múltiples fisuras en la periferia del pozo, dando como resultado un marcado aumento de la permeabilidad en dicha zona. La velocidad de propagación de la energía, es la que le da la característica al tipo de fractura originada, por lo tanto se tienen tres tipos de fracturas que son: Fractura estática.- Este tipo de fracturas son las ocasionadas por el fracturamiento hidráulico, en donde la energía es transmitida de segundos a milisegundos. En este caso la longitud de la fractura no puede ser controlada. Fractura explosiva.- Este tipo de fractura ocurre cuando toda la energía es transmitida en microsegundos y la formación no puede absorberla toda en ese tiempo, lo que provoca que la misma se pulverice, ocasionando un daño severo en el pozo por compactación (similar al daño por disparo), reduciendo la permeabilidad casi en su totalidad. Fractura dinámica.- En este caso la energía es controlada por el sistema Radialfrac y la energía es transmitida en un rango de milisegundos a microsegundos. Aplicaciones de la técnica.- Como es sabido, la presión en una formación productora decrece a medida que el flujo de fluidos se aproxima al pozo. Sin embargo, una zona alterada con menor permeabilidad localizada en la periferia del pozo, provoca una drástica caída de presión (DP), disminuyendo en gran medida la capacidad de movimiento de los fluidos hacia el pozo, es en esta corta distancia de algunas pulgadas o pocos pies, donde se origina el estrangulamiento e imposibilidad de hacer producir una formación. Así la técnica Radialfrac puede aplicarse con éxito en: Remoción del daño total películar. Remoción del daño causado por disparos. Como sustitución de la estimulación primaria. Optimización del fracturamiento hidráulico. Descripción de la Herramienta.- La herramienta Radialfrac consta de un cilindro hueco (resina endurecida), relleno de un propelente sólido, teniendo en su parte central y a lo largo de todo el cilindro, una barra de ignición encargada de iniciar la combustión del propelente, la que se activa eléctricamente desde la superficie. La combustión del propelente se hace en forma progresiva, dando así una mayor superficie de contacto durante la combustión, un mayor volumen consumido en función del tiempo y una mayor energía isotrópica disponible también en función del tiempo. El propelente es más seguro que las mezclas explosivas, ya que sólo combustionará cuando la barra de ignición sea sometida a un pulso eléctrico que origine calor. Diámetro (pg) Longitud (m) Temp. ( F) 3 a 3 ½" 1.8 a Puntos de Interés durante el proceso: Para el buen funcionamiento de la herramienta, el pozo debe tener como mínimo 13 perforaciones por metro y una columna de fluido que origine una pre- 79

80 sión hidrostática de por lo menos 500 psi. La herramienta es bajada al punto de interés y activada eléctricamente desde la superficie mediante una unidad de cable. Ventajas. 1. Bajo costo. 2. Remoción de múltiples tipos de daño. 3. Tratamiento a zonas específicas. 4. No contaminante. 5. Crea fracturas multidireccionales. 6. No daña las tuberías ni al cemento. 7. Opera a través del aparejo de producción. Recomendaciones. El éxito en la aplicación de ésta técnica, sólo depende de la buena elección del pozo candidato. La mejor opcion será aquel pozo donde se constate fehacientemente la existencia de daño y que tenga el suficiente potencial productivo. Diseño Para realizar un diseño de tratamiento deben contemplarse varios factores, tipo de formacion en funcion de los esfuerzos a que será sometido el apuntalante y la compatibilidad de los fluidos de tratamiento con el sistema roca fluido de la formación. Se debe contar con la informacion de yacimiento tal como: permeamilidad, porosidad, presion de yacimiento, factor de daño, temperatura de yacimiento, espesor del estrato a estimular, etc. Además de la información de yacimiento se debe conocer el estado mecanico del pozo, como: la profundidad de los disparos, diametro y densidad de carga del mismo, aparejo de produccion,etc.; historial de perforacion y mantenimiento del pozo, asi como, la informacion de los tratamientos previos realizados en el mismo pozo o en el área e historial de produccion. Toda la informacion se accesa a un software para determinar el diseño optimo y pasarlo al analisis de produccion pronosticada y al analisis economico para determinar la rentabilidad del tratamiento. Evaluación del tratamiento Es un tópico de suma importancia ya que a traves de los analisis post tratamiento se puede regular u optimizar los trabajos futuros, para este analisis final de los tratamientos se dispone de toda la informacion para tal efecto. Software El software tecnico nos sirve para diseñar el tratamiento en funcion de los parametros de yacimiento, con este mismo podemos rediseñar el tratamiento con los parametros reales obtenidos al final de la operación en funcion del comportamiento de la presion, gasto, concentracion de apuntalante. Lo anterior sirve como marco de referencia de las diferencias del estado de esfuerzos a que esta sometida la roca de formacion. Trazadores radioctivos Una herramienta de actualidad son el utilizar trazadores radiactivos, los cuales reflejaran una idea de cómo se desarrollo el crecimiento de la fractura, y por correlaciones en funcion de la actividad radiactiva indicar el ancho alcanzado al cerrrse la fractura. Otro dato de sumo interes es la distribucion del apuntalante. Curvas de variación de presión El analisis del comportamiento de las presiones registradas en el pozo tanto abierto como fluyendo, reflejan la conductividad alcanzada por el fracturamiento y del factor de daño logrado al final de este. XIII. ANÁLISIS DE PROBLEMAS DE POZOS Qué es un problema de pozo? Dependiendo de la economía de la situación en particular un problema de pozo puede estar relacionado a limites específicos con la baja producción de aceite o gas, alta relación gas-aceite, alto porcentaje de agua, problemas mecánicos o beneficios insuficientes. Los problemas de inyección o de pozos de depósito pueden estar relacionados con las altas presio- 80

81 nes de inyección y los bajos gastos de inyección o con problemas mecánicos. Antes de considerar pozos individuales el analista debe de tener la certeza de que el problema existe y que no es un problema del yacimiento. El análisis de los problemas de pozos puede ser manejado sobre la base de o por el estudio de un pozo individual. La conclusión de tal estudio debe usualmente resultar en una de las siguientes recomendaciones: 1) Trabajos de reparación. 2) Continuar produciendo el pozo hasta que el gas o aceite declinan a un volumen predeterminado a su limite económico. 3) Mantener la presión del yacimiento. 4) Realizar operaciones de recuperación mejorada. 5) Realizar operaciones de abandono del pozo. Probablemente la más grande dificultad es iniciar el análisis del problema de un pozo después de que un trabajo de reparación ha empezado. Un análisis cuidadoso debe ser terminado antes de que un equipo de reparación sea movido a la localización, debido a que este análisis regularmente es menos costoso que la operación. Pozos con problema Los problemas pueden usualmente ser clasificados como gasto de producción limitada, excesiva producción de agua, excesiva producción de gas en pozos de aceite, y fallas mecánicas. Los problemas de pozos de gas y aceite son similares; sin embargo, la alta producción de agua es más difícil de manejar en pozos de gas. Gasto de producción limitado. Los gastos de producción limitados pueden resultar de : 1) Baja permeabilidad del yacimiento 2) Baja presión del yacimiento con respecto a la profundidad. 3) Daño a la formación. 4) Taponamiento del agujero, tubing o de las líneas de flujo. 5) Alta viscosidad del aceite. 6) Excesiva presión contra la formación. 7) Inadecuado levantamiento artificial. 8) Problemas mecánicos. Baja permeabilidad del yacimiento La baja permeabilidad del yacimiento puede ser una característica total del yacimiento, o puede estar limitada a solo una porción del yacimiento. Si la baja permeabilidad ha sido derivada de una producción limitada, este problema debe ser considerado junto con otras posibles causas de la baja productividad. En un yacimiento de baja permeabilidad, la productividad del pozo declina rápidamente si los fluidos cercanos al agujero son producidos a un alto gasto. Si los datos geológicos o de yacimiento no indican rápidamente la baja permeabilidad del yacimiento, medidores de flujo y pruebas de incremento de presión pueden realizarse para diferenciar entre baja permeabilidad y daño a la formación. Presión baja del yacimiento Si las mediciones de presión del yacimiento han sido llevadas a cabo de forma rutinaria, la presión de yacimiento en ese pozo debe ser conocida. Caso contrario, no se debe de llevar a cabo la toma de presión, lo que se debe de considerar es el empuje dominante en el yacimiento y como este mecanismo está asociado con el problema real o aparente del pozo que está siendo investigado. Daño a la formación Anteriormente ya se definió el daño a la formación y sus diferentes presentaciones en las etapas de producción de un pozo. Sin embargo el problema aquí es determinar el grado de daño del pozo, las probables causas de ese daño y finalmente la investigación para aliviar cualquier problema serio de daño. Como sabemos el daño a la formación puede ser indicado por medio de las pruebas de producción, pruebas de incremento y decremento, la comparación con pozos vecinos y un análisis cuidadoso de la historia de producción, mismo que incluya las operaciones de terminación y los trabajos de reparación, así como las operaciones de servicio. Si existen múltiples zonas abiertas en una terminación simple los registros de producción corridos en pozos fluyentes o con sistema artificial frecuentemente muestran algunas zonas permeables las cuales pueden contribuir pequeña o grandemente con el deterioro de la producción. Un estudio del yacimiento puede ser requerido para diferenciar entre (1) declinación de la 81

82 producción debido a la formación gradual del taponamiento y (2) declinación debido a la pérdida de presión del yacimiento. La comparación de pozos vecinos quizá no sea suficiente para detectar el taponamiento gradual debido a que todos los pozos pueden estar sujetos a condiciones similares de daño. Taponamiento del tubing, el agujero y las perforaciones. Cuando la baja productividad es indicada en un pozo con sistema artificial y una historia de producción alta, la primera consideración que debe hacerse es verificar la operación eficiente de ese sistema. De todos los tipos de pozos la probabilidad de las líneas de flujo, el tubing, el agujero y los disparos deben ser evaluadas. El taponamiento como sabemos puede ser causado por engravamiento o arena de fractura, finos, lodo, roca de la formación, parafinas, asfaltenos, incrustaciones restos de pistolas, u otros detalles adicionales. La remediación de esto depende del tipo de problema aunque en algunas ocasiones resulta en sacar y cambiar el sistema artificial de producción. Aceite con alta viscosidad La alta viscosidad del aceite puede ser normal para un yacimiento en particular. Si el yacimiento está produciendo por gas disuelto, la viscosidad del aceite se debe incrementar en la proporción en que el gas es liberado del aceite. Si el pozo tiene problemas de producción debido a las emulsiones aceite -agua de alta viscosidad en o cerca del agujero, puede ser económico romper o invertir la emulsión con surfactantes de alta viscosidad. Excesiva presión contra la formación La contrapresión excesiva puede ser detectada por los gastos de producción bajos en los pozos que producen de yacimientos cercanos a la presión de depresionamiento. La excesiva contrapresión de la formación puede deberse a lo limitado de las perforaciones, el taponamiento del agujero, el tubing, las líneas de flujo subsuperficiales o superficiales conectados al sistema de producción del pozo. La remediación de este tipo de problemas incluyen: para pozos con alta capacidad, el enfoque usual es incrementar el tamaño del tubing, las líneas de flujo o el separador; en yacimientos de aceite que tiene apreciable pérdida de presión, la eficiencia del sistema artificial mas la reducción del separador, tubing, o la presión en la TR deben incrementar la producción; si la tubería o el agujero o los disparos están parcialmente taponados, la remoción de las restricciones por medio de limpieza deben incrementar la producción; los re-disparos frecuentemente son el mejor enfoque. Problemas con los sistemas artificiales Si la declinación en los pozos se debe a insuficiente presión de fondo con relación al peso de la columna de fluido fluyente, los sistemas artificiales de producción son regularmente el mejor enfoque. Si estos ya han sido instalados, un diseño o aplicación inapropiada o el mal funcionamiento del equipo es una causa frecuente de la producción reducida de aceite. Si el exceso de agua es el problema, los trabajos de reparación para la remediación son una posible alternativa. En un pozo fluyente con baja presión en superficie, el bacheo de fluido o el colgamiento en la tubería puede ser el problema. Por lo tanto es necesario, suavear o levantar el pozo por varios días para determinar la correcta relación agua-aceite. Existe problemática diversa que aparece en el uso y aplicación de los sistemas artificiales de producción en los pozos. El enfoque que debe prevalecer en la solución de estos problemas es el análisis riguroso de las fallas de estos sistemas mediante estadística que permita visualizar las áreas de oportunidad para la mejora del proceso. Problemas de producción de agua en pozos de aceite y gas. Estos problemas pueden resultar por el empuje natural de agua o la agravada conificación o digitización. Fuentes extrañas incluyen las fugas en las TR s o las fallas en las cementaciones primarias y/o forzadas, así como el fracturamiento o la acidificación dentro de zonas de agua adyacentes. En aquellos pozos terminados dentro de una transición cercanos a zonas con empuje de agua no se puede esperar que produzcan gas libre de agua. Los efectos de digitización y de conificación causados por el agua son más marcados en zonas estratificadas y en horizontes donde el empuje hidráulico está presente. Cuando problemáticas de este tipo se presentan se debe de analizar rigurosamente las posibilidades de corrección o de la producción alternativa de esta agua 82

83 junto con el aceite, ya que en algunos casos la remediación resulta solo en forma temporal y genera por otra parte, altos costos en intervalos de tiempo cortos. Problemas de gas en pozos de aceite. La fuente primaria de gas en los pozos de aceite es: 1) El gas disuelto en el aceite. 2) Casquetes de gas primarios o secundarios. 3) Flujo de gas a través de canales desde otras zonas del yacimiento arriba o abajo de la zona productora. El comportamiento normal de la relación gas-aceite correspondiente al mecanismo de empuje para cualquier yacimiento debe ser considerado en el análisis del problema del pozo. En un yacimiento con empuje de gas, la saturación de gas se incrementa a medida que el aceite es explotado y continua y por lo que la presión del yacimiento declina. Cuando este gas es liberado el aceite, el gas fluye al agujero, y si la declinación de la presión continua, el gas tiende a superar la dominante movilidad del fluido hasta que el gas desaparece. Si no hay barreras al flujo vertical en un yacimiento con casquete de gas, una declinación a la presión del yacimiento puede permitir que el gas se expanda dentro del intervalo productor de aceite. Con alta caída de presión en el agujero, la conificación por gas puede ocurrir en pozos de gas. Tópicos de Terminación Se entiende por Terminación de un pozo petrolero a las actividades encaminadas a explotar los yacimientos, a través de las tuberías de revestimiento de explotación, contando con la introducción, anclaje y empacamiento del aparejo de producción para dejarlo produciendo por el método más cobeniente. Básicamente una Terminación consiste en establecer en forma controlada y segura la comunicación entre el yacimiento y la superficie, cuidando de proteger las tuberías de revestimiento que representan la vida del pozo, aprovechando así óptimamente la energía del yacimiento. En el sistema petrolero existen dos clases de terminación: a) Terminación de Explotación (T.E) Se le denomina así al acondicionamiento del primer pozo perforado en una nueva estructura posiblemente productiva de hidrocarburos. b). Terminación de Desarrollo (T.D) Se le llama así al acondicionamiento de los demás pozos perforados a diferentes profundidades después del primero, en una nueva estructura o en otras ya probadas, productoras de aceite y gas. Entre estos últimos se presentan variantes, como lo son los pozos de avanzada que sirven para definir los límites del yacimiento y los inyectores de agua (TIA), gas (TIG) o vapor (TIV) para procesos de recuperación secundaria. Esta interpretación incluye una serie de actividades que consisten principalmente en: - Asegurar el control del pozo. - Verificar las condiciones de las tuberías de revestimiento y su corrección en caso de falla. - Introducción del aparejo de producción o inyección. - Instalar y probar el sistema superficial de control (árbol de válvulas). - Disparar los intervalos a probar para comunicar el yacimiento con el pozo. - Efectuar pruebas de producción o inyección, según sea el caso, incluyendo estimulaciones e inducciones. Todo lo anterior permite la definición del pozo como productor o inyector y en última instancia su abandono, previo taponamiento. Las dos clases de Terminaciones que vimos (Exploración y Desarrollo), pueden llevarse a cabo de diversas formas. Terminaciones en agujero abierto Anteriormente se terminaban los pozos en agujeros sin revestir. Ahora esta práctica se ha abandonado, efectuándose solamente en yacimientos con baja presión en una zona productora donde el intervalo saturado de aceite y gas sea demasiado grande. Estas Terminaciones son recomendables para forma- 83

84 ciones calizas. El procedimiento consiste en introducir y cementar la tubería de revestimiento de explotación (TR) arriba de la zona de interés, continuar con la perforación del tramo productor y preparar el pozo para su explotación. La figura 17 representa una terminación típica con sistema artificial de bombeo mecánico, los mismos accesorios tiene el sistema tieben, cambia en estos en bimba caliente y cavidad progresiva. Terminación con tubería de revestimiento perforada Actualmente es el mejor procedimiento para terminar un pozo, ya que ofrece mayores posibilidades para efectuar reparaciones subsecuentes a los intervalos productores. Pueden probarse indistintamente algunas zonas de interés y explotar varias al mismo tiempo, efectuando los disparos productores en las paredes de las tuberías de revestimiento de explotación convencionales y cortas "liners", por medio de pistolas de chorro de distintos tipos, accionadas con equipos de Cable Eléctrico, ajustando las profundidades con registros especiales. La preparación del pozo consiste en seleccionar un diseño adecuado de tuberías de revestimiento que se introducen y cementan, de acuerdo al programa elaborado para cubrir las profundidades de los tramos productores. Posteriormente se prepara el pozo con el aparejo de producción seleccionado para su explotación. Terminaciones con bombeo mecánico ,3/( 6(//26 =$3$7$ $1&/$0(& &$1'$'2 6(3$5$'25'( *$6 %/,1(5µ 75 Este sistema artificial de producción es generalmente el último de los sistemas que se utilizan en la vida productiva de un pozo, ya que despues de tener una primera etapa de vida fluyente y si las condiciones de presión y de indice de productividad es la adecuada seguiría en orden de explotación el sistema de bombeo eléctricocentrifugo, posteriomente el sistema de bombeo hidráulico, continuando con el sistema de bombeo neumático y terminando con el sistema artificial de bombeo mecánico y sistema tiben éstos últimos dentro de sus ventajas tiene las siguientes: Operación eficiente en pozos de mínima producción. Capacidad de agotar el yacimiento. Buena eficiencia del sistema 5(7&072%$.(5 75 Figura 17- Terminaciones con bombeo mecánico. Terminación con bombeo neumático Este aparejo es un diseño artificial de explotación, empleado en pozos donde la presión del yacimiento no es suficiente para elevar y hacer llegar el aceite a la bateria de separación. El método de elevación con gas está basado en la energía del gas comprimido en el espacio anular, siendo ésta la fuerza principal que hace elevar el aceite. Para incrementar la producción en los pozos, el bombeo neumático se efectúa de diferentes formas, sien- 84

85 do éstas: La perforación de un orificio en la tubería de producción. Perforación y colocación de insertos de orificios en la tubería de producción. Valvulas de inyección de gas montadas en mandriles para tubería de producción. Bombeo neumático de flujo continuo. Bombeo neumático de flujo intermitente. Existen tres tipos de válvulas más utilizadas: Operada por presión (balanceada). Operada por fluido (desbalanceada). De flujo continuo Los tipos de aparejos de bombeo neumático son los siguientes: Aparejo de bombeo neumático sencillo Aparejo de bombeo neumático sencillo selectivo. Aparejo de bombeo neumático doble terminación. Aparejo de bombeo neumático doble selectivo. La figura 18 muestra un aparejo típico de terminación con sistema artificial de bombeo neumático. TR 9 5/8, J-55, 36 Lb/pie 1a. VALV. R-20 2a. VALV. R-20 3a. VALV. WF-14R 4a. VALV. WF-14R CAMISA DESL. ZAP.CONECTORA N.ASIENTO RN EMP.L-SET 65/ m 948 m 1326m 1662m 1670m 1680m 1689/1715m 1780/1797m XV. TÉCNICA Y EQUIPO PARA LA TERMINACIÓN CON TUBINGLESS Las terminaciones tipo permanente de un pozo, las reparaciones con tubería concéntrica, y las terminaciones con tubingless deben ser consideradas todas como una serie de terminaciones de desarrollo para los pozos petroleros. Qué es una terminación permanente de un pozo? El concepto total de este tipo de terminación tiene como objetivo eliminar la necesidad de sacar la tubería durante la vida del pozo. La figura siguiente muestra el arreglo básico de una terminación permanente del pozo con y sin empacador. Una característica esencial de este tipo de terminación es el asentamiento de la tubería en el fondo y arriba de la zona de interés futura más alta anticipada. NIPLE CAMPANA TP 2 7/8 8HR RESTOS RET. EZ- DRILL 1808m 1810/1837 m 184 2m 1900m 1950 m Figura 18 Terminación con bombeo neumático. Los primeros desarrollos de estas terminaciones necesitaron hacer factible el sistema de explotación actual con relación a pensar en todos los requerimientos tecnológicos futuros de la terminación; entre estos desarrollos se pueden citar: 1) Pensar en la perforación de la tubería aunado al concepto de perforación bajobalanceada (presión diferencial los disparos) para proporcionar disparos libres de restos de pistolas. 2) Una extensión de tubería concéntrica corrida y anclada mediante cable para permitir la circulación al punto deseado en el pozo. Posteriormente 85

86 esta extensión fue sustituida por el uso de la sarta completa de diámetro más pequeño, la cual debía ser corrida a través de la sarta normal de producción utilizando un equipo de reparación. 3) Pensar en el caso de la pérdida de fluido, la baja presión de fractura, la cementación forzada, en el sentido mismo de que en este tipo de terminación se verificaran correctamente las propiedades de la lechada así como del cemento fueran colocadas en el punto deseado en los disparos o en un canal detrás de la tubería y el exceso de cemento revertido fuera del pozo mediante circulación inversa. 4) Los dispositivos de registro, las válvulas de gas lift, los tapones puente y otras herramientas necesarias diseñadas para correrse a través de esta tubería o con cable. En qué consisten las terminaciones con tubingless? Este sistema regularmente involucra la cementación de uno o más sartas de 2 ½", 2 3/8" o 3 ½" como TR de producción en el agujero descubierto. La siguiente figura muestra una comparación entre las terminaciones convencionales y con tubingless en un campo con capas múltiples. El esfuerzo original se suma al concepto de reducción de la inversión durante la terminación de un pozo; sin embargo los mayores beneficios económicos han sido la reducción en los cotos por concepto de reparaciones y de servicios a pozos, con especial aplicación en las terminaciones triples en yacimientos múltiples de tipo lenticular o en pozos costafuera con terminación doble. Este tipo de terminaciones no necesariamente está restringidas a pozos de vida corta, de bajo volumen o de baja recuperación. También los campos de gas con capas múltiples o individuales son excelentes candidatos para la terminación con tubingless. El tamaño del agujero y de la TR debe ser diseñado para obtener el gasto óptimo de retorno con relación a la vida del pozo. Consideraciones de diseño A diferencia de los pozos convencionales este tipo de pozos requiere considerar tres aspectos relevantes: - Diseño de tuberías de revestimiento. - Diseño de la cementación. - Diseño de las conexiones superficiales. Diseño de tuberías de revestimiento En el diseño de las tuberías de revestimiento superficial e intermedia se emplean los mismos criterios utilizados en los pozos convencionales; mientras que en el diseño de la tubería de explotación (TP 3 1/2 ó 2 7/8") deben hacerse consideraciones especiales, ya que la tubería de producción en este tipo de pozos tiene doble función, una de levar los fluidos producidos a la superficie y otra de servir de tubería de revestimiento, además de ser capaz de soportar los esfuerzos generados durante el fracturamiento hidráulico, debe diseñarse adecuadamente para que cumpla eficientemente sus funciones. En la etapa de producción la tubería está sujeta a incrementos de temperatura, que a su vez causan incrementos de longitud y fuerzas compresivas, que por lo general afectan la estabilidad de tubo en la parte no cementada (parte superior), causando pandeo helicoide, lo cual puede provocar obstrucción en la introducción de herramientas de línea de acero y en la bajada o en la recuperación de pistolas, adicionalmente a las fallas de los copies por compresión de la tubería. Para evitar el pandeo de la tubería durante la producción del pozo es necesario aplicar una tensión adicional a su peso flotado. Para ello, después de esperar el tiempo de fraguado del cemento, la tubería debe sujetarse a una tensión adicional para instalar las conexiones definitivas. Durante el fracturamiento la tubería se somete al esfuerzo de presión interna así como a un esfuerzo de tensión adicional a su peso flotado, el cual debe evaluarse para seleccionar la tubería adecuada. Por lo anterior, no se recomienda el uso de conexiones con extremo liso ya que ésto reduce en forma considerable la resistencia a la tensión. Cuando las condiciones de corrosión son críticas no se recomienda este diseño de pozo ya que podría resultar en una reducción de su vida útil, el diseño de la tubería de producción para el pozo "tubingless" fue realizado mediante un análisis triaxial utilizando el programa Weilcat que consideró los eventos de cementación, tubería vacía, efectos de fracturamiento y de producción del pozo. 86

87 Cementación Ya que la cementación es la operación crítica, en este tipo de pozos, se debe garantizar el éxito de la cementación primaria. Para ello se revisaron los aspectos relevantes del proceso de cementación, dentro de los cuales resaltan por su importancia el acondicionamiento del lodo previo a la cementación, mezcla de la lechada, técnica de desplazamiento y movimiento de la tubería durante la operación de cementación. Durante el viaje de reconocimiento previo a la corrida de la tubería, las propiedades reológicas del lodo, viscosidad plástica y punto de cedencia, deberán reducirse a los niveles mínimos permisibles en el pozo. Es recomendable mezclar la echada de cemento en baches para, obtener una Techada homogénea en densidad y propiedades reológicas, así como una distribución uniforme de los aditivos. Realizar el desplazamiento de la lechada al máximo gasto posible, sin que la densidad equivalente de circulación rebase los límites del gradiente de fractura, Antes de soltar el tapón de desplazamiento, las líneas de cementación deben lavarse hasta la cabeza de cementación para evitar la presencia de cemento detrás del tapón de desplazamiento. Durante la operación de cementación, debe aplicarse movimiento de rotación y reciprocación a la tubería, para incrementar la eficiencia del desplazamiento y asegurar el éxito de la operación. Dos puntos son de especial importancia en la cementación de la tubería de producción, en los pozos "tubingless": - Dejar represionada la tubería durante el fraguado, con una presión suficiente para evitar el pandeo en la parte cementada, la cual es función de la difecencia entre las presiones hidrostáticas de los fluidos en el interior de la tubería y el espacio anular. - Efectuar el desplazamiento con el fluido de terminación (salmuera) y evitar la operación con tubería flexible de cambiar el lodo de desplazamiento por el fluido de terminación. Conexiones superficiales En el pozo "tubingless" las conexiones se simplifican de la siguiente manera: Una vez perforada la primera etapa se instala un cabezal roscable, posteriormente se perfora la segunda etapa para cementar una tubería que se cuelga en el cabezal roscable, se instala una brida doble sello de y finalmente se instala el cabezal de la tubería de producción de 3 1/2". De tal manera que, de un árbol de válvulas convencional de 13 3/8" x 9 518" x 7 x 2 7/8" en el pozo "tubingless" se simplifican las conexiones utilizando un árbol de válvulas 9 518" x 7" x 3 1/2". Consideraciones para su aplicación Los pozos "tubingless" entre otras aplicaciones se han utilizado en la última década para la explotación de arenas compactas (baja permeabilidad) de gas en el Sur de Texas en campos similares a los que conforman la Cuenca de Burgos, donde se requieren bajos costos de perforación a fin de hacer rentable su explotación, y son aplicables en: Campos de bajo riesgo donde hay suficiente conocimiento del área, cuando la corrosión y/o incrustaciones no son críticos y cuando se tiene un alto índice de éxito en las cementaciones primarias. El diseño "tubingless" ofrece las siguientes ventajas: - Reducción del volumen de lodo, fluidos de terminación y cemento - Menor cantidad de acero. - Menor costo de barrenas utilizadas. - Reducción del volumen a utilizar en los tapones de arena para los fracturamientos múltiples, - Limpieza más rápida y eficiente del pozo después del fracturamiento. - Las reparaciones mediante "through-tubing" en estos pozos son más baratas que las técnicas convencionales. - Se elimina el uso de empacadores, equipo de terminación de línea de acero y las fallas mecánicas asociadas. El diseño "tubingless" así como ofrece las ventajas anteriores, también Presenta las siguientes desventajas: - Requiere un estricto control de calidad en la cementación primaria, ya que la geometría redu- 87

88 cida complica la corrección de la cementación. - Su aplicación está limitada por profundidad (3200 m). - Las reparaciones mayores resultan más complicadas debido al diámetro reducido. Prácticas operativas durante la cementación y manejo de TR como tubingless. Las prácticas utilizadas generalmente cuando se trabaja con terminaciones con tubingless deben considerar los problemas mecánicos de correr múltiples sartas, mismas que requieren TR s con accesorios especiales para el manejo y control de brotes. También durante la cementación de sartas múltiples se debe considerar la sección de los espacios anulares debido a que estos alientan la canalización en este tipo de terminación y un desplazamiento inefectivo del lodo, así como la centralización de la tubería, su movimiento y las propiedades de l punto de cedencia y viscosidad plática de las lechadas. Se debe evitar TR s con cople a profundidades grandes, para ofrecer menor resistencia al flujo de la lechada. Algunas de las prácticas operativas más recomendables incluyen el acondicionamiento minucioso del lodo para optimizar las propiedades antes de que salga por efecto de la introducción del tubingless, en caso de terminación doble roscar y correr ambas sartas simultáneamente empleando cuñas y elevadores dobles, en terminaciones triples correr primero dos sartas juntas seguida por la tercera, utilizar centradores y escariadores externos especialmente frente al intervalo de interés, utilizar un dispositivo de torque para asegurar el adecuado y eliminar la prueba de presión en cada junta del tubo, mantener en movimiento de la tubería durante la circulación del lodo para descartar problemas de pegadura, la lechada de cemento debe de acercarse al comportamiento de un fluido newtoniano tanto como sea posible, utilizar colgadores tipo cuña siempre para asegurar que cada sarta esté en tensión, probar con presión todas las sartas para detectar una posible comunicación. Pozos con terminación tubingless Las prácticas normales señalan que debemos realizar la terminación del pozo sin que el equipo de perforación se encuentre en la localización, después de que la TR es cementada. Como regla, los disparos, las estimulaciones u otra operación de terminación son llevadas a cabo sin el equipo, pero en caso contrario es recomendable utilizar un equipo de reparación pequeño. Como resultado de los diámetros pequeños de las TR s se debe de analizar detenidamente la disponibilidad de las pistolas para asegurar la penetración y el tamaño del agujero. Ver la factibilidad de empleo de alguna técnica de disparo con presión diferencial para evitar el suaveo y mejorar la productividad del pozo. Cuando se tiene sartas múltiples se debe de tomar en cuenta la localización cuidadosa de los extremos para evitar la perforación de las TR s adyacentes. Para las terminaciones sencillas correr el registro radioactivo en cada sarta cerca de los disparos, después el registro gamma-neutrón en una sarta para localizar los coples en todas las sartas. Cada sarta puede ser perforada con la profundidad de correlación con el registro radioactivo previo. Sistemas artificiales y accesorios para las terminaciones con Tubingless Para este tipo de terminaciones se puede utilizar cualquiera de los siguientes tipos de sistema artificial en etapas maduras de explotación del pozo. 1) Bombas para TR, existen instalaciones de bombas para TR regularmente para diámetros de 2 7/8", los factores más importantes a considerar es si la TR estará sujeta al desgaste interno por la acción de las varillas, si todo el gas debe de pasar a través de la bomba, si se esperan partículas de arena, incrustaciones o parafinas que deriven en pegadura de la bomba y causen trabajos de reparación costosos o la posibilidad de pérdida del pozo. 2) Bombeo con varillas dentro de sartas tipo macarroni, en este sistema se utiliza una bomba tipo inserto, y las ventajas de utilizar el bombeo dentro de una sarta extra tipo macarroni son la reducción del desgaste de la TR, el gas puede ser ventilado incrementando con ello la eficiencia de la bomba, los inhibidores de corrosión y las parafinas pueden ser circulados mas abajo a través del espacio anular TR-tubing (2 7/8-1 ¼), la arena se puede confinar en la tubería facilitando con esto la pesca si la bomba se pega, 3) Bomba de tubería con varilla hueca, este sistema tiene un manejo de volumen restringido comparado con una bomba de TR, el desgaste de la tubería y la TR son similares, 4) Bombeo Hidráulico e s similar al tradicional pero en forma miniaturizada., 5) Gas lift, existen sistemas de inyec- 88

89 ción de gas utilizando válvulas hasta con 1 ¼". Aplicación de pozos "tubingless" en el campo Arcabuz- Culebra Una vez determinada la factibilidad técnica y económica de la perforación de pozos "tubing.less", para la explotación de los campos de la Cuenca de Burgos, el Proyecto Integral de la Cuenca de Burgos en forma conjunta con la línea funcional del Distrito Reynosa, programó la perforación de este tipo de pozos. A la fecha se han perforado y terminado 36 pozos "tubingless" distribuídos de la siguiente manera: 27 en el campo Arcabuz-Culebra, 4 en el campo Corindón~ Pandura, 3 en el campo Cuitláhuac y 2 en el campo Mojarreñas. Se realizó un análisis de la perforación de este tipo de pozos en el campo Arcabuzculebra por tener el mayor número de aplicaciones, suficiente para determinar los beneficios de este nuevo diseño. Factores que han contribuído al proceso de optimización. Adicionalmente a la optimización del diseño del pozo, la mejora en tiempos y costos obedece a los siguientes factores: - Sistemas de fluídos de control más adecuados. - Uso de barrenas PDC de mayor durabilidad y mayor velocidad de penetración. Utilización de sartas "tubingless" de 3 1/2" para perforar la última etapa del pozo.. - Eliminación de viajes de reconocimiento cuando el pozo lo permite, Mejora en la coordinación de operaciones y servicios. - Actitud del personal con mente abierta para aceptar el proceso de cambio. El objetivo de la perforación de estos pozos fué continuar el desarrollo del campo Arcabuz -Culebra constituido por secuencias de arenas y lutitas de la formación Wilcox del Eoceno Medio e Inferior. Terminación Posterior a la espera de fraguado del cemento, se descargó la presión del interior de la tubería.se desmanteló preventores y se instaló el niple y bola colgadera dejando de 4 a 6 ton"de tensión adicional al peso flotado de a tubería, y finalmente se instaló y probó el medio árbol de válvulas. Posteriormente, se tomó el registro de evaluación de la cementación (CBL-VDL) y se efectuaron los disparos de la primera arena a probar, utilizando pistolas de 2 118", 13 cargas/m., fase 60 grados, Después de desmantelar el equipo de perforación se realizaron los fracturamientos en las arenas de interés, aislando cada intervalo fracturado con tapones temporales de arena, los cuales fueron removidos finalmente utilizando tubería flexible. Por lo general, se explotan hasta 2 arenas simultáneamente en este campo. 89

90 Bibliografia Reservoir Stimulation (Michael J. Economides & Kenneth G. Nolte). Petroleum Production Systems (Michael J. Economides & A. Daniel Hill & Christine Ehlig- Economides). Manual de Estimulación Matricial de Pozos Petroleros (Carlos Islas Silva). Ingeniería de fluidos de control en TRP (Gerencia de Reparación y Terminación de Pozos e IMP) Ingeniería de fluidos de control (Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos) Apuntes de Terminación de pozos II (Ing. Rafael Viñas) Manual de Empacadores Baker Manual de Empacadores Camco Manual de Diseño y procedimientos de disparos (Perforación y Mantenimiento de Pozos 1999) Manual de operaciones de cementación de 1987 (IMP) Principios y aplicaciones de la interpretación de registros (Schlumberger) Evaluación de la producción (apuntes de la Universidad Autonoma de México) Apuntes de Bombeo Mecánico (Leopoldo Pérez Ruiz, superintendencia de Producción Tampico) Plan nacional de capacitación obrera, Reparación de Pozos 1, nivel 3 (Pemex e IMP México) Catalogo general, piezas y accesorios, bombas de varilla (Compañía TRICO) Problemas y alternativas de solución del sistema de bombeo mecánico (Gilberto Sandoval Hernández) Apuntes de bombeo mecanico, recopilación de información de sistemas probados, Poza Rica, Reparación y Terminación de Pozos) Procedimientos de Terminación y Reparación de Pozos, Poza Rica ( José C. de León Mojarro, Gerencia de Perforación y mantenimiento de Pozos, 1997) Apuntes de estimulación de pozos (Garaicochea P. Francisco, Facultad de Ingría. UNAM) Production operations, well completions, workover and stimulation, Volume 1 and 2 (Thomas O. Allen and alan P. Roberts) 90

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93 Mantenimiento de Pozos INTRODUCCIÓN, DEFINICION Y CLASIFICACIÓN La etapa de producción de un pozo necesita una serie de operaciones que en realidad constituyen su terminación. Durante su vida productiva es necesario su reacondicionamiento para aprovechar correctamente la energía del yacimiento, así como eliminar problemas mecánicos que impidan su producción, o su inyección, en el caso de pozos para recuperación mejorada, hasta llegar finalmente a su taponamiento definitivo. Aquí se explicarán los aspectos generales del mantenimiento de pozos. Se definirán los tipos de intervención, así como las secuencias operativas que se realizan para alargar la vida productiva del yacimiento. Cambios de intervalos por invasión de fluidos no deseados. Se realiza mediante el aislamiento del intervalo, de manera temporal o definitiva, con tapones mecánicos o de cemento, o por medio de cementaciones a presión. Dichas intervenciones pueden efectuarse con equipo convencional de reparación, con tubería flexible, unidades de registros o a través del aparejo de producción (figura 19). Estado Mecánico Antes Estado Mecánico Posterior Definición Son todas aquellas intervenciones realizadas en los pozos para mantener la producción, mejorar la recuperación de hidrocarburos, o cambiar los horizontes de producción aprovechando al máximo la energía propia del yacimiento. Clasificación De acuerdo con el objetivo de la intervención, el mantenimiento de pozos se clasifica como mayor o menor. XIV. REPARACIÓN MAYOR Es la intervención al pozo que implique la modificación sustancial y definitiva de las condiciones y/o características de la zona productora o de inyección. Dichas operaciones se realizan con equipos de reparación convencional o con equipos especiales, (tubería flexible, unidades de registros). Los tipos de intervención pueden ser, entre otros: Figura 19 Colocación de un tapón por circulación para aislar un intervalo. 93

94 Ejemplo 1: Suponga que se requiere colocar un tapón de cemento que cubra de 4,300 a 4,100 m para aislar el intervalo de 4,175-4,150 m. Se usarán 50 sacos de cemento clase G al 30 % en peso de arena sílica por saco de cemento; se utilizará como bache espaciador agua dulce que cubrirá un espacio de 200 m lineales por arriba de la cima de cemento. Se tienen como datos adicionales: a) El rendimiento de la lechada de cemento es de 51.9 l/sc. b) La cantidad de agua requerida por saco es de 29 l/ sc. c) La densidad de la lechada será de 1.87 gr./cc. d) Diámetro interior de la TR de 7 5/8", de 39 lbs/pie de pg. e) Diámetro interior de la TR de 5 pg de pg. f) Diámetro interior de la tubería de trabajo o de perforación de 3.5 pg de pg. Longitud 3,480 m. g) Diámetro interior de la tubería de 2 7/8 pg de pg. longitud 820 m. Solución: 1. Como primer paso se requiere calcular la capacidad de cada una de las tuberías, para lo cual se emplean las siguientes fórmulas: Donde: &DS WS = [' Ditp.- Diámetro interior de la TP (Tubería de perforación) (pg) Detp.- Diámetro exterior de la TP(pg) Ditr.- Diámetro interior de la TR (Tubería de revestimiento) (pg) Captp.- Capacidad de la tubería TP(l/m) Cape.a..- Capacidad del espacio anular (l/m) Aplicando las ecuaciones (1) y (2), tenemos: a) Capacidad de la TP de 2 7/8 pg igual a l/m. b) Capacidad de TP de 3.5pg = l/m. c) Capacidad de la TR de 5 pg igual a 9.26 l/m. 2 LWS 2 2 (' L. WU ' HWS ) &DS [ H. D. = (1) (2) d) Capacidad del espacio anular entre TR de 5 pg y TP de 2 7/8 pg igual a l/m. 2. El cálculo del volumen de los baches espaciadores se realiza multiplicando la capacidad de la tubería por la longitud del bache, en este caso: Volumen del 1er bache de 200m lineales (espacio anular entre TP de 2 7/8 y TR de 5pg) igual a 200x5.076= l Volumen del segundo bache espaciador de 200 m lineales (interior de la TP de 2 7/8 pg) igual a 200x2.578=515.6 l Volumen total de los baches espaciadores de l. 3. Cálculo del volumen de lechada: Donde: (3) Vcmto. Volumen de lechada de cemento (l) Rsc.Rendimiento de la lechada de cemento (l/sc) Nosc. Número de sacos Volumen de lechada=51.9x50=2,595 l. 4. Agua necesaria para preparar la lechada de cemento: Donde: Volagua.- Volumen de agua (l) Agua requerida= 29x50=1450 l. 5. -Cálculo de la altura de lechada de cemento en la TP y espacio anular entre TP y TR. + OHFK. Hlech=339 m. 9FPWR = &DS + &DS H. D. 9. = 5 [1R FPWR VF VF $JXD = 9RO [1R. DJ[VF VF = 5, La altura de la lechada de cemento indica, que tanto en el espacio anular como en el interior de la TP, (4) (5) 94

95 estarán cubiertos por cemento al bombear los fluidos al pozo. 6. Cálculo del volumen de fluido para desplazar la lechada de cemento. Esto es simplemente la multiplicación de la capacidad de la TP, por la longitud de la tubería de trabajo descontando la longitud del bache y del cemento. En este caso es igual a: 4.536x 3480+( )x2.578=16,509 l. Procedimiento operativo a) Bajar la sarta de trabajo a la profundidad de colocación del tapón de cemento; en este caso, 4300 m. b) Verificar la apertura y cierre de los rams anulares en el conjunto de preventores; esto es debido a que durante la operación se requiere circular en inverso. c) Instalar las unidades con cemento, la pipa con agua y la unidad de alta presión. d) Probar conexiones superficiales de control con la presión de prueba API. Deberá instalarse una línea de la unidad de alta presión hacia la TP, para circular directo y otra hacia el cabezal de producción para circular inverso. e) Con la sarta en el fondo, circular cuando menos un ciclo completo, para homogeneizar columnas en el espacio anular y en la TP. f) Efectuar una junta de seguridad entre el personal involucrado en la operación con la finalidad de asignar tareas específicas al personal y evitar riesgos innecesarios. g) Bombear el primer bache de separación; en este caso, los 1,015 l de agua. h) Mezclar y bombear el cemento, verificando en todo momento que la densidad de la lechada sea la requerida. Para el ejemplo de gr./cc, un volumen de 2,595 l de cemento. i) Bombear el segundo bache separador; en este caso de 515 l de agua. j) Desplazar el cemento con el volumen de fluido calculado para el ejemplo de 16,509 l. k) Levantar la sarta a la profundidad donde se pretende dejar la cima de cemento (en este caso a 4,100m). l) Cerrar los rams anulares del preventor y circular el volumen del pozo en inverso a través del cabezal de producción, desalojando el exceso de lechada de cemento. m) Abrir el preventor y sacar la tubería de trabajo a la superficie. Obturamiento de intervalos por baja productividad o alta relación agua-aceite o gas-aceite. Cuando un intervalo ha declinado su producción, o sus relaciones agua-aceite o gas-aceite han aumentado a límites económicamente no manejables, es necesario obturarlo por medio de cementaciones a presión. La cementación a presión es la operación mediante la cual una lechada de cemento es forzada bajo presión en un punto específico del pozo. El objetivo es llenar todas las perforaciones con cemento o canales atrás de la tubería, para obtener un sellado entre la TR y la formación. Existen dos técnicas para llevar a cabo una cementación forzada: a baja y a alta presión. La cementación a baja presión consiste en la colocación del cemento sobre el intervalo disparado, más la aplicación de la presión necesaria para formar un enjarre de cemento deshidratado dentro de las perforaciones y la formación. La cementación a alta presión comprende el fracturamiento de la formación y el bombeo de la lechada de cemento dentro de la formación, hasta alcanzar y mantener una presión superficial determinada. Ejemplo 2: Se tiene la necesidad de obturar un intervalo mediante una cementación a presión a través del intervalo m, el cual se encuentra invadido de 95

96 agua salada para continuar con la explotación del yacimiento en una zona superior. 9 = 9 9 G 73 FPWR (6) Información adicional: a) Intervalo disparado m b) Profundidad interior 5,500 m c) Fluido de control agua densidad 1 gr./cc d) Cantidad de cemento a utilizar 80 sacos. e) Densidad de la lechada de diseño 1.87 gr./cc f) Rendimiento del cemento 51.7 l/sc g) Cantidad de agua requerida para la lechada de cemento 29 l/sc h) Tubería de explotación o de revestimiento (TR) de 5 pg. Capacidad de 9.26 l/m; diám. Int.=4.276pg i) Profundidad de anclaje del retenedor 5415 m j) Diámetro interior de la tubería de trabajo o de perforación (TP) de 3.5 pg de pg, longitud 3201m, diámetro interior de la tubería de 2 7/8 pg de pg, longitud 2214 m k) Diámetro interior de la tubería de perforación de 2 7/8 pg=2.256pg. Longitud 2214m 1.Como primer paso se recomienda calcular los volúmenes de fluido en el pozo, motivados por el bombeo de cemento. De las ecuaciones (1) y (2), tenemos: La capacidad de la tubería de 2 7/8 pg es l/m, por lo tanto el volumen será la multiplicación de la capacidad por su longitud de 2,214m. En este caso es de 5,707 l. La capacidad de la TP de 3.5pg es l/m, por su longitud de 3,201 m, el volumen es 14,520 l. Una vez obtenidos los volúmenes de TP de 2 7/8 y 3.5 pg, la suma de éstos equivale al volumen total de tubería. En este caso: =20,227 l De la ecuación (3), el volumen de lechada de cemento es de 4,136 l. De la ecuación (5) la altura de cemento dentro de la TP de 2 7 /8 pg es de: 4136 Hcemento = = 1604 m 2. Ahora bien, otro dato importante es conocer el volumen de desplazamiento y de inyección que se requiere para forzar los fluidos hacia la formación: Donde: Vd. es el volumen de desplazamiento VTP. es el volumen de la TP Vcmto. es el volumen de lechada de cemento Esto es: Vd=20, =16091 l El volumen del fluido de control requerido para forzar la lechada de cemento hacia la formación está dado así: Donde: 9 = 9 9 LQ\ FPWR 75 Viny. es el volumen de inyección VTR.-es el volumen de la TR La multiplicación de la capacidad de la tubería de revestimiento de 5", por la diferencia entre profundidades de anclaje de la herramienta cementadora y la base del intervalo disparado, en este caso, 9.26lts/m x ( )m=555.6 l. En el ejemplo se considera un retenedor de cemento; en caso de utilizar un cementador recuperable (tipo RTTS), al volumen de desplazamiento se adiciona el volumen entre el cementador y la cima del intervalo por obturar. Finalmente, aplicando la ecuación (7), el volumen de fluido para forzar la lechada hacia la formación es: = 3,580.4 l 3.El siguiente paso es calcular las presiones hidrostáticas ejercidas en el pozo por los diferentes fluidos (baches espaciadores agua, lodo, lechada de cemento, etc.). La presión hidrostática frente a la formación es la ejercida por la columna de fluido en la interface con el cemento, más la del cemento mismo. La ecuación general para el cálculo de presiones hidrostáticas es: (7) 96

97 ρ I [' 3KII = Donde: 10 D es la profundidad de interés (m). r f.- es la densidad del fluido en (gr./cc) Si se sustituyen valores, la presión hidrostática que la columna de cemento ejerce es 1604 x 1.87 =299.9 kg / cm 2 10 mientras la columna de agua en la interface con el cemento, está dada por la diferencia de profundidad de anclaje del retenedor y la columna de cemento; es decir, 5, = 3811m, equivalente a kg/cm2. La suma de estas presiones es igual a =681 kg/cm2. Para el ejemplo considérese que se determinó mediante una prueba de admisión previa con una presión de ruptura de la formación de 850 kg/cm2, por lo que la presión en superficie necesaria para forzar el cemento hacia la formación es: Donde: 3V = Pr ( 3KII + 0V) (8) (9) Ps. es la presión en superficie Pr. es presión de ruptura Phff. es la presión frente al intervalo productor Ms. margen de seguridad Si se sustituyen valores y se considera un margen de seguridad de 21 kg/cm2, Ps=850-(680+21)=148 kg/cm 2 Procedimiento operativo en campo a) Armar la herramienta cementadora (retenedor de cemento). b) Bajar la herramienta con la sarta de trabajo hasta la profundidad de anclaje; en este caso, 5415m. c) Efectuar una junta de seguridad entre el personal involucrado en la operación, con la finalidad de asignar tareas especificas al personal y evitar riesgos innecesarios. d) Anclar la herramienta cementadora en presencia del operador o personal técnico de la compañía de servicio, según sea el caso, de acuerdo con los procedimientos especificados para la misma e) Cerrar los rams anulares del preventor y probar la hermeticidad del espacio anular. Se recomienda un 50 % de la presión de superficie calculada para forzar la lechada de cemento hacia la formación. f) Instalar las unidades con cemento, pipa con agua y unidad de alta presión. g) Probar conexiones superficiales de control con la presión máxima de trabajo de las mismas. h) Abrir preventores y desenchufar el soltador del retenedor. Se recomienda levantar la sarta de 2 a 3 m, para verificar su libre movimiento. i) Efectuar una prueba de admisión para garantizar la circulación de fluidos a través de la válvula del retenedor y formación. j) Bombear, en caso de requerirse, bache lavador. (Para el ejemplo no se considera). k) Mezclar y bombear el cemento, verificando en todo momento que la densidad de la lechada sea la requerida. Para el ejemplo de gr./cc, y un volumen de 4,136 l. de cemento. l) Bombear segundo bache separador, en caso de emplearse. m) Desplazar el cemento con el volumen de fluido calculado para el desplazamiento; para el ejemplo de 16,09l l. n) Bajar y enchufar el soltador en el retenedor, y cargar el peso necesario para evitar la comunicación en el espacio anular. o) Cerrar los preventores y bombear el volumen de inyección, el cual depende de las presiones en superficie alcanzadas. Represionar gradualmente el espacio anular mientras se realiza la inyección, de acuerdo con el comportamiento de la presión de inyección. p) Una vez concluida la inyección, abrir los preventores y levantar la sarta de trabajo de 2 a 4 m, 97

98 para desenchufar el soltador y cerrar la camisa de circulación del retenedor. q) Circular en inverso para desalojar el exceso de cemento y limpiar la tubería de trabajo. r) Sacar la sarta de trabajo a superficie. el intervalo productor. Igualmente cuando se tienen arenas productoras con presiones de fondo similares que no constituyen un riesgo de convertirse en zonas ladronas por diferencia de presión. Todo lo relacionado con este tema se detalla en la sección titulada terminación de pozos. Estado Mecánico Antes Estado Mecánico después Obturamiento parcial de intervalos El obturamiento parcial de intervalos realizado de manera intencional y con la finalidad de evitar la producción de fluidos no deseados (agua o gas), se conoce como exclusión. Este problema se origina por una diferencia en la movilidad de los fluidos en el yacimiento. En la vecindad del pozo, el gas y el agua tienen mayor movilidad que el aceite. La explotación irracional genera un incremento en la producción de estos fluidos, lo que ocasiona problemas en su manejo. Cuando esto sucede es necesario el reacondicionamiento del pozo mediante el obturamiento parcial del intervalo productor. Retenedor a 5415m m Retenedor a 5415m m La técnica de aplicación para estas intervenciones es similar a la anteriormente explicada en el inciso. Sin embargo, en este caso se requieren operaciones adicionales como: a) Moler la herramienta cementadora utilizada y rebajar el cemento, PI= 5500m PI= 5500m Figura 20. Ejemplo de una operación de cementación presión. b) Descubrir el intervalo productor y probar su obturamiento con un 60% de la presión máxima de la tubería de revestimiento. Incorporación y ampliación de intervalos Algunas veces, al realizar pruebas de variación de presión y de análisis nodal, se determina la existencia de daño en el pozo por convergencia de fluidos, mismos que se corrigen mediante redisparos y/o ampliación del intervalo productor. Por otro lado, cuando los requerimientos de producción lo demandan y el espesor del yacimiento lo permite, se amplía c) Redisparar la cima o base del intervalo (alta relación gas-aceite o agua-aceite, según sea el caso). El inconveniente de aplicar dicha técnica es el radio de penetración del cemento en la formación, por lo que no siempre es efectiva. En general los problemas de producción de fluidos no deseados, pueden agruparse en tres grupos: 98

99 a) Problemas de canalización de agua o gas de diferentes estratos. b) Conificaciones de agua y gas. c) Problemas en la vecindad del pozo (malas cementaciones primarias). El éxito en una exclusión depende básicamente de la identificación del problema. Esto se logra mediante el análisis de registros de producción, historias de producción, etcétera. Las gráficas convencionales de corte de agua contra el tiempo, se emplean para mostrar cambios drásticos en la producción de agua, que pueden indicar fallas repentinas en el pozo o la irrupción de un canal altamente conductivo al agua. Sin embargo, la información proporcionada por estas gráficas es limitada. Las gráficas log-log (relación agua-aceite o (WOR o water-oil-ratio) contra el tiempo son útiles para identificar las tendencias de producción y los mecanismos que originan los problemas de producción de agua o gas, debido a que la derivada de la WOR contra el tiempo se usa para diferenciar si la excesiva producción de agua o gas, es ocasionada por problemas de canalización o conificaciones. La figura 21 ejemplifica el comportamiento descrito. H Ã L W H F Ã D D X J Ã D Q Ly F O D H 5 &RQLILFDFLyQ 7LHPSRÃ'tDV &DQDOL]DFLyQ Figura 21. Gráfica log-log de la derivada WOR contra el tiempo para una canalización y conificación En la actualidad existen nuevas técnicas para realizar exclusiones, como la aplicación de cementos micro finos combinados con sistemas de geles, que permiten mayor penetración dentro de la formación y espacios restringidos como canales fracturas o microánulos. El volumen del fluido que se debe utilizar está en función directa de la longitud del intervalo disparado, que se encuentra en comunicación con la formación. Sin embargo, una práctica de campo es emplear de 30 a 90 sacos de cemento micro matriz, por cada 20 pies de intervalo expuesto, mientras que la cantidad de gel por emplear es una función del radio de penetración que se pretende alcanzar. Después de determinar la procedencia del agua y los volúmenes por utilizar se debe analizar la conveniencia de realizar el trabajo, debido a la reducción de permeabilidad ocasionada por la inyección del sistema gel- cemento. Ejemplo 4: Se considera meter una sarta de perforación de 3.5pg, con un empacador probador recuperable tipo RTTS para tubería de revestimiento de 7 5 /8" a 4015 m, y excluir el agua salada del intervalo m, el cual presenta un corte de agua del 80%. Mediante registros geofísicos se determinó una porosidad del 12%. La tubería de explotación es de 5", como lo indica la figura 22. Se planea emplear geles y cemento. Calcular el volumen de cemento micro fino y la cantidad de gel requerido si se consideran 10 pies de penetración del gel. Solución: Para calcular el gel requerido de acuerdo con la penetración planeada se tiene: 9I = φ KI ( U (15) Donde: Vf. volumen de geles (l) f es la porosidad en fracción hf. es la altura del intervalo disparado(m) rw. es el radio del pozo (pg) rp.- radio de penetración requerida (pg) S Sustituyendo valores, el volumen de gel es de: Vf=0.5067x0.12x( ) 2 x ( (10x12) 2-2.5) 2 =48075 l Si se considera la utilización de 40 sacos de cemento micro matriz por cada 20 pies de intervalo disparado se tiene: 1m=3.28 pies No sc= ( ) x 3.28 [ ] x 40 = Sacos de 20 cemento 2 U Z 2 ) 99

100 A G A V E E D O. M E C A N IC O A C T U A L 24 " 50 m 16" 605 m 10 3/4" 2542 m Em p. R TTs 7 5/8" 4015 m B.L 5" m 7 5/8" 4150m m m M e rc u ry "K " 5 " m m aprovechar la infraestructura existente, como el estado mecánico o la localización, con el fin de abrir una ventana en el pozo y redireccionarlo hacia las zonas sin drenar. Esta opción resulta obviamente más barata que la de perforar pozos intermedios. La figura 23 muestra un plano estructural y de cimas en el cual se plantea la perforación de varias reentradas. La profundidad de apertura de una ventana corresponde al punto de inicio de desviación y depende básicamente de los requerimientos planteados en el objetivo de la intervención, tales como desplazamiento, coordenadas, profundidad vertical desarrollada, etc. La figura 24 presenta una sección vertical de una reentrada. Una vez definido el punto de inicio de la desviación, el siguiente paso es decidir la forma de abrir la ventana. En la actualidad existen varias técnicas para llevar a cabo esta operación, las cuales dependen básicamente de las condiciones del pozo. Estas son evaluadas mediante registros geofísicos (adherencia de cemento, desgaste de tubería, requerimientos de diámetro de agujero y tubería de explotación). Sin embargo, se pueden agrupar en dos grupos: el primero, es empleando un cortador de tubería hidráulico y el segundo mediante una cuchara mecánica y una sarta de molienda diseñada especialmente para abrir una ventana en un costado de la tubería de revestimiento. La figura 25 muestra estas herramientas. Reentradas 5 " m Figura 22 Estado mecánico para el ejemplo de aplicación de exclusiones. Cuando termina la vida productiva de un pozo y existen zonas del yacimiento aún sin drenar, se puede Apertura de ventana con cortador de tubería o molinos de sección. El principio básico de operación de estas herramientas es la presión hidráulica de circulación y rotación; poseen la ventaja de que al aplicar presión se pueden localizar los coples de la tubería de revestimiento, con lo cual es posible efectuar el ajuste de la profundidad por cortar. 100

101 352<(&72$*$9(%/248(685(67( 6(&&,21(6758&785$//21*,78',1$/&& $&7,92Ã0863$& ',6(f2Ã<Ã(9$/8$&,21Ã'(Ã352'8&&,21 AGAVE - 65 LOC. AGAVE AGAVE AGAVE A AGAVE N.R m M. PARAJE SOLO M.PARAJE SOLO EOCENO K.S PT K.I P.T.4217 C.A.A.4300 P.P M.B.N.M C.A.A.M.B.N.M. DEFINIDO POR AGAVE 301 pozo pr oduciendo en agujer o descubi er to, actual mente dañado por derrumbe en la zonapr oductor a. Qo = 509 BPD Qg= 6.69 MMPCD R.G.A.= 2,339 M3/M3 Presion T.P= 117 Kg/cm2 Est.= 9/16" P.T Qo = 1434 BPD Qg= MMPCD R.G.A.= 1,839 M3/M3 Presion T.P= 182 Kg/cm2 Est.= 1/2" Qo = 660 BPD Qg = 9.64 MMPCD R.G.A.= 2,599 M3/M3 Pr esion T.P= 140 Kg/cm2 Est.= 5/8" 1,962,000 m.n. 1,960,000 m.n. 512,000 m.e A C 3900 LOC D LOC LOC ,000 m.e A 302 P.T ,000 m.e.,17(59$/2ã'(ã7(50,1$&,21 1,958,000 m.n C ,956,000 m.n. dib.: gpe.morales Nov./1997 a) Plano estructural del campo, y planteamiento de un pozo intermedio 73D LOC LOC A Plano de cimas de campo y planteamiento de reentradas, para drenar mayor área del yacimiento. Figura 23. Plano de cimas y estructural del campo Agave, región Sur y planteamiento de pozos intermedios. 101

102 3UR\HFFLyQ 3UR\HFFLyQ 0 Programa Objetivo X=513, Y=1 960, : ( Rumbo N 72º W Desplazamiento 300 m 50 1, ,200 1,400 Conductor X=513, Y=1 960, , , ,000 Programa 2,200 2,400 'DWRVÃGHOÃSURJUDPD 2,600 2,800 3,000 3,200 Vent ana Prof. inicio desv. Prof. vert. cima EOCEN O. Prof. des. ci ma EOCENO Desp. BRECHAS ECOCENO. Severidad Angulo máximo Rumbo Prof. vert. total Prof. des. t otal Desp. total m 3010 m 3630 m 3662 m 300 m 2. / 30 m N W 3980 m 4040 m 330 m 3,400 3,600 75VÃSURJUDPDGDV Diámetr MV MD 3,800 4,000 5" 3 1/2" , Figura 24 Ejemplificación de una reentrada, sección vertical y desplazamiento horizontal. 102

103 Para su operación en campo, se aplica rotación y se mantiene una presión de circulación constante, previamente determinada. La presión de bombeo ejerce una fuerza que mantiene las cuñas abiertas, hasta terminar el corte. Cuando esto sucede se observa una disminución de presión y la molienda continúa aplicando el peso requerido hasta moler la sección de tubería deseada. La figura 26 presenta un diseño de sarta típica para la apertura de ventana empleando cortadores de tubería. Tubería de perf n Martillo Hico. Drill collar s Cortador de Tubería a).- Cortador de tubería interno accionado hidráulicamente Estabilizador Desviador de flujo Drill collar s Molino Cónico Figura 26 Diseño de sarta típica para una apertura de ventana XVII. CONSIDERACIONES PARA LA APERTURA DE VENTANAS b) Cuchara empleada con sarta de molienda para la apertura de ventanas. Figura 25 Herramientas utilizadas para la apertura de ventanas (cortesía Baker Oíl Tools). Antes de iniciar o programar una operación de corte y molienda de tubería es necesario tomar en cuenta las siguientes consideraciones: 1) Tener fondo suficiente por abajo del punto donde terminará la ventana. Se recomienda como mínimo 50 m, con el objetivo de que los recortes de tubería que se precipiten no lo obstruyan durante la operación de molienda. 103

104 2) Tomar registro de adherencia de cemento con coples (CBL/CCL) en la tubería donde se pretende efectuar la ventana. 3) Utilizar, por lo menos, la misma densidad del lodo con la cual se perforó el pozo original en el intervalo que se abrirá la ventana. 4) Se recomienda una viscosidad del lodo cp (de 70 segundos) y un punto de cedencia de lbs/100 pies2) con la finalidad de mantener un óptimo acarreo del recorte, y así cuantificar el volumen de acero recuperado y controlar en superficie el avance de la sección molida. 5) Tener las bombas equipadas con las camisas necesarias para el gasto requerido de lodo (de 400 a 500 gpm). 6) Probar hidráulicamente con la presión de trabajo el tubo vertical (Stand Pipe), y unión giratoria (Swivel). Procedimiento operativo para apertura de ventanas con corta tubo. a) Anotar las dimensiones de la herramienta cortadora de tubería en la bitácora de operación del equipo. b) Conectar a la sarta de molienda de acuerdo con el diseño típico mostrado en la figura 26. Considerar el número de lastrabarrenas (drillcollars), suficientes para proveer del peso requerido para la molienda. c) Probar hidráulica y mecánicamente en superficie, la apertura y cierre de las cuñas del cortador de tubería. d) Bajar la herramienta con la tubería de perforación necesaria hasta la profundidad programada. e) Iniciar el bombeo con el gasto requerido para la operación de la herramienta y localizar el cople de tubería de revestimiento a la profundidad de apertura de la ventana. f) Levantar la sarta de 3 a 4 m arriba del cople de la TR donde se desea abrir la ventana, marcar la tubería de perforación como la profundidad de inicio de la ventana. g) Verificar el peso de la sarta hacia arriba y hacia abajo y estática, además de las r.p.m. h) Con la herramienta situada a la profundidad de inicio de ventana, aplicar rotación a la sarta incrementando paulatinamente, hasta alcanzar de 100 a 120 r.p.m. i) Iniciar el bombeo incrementando lentamente hasta alcanzar gpm. j) Verificar el torque de la tubería, lo cual indicará que el corte está iniciando. Una vez que disminuya, será la señal que el corte se ha realizado. k) Iniciar la molienda o desbaste de la TR con una carga de 1 a 2 ton de peso sobre los cortadores. Se debe evitar cargar mayor peso pues puede dañar el desempeño de los cortadores. l) Anotar el avance metro a metro y tomar en cuenta el tiempo de atraso para la recuperación del corte de acero. Si la recuperación de recorte en superficie no corresponde al volumen de acero molido con respecto al avance, es recomendable suspender la molienda y circular el tiempo necesario para limpiar el pozo y continuar con la ventana. m) Verificar los parámetros de molienda (peso sobre cortadores, gasto, ritmo de molienda, tiempo de los últimos tres metros molidos). n) Una vez que se haya cubierto la longitud requerida de ventana (normalmente de m), circular el tiempo necesario para garantizar la limpieza de la ventana. o) Sacar la herramienta y revisar sus cortadores en superficie. Es posible que durante la operación se requieran viajes de limpieza con tubería franca. Esto dependerá del comportamiento reológico del lodo y del avance de la molienda. p) Colocar un tapón por circulación de cemento como apoyo a la sarta navegable para desviar el pozo, de acuerdo con el procedimiento y cálculos ya especificados. Este deberá cubrir por lo menos 20 m arriba del punto de inicio de la ventana. 104

105 q) Sacar la sarta de trabajo a superficie, y en la espera de fraguado armar la herramienta desviadora de acuerdo con la figura 27. Tubería haviweight Drill collar Antimagnético ventana o window mill, molinos sandía o watermelon). La figura 28 presenta los esquemas de dichas herramientas. Tornillo de sujeción MWD Motor de fondo a) Empacador de cuchara b) Cuchara desviadora c).- Diferentes tipos de Molinos Drill collar corto Barrena Figura 27. Sarta navegable típica para la construcción de ángulo para perforar en dirección. Molino Iniciador Molino sandia o (Started mill ) (Watermelon) Apertura de ventanas con herramienta desviadora tipo cuchara. La apertura de ventanas con herramientas desviadoras tipo cuchara difiere del método con cortadores de tubería. Sin embargo, las consideraciones mencionadas anteriormente también son válidas en este caso. Las diferencias radican, básicamente, en el procedimiento operativo para la apertura de la ventana, debido a que se requieren herramientas adicionales, como un empacador de cuchara, la cuchara misma y los molinos necesarios para la apertura de la ventana (iniciador o started mill, molino Molino ventana o Figura 28 Herramientas comúnmente empleadas para la apertura de ventanas con cuchara desviadora (Cortesía de Baker Oil Tools). 105

106 Procedimiento operativo para apertura de ventanas con cuchara desviadora. a) Escariar el pozo cuando menos 50 m abajo de la profundidad de anclaje del empacador. b) El anclaje del empacador para la cuchara puede llevarse a cabo con unidades de registros geofísicos o con la tubería de trabajo; sin embargo se recomienda hacerlo con la unidad de registros, debido a que la operación se realiza más rápido. e) Bajar la cuchara a la profundidad del empacador a una velocidad de introducción constante. Se deben evitar, en lo posible, los frenados bruscos de la tubería al sentarla en cuñas para hacer la conexión. f) Verificar los pesos de la sarta hacia arriba, hacia abajo y estática 50 m antes de llegar a la profundidad del empacador. g) Efectuar el ajuste y enchufar la guía de la cuchara dentro del empacador. h) Cargar peso a la cuchara (normalmente se requiere de 8 a 10 ton) para romper el perno de sujeción del molino iniciador con la cuchara. La figura 30 muestra una ejemplificación del proceso de ruptura del tornillo de sujeción en el anclaje de la cuchara. M o lin o in iciad o r T o rn illo d e sujeció n C uchara Desviadora Guí a de cuchara Em pacador Figura 29. Esquematización del anclaje de un empacador para cuchara. c) Tomar un registro giroscópico para ubicar el pozo de acuerdo con las coordenadas objetivo planteadas, además de hacer la impresión de la guía del empacador para orientar la cuchara en superficie. d) Armar y orientar la cuchara en superficie, con el molino iniciador y la sarta de trabajo. Medir cada uno de sus componentes, anotar dichas medidas en la bitácora de operación del equipo. Figura 30 Anclaje de cuchara para la apertura de la ventana. i) Levantar el molino iniciador. Se recomienda de 1 a 2 m arriba de la cuchara, y marcar la profundidad en la tubería. j) Conectar la flecha e iniciar la circulación de fluidos y rotación de la herramienta de acuerdo con las condiciones determinadas previamente. k) Operar el molino iniciador sobre la tubería de revestimiento y la cuchara más o menos 1 m. El objetivo es marcar la tubería y hacer huella para operar el molino ventana. 106

107 m) Una vez realizada la ventana, el siguiente paso es el cambio de sarta por una navegable, similar a la de la figura 9, para construir el ángulo requerido y direccionar el pozo hacia el rumbo establecido. La figura 33 presenta una ejemplificación de dicho proceso. Tornillo de sujeción Figura 31. Ejemplificación de anclaje de cuchara. l) Sacar el molino iniciador a superficie, armar y meter el molino ventana junto con los molinos sandía, para abrir y conformar la ventana. La figura 32 muestra un diseño típico de sarta. Figura 33 Ejemplificación del direccionamiento de un pozo. Tubería hevi - weight Molino Sandia o Watermelon Molino Ventana Figura 32 Ejemplificación de una sarta típica para abrir una ventana. Profundizaciones Este tipo de intervenciones se realiza cuando: 1. Los pozos son terminados en la cima de la formación productora. 2. Se tienen antecedentes de acumulaciones de hidrocarburos a profundidades mayores. Básicamente, el proceso consiste en romper la zapata y perforar hasta la profundidad programada. Algunas veces, la presencia de pescados dificulta esta operación; en tal caso se recomienda realizar una ventana en la tubería de revestimiento de acuerdo con el procedimiento visto en el inciso III, y salir lateralmente hasta la profundidad de interés. La planeación del trabajo de profundización requiere de información adicional a la utilizada para un 107

108 mantenimiento convencional, tales como registros geofísicos de correlación de pozos vecinos, histórico de barrenas, ritmos de penetración, etcétera. Los registros geofísicos son fundamentales para el cálculo de los gradientes de presión de poro y fractura. Estos dan la pauta para la selección adecuada la densidad del lodo, con lo que se evitan problemas durante la profundización; al mismo tiempo, los gradientes de presión se emplean para diseñar la tubería de revestimiento que se va a emplear en esta etapa del pozo. Por otro lado, el histórico de barrenas y los ritmos de penetración sirven para hacer una buena selección de al comparar su comportamiento en formaciones similares. Así se reduce el número de viajes para cambio de barrena y, por lo tanto, se puede calcular con mayor precisión el tiempo requerido para perforar el intervalo que se va a profundizar. Cuando se tiene un pozo con intervalos abiertos, y se desea efectuar una profundización, es necesario obturar todos los intervalos y probarlos hidráulicamente de manera que se garantice la hermeticidad del pozo antes de efectuar la profundización. Procedimiento operativo a) Con un molino del diámetro adecuado, se debe reconocer hasta la profundidad interior del pozo y rebajar los accesorios de la tubería de revestimiento (zapata guía, cople de retención etcétera). b) Efectuar viaje de limpieza con canastas chatarreras y tubería de trabajo; circular en el fondo del pozo el tiempo necesario para evitar que la barrena sufra daños durante su operación, si es necesario, considerar correr baches viscosos c) Armar sarta de perforación de acuerdo con los requerimientos del objetivo (sarta penduleada, empacada, etcétera). d) Una vez alcanzada la profundidad de interés, efectuar viaje corto y acondicionar el agujero para tomar registros eléctricos y sacar la barrena a la superficie. e) Tomar los registros programados: DI/ RG= Doble Inducción/Rayos Gamma SÓNICO DIGITAL/RG= Sónico digital/rayos gamma DLL/RG= doble laterlog/rayos gamma SP/RG= potencial espontáneo/rayos gamma FDC-CNL/RG= registro sónico de densidad-registro de neutrón compensado/rayos gamma FMI/ RG= registro de imágenes/rayos gamma f) Armar el liner con la tubería de revestimiento hasta la profundidad perforada, la cual podría tener la siguiente distribución: zapata flotadora c/doble válvula, un tramo de T.R, cople flotador un tramo de T.R, cople de retención, la cantidad de tramos de T.R. requeridos, conjunto colgador, tubería de perforación. g) Probar el equipo de flotación una vez armado el líner. Esto es, bombear por el interior de la tubería un fluido de menor densidad, con el objetivo de crear una diferencial entre la columna hidrostática del interior de la tubería y el espacio anular. El equipo de flotación trabajará adecuadamente en la medida que impida el flujo del espacio anular hacia el interior de la tubería de perforación (TP). h) Introducir el liner hasta la profundidad programada de acuerdo con los procedimientos establecidos. i) Efectuar el ajuste de tubería. Se recomienda dejar la zapata +/- 1 m arriba del fondo perforado circular para homogenizar las condiciones reológicas del lodo a la entrada y salida. j) Instalar cabeza de cementar y anclar el conjunto colgador de T.R. de acuerdo con los procedimientos de operación. k) Efectuar una junta de seguridad entre el personal involucrado en la operación para asignar tareas específicas para evitar incidentes que puedan poner en riesgo el éxito de la operación. l) Efectuar cementación de T.R. de acuerdo con el diseño elaborado. m)efectuar las operaciones subsecuentes para una terminación del pozo. Taponamiento definitivo Existen dos razones básicas para taponar un pozo: La primera, cuando el pozo ha terminado su vida 108

109 productiva. En este caso se colocan varios tapones con longitudes de 150 a 200 m. Normalmente, el primero de ellos se coloca arriba del último intervalo disparado; otro, a la profundidad media del pozo: 200 m debajo de la superficie del pozo. En ocasiones se disparan las tuberías de revestimiento superficiales y se circula el cemento hasta observar salir a la superficie. Lo anterior para garantizar que el pozo, en todos sus espacios anulares, quede herméticamente sellado. Finalmente se recuperan las conexiones superficiales como cabezales de producción y se coloca una placa con los datos del pozo (nombre, profundidad, equipo que intervino, fecha del taponamiento, etcétera). La segunda razón se da en pozos exploratorios de manera intencional cuando resultan secos o con pobre impregnación de hidrocarburo. En este caso, la diferencia es que, además, se trata de recuperar la mayor cantidad de tubería de revestimiento. La colocación de los tapones y selección de la profundidad de los mismos es similar a las mencionadas anteriormente. A veces, durante las intervenciones de reparación suceden accidentes mecánicos que hacen incosteable continuar con la reparación y entonces es necesario taponar los pozos. Reparación menor Es aquella intervención cuyo objetivo es corregir fallas en el estado mecánico del pozo y restaurar u optimizar las condiciones de flujo del yacimiento, pero sin modificar sustancial y definitivamente la situación de la zona productora o de inyección; puede realizarse con equipo de mantenimiento convencional o especial. A continuación se enumeran las operaciones más comunes de mantenimiento menor a pozos: Reacondicionamiento de aparejos de producción o inyección Cambio de aparejo o empacador por comunicación o daño Limpieza de pozo: - Aparejo de producción o inyección - Fondo del pozo Corrección de anomalías de tuberías de revestimiento Estimulaciones Fracturamientos Inducciones Mantenimiento a conexiones superficiales XVIII. REQUERIMIENTOS PARA LA PROGRAMA- CIÓN Y DISEÑO DEL REACONDICIONAMIENTO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN La programación en las operaciones de mantenimiento de aparejos de producción requiere de información básica del pozo, tales como: tipo y características de aparejo de producción (fluyente, bombeo neumático, etc.; diámetros y longitudes de tubería, así como profundidad del empacador, diámetros y profundidades de las válvulas de inyección. Con los datos anteriores, y con las características de los hidrocarburos y las condiciones del pozo, el ingeniero de diseño deberá efectuar un análisis de los esfuerzos a los cuales estará sometido el aparejo de producción, para determinar así los tipos de rosca, peso, grado y tipo de tubería, así como los accesorios que se van a utilizar. Se deben tomar en cuenta, 2 2 además, los porcentajes producidos de HS y CO. El análisis de esfuerzos debe contemplar operaciones futuras, como estimulación, limpiezas o inducción, pues éstas generan elongación y contracción en el aparejo. Por ejemplo, para pozos con empacador permanente, se debe calcular la longitud óptima de las unidades selladoras para evitar la comunicación del aparejo durante una estimulación o inducción por los movimientos de la tubería; cuando el pozo esté en producción, la elongación no debe generar un peso tal sobre el empacador que dañe la tubería. Consideraciones para el desarrollo de un programa de mantenimiento de pozos 1) El programa de intervención deberá considerar todas las posibles desviaciones que pueda sufrir en su desarrollo el programa, hasta lograr el objetivo. Por ejemplo, si al desenchufar las unidades selladoras, o desanclar el empacador, las unidades no despegan, qué alternativas se pueden emplear (vibración de tuberías, corte químico, corte térmico, etcétera. 2) En el proceso de introducción del aparejo se requiere efectuar una medición precisa de los tra 109

110 mos de tubería y accesorios para realizar el ajuste adecuado. Para lo anterior cada tubo deberá mostrar con pintura un número consecutivo y su longitud: del primero al último tramo. 3) Deberá realizar el ajuste de tubería, tomando como referencia la profundidad de anclaje del empacador. De este modo sabremos cuántos tramos de tubería se deben introducir para dejar los accesorios a las profundidades solicitadas. El diseño de este tipo de aparejo está sujeto a las condiciones de flujo de los intervalos productores, así como a los programas futuros de explotación del pozo. La figura 34 muestra un estado mecánico tipo, para pozos costa afuera en donde se requiere, además, utilizar una válvula de control de presión subsuperficial. Reacondicionamiento de aparejos En la explotación de los yacimientos, ya sea por energía propia o con el auxilio de sistemas artificiales, la optimización en la recuperación de los hidrocarburos es un factor importante. Por esta razón se debe poner atención al diseño y mantenimiento de los aparejos de producción. El aparejo de producción es el conjunto de accesorios y tuberías que se introducen al pozo para que los hidrocarburos producidos por los intervalos abiertos fluyan a la superficie de manera controlada. 16" 500 m 10 3/4" 2800m Existen diferentes tipos de aparejos de producción, entre los más usuales podemos mencionar: Fluyentes Inyectores De bombeo neumático De bombeo mecánico De bombeo electrocentrífugo Sartas de velocidad Émbolo viajero Debido a las condiciones o requerimientos de optimización de la producción, el reacondicionamiento de aparejos es una de las operaciones más comunes en el mantenimiento de pozos. Aparejos para pozos fluyentes Se componen, principalmente, de un empacador permanente o recuperable, una válvula de circulación y la tubería de producción. Se emplean en la etapa inicial del pozo, cuando los yacimientos tienen la energía suficiente para elevar los hidrocarburos a la superficie y hacerlos llegar a la batería. Emp. int B.L. 5" MK MK MK 7 5/8" m T.R. 5" Figura 34 Estado mecánico de un pozo costa afuera con aparejo de producción fluyente Aparejos para pozos inyectores m 4061m 4070m 4080m m 4236 m Su distribución mecánica es semejante a los fluyentes. Constituyen el medio para hacer llegar los fluidos de inyección de la superficie al yacimiento. Se emplean para mantener la energía del yacimiento e incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos. 110

111 Aparejos para pozos de bombeo neumático Es un diseño artificial de producción, empleado en pozos donde la presión del yacimiento no es suficiente para elevar y hacer llegar los hidrocarburos a la superficie. Está basado en la energía suministrada por un gas a través del espacio anular hacia el interior de la tubería mediante una válvula de inyección, que es la fuerza principal para elevar al aceite. Estos aparejos se componen, básicamente, de los mismos accesorios que los de producción fluyentes, con la diferencia de que se les instalan válvulas de inyección de gas, distribuidas estratégicamente en la tubería de producción. La figura 35 ejemplifica un estado mecánico de un pozo con aparejo de bombeo neumático. Aparejos para pozos de bombeo mecánico Básicamente, consiste en instalar en el fondo de la tubería de producción una bomba que succiona aceite debido al movimiento reciprocante de un émbolo, generado desde la superficie a través de una sarta de varillas metálicas, por una viga oscilante (balancín) accionada por un motor o unidades superficiales actuadas hidráulica o neumáticamente. La figura 36 ejemplifica el tipo de aparejo mencionado. (48,32Ã683(5),&,$/Ã '(Ã%20%(2Ã 9$5,//$Ã38/,'$Ã 78%(5Ë$Ã'(Ã 352'8&&,Ï1Ã V álvulas de Inyección i EXTENSIÓN NIPLE ASIENTO EMBOLO CILINDRO EXTENSIÓN ANCLA MECÁNICA ANCLA DE GAS Empacador Superior s Empacador Inferior i Figura 35 Estado mecánico de un pozo terminado con aparejos de bombeo neumático. Figura 36 Estado mecánico para un pozo terminado con aparejo de bombeo mecánico Aparejo para pozos con bombeo electrocentrífugo Este sistema se aplica cuando la energía del yacimiento no logra enviar los hidrocarburos a la superficie y queda en el interior del pozo. Consiste en extraer los hidrocarburos mediante el equipo eléctrico superficial (transformador, tablero de control, cable superficial) y subsuperficial (bomba centrífuga, motor eléc 111

112 trico, protector del motor, cable sumergible, separador de gas). A continuación se mencionan cada uno de sus componentes: El transformador proporcionará el voltaje requerido por el motor, mientras que el tablero controlará que no exista variación en el voltaje en la corriente eléctrica que será conducida por el cable. Su función es reducir el área efectiva de flujo del pozo sin necesidad de recuperar el aparejo de producción fluyente. Se coloca una tubería flexible colgada dentro de éste, que aumenta la velocidad de flujo en los hidrocarburos por la reducción de área efectiva. Una ejemplificación de dicho sistema se muestra en la figura 38. Los accesorios subsuperficiales forman parte del aparejo. El cable conduce la energía que acciona el motor de la bomba centrífuga que a su vez envía el liquido a la superficie. El gas libre afecta a la bomba por lo que se requiere instalar un separador de fondo. 30" m &$%(=$/ 6$57 $Ã'(Ã7)ÃÃ &$%/(Ã'(Ã32'(5 16" m %20 %$ %Ã/ÃÃÃ P 3527(& /4 P (03$&$'25Ã3(50$1(17(Ã %Ã/ÃÃ 7 5/8 ÃÃP ÃP ÃP,17(59$/2Ã352'8&725 %73.6 P.I. P 5 P P.T. =3600 M.D. ( M.V.) ÃÃ0' ÃÃ09 Figura 37 Aparejo de bombeo electrocentrífugo. Aparejo para pozos con sarta de velocidad Figura 38 Sarta de velocidad con tubería flexible de 1 1/2". Ejemplo 5: Se requiere reacondicionar un aparejo de producción fluyente 4 ½" a bombeo neumático de 4 ½" - 3 ½" con 3 mandriles, en un pozo donde se tiene un 112

113 empacador permanente de 7 5/8" a 3,500 m. Profundidad de los mandriles de BN. 1 Mandril 3 ½" (2.70 m) a 3,200 m 2º Mandril 4 ½" (2.70 m) a 2,460 m 3 Mandril 4 ½" (2.70 m) a 1,948 m La amplitud de diámetro de tubería 3 ½" - 4 ½" será a 2,950 m. Tubería de producción rango 2 (9 a 10 m de longitud) con un promedio de 9.40 m y 5 tramos con longitudes cortas para ajuste. a) Efectuar el análisis para seleccionar las tuberías de producción, determinando roscas, peso y grado de acuerdo con los esfuerzos, tipo de hidrocarburos y porcentaje de HS y CO. 2 2 b) Determinar la longitud de las unidades selladoras, de acuerdo con las operaciones futuras. Para el ejemplo se meterán 4.80 m quedando.95 m arriba del empacador el tope localizador. c) Calcular el número de tramos de tubería 3 ½" a meter después de las unidades selladoras (leer la longitud de cada tramo en la bitácora de operaciones) = m mts. = tramos 9.40 mts. 3, ,200 = m Se considera introducir 32 tramos, con lo cual se tendría 1.78 m de defasamiento (0.19x9.4=1.78 m) hacia arriba, lo cual no afecta el desempeño de la válvula de inyección de gas. Cima del 1er. mandril = m. Longitud de tubería 3 ½" al enlace 4 ½". 3, = m Se meterán 26 tramos 3 ½", quedando la cima del enlace 3 ½" - 4 ½" de.75 m a 2, m: Colocación del 2 mandril = m = WUDPRV 9.40 Se instalarán 52 tramos 4 ½" más el mandril, quedando la cima a: = m Instalación del 3er. mandril = m = WUDPRV 9.40 Se meterán 54 tramos 4 ½" más el mandril, quedando la cima a: = m Longitud del 3er. mandril al colgador de tubería: El colgador de tubería mide.38 m = WUDPRV 9.40 Se meterán 207 tramos más un tramo corto de 2.40 m y el colgador, quedando el tope localizador.97 m arriba del empacador y los mandriles.02 m arriba de las profundidades determinadas anteriormente. Es muy importante supervisar que el apriete de roscas sea el adecuado y que los accesorios estén instalados correctamente. Cambio de aparejo o empacador por comunicación o daño. Debido a las características de flujo de los hidrocarburos y de los sólidos que arrastran a los mismos hidrocarburos o a los fluidos de inyección, el aparejo, el empacador y sus accesorios se deterioran por corrosión o desgaste y provocan así comunicación al espacio anular. Si la comunicación se da en el aparejo de producción o en las unidades selladoras el problema se resuelve cambiando el aparejo. En otras ocasiones, el aparejo se colapsa por diferentes causas. De cualquier modo, el flujo se restringe o no se pueden correr herramientas para toma de información y así se hace necesario recuperar el aparejo para restablecer las condiciones originales. Si la comunicación es en el empacador, se puede eliminar por molienda y pesca, cuando es permanente, o sacar con el aparejo cuando es recuperable. Posteriormente se coloca otro, cambiando un poco la profundidad de anclaje, debido a que la tubería de revestimiento en ese punto tiene marcas de cuñas del antiguo empacador o efectos de la molienda. 113

114 El diseñador debe efectuar un análisis y una selección muy cuidadosa de los materiales del nuevo aparejo o empacador para evitar que el problema se repita (materiales especiales con mayor resistencia a los esfuerzos, H 2 S, CO 2, arena). asfálticas y parafínicas, presentes en mayor o menor proporción, que se depositan dentro de la tubería, obturándola parcial o totalmente. d) Limpiezas de fondo del pozo Algunas formaciones, como las arenas consolidadas, producen junto con los hidrocarburos, pequeñas partículas de arenas o sedimentos que por gravedad se depositan en el fondo del pozo y llegan a obstruir el intervalo abierto, generan tapones dentro de la tubería y disminuyen paulatinamente el flujo hasta dejar de producir. Una práctica muy común para la remoción y limpieza, tanto del aparejo como del fondo del pozo, es utilizar la unidad de tubería flexible con bombeo de fluidos para acarreo, desincrustantes o limpiadores, así como correr herramientas de limpieza a través del aparejo de producción Figura 39 Aparejo de producción con comunicación, colapso y empacador dañado. Existe también otro tipo de operaciones denominadas de mantenimiento menor en las que no se requiere utilizar el equipo convencional de mantenimiento. Pueden utilizarse otros equipos considerados especiales como la tubería flexible, el generador de espuma, el generador de aceite caliente y la línea de acero. Dichas operaciones pueden ser: Limpieza de pozo Limpieza de aparejo de producción o inyección: Se ha comprobado que los cambios de temperatura, presión, composición química del aceite y el contacto con sustancias de bajo ph propician desequilibrio y la consecuente precipitación de sustancias Figura 40 Unidad de tubería flexible (cortesía de Dowell-Schlumberger). La unidad terrestre de tubería flexible consta, principalmente de: Cabina de control Carrete de tubería Unidad de potencia Inyector de tubería Sistema de prevención Sistema de Izage Unidad transportadora 114

115 Si es unidad marina está conformada por los siguientes módulos: Cabina de control. Carrete de tubería Unidad de potencia Inyector de tubería Carretes de mangueras Sistema de prevención La unidad se distribuye en la localización interconectando con mangueras el panel de control con el carrete, el inyector, los preventores y la unidad de potencia. Se interconecta el carrete de tubería con el sistema de bombeo. Sobre el medio árbol de válvulas del pozo se instala el preventor y sobre éste el inyector de tubería. Se mete la tubería flexible al inyector y baja a través de los preventores, se prueba el sistema con 350 kg/ cm2 y se procede a efectuar la operación. Se baja la tubería flexible con circulación del fluido que se va a utilizar, removiendo y limpiando hasta dejar libre el aparejo de producción o el fondo del pozo a la profundidad deseada. Los fluidos de regreso del pozo deberán estar direccionados al quemador. Se deberá evitar parar el bombeo pues se correría el riesgo de atrapamiento por el asentamiento de las partículas desalojadas. En caso de parafinas o incrustaciones se bajan herramientas cortadoras o de remoción, ya sea con la unidad de tubería flexible o con equipo de línea de acero, repasando varias veces las restricciones hasta dejar libre el aparejo, ver figura 41. Corrección de anomalías de tubería de revestimiento Las principales fallas observadas en las tuberías de revestimiento son desprendimiento, rotura o aplastamiento (colapso). Las causas que las originan pueden ser fatiga o desgaste del acero, efectos de corrosión o esfuerzos excesivos de la formación sobre la tubería. Este tipo de anomalías es de alto riesgo y pueden ocasionar la pérdida del pozo. Para su mantenimien- Tubería Flexible Cabeza Inyectora Lubricador Conexión Rápida Preventores Válvula de Sondeo del Árbol de válvulas Figura 41 Inyector de tubería flexible instalado en un árbol de válvulas (Cortesía de Dowell-Schlumberger, modificada). to se requiere reintegrarlo nuevamente en condiciones óptimas de servicio. Las anomalías en tuberías de revestimiento se pueden determinar y localizar con registros eléctricos o pruebas de presión con empacador y tubería de trabajo. Existen dos formas de resolver este problema: a) Efectuar una recementación a la anomalía con un empacador recuperable o un retenedor de cemento, rebajando y finalmente probando hasta asegurar que está obturado. b) Aislando la anomalía con una tubería de revestimiento cementada de menor diámetro, ver figura 42. Ejemplo 6: Supongamos que se requiere dar mantenimiento al pozo que se muestra en la figura 43, en el cual se ha determinado una anomalía a 3110 m y en donde se observa un represionamiento de 75 kg/cm2 en el espació anular TR-TP. 115

116 Solución: A) Tubería de revestimiento colapsada B) Corrección de anomalía con recementación. C) Corrección de anomalía prolongando la tubería de revestimiento. Figura 42 Anomalía y corrección de tuberías de revestimiento. 1. Controlar el pozo regresando fluidos a formación (si existe pérdida, obturar con un tapón de sal o de carbonato de calcio pues se requerirá circular) 2. Instalar válvula de contrapresión tipo "H". 3. Probar hermeticidad del sello anular del colgador de tubería. 4. Desfogar presión del espacio anular. 5. Desmantelar medio árbol y conexiones superficiales de control. 6. Instalar y probar preventores. 7. Levantar aparejo de producción hasta desenchufar las unidades de sello de empacador. 8. Circular fluido de control en directo hasta llenar pozo. 9. Recuperar aparejo de producción. Existen dos alternativas para reparar la anomalía: 1. Prolongar y cementar la tubería de revestimiento de 7" hasta cubrir la anomalía. a) Con tubería de trabajo y molino cónico para tubería de revestimiento de 9 5/8" conformar la anomalía. b) Con tubería de trabajo y zapata para empacador 9 5/8", moler sistema de anclaje de empacador. c) Con pescante de agarre interno recuperar restos de empacador. d) Con molino cónico para tubería de revestimiento de 7" conformar o rimar camisa soltadora (C-2). e) Con tubería de trabajo y niple efectuar viaje de limpieza hasta la profundidad interior. f) Meter y cementar prolongación de tubería de revestimiento de 7" con una nueva boca de tubería 50 m arriba de la zona de riesgo. g) Calibrar tubería de revestimiento de acuerdo con el diámetro del empacador que se va a instalar. NOTA: Según los requerimientos de producción se podrá instalar un empacador de 7" a la profundidad del antiguo empacador o uno de 9 5/8" arriba de la nueva boca de tubería. 2. Conformar y recementar la anomalía. a) Con tubería de trabajo y molino cónico para tubería de revestimiento de 9 5/8" conformar la anomalía. b) Efectuar recementación de anomalía con empacador recuperable o retenedor de cemento. c) Con molino para tubería de revestimiento 9 5/8" rebajar y probar la recementación con una presión del 60% de la resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento (este valor dependerá de las condiciones de la tubería y del mismo pozo). d) Calibrar tubería de revestimiento con el diámetro adecuado para correr el empacador de producción 9 5/8". 116

117 (67$'20(&$1,&2 $5%2/Ã'(Ã9$/98/$6 Ã$5%2/Ã9$/96Ãà Ã[Ãà Ã0à &$%(=$/Ã352'ÃÃà Ã[à Ã0à &$55(7(Ã&$%(=$/Ã),3Ãà Ã0Ã[Ãà Ã0à %5,'$Ã'Ã6(//2Ã),3Ãà Ã0Ã[Ãà à &$%Ã62/'$%/(Ã),3Ãà Ã0 ÃÃP 9$/9Ã77$Ãà Ã0ÃÃ#ÃÃÃPà K-55, 94 # L-80, 47# N-80, 77/72 # à Ã[ à ; 3 $ Ã) 2,' 8 / ) ÃP $3Ã352'8&&,21 à ÃÃà ÃÃÈ ÃP ÃP $120$/,$Ã$ÃÃ076 (03Ã5(&83Ãà ÃÃ/%3ÃÃ#ÃÃÃÃP %/Ãà ÃP N-80/TAC-110, 53.5 # ƒã,17(59$/2ã%3 5(7Ã&072Ã3$5$Ã75à ÃÃ/%3ÃÃ#ÃÃÃÃP %Ã/à ÃP ÃÃÃP' ÃÃP ÁÃ3(5','$Ã3$5&,$/ÃÃÃ#ÃÃÃP ƒã,17(59$/2ã.6 ÃP'ÃÃP9 ƒã,17(59$/2ã.0., Ã0'ÃÃ09 ƒã,17(59$/2ã., Ã0'ÃÃ09 N-80, 29 # ÃP P-110, 18 # ÃÃP ÃÃP 37à ÃÃÃP'ÃÃÃP9 Figura 43 Estado mecánico de un pozo con anomalía en el espacio anular. 117

118 e) Meter nuevo aparejo de producción. Realizar la misma secuencia operativa que una terminación (si se obturó el intervalo productor efectuar su limpieza con la unidad de tubería flexible). Mantenimiento a conexiones superficiales Los lineamientos en seguridad y protección ambiental exigen que los pozos cuenten con conexiones superficiales en óptimas condiciones. Sin embargo, con la operación y el paso del tiempo se van deteriorando, así es que requieren, de entrada, mantenimiento preventivo, hasta llegar al mantenimiento correctivo que se da cuando se sustituye el accesorio o elemento. Ejemplo 7: Cambio de válvula del cabezal por la siguiente problemática: La válvula no abre o cierra (no funciona el mecanismo). El maneral gira sin abrir la válvula (perno roto). Objetivo: Cambiar las válvulas del cabezal para mantenerlas en óptimas condiciones de operación, y asegurar el control del pozo por espacio anular. Esta labor también se clasifica como mantenimiento menor y puede efectuarse de acuerdo con el riesgo y necesidades implícitas en la operación. Se debe utilizar equipo convencional o herramientas especiales. Sello Figura 45 Válvula mecánica de árbol de producción o laterales de cabezal Consideraciones previas a la operación Figura 44 Mantenimiento a conexiones superficiales. Estas operaciones incluyen, principalmente, cambio de cabezal, de medio árbol de válvulas, de válvulas, de yugos opresores, de colgador de tubería y de anillos metálicos. A continuación se muestran varios ejemplos de mantenimiento a conexiones superficiales. 1. Efectuar una reunión de trabajo acerca de la operación que se va a realizar. 2. Contar con el apoyo del Departamento de Seguridad y Protección Ambiental. 3. Verificar que el contrapozo esté limpio y no tenga fluidos inflamables ni viscosos. 4. Tener válvulas compatibles en diámetros y libraje. Revisar sus pistas de sellos y probar su presión de prueba. 5. Contar con las herramientas necesarias para el cambio de las válvulas. 118

119 6. Tener con anillos selladores compatibles. 7. De ser necesario, tener un lubricador para insertar tapones en el orificio lateral del cabezal de producción, revisado y probado (taper machine). Procedimiento operativo 1.- Si la válvula(s) no abre (n) se podrán reparar o cambiar utilizando un lubricador o herramienta para perforar la compuerta Verificar el funcionamiento interno del mecanismo de la válvula Operar hasta abrir o cerrar la válvula. Si el volante de la válvula no gira se procede a cambiar rodamientos dañados. Si el volante de la válvula gira: a) El perno del vástago está roto, entonces cambiar el perno. Procedimiento para cambiar el perno de corte del vástago o rodamiento. Esta operación puede efectuarse mientras la válvula esté bajo presión en la línea: 1. Afloje la cachucha de rodamientos con una llave Stilson 24. Tenga cuidado de que gire libremente, y elimine la cachucha. 2. Con un punzón quite el perno del adaptador. Asegúrese de que el adaptador no esté dañado. 3. Elimine el adaptador del vástago (revisar condiciones). 4. Extraiga los dos juegos de pistas y rodamientos del adaptador del vástago. Para la instalación de nuevos rodamientos: 5. Lubrique los nuevos rodamientos y pistas. Coloque cada rodamiento entre un par de pistas. Cuide que estén completamente limpias. 6. Limpie y lubrique el adaptador. 7. Instale un juego de rodamiento y pistas en el lado inferior del adaptador y otro juego en el superior. 8. Inserte el adaptador del vástago sobre el extremo del vástago y alinee el orificio para el perno del adaptador con el vástago. 9. Con un punzón, empuje el perno asegurándose que no sobresalga del hombro del adaptador; tenga precaución de no golpear los rodamientos, las pistas, o el adaptador del vástago. 10. Reemplace el anillo "o" del adaptador si es necesario. 11. Inspeccione la cachucha para asegurarse que ninguna pista se haya quedado pegada con la grasa en el interior. 12. Limpie la cachucha y lubrique la rosca. 13. Instálela con una llave Stilson 24". 14. Gire el adaptador, en contra de las manecillas del reloj, para asegurarse que la compuerta está despegada del fondo del cuerpo; esto confirmará que el hombro de respaldo del vástago ya no está en contacto con el hombro del bonete. 15. Inyecte grasa por la cachucha hasta que el exceso salga a través del orificio de alivio. 16. Opere la válvula para abrir y cerrar. 17. Si por alguna razón no se repara la válvula y se decide reemplazarla, se debe considerar lo siguiente: 17.1 Desfogue lentamente la presión de la TR por la otra rama del cabezal de producción Si la válvula dañada está instalada inmediatamente al cabezal y está abierta, instale en la brida de la válvula exterior un lubricador para insertar un tapón en la rosca del cabezal, y poder efectuar el cambio de válvula Seleccione previamente el tapón que va a usar considerando el diámetro de la válvula que se reemplazará. NOTA: El anillo "o" del adaptador puede permitir la instalación del rodamiento y pistas superiores. Existen otras operaciones de mantenimiento correctivo que implican mayor riesgo. En éstas se utilizan más barreras de control como el cambio de cabezal o del árbol de válvulas, para evitar un siniestro. Ejemplo 8: A continuación se muestra una secuencia para cambio de cabezal de producción. Consideraciones previas a la operación: a) Efectuar una reunión de trabajo. b) Contar con personal de seguridad y protección ambiental. c) Mantener el contrapozo limpio de líquidos inflamables, accesorios y herramientas. 119

120 <XJRVÃ2SUHVRUHV l o 6DOLGDVÃ/DWHUDOHV Figura 46 Cabezal de producción (Cortesía Cía. Cameron). Procedimiento operativo 1. Si el colgador de tubería de producción no despega del cabezal: a) Verificar que los yugos del cabezal estén retraídos en un 100%. b) Tensionar el aparejo de producción lo máximo permisible, de acuerdo con la resistencia a la tensión de la tubería de producción. c) Si el pozo lo permite, represionar por espacio anular para ejercer una fuerza adicional a la tensión. d) Colocar sobre la bola colgadora algún solvente (diesel, aflojatodo). e) Llamar al técnico del fabricante. 2. Si no se logró recuperar el colgador: a) Preparar un nuevo cabezal similar al instalado. b) Si el pozo no tiene circulación, colocar tapón de sal y probarlo con 70 kg/cm2. c) Si el pozo tiene circulación, circular un tiempo de atraso. d) Observar que el pozo esté debidamente controlado. 3. Si se tiene instalado un equipo convencional de mantenimiento. a) Levantar el aparejo de producción y sentarlo en cuñas sobre rotaria. b) Eliminar la válvula de contrapresión tipo "H". c) Quitar el seguro de la mesa rotaria. d) Girar la sarta a la izquierda para desconectar lo más cerca posible al niple colgador. e) Eliminar todos los birlos que enlazan el cabezal de producción con el siguiente cabezal. f) Eliminar el conjunto de preventores. g) Levantar el cabezal con la bola colgadora junto s 6HOORVÃ6HFXQGDULRV con la TP que se desconectó, hasta que salga el siguiente cople. h) Revisar condiciones del anillo sellador y pistas del siguiente cabezal. i) Sentar en cuñas de plato el aparejo de producción sobre el cabezal siguiente, cuidando que no se dañe el traslape de la TR. j) Desconectar el tramo superior junto con el cople siguiente. k) Con una doble maniobra al block, colgar el nuevo cabezal. l) En un tramo de tubería de producción conectar el niple colgador, e instalarle la válvula de contrapresión tipo "H" y el anillo sellador. m)conectarse con el aparejo de producción a través del cabezal colgado. n) Levantar el aparejo para eliminar las cuñas de plato. o) Sentar el nuevo cabezal y apretarlo. p) Ajustar e instalar el colgador de tubería. q) Sentar la bola colgadora y el niple colgador sobre cabezal de producción. r) Reinstalar el conjunto de preventores y las conexiones superficiales. s) Probar el cabezal, el conjunto de preventores y las líneas superficiales. Ejemplo 9: Cambio de yugos dañados en el cabezal de producción Consideraciones previas a la operación: Medio Árbol de Válvulas Colgador de tubería Línea de Control de la VSC Cabezal de Producción Línea de 1/4 de la VSC Figura 47 Conexiones superficiales de un pozo productor marino (Cortesía de la Cía. Cameron). a) Efectuar una reunión técnica. b) Contar con personal de Seguridad y Protección Ambiental. c) Involucrar al personal técnico de la compañía. 120

121 d) Mantener el contrapozo limpio de fluidos inflamables. Procedimiento operativo 1.- Cuando por alguna razón, uno de los yugos esté dañado, la presión pase por alguno de ellos o no se pueda retraer, se procederá a la reparación o cambio del mismo. El procedimiento es el siguiente: a) Verificar que no haya presión entrampada entre el cabezal y el bonete. Utilizar la herramienta adecuada para activar la válvula de contrapresión, situado en la brida del cabezal. b) Una vez despresionado, se procede a extraer el yugo, sacando 100% también la contra -tuerca c) Al recuperar el yugo verificar que: C.1. La rosca interior donde se alojó el yugo esté limpia y en condiciones. C.2. No tenga empaques alojados en su interior. 2.- Si se requiere cambiar el yugo: a) Colocarle empaques nuevos de tipo grafitado y metálico. b) Introducir el yugo empacado en la rosca interior del orificio del cabezal hasta hacerlo llegar al interior del cabezal; posteriormente volverlos a retraer. c) Instalar contra -tuerca al yugo. Ejemplo 10: Por último se muestra el procedimiento para un cambio de cabezal de producción por daño (sellos secundarios en malas condiciones, pistas de anillo metálico dañadas, tazón dañado). Consideraciones previas a la operación: a) Efectuar reunión de trabajo y seguridad. b) Contar con el apoyo del Departamento de Seguridad y Protección Ambiental para verificar presencia de gas, y protección al equipo. c) Mantener el contrapozo limpio de líquidos inflamables y viscosos. d) Que el área de trabajo esté libre de herramientas o accesorios que no se vayan a utilizar. e) Contar con todas las herramientas y accesorios que se van a usar y verificar que todo sea compatible en cuanto a marca, tipo, libraje, y diámetros. <XJRVÃ2SUHVRUHV 0HGLRÃÈUEROÃGHÃ9iOYXODV 1LSOHÃ&ROJDGRU Procedimiento operativo &ROJDGRUÃGHÃ7XEHUtD Figura 48. Cabezal de producción de un pozo productor terrestre (Cortesía Cía. Cameron) 1.- Con pozo controlado y sin tubería dentro. a) Introducir tapón ciego recuperable (de acuerdo con el diámetro y libraje de la ultima TR que se tenga) a +/ metros. b) Anclar y probar hermeticidad con 1000 psia. c) Desmantelar piso falso, mesa rotaria y cartabones. d) Colgar 2 estrobos de acero de 1" x 15 metros cada uno en polea viajera. e) Desmantelar conjunto de preventores y líneas superficiales. f) Eliminar 100% los birlos y el cabezal de producción. g) Revisar y limpiar pistas de sello del siguiente cabezal. h) Revisar traslape de TR (tazón del cabezal, bisel, golpes, corte recto). De ser necesario, eliminar con una lima raspaduras o imperfecciones en el traslape de TR, que puedan dañar los sellos secundarios del nuevo cabezal de producción. i) Instalar anillo nuevo y bajar lentamente el cabezal hasta sentarlo en el cabezal inferior cuidando que al entrar al traslape de la TR entre uniforme en el área de los sellos del cabezal. j) Apretar los birlos (de 4 en 4 y en forma de cruz) del cabezal con válvulas instaladas. k) Probar hermeticidad de los sellos secundarios y el anillo por el orificio de prueba. l) Si la prueba es satisfactoria, desmantelar las maniobras de los estrobos. m)instalar las válvulas laterales del cabezal, previa revisión de la pista de sellos. 121

122 n) Instalar y probar el conjunto de preventores y las líneas superficiales. o) Probar cabezal de producción con probador de copas. p) Si el equipo es "IH" instalar cartabones, rotaria y piso falso. q) Recuperar al 100 % el tapón ciego. r) Continuar con programa operativo. Estimulaciones, fracturamiento e inducciones Después de la terminación, de un mantenimiento mayor o durante el propio desarrollo de la vida productiva de los pozos, se requiere, por lo general, restaurar o mejorar las condiciones de flujo del intervalo productor o inyector. Los medios más utilizados son las estimulaciones y fracturamientos, considerados también como mantenimiento menor. Los aspectos más relevantes sobre esta técnica, se detallan en el punto 5 de la sección de terminación. Consideraciones generales para la elaboración del programa de mantenimiento a pozos Al planear y desarrollar el programa de mantenimiento de un pozo se requiere tomar en consideración las siguientes aspectos: a) Objetivo de la intervención. b) Requerimientos básicos de información. c) Secuencia operativa. d) Problemas comunes en el área. e) Tipo de pozo (terrestre o marino). f) Costo de la intervención. Objetivo de la intervención Determinar los alcances de la intervención con base en las características específicas requeridas en el reacondicionamiento del pozo. Requerimientos básicos Al efectuar un programa de intervención de mantenimiento, el diseñador debe realizar una recopilación completa de los antecedentes del pozo y de los datos de tomas de información (registros de producción, toma de muestras, calibraciones), tales como: 1. Estado mecánico. 2. Columna geológica real. 3. Posición estructural con respecto a pozos vecinos. 4. Perfil de desviaciones. 5. Características de los fluidos: a) Utilizados durante la perforación. b) De control. 6. Presión y temperatura de fondo. 7. Tipo y características de los fluidos producidos. 8. Conexiones superficiales. 9. Intervalos con posibilidades de producción. 10.Antecedentes de perforación. 11.Antecedentes de terminación. 12.Antecedentes de reparaciones. 13.Intervenciones sin equipo. 14.Historia de producción y características de fluidos producidos. El análisis de la información recabada, junto con el objetivo de la intervención, nos permite contar con un panorama amplio en cuanto a aspectos de la planeación, como tiempo, costo y riesgo: factores importantes en la toma de decisiones. Secuencias operativas Es el conjunto de eventos ordenados secuencialmente para alcanzar el objetivo planteado en la intervención, dentro del marco de seguridad al personal y de protección al medio ambiente y optimizando los recursos existentes para efectuar la intervención en el menor tiempo y costo posibles. Diferencia en secuencia operativa de mantenimiento entre pozos terrestres y costa-afuera Podemos considerar que las secuencias operativas de mantenimiento entre pozos terrestres y marinos son las mismas, a excepción de que los marinos, por norma de seguridad, requieren contar con una válvula en sus aparejos de producción subsuperficial de control, también llamada de "tormenta." El manejo de dicho accesorio requiere de operaciones adicionales que finalmente marcan la diferencia. Válvula subsuperficial de control Las Válvulas Subsuperficiales de Control (VSC) son accesorios utilizados, por norma de seguridad, como barreras de control en los pozos costafuera de la di- 122

123 visión marina. Están diseñadas para cerrar automáticamente el flujo de hidrocarburos a superficie, al ocurrir cualquier siniestro en las conexiones superficiales o en la localización. Este accesorio se instala a +/-150 m bajo el colgador de tubería y se acciona hidráulicamente desde la superficie a través de una tubería de alta presión de ¼", flejada al aparejo de producción. La mayoría de las VSC abren totalmente con una presión aproximada de 120 kg/cm2, pero ya en operación, el panel general que acciona todas las válvulas de los pozos existentes en la plataforma, maneja una presión de 240 kg/cm2 para mantenerlas abiertas. Cabezal de Producción Válvula Subsuperficial de Control Línea de Inyección de Aceite Hidráulico Colgador de Tubería Tubería de Control de ¼ Figura 50 Diagrama esquemático de un aparejo de producción con una válvula subsuperficial de control instalada. (Cortesía Cía. Seal Tide). Figura 49 Válvulas subsuperficiales de control (Cortesía Cías. Ava y Halliburton). Al despresionarse el sistema a una presión menor de 85 kg/cm2, la válvula cierra automáticamente. A diferencia de los pozos terrestres, todas las secuencias operativas de mantenimiento, tanto mayor como menor en los pozos costaafuera, deben efectuar las siguientes operaciones adicionales, tanto en la recuperación, como en la instalación de dicha válvula. Instalación de la válvula subsuperficial de control (VSC) 1. Al recibir la VSC en plataforma, probar su apertura y cierre con 350 kg/cm2. 2. Efectuar ajuste definitivo del aparejo. 3. Levantar aparejo e instalar la VSC (ajustar para que quede a +/- 150 m). 4. Instalar la VSC en el aparejo de producción conectando el piñón a la caja de la tubería. 5. Conectar la tubería de ¼" a la VSC y probar interconexión y apertura con 350 kg/cm2. 6. Meter aparejo de producción con la VSC abierta (tubería de ¼" represionada con 210 kg/cm2). 7. Instalar colgador de tubería al aparejo de producción; cerrar VSC desfogando la presión de la tubería de ¼". 8. Interconectar la tubería de ¼" al colgador de tubería; probar efectividad de interconexión con 350 kg/cm2. 9. Sentar colgador en el cabezal de producción. 10.Desmantelar preventores y líneas superficiales de control. 11.Instalar y probar medio árbol de válvulas con 350 kg/cm2. 12.Con la bomba hidráulica manual, efectuar prueba al sistema hidráulico árbol de válvulas-colgador de tubería, niple de control y línea de ¼". 13.Conectar la línea de inyección de aceite hidráulico del panel general de control de las VSC de la plataforma al medio árbol de válvulas. 123

124 Recuperación de la VSC 1. Controlar pozo. 2. Instalar válvula de contrapresión tipo "H" en el colgador de tubería. 3. Desconectar la línea de inyección de aceite hidráulico del medio árbol de válvulas al panel general de control de las VSC de la plataforma. 4. Desmantelar medio árbol de válvulas. 5. Instalar y probar preventores y líneas superficiales de control. 6. Levantar aparejo de producción, desconectar línea de inyección de aceite hidráulico del colgador de tubería; eliminar colgador de tubería de producción. 7. Recuperar aparejo de producción hasta la VSC eliminando tubería de inyección de aceite hidráulico de ¼". 8. Desconectar línea de inyección de aceite hidráulico de la VSC. 9. Desconectar y eliminar la VSC. Cancelación de la VSC En las operaciones de recuperación de aparejos que requieran trabajos especiales como colocar tapones mecánicos, cortes de tubería (químico, térmico o mecánico), con cable o línea, se debe cancelar la VSC y mantenerla permanentemente abierta. 1. Instalar y probar la unidad de línea de acero. 2. Calibrar 5m abajo de la VSC con un diámetro igual al del cancelador. 3. Bajar canceladora y alojarla en el perfil especial de la VSC. 4. Represionar aparejo de producción hasta desplazar el mandril o camisa de la VSC. 5. Recuperar canceladora. Secuencias operativas más comunes en el mantenimiento de los pozos. En las operaciones de mantenimiento, tanto mayores como menores, se ejecutan operaciones comunes para todas las intervenciones. A continuación describiremos estas secuencias operativas: Control del pozo. Eliminación del árbol de válvulas e instalación de preventores. Secuencia operativa especifica de la intervención. Eliminación de preventores e instalación del árbol de válvulas. Operaciones adicionales (inducción, disparos, registros, tomas de muestras, etcétera). Control del pozo Antes de efectuar cualquier operación dentro del pozo es necesario que se encuentre totalmente bajo control. Para lograrlo, se bombea fluido contra formación de una densidad tal que su columna hidrostática genere una presión mayor a la presión del yacimiento. Control de un pozo con circulación Datos requeridos antes del control a) Registros de presión de fondo, que se obtienen del programa de intervención. b) Análisis cromatográficos de los fluidos del pozo (gases, H 2 S, CO 2, etcétera). c) Estado mecánico del pozo, condiciones del aparejo de producción, capacidades internas de presión de las conexiones superficiales de control. d) Solicitar la certificación de la prueba de conexiones superficiales. e) Capacidades de volúmenes y presión del equipo de bombeo que se va a emplear. f) Conocer si el pozo admite, y si es así, con qué presión se controlará el pozo hasta la camisa o se regresarán fluidos contra formación. Se considera que el aparejo de producción está debidamente enchufado y probado hasta su hermeticidad. De los siguientes datos obtendremos el tipo de fluido que se ha de emplear, la densidad de control, la presión inicial de circulación, la presión final de circulación, la máxima presión permisible durante el control, el volumen necesario de lodo con los márgenes de seguridad necesarios (el volumen del pozo más un 100%). 124

125 Cálculos que se deben realizar para el control a) Densidad de control de los registros de presión de fondo con la ecuación 8. b) Los valores reológicos del fluido de control que se va a utilizar se obtienen con el auxilio del viscosímetro fann 35 A. c) Caídas de presión de acuerdo con los valores reológicos, densidad de control, estado mecánico del pozo y gasto que se ha de emplear durante el control. Determinar las caídas de presión en el sistema en función del modelo matemático que se ajuste al comportamiento reológico del fluido. Este valor será igual a la PRESIÓN FINAL DE CIRCULA- CIÓN. d) Determinar el volumen de la T.P. que se realiza con a ecuación 1. Para determinar el volumen de la T.P. simplemente multiplicamos el valor de los l/m por la profundidad a donde se realizará el control. e) Para el espacio anular, utilizaremos la ecuación 2. f). Cálculo del desplazamiento de la bomba tríplex 1pulg3= lx0.785 x x 3= 'HVSOD]DPL HQWR OWV/ HPE = ' [ / [ ( [ (32) donde: 2 ( ) factor de conversión D= Diámetro de la camisa, pg L= Longitud de la carrera, pg E= Eficiencia de la bomba f) Calculamos el número de emboladas para llenar la T.P. 9ROXPHQ GH OD WS ( OWV) # (PE. = /LWURV [ (PERODGD (33) Litros x embolada, son los litros por embolada calculados, que desplaza la bomba. g) Cálculo de la presión inicial de circulación 3,& = 3VLVWHPD + 3FWS Donde: PIC= Presión Inicial de Circulación. DP= Caídas de presión calculadas (34) Pctp = Presión de cierre en T.P. h).- Calculamos la disminución de presión Donde: DP = Disminución de presión en Kg. PIC = Presión inicial de circulación PFC = Presión final de circulación i) Calculamos el régimen de bombeo (35) (36) De aquí se obtiene el número de emboladas necesarias para disminuir 1 Kg/cm² de presión. Ejemplo 11: '3 = 3,& 3)& # GH HPERODGDV SDUD OOHQDU OD WS 5 E = 'LVPLQXFLyQ GH Pr HVLyQ Se tienen los siguientes datos para el control de un pozo: Presión inicial de circulación = 95 Kg/cm² Caídas de presión calculadas o presión final de circulación =53 Kg/cm² Disminución de presión = 42 Kg/cm² Núm. de emboladas para llenar la T:P: = 2,800 Núm. de emboladas para llenar el E:A: = 8,300 Núm. de emboladas para llenar el pozo = 11,100 Calculamos el régimen de bombeo: E = = 66 emboladas 42 Se requieren 66 emboladas para disminuir 1 Kg/cm² de presión en la T.P. Para representar la disminución de presión cada 4 Kg/cm² multiplicamos el número de emboladas necesarias para disminuir 1 Kg/cm² por 4 y el valor será de 266 emboladas para disminuir 4 Kg/cm² la representación tabular o gráfica será de la siguiente manera, ver tabla 3: Secuencia operativa para el control de un pozo con circulación Efectuar la reunión técnica y de seguridad con el personal involucrado en la operación, para asignarles las diferentes actividades que les corresponden. 125

126 (PERODGDV 3UHVLyQHQ.JFPð 3UHVLyQHQ/EVSXOJð DFXPXODWLYDV Tabla 3 Representación tabular de la cédula de bombeo. perforaciones de la TP (Tubing Puncher). 4.- En este punto, si la densidad de control fue calculada hasta los disparos, cerrar la TR totalmente y continuar hasta bombear la capacidad desde la camisa hasta la cima de los disparos. Una vez bombeada la capacidad, parar el bombeo para comprobar que la presión en la TP sea cero, lo cual indicaría que la densidad de control es la adecuada; en caso contrario, recalcular nuevamente la densidad de control. Presión (Kg/cm 2 ) Si la densidad de control fue calculada hasta la camisa, una vez bombeada la capacidad, hacer una pausa y cerrar totalmente la TR para comprobar que la presión en la TP sea cero. En caso contrario recalcular la densidad de control, abrir ligeramente el estrangulador y reiniciar el bombeo ajustando la presión de circulación calculada (Presión Final de Circulación) con auxilio del estrangulador Emboladas Acumulativas a Figura 51. Representación gráfica de la cédula de bombeo. 1.- Abrir el estrangulador y simultáneamente iniciar el bombeo del fluido de control con densidad y gasto calculados previamente. 2.- Ajustar el estrangulador hasta obtener el valor calculado de la PRESIÓN INICIAL DE CIRCULA- CIÓN en la TP con el gasto calculado. 3.- Continuar el bombeo del fluido de control manteniendo la presión de bombeo (calculada en la cédula de control) con el auxilio del estrangulador hasta que el fluido de control llegue a la camisa o 6.- Continuar la circulación manteniendo constante la presión en la TP, hasta que el fluido con la densidad de control llegue a superficie. Abrir o cerrar el estrangulador según sea necesario. En cuanto el fluido de control empiece a salir en superficie monitorear constantemente la densidad de salida y circular hasta homogeneizar las columnas del fluido; en este caso el estrangulador deberá estar completamente abierto. 7.- Una vez homogenizadas las columnas con el estrangulador completamente abierto, suspender el bombeo del fluido y mantener completamente abierto el pozo para determinar cualquier aportación del mismo. 126

127 8.- Es recomendable mantener el pozo completamente abierto el mismo tiempo que durará la remoción del árbol de válvulas; si no se observa manifestación, se procederá a circular un tiempo de atraso, monitoreando la densidad de salida del fluido de control. 9.- Sí el pozo está bajo control proceder a desmantelar el árbol de válvulas. En pozos despresionados donde se desee evitar la pérdida de fluido o lograr circulación es necesario obturar el intervalo productor. Actualmente es una práctica muy común obturar con tapones de sal granular. Este procedimiento se detalla en otro capítulo. Eliminación del árbol de válvulas e instalación de preventores Después de asegurarse de que el pozo está controlado, y comprobar que se tiene en la localización el sistema de preventores completo y probado, se procede a la operación de desmantelar el árbol de válvulas e instalar y probar preventores con las líneas superficiales de control. La secuencia operativa es la siguiente: 1. Instalar válvula de contrapresión Tipo "H". 2. Desconectar líneas de control de las ramas laterales del árbol de válvulas. 3. Retraer los anillos opresores (yugos) y eliminar tornillos superiores del cabezal de producción. Si el pozo es terrestre: 4. Instalar tramo corto de la TP al bonete superior (cachucha) del medio árbol. 5. Tensionar el aparejo dentro de los límites calculados hasta levantar el árbol de válvulas lo suficiente como para instalar las cuñas de plato (spider). 6. Levantar el anillo metálico amarrándolo a los agujeros de la brida inferior del carrete colgador, y colocar las cuñas de plato en el tramo de la TP apoyando todo el peso del aparejo sobre ellas. 7. Desconectar el árbol de válvulas y colocarlo fuera del área de las subestructuras. 8. Conectar tramo de la TP (madrina) al colgador de tubería de producción. 9. Tensionar la sarta y recuperar cuñas. 10. Apoyar la sarta por medio del colgador en el cabezal de producción y desconectar el tramo de la TP. Pasar al punto 11. Si el pozo es marino: 4. Estrobar perfectamente el árbol de válvulas y engancharlo al block viajero de la grúa de la plataforma. 5. Tensionar y levantar el árbol hasta desenchufar su parte inferior del cuello superior del colgador de tubería. 6. Con la grúa colocar el árbol de válvulas en su base para transporte. Pasar al punto Instalar arreglo de preventores. 12. Conectar líneas de operación de los preventores a la unidad operadora. 13. Instalar líneas superficiales de control a preventores. 14. Probar preventores y líneas superficiales de control a la presión requerida. 15. Instalar campana, línea de flote y charolas de recolección de fluidos. Secuencias operativas específicas programadas en la intervención de mantenimiento Estas secuencias son específicas para este proceso y se diferencian en función del objetivo de la intervención. En las descripciones de las diferentes operaciones de mantenimiento, tanto mayor como menor, se explicó cada una de ellas a detalle. Eliminación de preventores e instalación del árbol de válvulas 1. Efectuar ajuste de aparejo. Si el pozo es terrestre: 2. Desconectar el cople del tramo último e instalar el colgador de tubería envolvente y cople colgador. 3. Efectuar prueba de hermeticidad de la conexión. 4. Conectar un tramo madrina al cople colgador, eliminar las cuñas y medir el espacio mesa rotaria. 5. Verificar el peso del aparejo de arriba hacia abajo y estático. 6. Marcar en el tramo de la TP el resultado de restar, al espacio de la mesa rotaria, la longitud del cople colgador. 7. Bajar lentamente el colgador envolvente y el cople colgador a través de los preventores. 127

128 8. Alojar correctamente el colgador de tubería en el cabezal de producción (la marca colocada en el tramo de la TP debe coincidir con la superficie de la rotaria). 9. Efectuar prueba de hermeticidad a los sellos "Multi V". 10. Desconectar el tramo madrina al cople colgador. 11. Instalar la válvula de contrapresión tipo "H" en el cople colgador. 12. Desmantelar la charola de recuperación de fluidos, línea de flote y campana de circulación 13. Desconectar líneas superficiales de control y líneas hidráulicas a preventores. 14. Desmantelar preventores. 15. Verificar que la válvula de contrapresión esté correctamente instalada. 16. Eliminar anillo metálico. 17. Introducir los tornillos de sujeción (yugos) en el cabezal de producción. 18. Conectar tramo de TP en el cople colgador. 19. Levantar el aparejo de producción lo necesario para instalar las cuñas de plato o herramienta de la compañía para colocar el cople colgador. 20.Desconectar el tramo de la TP y limpiar el cople colgador. 21. Conectar un tramo de la TP al bonete superior del árbol de válvulas y levantarlo. 22.Limpiar el interior y la pista para el anillo del carrete colgador; colocar el anillo metálico nuevo debajo de la brida del carrete colgador. 23.Efectuar prueba hidráulica de los sellos entre el carrete colgador y el cople colgador. 24.Tensionar el aparejo de producción para retirar las cuñas de plato o herramienta de la compañía. 25.Confirmar que los tornillos de sujeción estén en posición correcta sobre el bisel del colgador de tubería. 26.Bajar lentamente el medio árbol para instalarlo en el cabezal de producción, alineando las válvulas laterales del árbol de válvulas. 27.Recuperar válvula de contrapresión tipo "H". 28.Aplicar el procedimiento de prueba al conjunto instalado. Después de haber cumplido con el seguimiento operativo específico de la intervención, de haber desmantelado preventores y de haber instalado el árbol de válvulas, se realizan varias operaciones antes de entregar el pozo a producción: disparos, redisparos, inducción, estimulación, fracturamiento toma de muestras, registros, etc. Dichas operaciones pueden ser solicitadas por el área de producción, antes, durante o al final de la intervención, de acuerdo con la experiencia del campo o los resultados de análisis posteriores al mantenimiento. A continuación se enumeran algunas, clasificadas como operaciones adicionales a la intervención de mantenimiento a pozos. Inducciones Cuando los hidrocarburos producidos por la formación no llegan por sí mismos a la superficie, se realizan varias actividades para disminuir la presión hidrostática a favor del yacimiento y permitir que éstos se manifiesten. Estas secuencias operativas se denominan métodos de inducción. Actualmente se conocen varios métodos para inducir un pozo, su aplicación depende de las características y el estado mecánico del pozo. Los más comunes son: Inducción mecánica Es el método más antiguo conocido en la industria petrolera. Consiste en deslizar una barra pesada MECANICA METODOS DE INDUCCION POR DESPLAZAMIENTO POR IMPLOSION Si el pozo es marino: El procedimiento se describe a detalle en el punto "INSTALACIÓN DE LA VSC". A TRAVES DE L A CAMISA O VALVULA DE CIRCULACION CON TUBERIA FLEXIBLE Operaciones adicionales a las operaciones específicas de la intervención Figura 52 Métodos de inducción. 128

129 provista de un elemento de empaque o copas, a través del aparejo de producción. En su viaje ascendente, y debido al peso del fluido, las copas se ajustan al diámetro interior del aparejo, permitiendo con esto el desalojo del fluido que se encuentre por encima de ellas. La longitud aproximada que se vacía en cada viaje es de 150m, si el fluido desalojado es agua, pero a medida que aumenta la densidad del fluido, disminuye la longitud vaciada. Las principales desventajas de este método son: * Alto riesgo operativo por no utilizar equipo de control * No se puede emplear en aparejos de producción combinados * La presión de trabajo de las copas en muy baja (10 a 15 kg/cm²) * El primer flujo del pozo es a cielo abierto * El daño ecológico por derrames es considerable Debido a los riesgos que este método representa, y a la introducción de nuevas técnicas de inducción, su empleo ha sido eliminado. Inducción por desplazamiento a través de la camisa o válvula de circulación Este método consiste en abrir la camisa de circulación y desplazar los fluidos contenidos en el aparejo de producción hacia el espacio anular por fluidos de menor densidad. Posteriormente cerrar la camisa, probar hidráulicamente el cierre de la misma y aforar el pozo a la batería con el estrangulador adecuado, en función de la presión final de bombeo y del fluido desplazante. Como fluido desplazante se utiliza comúnmente agua dulce, salmueras sódicas o cálcicas y nitrógeno gaseoso. La elección depende de la densidad del fluido de control. Los parámetros requeridos para efectuar con eficiencia y seguridad una inducción son: 1. Presión final de bombeo. El conocimiento de este parámetro permitirá seleccionar adecuadamente el equipo de bombeo y la presión de prueba de las conexiones superficiales, con el fin de evitar riesgos innecesarios durante el desarrollo operativo de la inducción. 2. Volumen de fluido para desplazar. La obtención previa de este parámetro evitará que se generen operaciones inconclusas y anómalas por falta de fluido y sobre-desplazamiento del mismo. El cálculo de estos parámetros para fluidos líquidos (agua dulce, salmueras) es simple y ampliamente conocido. Sin embargo, el manejo de gases es más complicado y requiere mayor atención. Para explicarlo con claridad se desarrolla un ejemplo de cálculo con el método tradicional y el analítico. Ejemplo 12: Se requiere efectuar un desplazamiento del fluido de lavado por nitrógeno a través de la camisa de circulación, en un pozo con las siguientes características: Profundidad de la camisa 5280m (17,318 pies)=l Profundidad de los disparos 5,800m Temperatura a nivel de disparos 147 C Extremo del aparejo combinado 5,310 m Longitud de TP de 2 3/8" 4.6 lb/pie 1500 m(cap l /m) Longitud de TP de 3 1/2" 9.2 lb/pie 3200 m (Cap l /m) Longitud de TP de 3 1/2" 12.7 lb/pie 600 m (Cap l / m) Densidad del fluido de lavado 1.0 gr/cm3=d Antes de presentar el ejemplo, es necesario conocer las propiedades más importantes del NITRÓGENO GASEOSO, debido a que es el gas más utilizado en las operaciones de producción de petróleo. Calcular la presión final de bombeo y el volumen necesario de nitrógeno para efectuar el desplazamiento. Método tradicional Paso 1. Calcular la presión hidrostática ejercida por el fluido hasta la camisa de circulación: (37) 3 K = 1.422( / [ G) =1.422(5280 x 1) =7508 psi 129

130 Símbolo químico N Peso atómico Peso molecular del N Densidad a 20 C gr/cc Punto de ebullición C Temperatura crítica C Presión crítica kg/cm2 Punto de vaporización C 1 kg de líquido rinde m3 de gas a condiciones normales Pureza Contenido humedad 2.5 ppm ( v ) Toxicidad NULA Combustibilidad NULA Paso 2.- En la tabla 4 localice el valor más cercano a 17,318 pies ( 17,000 pies ); éste es de ( 7,241 psi ) y en la parte superior de esta columna encontrará el valor de 5,000 psi, que corresponde a la presión en la cabeza. Paso 3. De la tabla 5, con una profundidad de 17,318 pies y una Pw > 4000 psi, encontramos el factor de peso del nitrógeno Fc de Dividiendo la presión de fondo calculada entre nos dá la presión en la cabeza ó presión final de bombeo: 3 ) K 3 IE = = 7241 = 5333 psi F (38) Paso 4.- Obtener el factor de volumen del Nitrógeno. En la tabla 6 se localiza el valor más cercano a 5,333 psi ( 5,300 psi ),y a 17,318 pies ( 18,000 pies ) ; en su intersección se encuentra el valor de m3/m3, que corresponde al factor de volumen buscado. Paso 5. Calcular el volumen de Nitrógeno necesario. Para esto se debe conocer el volumen total del aparejo hasta la camisa y multiplicarlo por el factor de volumen encontrado en el paso anterior: 9 = 9 1 WS [ ) 2 Y (39) V N2 = (2.019 x x ,831 x 600 = l V N2 = x = 5280 m 3 Método analítico Paso 1. Calcule la presión de fondo hasta la camisa. 3 I = / [ G + 3 (40) ( ) DW Pf = ( 5,280 x 1 ) = 7,523 psia Paso 2. Calcule la presión final de bombeo para una presión supuesta: Pfb = Pf - Psupta. (41) Pfb = 7,523-1,000 = 6,523 psia Paso 3. Calcular la presión promedio: (Pf + Pfb ) P (42) m = 2 ( ) P m = = 7,023 SVLD a 2 Paso 4. Determine la temperatura de fondo (hasta la camisa) Tf = GT x L + Ts (43) Gradiente termico (GT) = C/100 m Tf = x = C Paso 5.- Calcular la temperatura promedio: (44) ( Tm ) en R =( 1.8 x C )+ 492 (45) Tm = (1.8 x 83.35) = 642 R Paso 6. Con los datos calculados de Tm, Pm y la figura 53, obtenga la Zm: Para este caso: Zm = 1.32 Paso 7. Calcular la presión final de bombeo corregida: Donde: T T m = ( ( TF + T m = = & 2 ( 7P [ =P) ) s ) I IEF = = [ e x (46) / [ = 0. 06[ = x 1.32 = H (47) 130

131 Sustituyendo valores: x = e x = e = , Pfbc = 5,177 psia = Paso 8. En este paso se compara la presión calculada en el paso 3, con la calculada en el paso 7 y si la diferencia es mayor de 400 psia, recalcular a partir del paso 3, tomando como presión supuesta la obtenida en el punto 7. Para este caso la diferencia es mayor, por lo que efectuaremos otro cálculo: ( 3I + 3 sup WD) 3P = 2 (48) ( ) Paso 6.- obtener el valor de Zm para la nueva Pm: Para este nuevo caso: Zm = 1.27 Paso 7.- Calcular la presión final de bombeo corregida: P supta = 5177 psia y Pfb calculada = 5101 psia 3P = = 6, 350 SVLD 2 ( 7P [ =P) 3I P fbc = (49) (50) Como la diferencia de presiones es menor que 400 psia, continuamos. Paso 8. Obtenga la presión media a partir de la ultima presión calculada: P = = 6, 312 SVLD 2 Paso 9. Calcular el volumen de nitrógeno: [ H / 5280 [ = [ = x 1.27 = P fbc= = 5,101psia S H 9WS 91 2 = 35.7 [ 3P [ = 5,444P ( = P [ 7P) 3 Comparación de resultados Método Pfinal de Bombeo Vol. de N2 Tradicional 5,333 psia 5,286 m3 Analítico 5,101 psia 5,444 m3 Al comparar los resultados obtenidos con ambos métodos, se observa que las diferencias son mínimas. Esto a nivel operativo no representa ningún riesgo, por lo tanto, la selección del método que se habrá de utilizar para obtener estos parámetros dependerá del diseñador. Inducción por empuje o implosión Como se mencionó anteriormente, los métodos de inducción tienen como función principal reducir al máximo la fuerza ejercida hacia la formación por la presión hidrostática de los fluidos contenidos en el pozo. El método de inducción por empuje o implosión consiste en inyectar los fluidos contenidos en el pozo, más un determinado volumen de nitrógeno, hacia la formación a través del intervalo abierto. Debido a que el nitrógeno es un gas inerte no reacciona con la formación, y al ser descargado, produce un efecto de succión. Así arrastra en su viaje de retorno cantidades considerables de sólidos y aunado a la disminución casi total de la presión hidrostática, aumentará la aportación de los fluidos de formación hacia el pozo. Sin embargo, para poder utilizar este método se deben tomar en cuenta dos aspectos importantes: a) La presión de inyección b) Los fluidos contenidos en el pozo Ambos aspectos deberán ser bien estudiados. Si no se conocen profundamente será imposible utilizar este método. Los parámetros requeridos para efectuar una implosión son los siguientes: 1. La presión final de inyección (Pfi) 2. Capacidad total del pozo (Vtp) 3. Volumen de Nitrógeno para efectuar el desplazamiento hasta el intervalo (VN2d) 131

132 Tabla 4 PRESIÓN DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITRÓGENO, TENIENDO LA PRESIÓN DE SU- PERFICIE Y LA PROFUNDIDAD Prof (pies)/pw (psia)

133 Continuación Tabla 4 PRESION DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITRÓGENO, TENIENDO LA PRESION DE SUPERFICIE Y LA PROFUNDIDAD Prof (pies)/pw (psia)

134 Continuación Tabla 4 PRESION DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITROGENO, TENIENDO LA PRESION DE SUPERFICIE Y LA PROFUNDIDAD Prof (pies)/pw (psia)

135 Tabla 5 FACTOR PARA DETERMINAR EL PESO DE UNA COLUMNA DE NITRÔGENO Prof. (pies) Pw<4000 (psia) Pw>4000 (psia) Prof. (pies) Pw<4000 (psia) Pw>4000 (psia)

136 Continuación Tabla 5 Prof. (pies) Pw<4000 (psia) Pw>4000 (psia) Prof. (pies) Pw<4000 (psia) Pw>4000 (psia)

137 Tabla 6 FACTOR DE VOLUMEN PARA DETERMINAR LOS M3 DE NITRÓGENO POR M3 DE LIQUIDO Psup Profundidad en pies (psia)

138 Tabla 7 FACTOR DE VOLUMEN PARA DETERMINAR LOS M3 DE NITRÒGENO POR M3 DE LIQUIDO Psup Profundidad en pies (psia)

139 Figura 53 Factor de compresibilidad del nitrógeno 1.6 º F = 1.8 x º C º R = º F ºC 100 ºC 125 ºC 150 ºC ºC 250 ºC 300 ºC 350 ºC FACT OR DE COMPRE S IBILIDAD ( Z m ) ,000 PRESIÒN MEDIA ( PSI ) T E MP E R AT UR A ME DIA 139

140 4. Volumen de nitrógeno que se inyectará al pozo (VN2i) 5. Volumen total de nitrógeno necesario (VTN2) Ejemplo No. 13: A continuación se resolverá un ejemplo de un pozo en donde se desea efectuar una implosión, y cuyos datos son los siguientes: Presión de fondo estática Presión de inyección Prof. de los disparos Fluidos en el pozo Nivel de fluidos (BL) Base Liner de 5" 18 lb/pie Empacador de 7 5/8 " Camisa de 3 1/ 2" Long. TP 3 1/2" 9.2 lb/pie Long. TP 3 1/2" 12.7 lb/pie Cálculos: Paso 1. Partiendo de la presión de fondo de 362 kg/ cm² (5,148 psia), la profundidad de los disparos a 5,100 m (16,728 pies) y con el auxilio de la Tabla 4 (mostrada anteriormente) obtener el valor de Pw, el cual es de 3,500 psia y será igual a la presión final de bombeo (Pfb) Paso 2. Calcular el volumen total del pozo. Para esto obtendremos los volúmenes en la TR de 5", en la TP de 3 1/2" y se sumarán ambos valores. Vtotal = VTR + VTP VTR = Cap TR x L y VTP = Cap TP x L Vtotal = m3 Paso 3. Calcular el volumen de nitrógeno para efectuar el desplazamiento hasta los disparos: utilizando la Tabla 6 y los valores de Pw = 3,500 psia y L = 16,728 pies se obtiene el factor de volumen del nitrógeno, el cual se multiplica por el volumen total del pozo para obtener el volumen de Nitrógeno. VN2 = Vtotal x Fv = x 205 VN2 = 5,679 m3 de N2 362 kg/cm². 23 kg/cm² con agua. 5,100 mts. aceite, gas y agua de formación. 3,600 mts. 4,000 mts. 3,992 mts mts mts. 792 mts. Paso 4. Obtener el volumen de nitrógeno de inyección: debido a que no se cuenta con un modelo matemático práctico para efectuar este cálculo, se ha empleado con bastante aceptación y buenos resultados el siguiente criterio : Si: Pfb ³ 3,000 psia, utilizar de 500 a 1,500 m3 de nitrógeno, dependiendo del comportamiento de la presión de inyección. Si: Pfb < 3,000 psia, utilizar de 1,000 a 3,000 m3 de nitrógeno. Utilizando el criterio anterior, para nuestro ejemplo usaremos 1,000 m3 de nitrógeno. Paso 5. Obtener el volumen total de nitrógeno requerido : VTN2 = VN2 + ViN2 = 5, ,000 = 6,679 m3 N2 Procedimiento de ejecución para inducir a través de la válvula de circulación o camisa deslizable 1. Elaborar un estado mecánico actualizado del pozo en el que se detallen diámetros y librajes de las tuberías, profundidades de los accesorios, disparos, etc. 2. Realizar los cálculos requeridos. Verifique la resistencia al colapso del aparejo de producción y calcule la presión final de bombeo, y el volumen de fluido desplazante para solicitar adecuadamente los servicios y evitar incidentes durante la operación. 3. Efectuar una reunión de trabajo y seguridad. Antes de dar inicio al desarrollo operativo, explicar el objetivo, riesgos y cuidados que se deberán mantener durante su desarrollo, así como asignar responsabilidades específicas al personal que intervendrá directa e indirectamente en ella (ingeniero de proyecto, jefe de pozo, personal de servicio a pozos, seguridad industrial, producción, etc) 4. Efectuar la prueba hidráulica correspondiente a las conexiones superficiales de acuerdo con el procedimiento ya descrito 5. Instalar las unidades involucradas, supervisando su buen funcionamiento, y verificando que cumplan las normas de seguridad establecidas. 140

141 6. Calibrar el aparejo de producción con un sello de plomo acorde con el diámetro de la operadora con la cual se abrirá la camisa de circulación. Para evitar confusiones en el caso de presentarse anomalías en el aparejo, el sello de plomo deberá estar limpio de marcas en su área frontal y lateral. 7. Para efectuar la apertura de la camisa de circulación: a) Supervisar el armado de la operadora y bajarla hasta detectar la camisa. Una vez detectada, represionar el aparejo con una presión mayor a la de circulación en ese punto y mantener las válvulas del cabezal de producción abiertas. b) Efectuar los movimientos de apertura hasta observar abatimiento de la presión y circulación por las válvulas del cabezal de producción. Esto indicará que la camisa ha sido abierta. 8. Para recuperar la operadora, revisar en qué condiciones se encuentran los pernos, las cuñas, etc. 9. Para efectuar el desplazamiento: a) Si el desplazamiento es entre líquidos, se recomienda circular hasta observar limpio el líquido de salida. b) Sí el desplazamiento es de un líquido por gas se utilizará únicamente el volumen calculado, para evitar un sobre desplazamiento. 10.Cerrar la camisa de circulación. Terminado el desplazamiento, armar la operadora en posición invertida, bajarla hasta localizar la camisa y efectuar movimientos ascendentes para el cierre. El paso libre de la operadora a través de la camisa será un indicativo de que ha sido cerrada. 11.Recuperar la operadora. Si al sacar la operadora existe duda en el cierre, antes de aforar el pozo se deberá efectuar una prueba con presión, utilizando de 35 a 70 kg/cm2 arriba de la presión final de bombeo. 12.Aforar o descargar el pozo hacia la batería. Para el aforo del pozo es conveniente, seleccionar adecuadamente el estrangulador para evitar daños al aparejo de producción. El diámetro del estrangulador dependerá de la presión final de bombeo. Un criterio adecuado para su selección es el siguiente: M ás alta 1/16" < 3500 psi < 3000 psi 1/8" > 1500 psi < 1500 psi 1/4" > 1000 psi < 1000 psi 1/2" 0 psi Si el pozo fluye, el criterio de selección es diferente: En pozos con una presión y una RGA (relación gas/aceite) alta, se recomienda estabilizar el flujo por un estrangulador de ½." En pozos con presión baja y una RGA alta, el estrangulador recomendado es de ¼". 13. Calificar el desempeño del personal que intervino. 14. Elaborar el reporte final. El ingeniero de proyecto o el encargado de la operación deberá elaborar un reporte final, en el que detallará el desarrollo secuencial con tiempos; además deberá llenar la hoja de certificación del trabajo realizado por los prestadores de servicio. Procedimiento de ejecución para inducir con la tubería flexible 1. Elaborar un estado mecánico actualizado del pozo, en el que se detallen: diámetros y librajes de las tuberías, profundidades de los accesorios, disparos, etc. 2. Realizar los cálculos requeridos, tales como la presión final de bombeo y el volumen de fluido desplazante, con el fin de solicitar adecuadamente los servicios y evitar incidentes durante la operación. 3. Efectuar una reunión de trabajo y seguridad. Antes de iniciar al desarrollo operativo, se deben explicar el objetivo, riesgos y cuidados que se deberán mantener durante su desarrollo, así como asignar responsabilidades específicas al personal que intervendrá directa e indirectamente en la misma (ingeniero de proyecto, jefe de pozo, personal de servicio a pozos, seguridad industrial, producción, etc). 141

142 4. Revisar las conexiones superficiales. Se deberán examinar el medio árbol de válvulas, las válvulas del cabezal de producción, el árbol de estrangulación y la línea de aforo o descarga a la batería. De ser necesario, probarlas hidráulicamente. 5. Instalar las unidades involucradas. Se instalarán todas las unidades que participarán en la inducción, supervisando su buen funcionamiento y la prueba de presión efectuada a dichas unidades. secuencial y los tiempos empleados. Llenará la hoja de certificación del trabajo realizado por los prestadores de servicio. Toma de muestras La recuperación de las muestras es de gran importancia para la industria petrolera. Para lograrlo se han desarrollado las siguientes técnicas: 6. Introducir la tubería flexible. Bajar la tubería flexible hasta la profundidad previamente determinada, con circulación continua desde el inicio si se trata de líquidos, y a partir de 1000m si el desplazamiento se realiza con nitrógeno. Cuidar continuamente la presión de trabajo y el peso de la tubería. DE FONDO TECNICAS DE MUESTREO A BOCA DE POZ O 7. Desplazar en el fondo. Una vez que la tubería ha llegado a la profundidad deseada, se deberá bombear el volumen previamente calculado; se incrementará el gasto sin rebasar la presión de trabajo y efectuar movimientos periódicos ascendentes y descendentes para evitar atrapamientos de la tuberías flexibles. Se recomienda recuperar muestras del fondo para su análisis. 8. Extraer la tubería flexible. Al terminar el desplazamiento de fondo, se procederá a sacar la tubería manteniendo el bombeo de fluido hasta la superficie o a 1000m si el bombeo se realiza con Nitrógeno. 9. Condiciones de la línea de descarga. Durante la inducción, esta línea deberá permanecer franca (sin estrangulador), para evitar el efecto de contra presión y una posible inyección de fluido al intervalo abierto. Si se observa manifestación o aportación del intervalo se utilizará un estrangulador, en función de su diámetro de la presión y características del fluido producido. 10. Desmantelar las unidades utilizadas. Terminada la inducción se desmantelarán las unidades que intervinieron, y se efectuará la evaluación correspondiente tanto al equipo como al personal que intervino. 11. Elaborar el reporte final. El ingeniero de proyecto o el encargado de la operación, deberá elaborar el reporte final. Ahí detallará el desarrollo DE FLUIDOS DE SOLIDOS Figura 54. Técnicas de muestreo. La elección de la técnica que se va a utilizar dependerá de los requerimientos de análisis que se harán a las muestras (físicos, químicos, presión, volumen, temperatura). Muestreo de fondo de pozo DE FLUIDOS Su objetivo es la recuperación de muestras para el análisis y evaluación de los fluidos producidos, así como para determinar sus características bajo condiciones de yacimiento. Dependiendo del objetivo, el muestreo de fondo puede utilizarse para, ver figura 55. En ambos casos del muestreo de fluidos, la herramienta utilizada para su ejecución es el tipo "WOFFORD". Ésta consiste en un barril cilíndrico de acero inoxidable con una válvula de cierre mecánico en cada extremo; es operada mediante una tijera, y al actuar sobre una cabeza de golpe, libera los seguros y permite el cierre de ellos, una vez recuperada la muestra. El cierre del muestreo también se puede efectuar automáticamente colocando un reloj que hace disparar el mecanismo a un tiempo programado previamente, que puede ser de hasta tres horas. Este reloj se coloca, generalmente, cuando se toman muestras para efectuar análisis PVT. 142

143 ANÀLIS IS FÌSICOS Y QUÌMICOS MUESTREO DE FONDO PARA ANÀLIS IS " PVT " Y CROMAT OGRÀF ICO Figura 55. Muestreos de fondo. LA OBT ENCIÒN DE SÒLIDOS La recuperación de las muestras en la superficie se realiza con la finalidad de efectuar análisis físicos. La extracción de los fluidos del muestrero se hará abriendo la válvula inferior manualmente y permitiendo que se libere la presión dentro del muestrero. Los líquidos se recibirán en un contenedor limpio. La información obtenida al efectuar estos análisis es: porcentaje de agua, de aceite y de sólidos, así como la densidad, el ph, y la salinidad y solubilidad de los sólidos. En algunas ocasiones no es posible obtener estos datos en forma completa debido a que el volumen que recupera en el muestrero es de 650 cm3. Muestreo de fondo para análisis físicos y químicos El muestreo de fondo tiene mayor aplicación en pozos que no fluyen inicialmente o que están despresionados, así es que es necesario conocer la aportación de los fluidos del yacimiento. Las profundidades recomendables para la toma de muestras son las siguientes: Primera muestra. Generalmente se toma al nivel medio del intervalo; sin embargo, en la práctica no es posible hacerlo en forma confiable debido a las diferencias entre las profundidades registradas por la línea de acero con las profundidades reales del pozo. Lo anterior se debe a que no se cuenta con un dispositivo para correlacionar y afinar la profundidad. Por esta razón se recomienda tomar la muestra 20m arriba de la cima del intervalo. Si no se considera lo anterior, puede suceder que la muestra no sea de los fluidos que aporta el yacimiento, sino del fluido de lavado que queda abajo de la base del intervalo, con lo que se generan viajes adicionales. Segunda Muestra. Se recomienda tomarla 100m arriba de la cima del intervalo en prueba cuando se tiene solo uno, y en la cima del siguiente si se tienen intervalos adicionales. Tercera Muestra. En general esta es la última y se hace al nivel de fluidos líquidos detectados con el registro de gradientes. En algunos casos, cuando se requiere mayor información, se toma en el cambio de agua a aceite dependiendo de la necesidades de información que se desee conocer. Cuando se realiza la muestra de un pozo, es indispensable tomar un registro de gradientes previo al muestreo, con la finalidad de determinar el nivel de líquidos dentro del pozo y el posible contacto aguaaceite. Antes de tomar la muestra, se debe cerrar el pozo y esperar un tiempo de estabilización. En el caso de los pozos productores, el momento apropiado es inmediatamente después de concluir la curva de incremento; en el caso de pozos que no aportan producción, después de descargar la presión del Nitrógeno o la presión de gas que se haya acumulado en el pozo. El tiempo de estabilización recomendable antes de tomar la prueba es de 8 a 12 h. Muestreo de fondo para análisis "PVT" Para efectuar un muestreo para análisis PVT (presión, volumen, temperatura), se requiere crear ciertas condiciones con la finalidad de que el fluido tenga una composición lo más cercana a la del fluido original del yacimiento, las más comunes son: a) Limpieza del pozo El primer paso para acondicionar un pozo que va a ser muestreado es verificar que el fluido producido no contenga residuos de las sustancias utilizadas durante la perforación, terminación o de algún tratamiento de limpieza. Los criterios que se aplican para determinar que un pozo está limpio de acuerdo con las muestras tomadas en superficie son los siguientes: 1. El contenido de agua debe ser menor al 5 % y el de sólidos al 0.5 %. 143

144 2. La salinidad del agua producida debe ser igual a la salinidad del agua de formación. 3. Si se realizó un tratamiento con ácido, el ph debe ser igual a El volumen que haya producido el pozo debe ser de 5 a 10 veces el volumen del pozo. Cuando se cumplen los criterios anteriores, concluye el periodo de limpieza; sin embargo, si el tiempo en que se limpió el pozo fue menor a 12 horas, se debe dejar fluir un 50% adicional. b) Producción normal Una vez que haya terminado el periodo de limpieza se recomienda dejar fluir al pozo a través del estrangulador por el cual va a producir o por uno que permita registrar la presión de fondo fluyendo, hasta que se estabilice. Para la medición de la misma y del gasto se emplea un separador cercano a la boca del pozo o un medidor de fondo para evitar errores por condiciones de la línea de descarga. c) Reducción paulatina de la producción Después del paso anterior, es necesario que el pozo fluya sucesivamente a través de varios estranguladores de diámetro cada vez más reducido. Se debe medir su producción y registrar su presión de fondo, para que las condiciones de producción se estabilicen en cada estrangulador. Esta reducción paulatina de la producción es necesaria debido a que en el yacimiento, la presión disminuye en la vecindad del pozo al fluir hasta llegar por abajo de la presión de saturación, lo que ocasiona la liberación de gas y la variación en la composición de la fase líquida en el pozo. Con la disminución del diámetro del estrangulador, el abatimiento de presión en el fondo del pozo es menor, lo cual origina que la cantidad de gas libre disminuya y la composición del aceite sea cada vez más cercana a la del aceite en el yacimiento. La selección de los estranguladores sucesivos se hará de tal manera que en cada cambio la producción se reduzca 30% ò 50%, con el más pequeño a través del cual pueda obtenerse un flujo estable. La disminución de la RGA en la producción será indicativo de que el pozo ha sido acondicionado adecuadamente. d) Variación de la relación gas/aceite (RGA) Esta variación se da cuando se reduce el diámetro del estrangulador, y la caída de presión dentro del yacimiento se va haciendo más pequeña hasta que el valor de la RGA prácticamente no cambia al fluirlo en los últimos dos o tres estranguladores. Una vez concluida esta última etapa del acondicionamiento, el pozo deberá cerrarse preferentemente hasta que se estabilice la presión de fondo cerrado, con lo cual se logrará que el aceite dentro del pozo tenga una composición prácticamente igual a la del yacimiento. Si al reducir el diámetro de los estranguladores la RGA aumenta en lugar de disminuir, entonces el intervalo estará disparado en el casquete del yacimiento y no será posible efectuar el muestreo, a menos que se aísle el intervalo y se abra otro. Obtención de la muestra de fondo Para la toma de muestra se utiliza el muestrero WOFFORD con cabeza de golpe y para el cierre de las válvulas, con mecanismo de reloj. Este tipo de muestreros se baja con equipo de línea y el procedimiento es el siguiente: 1. Se introduce en el lubricador y se conecta al preventor instalado en el medio árbol. 2. Se abre lentamente la válvula de sondeo para permitir que se llene de fluido todo el interior de lubricador. 3. Se espera a que se estabilice la presión para iniciar la introducción del muestrero al pozo, a una velocidad de 120m/min como máximo. Se deben evitar cambios bruscos que podrían activar de golpe el mecanismo o alterar el funcionamiento del reloj y poner especial cuidado de que, al llegar a la profundidad de muestreo, se reduzca la velocidad para evitar un cierre accidental de las válvulas o de tomar la muestra a una profundidad inadecuada. 4. Cuando el muestrero esté en profundidad, deberá subirse unos 10 ó 20m y volver a bajar. Esta operación se deberá repetir tres veces si se trata de aceite ligero, y diez si se trata de aceite pesado. 144

145 6. Una vez tomada la muestra, la velocidad de recuperación del muestrero debe ser moderada hasta el momento en que entre al aparejo de producción. A partir de ahí se puede incrementar la velocidad considerablemente y nuevamente se vuelve a reducir hasta parar totalmente 10m abajo de la cabeza del pozo, los cuales se terminan de subir a mano para evitar que el muestrero choque con el lubricador y se rompa la línea de acero. 7. Cuando el muestrero está en la parte superior del lubricador, se cierra la válvula de sondeo, se descarga la presión del lubricador y se desconecta del medio árbol de válvulas para extraer el muestrero de su interior. Para verificar que el muestrero se encuentra hermético se recomienda introducir sus extremos en agua para verificar que no haya manifestación de burbujeo; en caso contrario, la muestra deberá desecharse y repetir la toma de la misma. Se recomienda tomar de tres a cuatro muestras de fluidos con la finalidad de que se tengan por lo menos dos con características similares. Extracción y traspaso de la muestra Para extraer el fluido del muestrero se requiere el siguiente equipo: * Una bomba de desplazamiento de Mercurio * Un recipiente de Mercurio * Un manómetro * Una cabeza de traspaso * Una línea flexible de acero inoxidable de 1/8" * Seis válvulas de acero inoxidable para alta presión * Una botella de traslado El procedimiento inicia con: MUESTRERO DE FONDO WOFFORD PARA RECUPERAR FLUIDOS Figura 56. Muestrero de Fondo 5. Se cierran las válvulas rompiendo el perno de corte por medio de jalones bruscos de la línea de acero si la cabeza es de golpe o esperando que el cierre se haga automático al concluir el tiempo programado del reloj. 1. La instalación de la cabeza de traspaso en la válvula inferior del muestrero. 2. Se instala la línea de 1/8" de la bomba de mercurio a la cabeza de traspaso. 3. Se purga el aire del sistema con mercurio. 4. Se inicia a inyectar mercurio al sistema con volúmenes de 1 cm3, registrando el volumen de mercurio consumido contra presión registrada. 5. Se abre el muestrero continuando la inyección de 145

146 mercurio hasta donde se observe un quiebre de la curva. Éste indicará la presión de saturación de la muestra, a partir de la cual para cada cm3 de mercurio inyectado se harán grandes incrementos de presión. 6. Se traspasa la muestra del muestrero a una botella de traslado, siguiendo cualquiera de los dos procedimientos más importantes: uno, llamado traspaso forzado, aplicado en la región Sur; y el segundo, denominado traspaso por gravedad. Traspaso Forzado El equipo utilizado para efectuar el traspaso se muestra en el siguiente esquema: 6 MUESTRERO WOFFORD BOTELLA DE TRASLADO 7 RECIPIENTE GRADUADO ACEITE MERCURIO MANOMETRO Para efectuar el traspaso se recomienda el siguiente procedimiento: 1. Llenar la botella de traslado con mercurio y represionarla con una presión de 70 kg/cm² arriba de la presión de saturación. 2. Cerrar las válvulas 2, 4 y 5, colocar el muestrero ligeramente inclinado formando un ángulo de 15 a 20 con respecto a la vertical; la cabeza de traspaso debe estar en la parte superior y con la válvula 4 hacia abajo. 3. Fijar la botella de traspaso en posición vertical con una diferencia de nivel de 0.6 a 1.2m arriba de la cabeza del muestrero. 1 RECIPIENTE DE MERCURIO BOMBA DE MERCURIO REPRESENTACION ESQUEMATICA DEL TRASPASO FORZADO DE FLUIDOS DEL MUESTRERO DE FONDO A LA BOTELLA DE TRASLADO Figura 57. Traspaso de muestra. 4. Instalar una línea entre las válvulas y se llenan las líneas de mercurio para purgar el aire probando por partes cada sección entre válvulas. 5. Abrir la válvula 4 y se comienza a inyectar mercurio al interior del muestrero hasta alcanzar la presión con la que se va a desplazar la muestra, aproximadamente 70 kg/cm² superior a la presión de saturación para lograr que la muestra se mantenga en fase líquida. 6. Abrir la válvula 5 y llevar la presión del sistema hasta el valor de la presión de traspaso. 7. Efectuar el traspaso forzado que consiste en sacar mercurio de la botella abriendo ligeramente la válvula 7 e inyectando simultáneamente mercurio al muestrero. Se debe mantener la presión de traspaso y recuperar el mercurio de la botella de traspaso a través de la válvula 7 a un recipiente graduado. El procedimiento concluye cuando se hayan inyectado 670 cm3 pues en este momento se tendrá la seguridad de que se ha traspasado toda la muestra que tiene un volumen máximo de 650 cm3. Muestreo de fondo para recuperar sólidos Aquí es importante destacar que los problemas de abatimiento en la producción son consecuencia de varios factores, entre otros, de la acumulación de asfeltenos y parafinas, la incrustación de sales, carbonatos y, en casos muy severos, de formación proveniente de roturas en tuberías de revestimiento (figura 58) El muestreo de fondo para recuperar sólidos se efectúa, generalmente, en pozos que se encuentran en operación. Constituyen la primera información válida para determinar las causas que provocan reducción en la producción. Esta técnica es muy rápida y confiable. Se efectúa con la línea de acero y nos permite decidir en forma acertada las acciones que deberán seguirse en la solución de un problema de esta naturaleza. El equipo utilizado para efectuar este muestreo comprende un barril metálico que viene en dos tamaños de diámetro exterior 1 5/8," máximo, o de 1 ¼" mínimo; dispone interiormente de una canica que actúa 146

147 como "check" para retener en su interior la muestra una vez que ha sido recuperada. Esta herramienta trabaja conjuntamente con la acción de un operador de golpe (tijera o martillo). Para realizar esta técnica se requieren de cinco a seis golpes que se aplican sobre la resistencia de sólidos para llenar el interior del barril y posteriormente, si es necesario, para recuperarlo en caso de atraparse en los sólidos. Normalmente las muestras recuperadas en superficie son pequeñas; pero su volumen es suficiente para efectuar el análisis y determinar la naturaleza, y así poder preparar sistemas de fluidos y solventes para lograr su remoción en forma eficiente. Muestreo de fluidos a boca de pozo Esta técnica se aplica únicamente a los pozos fluyentes, y como en el caso del muestreo de fondo, se realiza con dos propósitos principales: el primero, para definir el intervalo en forma rápida cuando se han logrado las condiciones de limpieza y de estabilización de su producción; el segundo, para efectuar análisis PVT cuando el yacimiento contiene gas y condensado o aceite volátil. Las muestras que se obtienen de ellos no son representativas de los fluidos que contiene el yacimiento debido a la gran variación composicional que sufren cuando cambian sus condiciones de presión y temperatura. Las muestras de aceite y gas tomadas del separador más próximo a la boca del pozo se comprimen para simular su comportamiento desde sus condiciones originales MUSTRERO DE FONDO CAMCO hasta las condiciones de separación en superficie. Para efectuar análisis físicos, las muestras se obtienen directamente de una línea alterna a la línea de quema pues mientras el pozo se encuentra en etapa de limpieza, los productos deben ser quemados. En el extremo de la línea alterna se coloca un recipiente limpio y grande, como una cubeta de 20 l de capacidad para captar el volumen de muestra líquida necesaria para efectuar los análisis (1 a 3l). Es conveniente realizar un análisis del gas que produce el pozo para determinar si contiene gases tóxicos o venenosos como el H 2 S, con la finalidad de proteger al personal que recuperará la muestra con el equipo necesario. Una vez obtenida la muestra en el recipiente, se agita y se coloca en recipientes limpios y transparentes de 1 l de capacidad para apreciar visualmente la separación de los componentes líquidos y sólidos, así como su color. Se recomienda hacer la recuperación de las muestras cada hora con un registro de la fecha y hora en que se tomó la presión en la cabeza del pozo y el diámetro del estrangulador. El muestreo se suspende cuando dejen de salir sedimentos y agua, o cuando los porcentajes de los mismos ya no varíen, y la presión en la cabeza del pozo se haya estabilizado. La recuperación de las muestras en superficie para el análisis PVT es más complicado; por tal motivo, se realiza por el personal responsable del laboratorio de yacimientos. Ellos se encargan de preparar las botellas metálicas para alta presión en donde recuperarán, por separado, las muestras de gas y de aceite directamente del separador más cercano a la boca del pozo. Las condiciones de separación en superficie (presión y temperatura) deberán darse a través de un sistema cerrado compuesto de válvulas de aguja y líneas de acero inoxidable de 1/8". Este procedimiento generalmente es lento: se lleva de una a dos horas por cada muestra que se recupera; como mínimo se recomiendan tres de cada fase. Antes de recuperar las muestras, las líneas y válvulas se purgan y se saturan de fluidos, mientras que las botellas se preparan en el laboratorio al vacío para recuperar las muestras. Figura 58. Muestrero de Fondo La recuperación de las muestras de gas para determinar el contenido de gases tóxicos se realiza directamente en el equipo para su medición y análisis; así, esto se detallará en el tema de análisis de muestras. 147

148 Procedimientos operativos para el muestreo Procedimiento para el Muestreo de Fluidos en el Fondo. 1. Abrir el pozo inmediatamente después de haber sido disparado o de haberse efectuado una inducción con el fin de que descargue los fluidos que contenga, y fluya. 2. Si el pozo fluye, pasar al punto 14 de este procedimiento. 3. Si el pozo no fluye, observarlo abierto al quemador durante 8 h. para que la formación aporte fluidos al pozo. 4. Durante las 8 h.de observación del pozo, preparar botellas, de 1 l de capacidad, limpias y de ser posible transparentes, así como un recipiente de mayor capacidad, limpio y seco, para captar la muestra directamente del muestrero de fondo. 5. Cerrar el pozo e instalar la Unidad de Línea de Acero (ULA). 6. Calibrar el pozo con el máximo diámetro permisible de acuerdo con su estado mecánico. 7. Con la *amerada (herramienta para tomar los registros de presión de fondo) y la ULA, tomar registro de gradientes hasta el nivel medio de los disparos y la temperatura del fondo del pozo. 8. El personal de servicio a pozos debe interpretar la carta metálica para determinar el nivel de fluidos líquidos en el pozo, así como la temperatura de fondo de acuerdo con los termómetros colocados en la amerada. 9. Preparar el muestrero de fondo WOFFORD. 10.Baje el muestrero el número de veces que sea necesario para recuperar las muestras que se programaron previamente. 11.Cada muestra tomada se recupera en el recipiente contenedor grande y de este se pasa a cada botella preparada para recibirlos. 12 Si se han obtenido las muestras programadas, se entregan estas al químico del pozo o al analista de producción para efectuarle sus análisis necesarios. 13.Si se concluyó el muestreo, desmantele la ULA. 14.Si el pozo fluye y se requieren muestras para análisis PVT, dejarlo hasta que se limpie y se estabilice su presión por diferentes estranguladores. 15.Una vez que el pozo se haya estabilizada, se reduce paulatinamente el diámetro del estrangulador por donde fluye el pozo hasta que se estabilice la RGA producida. 16.Cerrar el pozo y tomar registro de presiones de fondo hasta que se estabilice la presión de fondo cerrado. 17.El personal de servicio interpretará el registro de gradientes para determinar las contactos aceitesólidos y el contacto agua-aceite, así como la profundidad a donde se va a tomar la muestra. 18.Preparar el muestrero de fondo WOFFORD y el equipo con el que se va a traspasar la muestra. 19.Introducir el muestrero dentro del lubricador, conectarlo y abrir la válvula de sondeo lentamente para llenar el interior de lubricador hasta alcanzar la presión en cabeza con el pozo cerrado. 20. Bajar el muestrero al fondo donde se va a recuperar la muestra, no excediendo la velocidad máxima de 120 m/min. Antes de efectuar el cierre de las válvulas, subir el muestrero lentamente unos 10 ó 20m y volverlo a bajar a la profundidad programada. Se repite esto unas tres veces cuando el pozo contiene aceite ligero; cinco, cuando se trata de aceite normal y diez veces si se trata de aceites pesados. 21. Desconectar el lubricador y recuperar el muestrero de su interior. Verificar la hermeticidad del muestrero introduciendo sus extremos en agua para corroborar que no haya burbujeo. 22. Si el muestrero está hermético pasar al punto 24 del procedimiento. * amerada - Nombre de herramienta utilizada para tomar los registros de presión de fondo 148

149 23. Si está hermético el muestrero, desechar la muestra, reacondicionar nuevamente el muestrero y regresar al punto 19 del procedimiento. 24. Traspasar la muestra del muestrero WOFFORD a la botella de traslado, con el auxilio del personal, del equipo de la ULA y del laboratorio de yacimientos. 25. Si se recuperaron tres muestras a la misma profundidad, desmantelar la ULA 26. Entregar las muestras a yacimientos para que efectúen los análisis PVT. 27. Terminar el procedimiento de recuperación de muestras de fondo. Elaborar un reporte de las muestras tomadas. Procedimiento para Recuperar Muestras de Fluidos en Superficie a) Para efectuar análisis físicos. 1. Instalar la toma de gas en el medio árbol de válvulas con línea de acero inoxidable de 1/8". 2. Determinar la concentración de H 2 S en el gas producido. 3. Si la concentración de H 2 S es peligrosa, disponer del equipo de protección necesario para trabajar en condiciones peligrosas. 4. Instruir al personal sobre el uso adecuado del equipo de protección y sobre el manejo de los fluidos. 5. Instalar una línea para recuperar las muestras en una posición tal que los vientos favorezcan la disipación del gas sin poner en riesgo al personal que toma las muestras. 6. Instalar el equipo de protección contra-incendio cerca de la toma de las muestras. 7. Preparar botellas limpias y transparentes de 1 l de capacidad para depositar las muestras. 8. Disponer de un recipiente limpio de regular capacidad para la captación de las muestras (cubeta de 18 l). 9. Disponer de un depósito para recolectar las muestras que se van analizando y desechando (tanques cerrados de 200 l). 10.Llevar el control del muestreo en una libreta en donde se anote fecha, hora, presión y el estrangulador por donde está fluyendo el pozo, al momento de recuperar la muestra. 11.Cada vez que se vaya a recuperar una muestra, abrir el paso a los fluidos dejándolos que fluyan hasta que se considere que se desalojaron todos los remanentes de la muestra anterior. 12.Cada vez que se recupere una muestra, ésta debe ser de 3 l aproximadamente. 13.Agitar y homogenizar perfectamente la muestra para posteriormente llenar dos botellas de un litro cada una 15.Entregar una muestra al químico del pozo para que efectúe los análisis físicos; la otra queda en observación para que sea comparada con las muestras tomadas antes y después, y determinar la variación del contenido de agua y sólidos con el tiempo durante la limpieza y estabilización del pozo. 16.Elaborar un reporte de la cantidad de muestras tomadas, con la fecha, hora y el estrangulador por el cual estaba fluyendo el pozo. Procedimiento para Recuperar Muestras para Análisis "PVT" 1. Se debe esperar a que el pozo esté estabilizado y limpio y fluyendo al separador de producción más cercano. De ser posible, contar con un separador portátil cerca de la cabeza del pozo. 2. Instalar un arreglo de válvulas de aguja de 1/2" y líneas de 1/8" de acero inoxidable a las salidas del separador de producción por donde se vayan a obtener las muestras. 3. Preparar las botellas de acero inoxidable para alta presión tipo bala para recibir las muestras. Las que se llenaran con gas deben estar totalmente purgadas al vacío y las que recibirán aceite deben purgar todo el aire con agua y quedar llenas con este líquido. 149

150 4. Purgar el sistema de líneas y válvulas para desalojar el aire y dejarlo lleno de aceite o gas, según sea la muestra que se vaya a recuperar. 5. Instalar la botella en forma vertical al sistema de válvulas y líneas. 6. Para recuperar las muestras de gas se conecta la toma de la muestra en la válvula superior de la botella, se abre la válvula de la toma y después la válvula de la botella; posteriormente, se cierran las válvulas en el siguiente orden: primero, la del separador; después, la de la botella y por último la de la toma. 7. El procedimiento se repite hasta recuperar un mínimo de tres muestras. En cada una de ellas, se registra la presión y la temperatura en la cabeza del pozo, el diámetro del estrangulador por el cual está fluyendo, la presión y temperatura de separación, y si se está registrando el pozo, la presión y temperatura del fondo del pozo. 8. Comprobar la hermeticidad de las botellas introduciéndolas en agua para verificar que no tengan fugas. 9. Para recuperar las muestras de aceite, instalar las botellas verticalmente y hacer la toma de los fluidos por su válvula inferior. 10.Abrir 100% la válvula superior de la botella, la válvula de la toma de fluidos y, finalmente, la válvula inferior, que permitirá la entrada de aceite al mismo tiempo que se desaloja 100% el agua del interior de la botella; dejar salir un poco de aceite para asegurar que únicamente queda aceite en el interior de la botella. Una vez concluido el llenado, cerrar las válvulas en el siguiente orden: válvula del separador, válvula inferior de la botella, válvula superior y, por último, la inferior de la botella 11.Desconectar la botella y comprobar su hermeticidad 12.Repetir el procedimiento hasta haber recuperado un mínimo de tres muestras en buenas condiciones; registrar los datos mencionados en el punto 7 del procedimiento. 13.Descargar los fluidos del sistema de líneas y válvulas y desconectarlo del separador de producción. 14.Se entregan las muestras al personal de yacimientos y concluye el muestreo. Procedimiento para recuperar muestras de sólidos en el fondo del pozo. 1. Verificar el estado actual del pozo (para definir las condiciones de flujo) y definir el rango de trabajo del equipo de control que se va a utilizar, de acuerdo con la máxima presión de cabeza esperada. 2. Determinar el diámetro interior mínimo del aparejo de producción y el drift, que significa "espacio anular mínimo para que pase una herramienta a través de una tubería". 3. Instalar el equipo de control para efectuar la operación (lubricadores y preventores). 4. Probar el equipo de control (con unidad de prueba o con unidad de alta presión), con una presión del 20% arriba de la máxima esperada. 5. Calibrar el pozo con un sello de diámetro exterior igual o menor al *drift del aparejo de producción para detectar la cima del tapón de sedimentos formado o de la acumulación de asfaltenos y parafinas precipitados. Tomar una impresión y definir el tipo de resistencia. 6. Efectuar una primera corrida con el barril muestrero para determinar nuevamente la cima de la acumulación de sólidos; una vez confirmada, operar el barril muestrero con golpes (cinco a seis golpes máximo), sobre la resistencia para obligar a los sólidos a entrar en el barril. 7. Sacar el barril muestrero, y si la recuperación fue exitosa, tomar una segunda muestra para análisis. 8. Si la operación resultó infructuosa, correr un calibrador de menor diámetro para definir si realmente la resistencia se debe a la acumulación de sólidos o a algún problema mecánico en el aparejo de producción. 9. Una vez definido el problema o recuperadas las muestras, cerrar el pozo y desmantelar el equipo de control. * drift - Espacio anular mínimo para que pase una herramienta através de una tubería 150

151 10.Elaborar el reporte con la fecha y la profundidad a la que fueron recuperadas las muestras. Problemas comunes Son aquéllos derivados de las condiciones del pozo o de la secuencia operativa. Tienen muchas probabilidades de ocurrencia durante el desarrollo de la intervención, por lo que en los programas operativos deben considerarse el tiempo requerido para corregirlos, así como las causas que los originan para su prevención. A estos problemas comunes algunos veces se les llama riesgos de operación. Por otro lado, existen riesgos internos que son imponderables y no pueden ser programados, pero que finalmente afectan los resultados de la intervención. Entre los más comunes están: Pescas Moliendas Perforación de tuberías (tubing o casing puncher) Vibraciones de sarta Corte de tuberías (mecánico, térmico o químico) Estos problemas ocasionan pérdidas de tiempo, operaciones fallidas y taponamiento de pozos por accidente mecánico. A su vez originan una recuperación de hidrocarburos inadecuada o la erogación de mayores recursos para la explotación del yacimiento (reentradas, pozos nuevos, etc). Problemas de pescas Un problema de pesca se define como el conjunto de operaciones o procedimientos realizados dentro de un pozo con el objetivo de remover o recuperar materiales, herramientas o tuberías que impiden o afectan el desarrollo secuencial durante la intervención del pozo. Es uno de los problemas más importantes que afectan el desarrollo de la intervención en un pozo. Pueden ocurrir por varias causas, las más comunes son: las fallas de algún componente del equipo superficial, subsuperficial, accesorios de trabajo (llaves, cuñas etc) y, en algunos casos, por operaciones mal efectuadas y descuidos humanos. La mayoría de fallas en el equipo superficial se originan por falta de mantenimiento en las dados, resortes y pernos de las cuñas que se encuentran en mal estado, falla del embrague de alta y baja del malacate, falta de potencia hidráulica en las bombas que limitan la limpieza del fondo del pozo, e indicadores de peso descalibrados. Las fallas en el equipo subsuperficial se deben a operaciones inadecuadas en los accesorios introducidos al pozo, tales como molinos, zapatas, pescantes etc. Se originan por falta de conocimiento por parte del personal o por descuido o falta de habilidad de la persona que ejecuta la operación. Como se puede ver el factor humano predomina en muchas de las causas que originan situaciones de pesca. Por esta razón se recomienda que toda herramienta introducida en el pozo debe medirse y que en la bitácora de operación se anoten todas sus características: diámetro interior, exterior, longitud, etc. La pesca para la recuperación de herramientas del pozo no es una ciencia, así es que existen varias alternativas para solucionar un mismo problema. Sin embargo, la de mayor probabilidad de éxito es aquélla que considera todas las características del pescado que se pretende recuperar. Por otro lado, la disponibilidad de pescantes es menor en la medida que el diámetro del pescado es más pequeño, mientras que para pescados grandes se tienen varios pescantes disponibles. En ese caso la elección debe considerar la herramienta de mayor resistencia a la tensión. La mayoría de las herramientas de pesca están diseñadas para introducirse con tubería. Operan con rotación y movimientos recíprocos, o con una combinación de ambos. La manera como se atrapa o suelta un pescado, las bocas de los mismos, así como las condiciones de atrapamiento de éstos, indicarán la herramienta de pesca adecuada para su recuperación. Estas herramientas se clasifican dentro de los siguientes grupos: Pescantes de agarre exterior Pescantes de agarre interior Pescantes para herramientas y materiales sueltos Pescantes para línea y cable de acero Pescantes de agarre exterior Son herramientas diseñadas para agarrar el pescado exteriormente. Su afianzamiento se basa en el mecanismo de cuñas que tiene en el interior del pescante; ejemplos de este grupo son los bowen y las tarrajas. 151

152 Se fabrican para ser operados con rotación derecha o izquierda y en diferentes tipos de tamaños; pueden aplicarse a pescados sueltos o fijos (tarrajas). Cuando el pescado está suelto se recomienda un pescante bowen serie 150, el cual es bajado con tubería hasta la boca del pescado. Se introduce en el interior del pescante hasta la sección de cuñas, cuando la sarta de pesca es levantada, las cuñas o grapas afirman el pescado, para entonces trabajarlo con tensión hasta liberarlo y sacarlo a la superficie. En el caso de que no pueda ser recuperado, la sarta de pesca puede girarse a la derecha y entonces soltar el pescado. Los pescantes de agarre externo, como los bowen, utilizan cuñas de canasta o de espiral. La selección del tipo de cuñas depende de las condiciones del pescado. Las cuñas de canasta, por su forma y fabricación, son de agarre corto: un labio superior evita que el pescado entre en la totalidad del barril en el pescante lo que permite poder soltar el pescado cuando sea necesario. Un requisito indispensable para el empleo de pescantes con cuñas de canasta es lavar la boca del pescado, además de que el diámetro de la boca sea homogéneo. Esta característica es indispensable pues el pescante penetra unas cuantas pulgadas sobre la boca del pescado. Cuando se usan cuñas de espiral, la condición de la boca del pescado no es tan importante debido a que el pescado entra en el interior del pescante hasta la cima del barril. En la actualidad se encuentran disponibles varios tipos de guías de pescantes, como zapatas guías y molinos de control, que son empleados para guiar la boca del pescado hacia el interior del pescante (figura 59). Las tarrajas pertenecen al segundo tipo de pescantes de agarre exterior. Una tarraja es, básicamente, un cilindro que en su interior tiene una cuerda ahusada o cónica; algunas, aceptan en su interior el paso de herramientas de cable o línea acerada Su uso se recomienda en pescados fijos y bocas irregulares, pues para operarlas se requiere aplicar rotación y peso: se hace una rosca al cuerpo del pescado para su afianzamiento y recuperación. Cuando el pescado es afianzado y no es posible su recuperación se puede recuperar la sarta de pesca tensionando hasta barrer las cuerdas, o en su caso, hasta accionar la herramienta de percusión (figura 60). CUÑAS DE CANASTA MOLINO DE CONTROL Pescantes de agarre interior TOP SUB CUÑAS DE ESPIRAL GUIA DE PESCANTE Figura 59 Pescante de agarre exterior bowen (Cortesía Bowen Oil Tools). Figura 60 Pescante de agarre exterior tipo tarraja (Cortesía de Houston Engineer, Inc). Básicamente están compuestos por machuelos y arpones. Son herramientas que penetran en el interior del pescado y que cuentan con un mecanismo o diseño de agarre interior. Los arpones están diseñados para operar en tensión. Tienen la particularidad de que al correrse en el interior del pescado, las cuñas están en posición retraída. Al posicionarse dentro del pescado, el mecanismo de "J" es operado con rotación izquierda de 2 a 3 152

153 vueltas por cada 1,000m de profundidad para expandir la cuñas y afianzar el cuerpo del pescado. Cuando éste no puede recuperarse, el arpón puede liberarse mediante la rotación derecha para retraer las cuñas (figura 61). CONEXIÓN SUPERIOR atrapados en el interior de la canasta. Su operación inicia de 1 a 2 m arriba del fondo del pozo, con la circulación del fluido; posteriormente se aplica rotación y se baja hasta el fondo del pozo. En ese punto se aumenta el gasto de circulación, y finalmente se suspende el bombeo y se lanza una canica metálica. Cuando la canica llega a su asiento se aumenta el gasto y se proporciona rotación y peso (se recomienda de 60 r.p.m. y 1 a 2 ton de peso), se calcula el tiempo de circulación requerido, y se saca la canasta a la superficie (figura 63). CUÑAS DEL ARPON GUIA O NARIZ DEL ARPÓN Figura 61 Pescante de agarre interior tipo arpón (Cortesía Bowen Oil Tools) Los machuelos son herramientas que en su exterior tienen una rosca cónica de un rango de menor a mayor diámetro, con un orificio en el extremo inferior para la circulación de fluidos. La construcción de las roscas puede ser a la derecha o izquierda y son empleados para pescar en el interior de tuberías. Su operación es semejante a la de tarrajas, pues requieren de rotación y peso para afianzar el pescado (figura 62). Pescantes para agarrar herramientas sueltas Estas herramientas se utilizan para agarrar materiales sueltos en el interior del pozo, tales como: cuñas de tubería, dados de llaves rotos, pedazos de cable, conos y baleros de barrenas. El diseño de la canasta de circulación inversa aprovecha precisamente la circulación inversa que produce el fluido de control cuando sale de la canasta en forma de jet hacia el fondo del pozo para dirigirse hacia la parte interior de la canasta. Arrastra con ello los objetos por recuperar y quedan Figura 62 Pescante de agarre interior tipo machuelo (Cortesía Houston Engineer, Inc) Pescantes para línea y cable de acero Se emplean para recuperar alambre acerado, cable eléctrico y cable de acero. Su diseño es sencillo y práctico. La mayoría constan de gavilanes, aunque en el caso de arpones para línea llevan, además, una arandela o disco de diámetro igual al interior de la tubería de revestimiento en donde se pretende pescar, con el objetivo de evitar que el pescado de línea pase por arriba del arpón. Su operación consiste en detectar a través del indicador de peso cualquier resistencia, y bajar con rotación a partir de ese punto cargando peso de 0.5 a 1 ton, hasta observar incremento en la torsión. En ese momento se suspende la rotación y se elimina la torsión permitiendo regresar las vueltas necesarias para, posteriormente, levantar la sarta de pesca y tensionar y recuperar el pescado. Otro tipo de herramienta para pescar estos materiales es la zapata de fricción, la cual se construye a partir de un tramo de tubería. Su interior se prepara con puntas o ranuras y son operadas por fricción; al aplicar peso atrapan una porción de la herramienta por recuperar. 153

154 Tipo A.- Para formaciones suaves Tipo B.- usado para lavar dentro de TR Tipo C.- usada para cortar en el fondo dentro de TR s Tipo D.- Usada para cortar formación Figura 63 Canasta de circulación inversa (Cortesía Bowen Oill Tools). Los lavadores de tubería se emplean para lavar exteriormente el cuerpo de tubería de un pozo, como parte de la preparación de la pesca. Generalmente son fabricados de cuerpo de tubería de revestimiento de resistencia especial y conexión resistente a la torsión. La cantidad de tubería lavadora se da en función de los espacios anulares existentes entre la tubería lavador, el agujero y el pescado que se va a lavar. Las zapatas lavadoras forman parte del aparejo de lavado de las tuberías. Son manufacturadas de tubería lavadora revestida en su parte inferior con material especial para moler sobre la boca del cuerpo tubular que se va a pescar. La forma y características de los cortadores y del recubrimiento depende de la necesidad del lavado y del pescado por recuperar. Así pues, existen zapatas para lavar en agujero descubierto, y en el interior de pozos ademados, por lo que cada una cubre una necesidad especifica. La figura 64 presenta varios tipos de zapatas para diferentes condiciones de pesca. Moliendas Una operación de molienda puede emplearse en casi todas las operaciones de pesca; sin embargo, algunas moliendas resultan infructuosas, debido a la cantidad que se va a moler del pescado, el tipo de molino usado y las condiciones de operación. Tipo E.- usada para cortar metal dentro de TR s Tipo F.- Para formaciones y dentro de TR s Tipo G.- Para Agujero abierto Tipo M.- Diseñada para cortar cemento, formación y metal dentro de TR s Figura 64 Zapata lavador recubierta con carburo de tungsteno para lavar tuberías en pozos ademados y agujero abierto (Cortesía de Gotco International). Los molinos deben diseñarse para trabajos específicos. Son herramientas que no tienen partes movibles en su cuerpo y que se podrían quedar en el pozo como resultado de la molienda y de su mismo desgaste. Para su operación se requiere de cierto torque; la cantidad depende del diámetro del molino y del material que se va a moler, del ritmo de penetración y del peso sobre el molino. Un torque excesivo puede ocasionar daño en las juntas de la sarta de trabajo, que a la postre origina otros problemas. Los molinos están construidos con una pieza de metal recubierta en el fondo con cortadores de diferentes materiales como carburo de tungsteno, o metal muncher (metal más resistente que el carburo de tungsteno). La selección del tipo de cortador depende del material que se va a moler. Son construidos en tres diferentes configuraciones del fondo (plano, cóncavo, cónico de aletas). Además deben diseñarse con canales o puertos de circulación que no restrinjan el flujo de fluido y que impidan levantar los recortes molidos. 154

155 Los molinos tipo junk mill son los más versátiles debido a su capacidad para moler cemento, todo tipo de tubería y empacadores de producción. Están revestidos por carburo de tungsteno o metal muncher. Se disponen con fondo plano, cóncavo y convexo, y con cuello de pesca y estabilizadores (figura 65). 9 presentan sus características para diámetro de 1 9/ 16". Debido a que las cargas puncher requieren de poca penetración y un diámetro de agujero relativamente grande, es necesario modificar el diseño de las cargas tradicionales, en la forma del revestimiento a un diseño parabólico. La figura 66 presenta un diseño típico de una carga amortiguada o puncher. La selección de la carga puncher depende principalmente del espesor de tubería que se pretende perforar y la temperatura del pozo. El espesor de tubería influye en el diámetro de la carga, debido a que los espesores grandes necesitan mayor cantidad de explosivo y, por consiguiente, mayor diámetro de carga; la temperatura determina el tipo de explosivo en la carga. Figura 65 Molino tipo junk mil l(cortesía Gotco International). Perforación de tuberías (tubing o casing puncher) La utilización de cargas puncher o amortiguadas, es recomendado para perforar la tubería de perforación o de producción, sin dañar la tubería de revestimiento circundante; es decir, cuando se desea tener una penetración controlada del disparo, son bajadas dentro de un tubo conductor recuperable. Su empleo se recomienda en los siguientes casos: 1. Para establecer circulación cuando la tubería de perforación está atrapada. 2. Para perforar la tubería de producción cuando no es posible abrir la camisa de circulación. 3. Para perforar la tubería de producción arriba del empacador cuando el aparejo no cuenta con camisa de circulación. Las pistolas puncher o amortiguadas están disponibles en varios diámetros. Las más comunes son las de 1 ½", 1 3/8" y 1 9/16", resistentes a diferentes condiciones de temperatura. Se consideran estándar a aquéllas que trabajan hasta 350 F (Tipo RDX), y de alta temperatura hasta 470 F (Tipo PSF). La tablas 8 y Figura 66 Carga tipo puncher o amortiguada Consideraciones en la selección y operación de cargas puncher Debido a que las pistolas puncher son similares a las pistolas entubadas para disparos de producción es importante tomar en cuenta las siguientes recomendaciones: a) Usar un dispositivo posicionador para pegar la pistola contra la tubería con el objetivo de hacer más eficiente la operación de disparo; en caso contrario la tubería podría no ser perforada. 155

156 b) Tratar de disparar lo más cercano al cople, debido a que el up-set de la tubería centra la misma y así se evitan daños a la de revestimiento. Sin embargo, no se debe disparar sobre un cople. c) Verificar el nivel y densidad de fluidos dentro del pozo. En caso de una gran diferencial de presión se requerirá utilizar equipo de control de presiones d) Determinar el número de disparos en función del área total del flujo requerido para la caída de presión que se va a manejar en los disparos. Normalmente cuatro cargas por metro son suficientes; sin embrago, en puntos en donde la carga está cerca del límite se recomienda aumentar la densidad de los disparos. Tipo de carga Ejemplo 14: Se requiere establecer circulación en un pozo cuya sarta de perforación se encuentra atrapada a una profundidad de 3 400m, el diámetro de la tubería es de 3 ½", grado X, de 13.3 lbs/pie, la temperatura en el pozo es de 200 F. Solución: Espesor de Tubería ( pg) Diámetro promedio (pg) Penetración máx. en la tubería exterior (pg) Pequeña (Naranja) Mediana (Blanco) Grande (Azul) Tabla 8. Cargas puncher para temperatura estándar en diámetro de 1 9/16". De acuerdo con el diámetro, temperatura del pozo y peso de tubería, se tiene un espesor de pared de pg. En función de la temperatura puede emplearse la tabla 8, seleccionando un tipo de carga pequeña con código naranja, cuya penetración es de 0.37 pg. Sin embargo, es recomendable manejar un margen de seguridad para asegurar el éxito de la operación. Se recomienda 12.5% del espesor, es decir: Tipo de carga Espesor de Tubería( pg) Tabla 9. Cargas puncher para alta temperatura hasta 470 F en diámetro de 1 9/16". Espesor de tubería = 0.368x1.125=0.414 pg Por lo que la carga seleccionada tendría que ser una carga mediana con código blanco. Vibraciones de sartas Diámetro promedio(pg) Penetración máx. en la tubería exterior(pg) Pequeña (Verde) Mediana (Café) Grande (Verde) Una condición indeseable en el pozo es el pegado o atrapamiento de la tubería. Estas situaciones pueden suceder en cualquier etapa durante la intervención de un pozo o a lo largo de su vida productiva. Un descuido humano o la falla mecánica de las herramientas y accesorios utilizados en la intervención pueden ocasionar este problema. Así es que las decisiones para resolverlo son determinantes para lograr la continuidad en las operaciones. Una técnica ampliamente usada en estos casos es la detonación de una carga explosiva (cordón detonante o vibración) en una junta de tubería que se encuentra con torsión arriba del punto de atrapamiento. El golpe de la explosión afloja la unión, cuando se tiene torsión inversa, se logra la desconexión. Las pegaduras más comunes en sartas de trabajo y aparejos de producción son: a) Pegado por presión diferencial b) Pegado por fraguado prematuro de cemento c) Pegado por pérdida de circulación d) Pegado por ojo de llave e) Pegado por derrumbe de agujero f) Pegado por producción de arena g) Pegado por lodo h) Pegado por condición mecánica (empacadores pegados, tubería pegada, por tornillos dados de cuñas y, en general, por objetos extraños en el pozo) 156

157 Una vez que se detecta una pegadura de tubería es necesario tomar un registro de punto libre, con la finalidad determinar la profundidad o punto exacto de pegadura. Las herramientas usadas para la medición basan su funcionamiento en las propiedades de los materiales elásticos susceptibles de deformarse cuando son sometidos a un esfuerzo. Una tubería de perforación o producción en un pozo está sometida a un esfuerzo de tensión, ocasionado por el propio peso. Dicho esfuerzo se distribuye linealmente por toda la tubería, desde un máximo en la superficie hasta un mínimo (cero) en el punto de atrapamiento. Cuando se aplica un jalón a una tubería atrapada esta sufre una elongación proporcional a la tensión aplicada. Por lo tanto, es posible hacer una estimación de la profundidad de atrapamiento, por medio de una prueba de elongación. Una prueba de elongación consiste en aplicar tensión sobre el peso de la tubería, midiendo la elongación producto de ese esfuerzo. La longitud de atrapamiento se calcula con: Donde: ( 088. [H[:) / = [ 10 5 ) (51) L= longitud libre de tubería (m) e = Elongación (cm) W = peso unitario de la tubería(lbs/pie) D F= Sobre tensión aplicada a al tubería (lbs) La longitud calculada con la ecuación anterior es la mínima libre en el pozo, debido a que los efectos de fricción crean puntos de seudoatrapamiento, más severos en pozos desviados. El procedimiento para una prueba de elongación es el siguiente: 1) Calcular el peso flotado de la tubería hasta el punto de atrapamiento. 2) Calcular una tensión adicional de acuerdo con el tipo y diámetro de la tubería. 3) Marcar la tubería al nivel del piso de trabajo (mesa rotaria) 4) Aplicar sobre-tensión y medir la distancia entre la primera marca y la segunda. 5) Libere la tubería de la sobretensión regresándola a la primera marca. 6) Aplique la ecuación no.51 para calcular la longitud mínima libre. 7) Repita los pasos 4, 5, 6, y compare las longitudes calculada, con el fin de determinar con mayor precisión la longitud libre de tubería. Los valores de tensión recomendados para la tubería de producción y de perforación son presentan en la tabla 10. Diámetro (pg) Tipo de Tubería Tensión Recomendada (Lbs) 2 3/8 Producción 10,000-15, /8 Producción 14,000-20,000 3 ½ Producción 20,000-30,000 4 ½ Producción 28,000-42, /8 Perforación 20,000-25,000 3 ½ Perforación 30,000-35, /2 Perforación 35,000-40,000 Tabla 10. Tensión adicional recomendada para pruebas de elongación. El torque en superficie se relaciona con el desplazamiento angular o giro. Éste varía linealmente con la profundidad; es decir, desde un máximo en la superficie hasta un mínimo en el punto de atrapamiento. Esto se da en función de la longitud libre de tubería, del torque, del módulo de elasticidad transversal y del momento de inercia de la tubería. Es decir: Donde: 7[/ θ = 27, 060 ([, V q = Desplazamiento angular o giro (grados). T = Torque de tubería (Lbs-pie). Es = Modulo de elasticidad transversal (psi) I = Momento de inercia de la tubería (pg4) El momento de inercia está dado por: Π 4 4, = ('H 'L ) 32 Donde: De = Diámetro exterior de la tubería (pg). Di = Diámetro exterior de la tubería (pg). (52) (53) Determinación de la cantidad de explosivo para efectuar una vibración de sarta Para desenroscar la tubería en el punto deseado, se detona un paquete de cordón explosivo cerca del cople con el fin de proveer la fuerza necesaria para desconectar la tubería. La cantidad de cordón explosivo depende principalmente de la profundidad (presión hidrostática) y del diámetro de la tubería. La tabla 11 proporciona la cantidad de cordón explosivo recomendado para diferentes diámetros de tubería y 157

158 profundidades. Dicha tabla supone una densidad promedio del fluido de control de 1.2 gr./cc, además de tener el pozo lleno de fluido. (No existe condición de pérdida de fluido). Consideraciones para la desconexión de tuberías Antes de efectuar un trabajo de string shot o vibración de tubería es recomendable tomar en cuenta las siguientes consideraciones: 1) Mantener la tubería (cople por desconectar) en tensión. 2) Tubería apretada. 3) Aplicar torque izquierdo al cople que se va a desconectar. 4) Posicionar el cordón con la cantidad de explosivo adecuado. Teóricamente, la junta por desconectar debe encontrarse en una condición de punto neutro (sin tensión ni compresión). Sin embargo, la experiencia demuestra que es mejor tenerla ligeramente a tensión. Para determinar la cantidad de tensión aplicada a la tubería se tiene que: Calcular el peso flotado de la tubería hasta el punto de desconexión (longitud mínima libre), adicionar un sobrejalón, se recomienda el 10 % del peso calculado. Sin embargo, este método tiene el inconveniente de que la longitud mínima pudiera ser errónea debido a la fricción ocasionada por la tubería en los puntos de contacto con las paredes del pozo. Otra alternativa tiene que ver con el peso marcado por el indicador antes de pegarse la tubería, restar el peso flotado del pescado que se va a dejar en el pozo y agregar el 10% por sobretensión. El segundo factor para asegurar el éxito de la desconexión es apretar la tubería. Esto evita que se desconecte al momento de aplicar torsión izquierda, por lo que se recomienda apretar la tubería con un 30% adicional al torque óptimo de apriete, o al que se usará para la desconexión. El número de vueltas a la derecha (apriete), depende del diámetro, peso y profundidad. Sin embrago, una regla de campo es aplicar una vuelta por cada 300 m, en tuberías de perforación, mientras que en tuberías de producción se recomienda 1 ½ vueltas. El tercer factor en la desconexión de tuberías tiene que ver con la torsión izquierda en la junta por desconectar. Cuando se tienen pozos desviados, ésta hace difícil la transmisión de la torsión hasta la junta por desconectar. En estos casos se recomienda transmitir la torsión por etapas. Una práctica recomendable es aplicar ½ vuelta por cada 300m de longitud de tubería de perforación, y 1 vuelta para tuberías de producción. Procedimiento operativo a) Hacer una prueba de elongación y determinar la longitud mínima. b) Tomar un registro de punto libre. Ajustar pesos con base en resultados del registro. c) Calcular la cantidad de cordón explosivo. d) Determinar el número de vueltas para el apriete y desconexión. e) Verificar el apriete de tubería. f) Introducir la varilla con el cordón explosivo. Se recomiendan de 200 a 300m. g) Aplicar el torque izquierdo a la tubería y dejarla en el peso calculado para la desconexión. h) Registrar el torque aplicado. i) Bajar el cordón explosivo hasta el punto que se va a desconectar y disparar. j) Observar en el torquímetro algún cambio en la torsión registrada. k) Tomar un registro de coples antes de sacar la varilla l) Levantar o bajar la tubería para comprobar la desconexión; en caso necesario, completarla con torsión izquierda. Cortadores de tubería Cortador térmico (tipo jet) Es básicamente una carga moldeada y revestida de forma circular, que al detonar produce un corte limitado en la tubería. La forma del tubo en el corte queda ligeramente abocinada por lo que puede requerirse conformar la boca del pez. Como requisito es necesario que la tubería sea calibrada previamente al drift, para su utilización. La figura 67 muestra este tipo de cortador y la forma del corte que produce. Cortador de tubería químico A diferencia del cortador térmico, éste deja un corte limpio sin protuberancias dentro y fuera del tubo. 158

159 Tubería Diámetro Profundidad( m) Tipo (pg) / Producción 2 7/ ½ ½ /8-2 7/ Perforación 3 ½ ½-6 9/ / ½ Drilles 4 1/8-5 ½ ¾ ¼-8 1/ Arriba de Tabla 11 Número de hilos de cordón explosivo de 8 granos/pie Su principio de operación consiste en expulsar violentamente un líquido corrosivo de la herramienta hacia la tubería. Normalmente consta de un iniciador, un propelente sólido, un catalizador y trifluoruro de bromo (B r F 3 ). Cuando se inicia la explosión, el propelente fuerza al B r F 3 a través del catalizador y de una cabeza de corte a alta presión y temperatura. El BrF 3 es expulsado a través de varios orificios de la herramienta contra la pared de la tubería que se va a cortar. La figura 68 muestra la herramienta y el corte efectuado. de suma importancia que en la planeación se realice un análisis tomando en consideración los porcentajes de riesgo involucrados, que permitan la generación de ganancias. A continuación se mencionan algunas consideraciones que se deben tomar en cuenta al operar un cortador químico: 1) La herramienta debe permanecer inmóvil durante el corte, para lo cual cuenta con un dispositivo de anclaje. 2) El rango de corte en tuberías mínimo es de pg. 3) Es necesario contar con fluido dentro de la tubería para efectuar el corte. 4) En lodos densos se tienden a tapar los agujeros de la herramienta y puede operar deficientemente. XIX. COSTO DE UNA INTERVENCIÓN Debido a la transformación de PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN en líneas de negocios, la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, como entidad prestadora de servicios, requiere conocer los costos de la intervención a los pozos. Por lo tanto es Figura 67 Cortador térmico (superior), forma del corte efectuado (inferior) El costo total de la intervención estará compuesto por: a) Costo de los materiales b) Costos de los servicios c) Costo por la utilización, mantenimiento y depreciación del equipo 159

160 Utilidad.- Es la diferencia entre el costo y el precio, normalmente se maneja en porcentaje. Riesgo.- Son aquellos eventos imponderables que pueden o no ser del conocimiento del Diseñador y afectan el estado de resultados de la intervención, por lo deben ser considerados en el costeo del pozo. Por ejemplo los conceptos manejados en el costeo en una intervención de mantenimiento mayor de reentrada, se listan a continuación: Concepto Costo día/equipo Materiales Tubería de revestimiento Accesorios de tubería de revestimiento Tuberías de producción Accesorios para aparejo de producción Empacadores y retenedores Molinos, escariadores, barrenas y herramientas de percusión Combinaciones Figura 68 Cortador de tubería químico (superior). Corte efectuado (inferior) Ahora bien, para hablar de costos debemos tener clara las diferencias entre los conceptos costo y gasto, precio y utilidad. Gasto. Es el flujo de efectivo que se ve reflejado directamente en caja. En algunos casos se puede igualar al costo; esto es, cuando los servicios utilizados en la intervención son proporcionados por la compañías de servicio. En caso contrario, cuando son por administración, siempre serán menor al costo. Costo. Es el flujo de efectivo reflejado en caja, más los gastos contables como depreciación de los equipos, servicios y productos proporcionados por otras entidades, tales como servicio medico, telecomunicaciones, combustibles, lubricantes, etc. Precio. Es el costo del servicio proporcionado. Se establece de acuerdo con el comportamiento del mercado y engloba los conceptos de gasto, riesgo y utilidad. Servicios Apertura de ventana Perforación direccional. Prueba de lubricador Apriete computarizado (llave y computadora) TR`s y TP Disparos Estimulación Registros Instalación de bola y niple colgador Cementación de TR`s y TXC (Tapón por Circulación) Mantenimiento, instalación y prueba del ½árbol Nitrógeno Pruebas hidráulicas Herramientas especiales Tubería flexible Unidad de alta presión Unidad Línea de Acero (registro de gradientes y muestras) Transporte de: a) Equipo (desmantelar transportar e instalar ) b) Personal, accesorios y material diverso 160