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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA CIENCIAS DE LA TIERRA
UNIDAD TICOMÁN
“DISEÑO, TERMINACIÓN, REPARACIÓN DE POZOS Y SU EJECUCIÓN”
TESIS
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO PETROLERO
PRESENTA:
FILIBERTO VILLA BADILLO
ASESOR:
ING. ARÍSTIDES DOMÍNGUEZ CÁRDENAS
MÉXICO D.F. MARZO 2014
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
Pág.:1/95
ÍNDICE
Índice………………………………………………………………………………………..1
Resumen…………………………………………………………………………………...3
Abstract……………………………………………………………………………………..5
Objetivo……………………………………………………………………………………..7
Introducción………………………………………………………………………………..8
Capítulo 1.- Conceptos Básicos necesarios para la Terminación de un pozo…… 9
Capítulo 2.- Diseño, Ejecución de la Terminación, Mantenimiento de pozos
Y Análisis nodal………………………………………………………………………… 16
Capítulo 3.- Fluidos utilizados en la Terminación y Reparación………………….. 26
Capítulo 4.- Terminación, aparejo de producción y mantenimiento a pozos…….. 34
4.1.- Empacador de producción y accesorios……………………………….. 44
4.2.- Diseño de lavado de pozo……………………………………………….. 48
4.3.- Fluido empacante………………………………………………………… 50
4.4.- Registros…………………………………………………………………... 52
4.5.- Disparos……………………………………………………...................... 62
4.6.- Árbol de válvulas………………………………………………………….. 64
4.7.- Concepto de Límite Técnico en Terminación………………………….. 66
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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Capítulo 5.- Terminaciones especiales………………………………………………. 68
Capítulo 6.- Reparaciones Mayores………………………………………………….. 75
Conclusiones y Recomendaciones…………………………………………………… 93
Bibliografía………………………………………………………………………………. 94
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RESUMEN
El análisis de los conceptos de Ingeniería de Terminación y Reparación
de pozos, así como el diseño, ejecución, nuevas y conocidas variables, y por
supuesto nuevas alternativas para solucionar los diferentes escenarios que
pueden presentarse en estas operaciones importantes se describen en éste
trabajo principalmente.
Dentro de las operaciones a llevar a cabo sabemos que terminación de un
pozo petrolero significa acondicionar un pozo con tubería de producción y
accesorios que permitan llevar los hidrocarburos a superficie de manera
optimizada y a bajo costo.
Para entender el proceso de diseño de la terminación de un pozo se
describen los tipos de aparejos utilizados en los pozos petroleros los cuáles varían
de acuerdo al tipo de yacimiento, formación, fluidos utilizados en las distintas
operaciones, etc. Así como también su ejecución que depende de la planeación
que se elabore para su producción y los tipos de terminaciones a utilizar de
acuerdo a lo programado con base en los antecedentes del pozo, parámetros,
propiedades de las rocas, parámetros del yacimiento, etc.
Ésta tesis también describe y enlista los fluidos utilizados en la terminación
y reparación de pozos y el análisis nodal que se debe realizar respectivamente.
Dentro del desarrollo de éste trabajo se describen además los tipos de
terminaciones utilizados actualmente en la industria petrolera, así como también
los diferentes aparejos de producción, empacador de producción, accesorios que
son sumamente importantes, las operaciones y mantenimiento de pozos como lo
son las reparaciones menores y mayores que se realizan durante la vida
productiva del pozo.
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Otros componentes de importancia son las terminaciones especiales y las
reparaciones mayores como lo son: pescas, moliendas, cambios de intervalo,
cambios de aparejo de producción, etc., es donde se cambia la esencia del pozo
se realizan de manera constante para aprovechar la energía del yacimiento y vida
productiva del pozo.
Desde una perspectiva dentro las la terminación y reparación de pozos,
podemos visualizar en ésta tesis los conceptos necesarios de ingeniería que en un
futuro nos sirvan como medio para desarrollar las operaciones de manera más
eficaz, se concientice y logren en los futuros ingenieros una visión clara de lo que
representa éste proceso.
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ABSTRACT
Analysis of the concepts of engineering completion and workover, design,
implementation, new and familiar variables, and of course new alternatives to solve
different scenarios that can occur in these important operations and described in
this work.
Within the operations to be carried out know that an oil well completion
condition means a well with tubing and fittings that allow bring hydrocarbons to
surface so optimized and a low cost.
To understand the process of designing a well completion types of gear
used in the oil wells which vary according to the type of deposit described,
formation, fluids used in the various operations, etc. As well as its implementation
depends on the planning that is prepared for production and types of finishes to be
used according to schedule based on the background of the well, parameters, rock
properties, reservoir parameters, etc.
This thesis also describes and lists the fluids used in the completion and
workover and nodal analysis to be performed respectively.
Are described further in the development of this kind of work completions
currently used in the oil industry, as well as different types of output gear,
accessories are extremely important, operations and maintenance as well as minor
and major repairs are performed during the life of the well.
Other major components are the special endings and major repairs such as:
fisheries, mills, range shifts, changes in rig production, etc., is where the essence
of the well changes, are made constantly to harness the reservoir and well life.
From a perspective within the completion and workover, we can see in this
thesis the necessary engineering concepts in the future we serve as a means to
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develop more effectively, de made aware and achieve in the future engineers a
clear vision of what this process represents.
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OBJETIVO
En éste trabajo se realiza el análisis de los conceptos de Ingeniería de la
terminación y reparación de pozos, así como también nuevas y conocidas
variables, y por supuesto nuevas alternativas para solucionar los diferentes
escenarios que pueden presentarse en estas operaciones importantes.
El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción
óptima de hidrocarburos al menor costo. Para que ésta 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
debe de considerarse la información recabada, indirecta o directamente, durante la
perforación a partir de: muestra de canal, núcleos, pruebas de formación, análisis
petrofísicos, análisis PVT y los registros geofísicos de explotación.
Así como también se pretende concientizar y lograr en los futuros
ingenieros una visión clara de lo que representa el proceso de Reparación y
Mantenimiento de Pozos, tomando en cuenta el punto de vista técnico de acuerdo
a la relación Cliente - Proveedor, riesgo y el negocio.
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INTRODUCCIÓN
Debido a las necesidades que representa el sector energético en la
actualidad, se plantean y describen los principales conceptos que un ingeniero
necesita en las operaciones de terminación y reparación de pozos, así como su
diseño y ejecución. También nuevas alternativas para solucionar los diferentes
retos a enfrentar en las operaciones. Dentro del diseño encontramos los diferentes
tipos de aparejos a utilizar de acuerdo al tipo de yacimiento, zona productora, etc.
La terminación de pozos en general tiene un grado de dificultad, y puede ir
desde lo más simple hasta lo más complejo, desde lo particular hasta lo plural; ya
que nos enfrentamos a grandes retos de operación, condiciones donde se
encuentran las zonas petroleras, etc.
Adicionalmente encontramos terminaciones que de acuerdo al tipo de zona
productora, formación, planeación, etc., se especializan y van desde las más
simples como una terminación con aparejo sencillo fluyente hasta terminaciones
multilaterales.
El mantenimiento de pozos se realiza de manera constante para aprovechar
la energía del yacimiento y la vida productiva del pozo; dentro de los
mantenimientos encontramos las reparaciones menores y mayores; éstas últimas
mucho más complejas.
Para enfrentar estos retos que implica la terminación y reparación de pozos
y de ésta manera satisfacer las necesidades que enfrenta el país así como
incrementar su producción principalmente, se concientiza al futuro ingeniero a
realizar y aplicar los diferentes conceptos y prácticas necesarias incluidas en ésta
tesis, que permitan optimizar las operaciones de terminación y reparación de
pozos así como los costos y tiempos de operación.
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CAPITULO 1
CONCEPTOS BÁSICOS NECESARIOS PARA LA TERMINACIÓN DE UN POZO Terminación de pozo
El propósito de la perforación de un pozo, es localizar y producir
hidrocarburos de manera comercial segura y rentable una vez perforado el pozo,
para lograr éste objetivo es necesario acondicionar el pozo con tubería de
producción y accesorios que permitan conducir los hidrocarburos a superficie de
manera optimizada, a este proceso se le denomina Terminación del pozo.
Mantenimiento de pozos
Mantener en condiciones de producción el pozo resolviendo problemas
específicos o de control del yacimiento, puede ser preventivo o correctivo, la
diferencia en costos es demasiado elevada por lo que los pozos deben de recibir
periódicamente mantenimiento preventivo de sus partes como indican los
fabricantes y de la formación de acuerdo al administrador del Yacimiento.
Reparación de pozo
Es el proceso por el cual se realizan trabajos como limpiezas, inducciones,
estimulaciones, fracturamientos, disparos, cambio de zona productora, etc., con la
finalidad de restablecer la producción y aumentar la vida productiva del pozo.
Una reparación de un pozo puede ser menor o mayor, incluyendo
profundización y ventanas. Reparación Menor (Rme)
Se define como la intervención al pozo en la cual no se modifica su esencia
pero puede ser tan costosa y difícil como cualquier reparación mayor o la misma
perforación, las más comunes son: Corrección de problemas en el aparejo,
acondicionamiento a sistemas diferentes de producción (cambio de diámetros,
limpiezas, desincrustar, arenar o engravar, acondicionamiento a bombeo
neumático centrifugo o mecánico),cambios de posición de empacadores y
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accesorios, corrección de problemas en el pozo (colapsos, roturas, fugas,
hermeticidad) etc.
Reparación Mayor (RM)
Se define como la intervención al pozo en la cual se cambia la esencia del
pozo mismo, incluyendo:
“Cambios de intervalo”, Ampliación o reducción de intervalos, Profundización o
Modificación para acondicionamiento a otro fin (de productor a inyector, testigo,
etc.), Re - entradas.
Aparejo de producción
Medio por el cual se conducen los hidrocarburos hasta superficie que
consiste en la tubería de producción y accesorios adicionales de control, con
características especiales (Tipo de acero, Resistencia a la cedencia, Conexión)
que permitan soportar los esfuerzos Axiales y Triaxiales, y cargas estáticas y
dinámicas durante su introducción, producción y vida productiva del pozo.
Empacador de producción
El empacador es un accesorio empleado para aislar la tubería de
revestimiento de los fluidos producidos o del yacimiento, permite un sello
hidráulico entre TR y TP y está diseñado para soportar tanto cargas dinámicas y
diferenciales de presión sobre el empacador, en o durante la vida productiva del
pozo.
Junta de expansión / Unidades de sellos multi-v
Éste accesorio, permite el libre movimiento de la sarta de producción
ascendente y descendente, producto de las cargas dinámicas provocadas por los
diversos eventos realizados en el pozo (pruebas de presión, pruebas de
producción, estimulación, etc.).
Otra ventaja es lograr que el colgador de la tubería llegue a sentar en el
cabezal sin problemas (quiere decir que quede colgado sobre el cabezal),
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utilizando la carrera libre de la junta al momento de anclar el empacador,
evitándose así problemas de ajuste.
Camisa deslizable Es un accesorio cuya función principal es la de permitir hacer el control del
pozo, ya que permite la comunicación entre la tubería de producción y el espacio
anular; así como también se utiliza para fines de: inducciones, inyección de gas,
etc.
Análisis Nodal
El análisis nodal, permite predecir y optimizar la energía (Caída de presión)
de un sistema de producción desde el punto de partida (Yacimiento) hasta su
entrega final (separador), considerando seis puntos de interés o nodos básicos:
Flujo a través del medio poroso
Flujo a través de los disparos
Flujo a través de la tubería vertical (T.P.)
Flujo a través del estrangulador
Flujo a través de la tubería horizontal (L.D.)
Flujo en el separador
Fluido de terminación y reparación
Fluido utilizado en actividades de terminación y reparación de pozos, que
debe cumplir las siguientes funciones:
Evitar daño a la formación
Controlar la presión del yacimiento
Facilitar la limpieza en operaciones de molienda y/o pescas.
Viscosidad
La viscosidad de un fluido, tal como se define por la ley de viscosidad de
Newton, se considera una medida de la resistencia que opone un fluido a la
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deformación (es decir, a fluir) cuando se le sujeta a un cierto estado de
deformación.
Modelo reológico
Comportamiento de un fluido debido la relación existente entre el esfuerzo
de corte y la velocidad de corte.
Tipo de aparejos Fluyente Sencillo.- Está formado por un empacador recuperable o permanente,
una válvula de circulación y la tubería de producción. El flujo y presión del aceite y
gas se controlan por medio de un estrangulador instalado en el árbol de válvulas.
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Aparejo sencillo fluyente
Fluyente sencillo selectivo.- Este aparejo consta de un empacador permanente
inferior, junta de seguridad y dos válvulas de circulación. Los fluidos que aporta
pueden combinarse selectivamente; explotando simultáneamente los dos
intervalos o aislando uno de ellos.
Aparejo Fluyente sencillo selectivo
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Fluyente Doble.- Está formado por dos empacadores uno permanente inferior y
otro recuperable de doble circulación superior, una junta de seguridad, dos
válvulas de circulación y dos tuberías de producción.
Se denomina sarta larga (S.L.) a la sección por donde aporta fluidos el
intervalo inferior y sarta corta (S.C.) por donde fluye el aceite y gas del intervalo
superior. Las tuberías pueden seleccionarse de igual o diferente diámetro.
Aparejo fluyente doble
Fluyente Doble Selectivo.- Este tipo de aparejo utiliza tres empacadores:
permanente, intermedio y recuperable de doble terminación superior; como
accesorios: una junta de seguridad y tres válvulas de circulación con dos tuberías
de producción igual o diferente diámetro. Por la sarta larga (S.L.) desalojan los
fluidos de los intervalos inferior e intermedio, y por la sarta corta (S.C.), descarga
los fluidos del intervalo superior.
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En cualquier tipo de aparejo fluyente seleccionado, los empacadores de
producción son elementos de sello cuya finalidad principal es la de aislar el o los
intervalos abiertos entre sí, además evitar la comunicación entre las tuberías de
producción y las de revestimiento.
Aparejo Fluyente Doble Selectivo
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CAPÍTULO 2
DISEÑO Y EJECUCIÒN DE LA TERMINACIÓN, MANTENIMIENTO DE POZOS Y ANÁLISIS NODAL
Diseño:
Dentro de la planeación se deben considerar los parámetros que involucran el
proceso de terminación, como son:
Parámetros del yacimiento.- Conocer las propiedades del yacimiento, asegura un
éxito a la expectativa planteada para la intervención.
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Parámetros del Pozo.- Estado final de la construcción del pozo para la planeación de la terminación y reparación del pozo.
Proceso General de planeación:
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Antecedentes
Las gráficas siguientes muestran las intervenciones realizadas en algunos
campos en donde se observa diversos procesos a seguir, afectando el tiempo de
terminación o entrega del pozo, ejemplo:
El Ingeniero de Pozo, tiene la tarea principal de optimizar tiempos, riesgos y
costos de la terminación y mantenimiento de pozos (TYMP), por lo que es
necesario definir, controlar y evaluar el proceso de la intervención.
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Esta metodología es una manera de organizar los pasos o actividades que
deben de seguirse de manera óptima para realizar la intervención de acuerdo al
tiempo planeado.
Estos procesos son generales y fueron analizados de acuerdo a las
actividades que se realizan en Pemex - PEP, UPMP.
Terminación con Aparejo Convencional.
• Checar Profundidad Interior.
• Escariar las TR´s de explotación.
• Tomar registro de cementación
• Lavar Pozo. Lodo, Agua de Perforación,
Agua dulce Lodo, Agua de Perforación,
Salmuera • Meter Empacador. • Meter Aparejo de
Producción con la longitud de sellos adecuada.
• Desmantelar preventores.
• Instalar y probar medio Árbol.
• Disparar intervalo seleccionado.
• Estimular y Tomar información.
Nota: La forma de ejecutar la terminación podrá variar de acuerdo a las características específicas del pozo.
Terminación con Aparejo DST • Con molino y escariadores en Profundidad
Interior (PI) lavar el pozo. Agua de Mar 50 NTU.
• Cambiar RAMS a tubería de producción. • Probar preventores a capacidad de
trabajo. • Armar Aparejo de Producción tramo por
tramo. • Sacar aparejo por lingadas. • Meter aparejo de prueba DST y efectuar
ajuste. • Con pistolas seleccionadas efectuar
disparos en el intervalo seleccionado. • En caso de fluir: A) Aforar por diferentes
estranguladores tomando curva de decremento. B) Cerrar pozo y tomar curva de incremento (120 Hrs).
Continúa proceso en No. 12 • En caso de no fluir inducir con TF. A)
Agua dulce (agua de perforación). B) Diesel. C) Nitrógeno.
• Si no se manifiesta, bombear bache inhibidor de arcilla e inducir nuevamente.
• Con línea de acero tomar registro estático hasta la profundidad media de los disparos y tomar muestras.
• Controlar el pozo con fluido de densidad requerida, sacar aparejo de Prueba y aislar con retenedor o TxC.
Terminación con Tie Back • Checar Profundidad
Interior. • Rimar camisa ó C2. • Tomar registro de
cementación. • Lavar el pozo. • Desmantelar
preventores. • Instalar y probar medio
árbol. • Disparar intervalo
seleccionado. • Estimular y tomar
información.
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A continuación se definen los procesos de acuerdo a la clasificación
descrita, para dar una guía sobre la mejor opción de realizar una terminación y
reparación de pozos.
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CONCEPTO DE ANÁLISIS NODAL
El análisis nodal es una herramienta que nos permite simular y evaluar un
sin número de parámetros, de interés se señalan los siguientes:
Determinar la presencia de daño
Obtener pronósticos de producción
Determinar caídas de presión
Evaluar producción simulando diferentes cambios en el sistema
Determinar diámetro óptimo de tuberías de producción
Ajustar correlaciones de flujo
Otros
El análisis nodal permite predecir y optimizar la energía (Caída de presión)
de un sistema de producción desde el punto de partida (Yacimiento) hasta su
entrega final (separador), considerando seis puntos de interés o nodos básicos:
Flujo a través del medio poroso
Flujo a través de los disparos
Flujo a través de la tubería vertical (T.P.)
Flujo a través del estrangulador
Flujo a través de la tubería horizontal (L.D.)
Flujo en el separador
Para predecir el comportamiento del sistema, se obtiene la caída de presión
de cada componente, es decir definir los puntos de salida y llegada de cada tramo
los cuales se denominan NODOS, para determinar por medio de diversos gastos y
métodos adecuados de cálculo las caídas de presión en cada nodo de solución.
Después de seleccionar un nodo de solución las caídas de presión son
adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, hasta que
se alcanza el nodo de solución incógnita.
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CAPÍTULO 3
FLUIDOS UTILIZADOS EN LA TERMINACIÓN Y REPARACIÓN
Los fluidos de terminación y reparación se diseñan a fin de evitar daño a la
formación, para controlar la presión del yacimiento y efectuar la limpieza del pozo.
Los fluidos que refieren a estas características son los libres de sólidos es
decir las salmueras con un amplio rango de densidades.
Modelos reológicos
Los fluidos de perforación, terminación y reparación de pozos se aproximan
a comportamientos reológicos como:
Modelo Newtonianos
Modelo Plástico de Bingham
Modelo Ley de Potencias
Fluidos Newtonianos
Las fuerzas viscosas que se presentan en un fluido Newtoniano se
caracterizan por la viscosidad del fluido, algunos ejemplos de fluidos Newtonianos
son: agua, aceite. Fluidos No Newtonianos
Por otra parte a los fluidos que no cumplen con esa proporcionalidad
constante entre esfuerzo y velocidad de corte, se conocen como No newtonianos,
es decir el comportamiento depende de un esfuerzo de corte adicional para iniciar
su movimiento.
Plástico de Bingham.
Son aquellos fluidos que exhiben una fuerza de cedencia definido de tal
forma que cualquier esfuerzo aplicado por debajo de este valor no produce ningún
flujo; mientras que esfuerzos por arriba de este valor hacen que el fluido se
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comporte como un fluido Newtoniano. Este tipo de fluidos fueron descubiertos por
Bingham, en 1919. Fluidos Pseudoplásticos
Son los fluidos más comunes de los no-Newtonianos. Muestran un
decremento en la viscosidad aparente al aumentar la velocidad de corte, por esta
razón se dice que se adelgazan, al aumentar la velocidad de corte.
Modelo de la Ley de Potencias o de Ostwald-de Waele. Este modelo incluye dos parámetros reológicos:
K= índice de consistencia (cp-segn-1))
n= índice de comportamiento (adim.)
Si: n<1 pseudoplástico, n=1 newtoniano, n>1 Dilatante
El modelo de la Ley de Potencias, ajusta datos experimentales para
muchos fluidos pseudoplásticos en niveles intermedios de velocidad de corte,
siendo adecuado para uno o dos ciclos de escala doble logarítmica.
La selección de fluidos de Terminación y Reparación dependen de varios factores como:
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En el siguiente cuadro se encuentran agrupados los diferentes tipos de
fluido de control usados comúnmente.
1.- Espumas
1.- Fluidos 2.- Salmueras: a) Sódicas
Base Agua b) Cálcicas, c) con polímeros y densificante
Fluidos 3.- Fluido bentonítico
De 4.- Agua dulce
Control
2.- Fluidos 1.- Fluido base aceite (emulsión inversa)
Base Aceite 2.- Fluido baja densidad (emulsión directa)
FLUIDOS BASE AGUA
Un fluido de control base agua, por su bajo costo en la preparación, manejo
y mantenimiento son los más usados comúnmente; debiéndose extremar cuidados
en aquellos que utilizan base agua dulce, ya que la pérdida de ésta daña el
yacimiento.
ESPUMAS
Las espumas son una combinación de agua, un agente espumante y un gas
sometidos a presión. Se obtienen densidades de 0.10 g/cm³ hasta 0.7 g/cm³.
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APLICACIONES
A) Se utilizan siempre como fluidos de control
B) Permiten fácilmente limpieza de sólidos
SALMUERA SÓDICA
Es una solución de cloruro de sodio en agua. Su densidad máxima es de
1.19g/cm3.
SALMUERA CÁLCICA
Es una solución de cloruro de calcio en agua. Su densidad máxima es de
1.39 g/cm³. Son soluciones con sales a las que se agregan polímeros para dar
viscosidad y gelatinosidad al fluido, así como, densificantes para incrementar el
valor de su densidad.
VENTAJAS DESVENTAJAS
Al agregar polímeros se convierte en un fluido de limpieza con gran poder de arrastre.
Al densificarlo puede aumentar su densidad hasta 1.70 g/cm³.
Contiene sólidos en suspensión que no dañan a la formación.
Son fácilmente solubles en ácidos.
Los costos al agregar polímero aumentan considerablemente.
Son irritantes (sobre todo la salmuera cálcica).
Cuando la temperatura pasa de 100 °C, se degradan causando problemas de generación de espuma.
Son corrosivos.
Al utilizar las salmueras es importante tomar en cuenta que éstas son
afectadas por la temperatura.
El aumento de la temperatura disminuye la densidad de las salmueras. Para
las salmueras la reducción promedio de densidad es de 0.03 g/cm³. Este valor se
afecta al aumentar la temperatura, ver siguiente tabla.
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FLUIDO BENTONÍTICO
Es una mezcla de arcilla en agua dulce. La concentración de los cloruros no
debe exceder de 5,000 partes por millón (ppm), con la finalidad de facilitar la
hidratación (dispersión) de la bentonita. La mezcla puede fluctuar con densidad de
1.04 a 1.08 g/cm³ dependiendo del rendimiento de la arcilla.
FLUIDO POLIMÉRICO
Es un fluido bentonítico densificado al que se agregan lignosulfonatos, y
diesel como emulsificante.
Es un fluido base-agua-tratado y como estos consta de 3 fases:
Fase líquida – agua Fase coloidal – arcilla Fase inerte – sólidos en suspensión
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FLUIDOS BASE ACEITE
Son fluidos en los que la fase continúa es aceite y la fase discontinúa es
agua. La ventaja principal de estos fluidos es la pérdida de filtrado (aceite) no daña
a la formación pero se degradación con agua dulce obliga a extremar cuidados en
su mantenimiento.
Por sus rangos de densidad se utilizan en pozos depresionados, así como
en aquellos que manejan altas presiones.
EMULSIÓN INVERSA
Es una emulsión inversa de aceite y agua. Para interrelacionar sus fases se
requiere agitación vigorosa y un agente emulsificante (jabón o detergente). La
ventaja principal de estos fluidos es que la pérdida de filtrado (aceite) no daña la
formación; pero su degradación con agua dulce obliga a extremar cuidados en su
mantenimiento.
BAJA DENSIDAD FAPX
Su característica principal se debe a la combinación de líquidos diesel -
agua emulsionados en forma directa y esta particularidad nos la proporciona el
tipo de emulsificante que se emplea.
Una de las funciones más importantes de un fluido de control es la de
transportar los recortes a la superficie. La falla en esta función puede provocar
exceso de sólidos en el fluido, bajo promedio en las moliendas y atrapamiento de
tubería.
Esta función depende de: La densidad de los recortes tomada del material que se está moliendo.
La viscosidad del fluido empleado
La velocidad ascendente del fluido en el espacio anular
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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Los recortes tienden a caer a través del fluido debido a la fuerza de
gravedad, al mismo tiempo son soportados por la fuerza ejercida hacia arriba por
el fluido; estas dos fuerzas actúan sobre los recortes, mientras el fluido se mueve
hacia arriba por el espacio anular.
Para que los recortes sean movidos hacia la superficie, el movimiento de
los mismos hacia abajo debe ser MENOR que el movimiento del fluido hacia
arriba. El movimiento de los recortes hacia abajo se llama: VELOCIDAD DE
ASENTAMIENTO.
Para conocer si el acarreo de recortes se realiza correctamente, es
necesario calcular la velocidad de asentamiento, su relación con la velocidad del
fluido en el espacio anular, lo cual nos dará la velocidad relativa a la que los
recortes son llevados a superficie y se calcula con la siguiente ecuación:
Vs = Velocidad de asentamiento de un corte (en m/seg) L = Diámetro del corte (en cm) ρs = Densidad de corte (en g/cm³) ρf = Densidad del fluido (en g/cm³) μa = Viscosidad aparente (en cp) EJEMPLO
Se desea determinar cuál es la velocidad de asentamiento de las partículas
de cemento al efectuar una operación de molienda, donde se tienen los siguientes
datos:
DATOS L = 0.31 CM ρs = 3.16 g/cm³ ρf = 1.40 g/cm³
Vs = 21.23 L² ( ρs - ρf ) μa
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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viscosidad| = 15 cps
Para conocer la velocidad efectiva a la que un recorte se lleva a superficie,
se restará a la velocidad del fluido en el espacio anular, la velocidad de
asentamiento de los recortes.
Vr = Vea – Vs Vr = Velocidad relativa de los recortes, (pie/min).
Vea = Velocidad promedio del fluido en espacio anular, (pie/min).
Vs = Velocidad de asentamiento de los recortes, (pie/min).
Vea = Velocidad en el espacio anular, (pie/min).
Q = Gasto de la bomba, (gal/min).
D = Diámetro interior de la TR, (pg).
di = Diámetro exterior de la TP, (pg).
Vs = 21.23 L² ( ρs - ρf ) μa
en m/seg
Vs = 4178 L² ( ρs - ρf ) μa
en pie/min
Vs = 21.23 (0.31)² (3.16-1.40) = 21.23 (0.0961) (1.76) 15
Vs = 2.040 * 1.76 = 3.590 = 0.239 m/seg = 14.34 m/min
15 15
Vs = 4178 (0.31)² (3.16-1.40) = 4178 * 0.0961 * 1.76 15
Vs = 706.65 = 47.11 pie/min
15
ʋea = 24.51 * Q (D² - di²)
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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CAPÌTULO 4
TERMINACIÒN, APAREJO DE PRODUCCIÒN Y MANTENIMIENTO A POZOS
Se entiende por terminación de un pozo petrolero a la actividad encaminada
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 conveniente.
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:
1.- Terminación de explotación (TE)
Se le denomina así al acondicionamiento del primer pozo perforado en una
nueva estructura, posiblemente productiva de hidrocarburos.
2.- Terminación de desarrollo (TD)
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.
Estas dos clases de terminaciones (Exploración y Desarrollo), pueden llevarse a
cabo de diversas formas:
a) Terminación en agujero descubierto
Anteriormente se terminaban los pozos en agujeros sin revestir. Ahora ésta
práctica se ha abandonado, efectuándose solamente en yacimientos con baja
presión en una zona productora donde el intervalo saturado de aceite y gas sea
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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demasiado grande. Estas terminaciones se recomiendan en formaciones de
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.
b) Terminación con TR 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.
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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 la longitud de los intervalos productores. Posteriormente, se
prepara el pozo con el aparejo de producción seleccionado para su explotación.
APAREJO DE PRODUCCIÓN
Los aparejos de producción es el medio por el cual se transporta los fluidos
del yacimiento a superficie y pueden clasificarse dependiendo de las condiciones
que necesitan, este debe soportar íntegramente la presión y los esfuerzos a que
se somete durante la operación:
Inducciones
Pruebas de admisión
Estimulaciones
Fracturamientos
Etapa de producción
Cierres
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Recuperación del aparejo
Control del pozo
Ruptura del aparejo
Seleccionar 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.
Los accesorios de que consta incluyen válvula de seguridad, dispositivos de
circulación, sensores de presión, niples de inyección, juntas de expansión, niples
de asiento, etc.
Invariablemente en los campos petroleros, la terminación de un pozo es la
primera intervención por efectuar por los equipos de reparación; la explotación de
hidrocarburos en una terminación la determinan el fluido y la presión del
yacimiento, existiendo diferentes métodos de explotación llamados
INSTALACIÓN.
Por las diferentes características y profundidades de los yacimientos,
existen diferentes tipos de instalaciones tales como:
Instalación abierta. Se usa solamente tubería de producción dentro de la
tubería de revestimiento, empleando en pozos de alta producción y explotando por
el espacio anular o por la tubería de producción indistintamente. Esto no es
recomendado por los daños que causa a la tubería de revestimiento y a las
conexiones superficiales.
Instalación semicerrada. Se utiliza tubería de producción y un empacador
para aislar el espacio anular. Es el diseño más común en la explotación de
hidrocarburos empleado en nuestro país, lo cual permite aprovechar óptimamente
la energía del yacimiento, protegiendo al mismo tiempo las tuberías y conexiones
superficiales de los esfuerzos a que son sometidos, explotándose solamente por el
interior de la tubería de producción.
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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Instalación cerrada. Este diseño es similar al anterior, la única diferencia es
la instalación de una válvula de retención alojada en un niple de asiento,
seleccionando su distribución en el aparejo. Este accesorio permite el paso de los
fluidos en una sola dirección.
Tipos de instalaciones de aparejos
Para que un pozo aporte los hidrocarburos desde el intervalo productor a
superficie, es necesario seleccionar, preparar e introducir un determinado aparejo,
el cual una vez operando descarga los fluidos en forma controlada y segura.
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Los sistemas de aparejos productores que se utilizan son:
Aparejo fluyente
Aparejo de bombeo neumático
Aparejo de bombeo mecánico
Cavidades Progresivas
Aparejos de bombeo electromecánico, etc.
Aparejo fluyente
En el aparejo fluyente los pozos se terminan y aprovecha la energía propia
de los yacimientos productores que son capaces de elevar los hidrocarburos hasta
superficie.
Continua: Es cuando las características del yacimiento permiten la explotación
ininterrumpida de un pozo. Esto se observa en las pruebas que se efectúan hacia
la batería de separación o al quemador fluyendo.
Existen dos formas constantemente:
De Explotación y Fluyente.
Intermitente: Es cuando su energía disminuye de tal manera que las
condiciones del flujo se cambian y modifican su explotación.
En algunos casos los pozos fluyentes continuos se convierten en fluyentes
intermitentes, lo cual se aprecia cuando fluyen a cabezadas o por pérdida.
También los fluidos que aportan los pozos básicamente se dividen en dos tipos:
Los pozos productores de gas. – Manejan altas presiones debido a la
propiedad que tiene ese fluido de expandirse y liberar en el momento una gran
cantidad de energía.
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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Su explotación permite a través de instalaciones de separación y limpieza,
recuperar los condensados que el gas tenga asociado, éste es utilizado en plantas
petroquímicas como combustible en algunas maquinarias y para uso doméstico.
Los pozos productores de aceite y gas. – La mezcla ocurre en función de las
características físicas del yacimiento, y la relación que existe entre los volúmenes
de estos fluidos se conoce como la relación gas – aceite (RGA) y es el factor
principal en la explotación de los pozos. Esto se puede ejemplificar de la siguiente
manera:
El pozo debe aportar mayor volumen de aceite y menor volumen de gas, es
decir, si la relación es 20/80 y aun 40/60, se considera razonable, sin embargo, si
la relación registra 60/40 y con el tiempo se incrementa a 80/20 ya no entra en
esta división porque está aportando mayor volumen de gas que aceite.
Estas mediciones se efectúan por el personal calificado en el área de
producción en los campos petroleros.
Diseños de aparejos de producción fluyentes
El diseño de este aparejo está sujeto a las condiciones de flujo de los
intervalos productores, así como a programas futuros de intervención del pozo y
de su estado mecánico.
Dependiendo de los accesorios con que va provista la tubería de
producción es el tipo de aparejo, siendo los más comunes los siguientes:
A) Fluyente sin empacador Propiamente es la tubería de producción colgada y situada a determinada
profundidad sobre el intervalo productor. Los fluidos que aporte pueden explotarse
por dentro y fuera de la TP, aunque no es recomendable que produzca por el
espacio anular, ya que el interior de la TR se expone a daños por fricción y
corrosión.
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Pozo fluyendo por TP franca Pozo fluyendo con empacador
B) Fluyente sencillo Está formado por un empacador recuperable o permanente, una válvula de
circulación y la tubería de producción. El flujo y presión de aceite y gas se
controlan por medio de un estrangulador instalado en el árbol de válvulas.
C) Fluyente sencillo selectivo Este aparejo consta de un empacador permanente inferior, junta de
seguridad y dos válvulas de circulación. Los fluidos que aporta pueden combinarse
selectivamente, explotando simultáneamente los dos intervalos o aislando uno de
ellos.
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Aparejo fluyente sencillo selectivo
D) Fluyente doble Está formado por dos empacadores: uno permanente inferior y otro
recuperable de doble terminación superior; una junta de seguridad; dos válvulas
de circulación y dos tuberías de producción.
Se denomina sarta larga (S.L.) a la sección por donde aporta fluidos el
intervalo inferior y sarta corta (S.C.) por donde fluye el aceite y gas del intervalo
superior. Las tuberías pueden seleccionarse de igual o diferentes diámetros.
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Aparejo fluyente doble E) Fluyente doble selectivo
Este tipo de aparejo utiliza tres empacadores: dos permanentes, uno inferior
y otro intermedio y uno superior recuperable de doble terminación.
Accesorios: Junta de seguridad y tres válvulas de circulación con dos
tuberías de producción de igual o diferente diámetro.
Por la sarta larga (S.L.) desalojan los fluidos de los intervalos inferior e
intermedio y por la sarta corta (S.C.) descarga los fluidos del intervalo superior.
En cualquier tipo de aparejo fluyente seleccionado, los empacadores de
producción son el elemento de sello cuya finalidad principal es la de aislar los
intervalos abiertos entre sí, además de evitar la comunicación entre las tuberías de
producción y de revestimiento.
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Aparejo fluyente doble selectivo
4.1.- EMPACADOR DE PRODUCCIÓN Y ACCESORIOS
EMPACADOR DE PRODUCCIÓN
El empacador es un accesorio empleado para aislar la tubería de
revestimiento de los fluidos producidos o del yacimiento, permite un sello
hidráulico entre TR y TP y se diseña para soportar tanto cargas dinámicas y
diferenciales de presión sobre el empacador durante la vida productiva del pozo.
Funciones principales Proteger el revestimiento de la presión del yacimiento
Proteger el revestimiento de los fluidos producidos
Aislar zonas con daño o perforaciones recementadas
Mantener un fluido tratado en el espacio anular
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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Clasificación Permanentes
Empacadores que quedan fijos a la tubería de revestimiento mediante
cuñas de acción opuesta, su recuperación requiere la molienda de los mismos.
Empacador permanente Semi Recuperables
Empacadores que se diseñan para ser anclados y poder recuperarse con
objeto de evitar problemas de molienda y pesca posteriores, se introducen dos o
un solo viaje.
Conos
Elemento de sello
Cuñas
Mandril
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Empacador semi recuperable
Los empacadores de producción se diseñan para ciertas condiciones de
trabajo, las que deben ser bien conocidas para evitar falla en los mismos.
La matriz de carga de un empacador provee las bases para evaluar los
efectos simultáneos de:
1.- Presión diferencial
2.- Cargas axiales
Condiciones de carga sobre el empacador
La evaluación de un empacador considera solo la presión diferencial y no
describe los límites de fatiga de éste, para una evaluación y comparación del
Mandril
Cuñas
Elemento de sello
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rendimiento de diferentes empacadores se requiere un entendimiento de los
efectos simultáneos de presión diferencial y cargas axiales.
Por lo tanto, con el conocimiento de la interacción de condiciones de cargas
combinadas se puede operar dentro de una zona segura, lo cual evita la
ocurrencia de falla durante la ejecución de operaciones críticas o la compra
innecesaria de productos de alta resistencia.
Parámetros a considerar para la selección:
1. Condiciones de operación a) Diferencial de presión
b) Cargas axiales
c) Temperatura
d) Fluidos producidos
2. Condiciones del pozo
a) Diámetro interior de la TR
b) Fluido de terminación
c) Desviación y severidad
3. Procedimiento para correrlo y anclarlo
a) Tubería de perforación
b) Cable/Línea
c) Tubería flexible
d) Integral
4. Intervenciones futuras
a) Reparaciones mayores
b) Reparaciones menores
c) Intervenciones sin equipo
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4.2.- DISEÑO DE LAVADO DE POZO
Una de las operaciones importantes durante la etapa de terminación es el
lavado de pozo; mediante la cual se evita la depositación de sólidos en el intervalo
productor y por consiguiente la disminución de la permeabilidad misma.
El proceso de lavado de pozo tiene la finalidad de desplazar el lodo y
remover los sólidos adheridos a las paredes de la tubería de revestimiento, para
eliminar partículas como barita, recortes, cemento y sedimento; esto con el objeto
de tener un fluido libre de contaminantes, y evitar daño a la formación durante la
operación de disparos, estimulación, y/o fracturamiento.
La operación de lavado de pozo consiste en desplazar el lodo de
perforación empleado en la última etapa con un fluido de terminación, libre de
sólidos. Esto se realiza empleando baches separadores, lavadores y viscosos.
El fluido de terminación es filtrado para eliminar partículas contaminantes.
Si la operación de lavado es ineficiente, los sólidos no removidos pueden
taponar los poros y canales de la formación productora durante los disparos,
conocido como daño de formación, causando una drástica reducción de la
permeabilidad y con esto una disminución de la producción.
Se utilizan diferentes accesorios en la sarta de lavado (cepillos,
escariadores, tubería franca, tubo aguja o niple, etc.), además la cantidad,
posición, tipo y volumen de los baches son diversos.
Ejemplo de desplazamiento del lodo con fluido de terminación.
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Ejemplo de desplazamiento con sarta de lavado, bache espaciador, bache lavador, bache viscoso.
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4.3.- FLUIDO EMPACANTE
Definición:
Un fluido empacador es por lo general un líquido que ocupa el espacio
anular entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento desde el
empacador, hasta el cabezal de tuberías con las siguientes características:
Evitar corrosión en las tuberías
Minimizar la transferencia de calor a través del aparejo
Facilita la recuperación del aparejo durante la reparación ya que es un
fluido sin sólidos
Clasificación de los fluidos empacantes
TIPOS DE FLUIDOS EMPACADORES
Fluidos Empacadores
Fluidos base aceite
Fluidos base agua
Aceite-
diesel
Emulsiones
inversas
Fluidos gelicad
os
Fluidos de perforación modificados
Salmueras claras
Salmueras con
biopolímeros
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CRITERIOS DE SELECCIÓN Corrosión (pH, temperatura y velocidad de flujo)
Densidad
Expansión térmica y temperatura de cristalización
Condición térmica (parafinas y asfáltenos)
Económicos
Daño a la formación
Ejemplo de fluido empacante
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4.4.- 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. A medida que la ciencia de los registros petroleros
evoluciona, también lo hace la interpretación y análisis de datos de un conjunto de
registros, con lo cual se pueden derivan e infieren valores de parámetros tan
importantes para la evaluación de un yacimiento como es la saturación de
hidrocarburos y de agua, porosidad, temperatura, índice de permeabilidad,
litología del yacimiento, etc.
Registro RG
Las curvas de Potencial Espontáneo (SP) y de Rayos Gama naturales (GR)
son fenómenos físicos que ocurren naturalmente en las rocas. La curva del
potencial natural se produce 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 la formación.
Las rocas presentan cierta radioactividad natural y la cantidad depende de
las concentraciones de potasio, torio y uranio, los registros de SP y GR son útiles
e informativos, entre sus aplicaciones tiene:
1.- Diferenciar rocas potencialmente productoras permeables y porosas (arenisca,
caliza, dolomía) de arcillas y lutitas no permeables.
2.- Define el límite correlación de las capas.
Proporciona una indicación de la arcillosidad de la roca.
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 NGT (registro de espectrometría de rayos
gama naturales) detecta y evalúa depósitos de minerales radioactivos.
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En el caso del registro NGT define las concentraciones de potasio, torio y uranio.
Evaluación de la cementación (CBL/VDL)
Normalmente, los equipos sónicos miden el “tiempo de tránsito” de la
primera señal que llega al receptor, la cual se desplazó del transmisor a la
formación como onda compresional, se reflejó en la formación viajando paralela a
la pared del pozo y su reflejo de la formación al receptor.
Su principal aplicación es evaluar la calidad de la cementación a la tubería.
Normalmente se corre antes de efectuar los disparos, una aplicación secundaria
pero igualmente importante es la de correlacionar el registro de rayos gama en
agujero descubierto con los coples de la tubería cementada. Así el CBL-VDL-GR-
CCL es el registro básico en agujero entubado, el cual se relaciona a profundidad
con operaciones subsecuentes.
El registro de adherencia del cemento se basa en el concepto de que la
tubería “resuena” (el sonido no es atenuado) cuando la calidad de la adherencia
del cemento es pobre, y la tubería “ensordece” (el sonido es altamente atenuado)
cuando la calidad de adherencia del cemento es buena. Para tomar este tipo de
registro funciona el transmisor y los dos receptores. La medición de amplitud en
mV del primer arribo compresional E1 en el receptor cercano (3 pies) y con VDL
se tiene el tren de ondas del receptor lejano (5 pies), con una serie de ondas
acústicas en trazas.
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Configuración de una sonda de CBL/VDL
Ejemplos de registro CBL/VDL a fin de determinar la calidad de la cementación.
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Registros de producción
Registro de Molinete
Son herramientas utilizadas para evaluar el gasto y la contribución relativa
de las zonas activas. Existen dos tipos de medidores de gastos del tipo hélice o
molinete: los medidores de flujo continuo y los de flujo con empacador. En los
medidores de flujo continuo parte del fluido pasa a través de la sección del
medidor y la otra pasa entre tubería de revestimiento y herramienta que contiene
el medidor.
Este es un registro continuo del gasto a través del molinete usado para
medir la velocidad del fluido en el interior de la tubería de producción y
revestimiento; la herramienta se coloca en el centro de la columna del fluido por
medio de centradores y se desplaza a una velocidad constante en contra de la
dirección del flujo, la velocidad de la hélice es función lineal de la velocidad del
fluido respecto a la herramienta, se registra continuamente en función de la
profundidad.
Este tipo de medidor es más efectivo para mediciones de flujo en una sola
fase con gasto de producción alto y si el diámetro del agujero y viscosidad de los
fluidos permanecen constantes, el registro se presenta en una escala en por
ciento del flujo total. Los principales factores que afectan la velocidad de la hélice
son la velocidad, viscosidad de los fluidos y diámetro del pozo.
Registro de molinete y su interpretación.
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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Registro de Gradiomanómetro.
Este registro de diseña para medir los cambios de gradientes de presión
con gran exactitud, y cual se utiliza con objeto de obtener la densidad del fluido y
la proporción de cada uno de ellos en una mezcla. El principio de medición
consiste en medir la diferencia de presión entre dos sensores como se indica a
continuación:
Herramienta de Gradiomanómetro.
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El gradiomanómetro se gradúa en unidades de densidad relativa y se
calibra en superficie, proporcionando mediciones de uno en agua y de cero en el
aire.
En la siguiente figura se presenta un registro de gradiomanómetro.
Interpretación del registro de Gradiomanómetro.
En la figura se observa que la lectura del gradiomanómetro abajo de los
disparos es uno, lo que indica que el fluido es agua. El medidor de flujo es
necesario para conocer si el agua se encuentra en movimiento. Arriba de la zona
“C” la densidad relativa del fluido es 0.7, lo cual puede ser una mezcla de agua-
gas o agua-aceite-gas. Note que no se tiene cambios a través de la zona "D", lo
que indica que dicha zona puede ser portadora de aceite.
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La densidad relativa registrada arriba de la zona "E" es de 0.4, lo que indica
una entrada de gas, puesto que la densidad de la mezcla es menor que la del
aceite. Este registro al combinarse con el molinete permite determinar en forma
cuantitativa el porcentaje de cada componente y la fracción de la fase pesada o
colgamiento en una mezcla bifásica. El colgamiento a condiciones de fondo se
calcula si se conoce la densidad de cada componente y de la mezcla. Las
densidades de cada componente a condiciones de fondo se determinan al conocer
esas densidades en superficie y la densidad de la mezcla a condiciones de fondo
se determinan con el gradiomanómetro.
Medidor de Presión
La medición de presión es esencial en las pruebas de variación de presión,
por lo que las mediciones de presión deben tomarse de preferencia cerca del
intervalo productor. Existen básicamente tres tipos de medidores de presión de
fondo, los cuales se operan con cable de línea de acero o de registro, algunos de
ellos se instalan de manera permanente en el pozo.
La herramienta que opera con línea de acero es la más usada en la
industria petrolera (Amerada RPG-3,4), consta de tres dispositivos, uno sensible a
la presión, uno a la presión en función del tiempo, y un mecanismo de reloj, los
cuales se diseñan para funcionar en intervalos de tiempo específicos,
opcionalmente tienen un medidor de temperatura en fondo de pozo.
Medidor de Temperatura
Este sistema se usa para localizar daños en la tubería de revestimiento y en
las de producción, además de establecer gradientes geotérmicos y un perfil de
temperatura del pozo. Combinado con el de molinete nos permite localizar zonas
ladronas y canalizaciones como se indica en la siguiente figura.
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Detección de aportación de un intervalo a través del registro de temperatura.
El principio de medición se basa en la exposición de un hilo de platino al
fluido producido por el pozo, cuya resistencia depende de la temperatura, las
unidades de medición son grados Fahrenheit o Centígrados. Esta herramienta se
indica a continuación:
Herramienta de temperatura.
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Registro de ruidos
Este registro se usa en la perforación, terminación, reparación y vida
productiva del pozo, para detectar anomalías tales como:
Roturas en las tuberías de revestimiento y producción
Canalizaciones
Aportaciones
Zonas de admisión
Su principio de medición consiste en captar en un hidrófono los niveles de
ruido causados por el movimiento de los fluidos dentro del pozo y enviarlos a la
superficie para ser procesados. La unidad de medida es "volts”. La representación
gráfica de este registro consta de dos o más curvas con diferente escala para
obtener una mayor definición en la interpretación del mismo. A continuación se
presenta un ejemplo de aplicación e interpretación de este registro:
Registro de ruidos donde se observa la aportación del intervalo en producción.
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Como se observa en la figura, el primer incremento de " ruido " es originado
por la entrada del fluido al aparejo de producción y el segundo se debe a la
aportación del intervalo.
Nota.- Este registro se efectúa a pozo fluyendo cerrado o con inyección de
fluidos. La herramienta que combina la mayoría de estos sistemas ya
mencionados se denomina " PLT " (Production Loggin Tools).
A continuación se presenta un ejemplo en la terminación de un pozo,
quedando con una producción inicial de agua del 40%. Se bajaron las
herramientas del sistema "PLT" y se encontró que el agua provenía de la base del
intervalo disparado como lo indica el registro. El problema se solucionó con una
cementación forzada en el intervalo disparado, se redisparó la cima del mismo
intervalo, quedando el pozo con una producción de aceite del 96 % y solo 4 % de
agua.
Registro PLT
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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4.5.- DISPAROS
La operación más importante durante la terminación de un pozo es la de
disparos, dado que la producción de hidrocarburos depende en gran parte de su
diseño y ejecución.
La correcta selección del sistema de disparos es de importancia relevante
ya que de esto depende la productividad del pozo y la disminución de las
intervenciones adicionales que implican altos costos.
En la actualidad, la tecnología en la construcción de cargas y sistemas de
disparos ha evolucionado rápidamente.
Las cargas para perforar la tubería dependen de los explosivos, para
generar la energía necesaria y tener una penetración efectiva de la tubería de
revestimiento, cemento y formación. Por esto, el desempeño de la carga está
relacionado directamente con el desempeño del explosivo.
Debido a su enorme relación “Energía – Peso” se prefieren los explosivos
sobre otra fuente de energía. Los explosivos actúan rápidamente, son confiables y
pueden ser almacenados por largos periodos de tiempo. Además se manejan con seguridad tomando las precauciones debidas
Tipos y Características
Los explosivos de acuerdo a su velocidad de reacción pueden clasificarse
en ALTOS y BAJOS.
Explosivos Bajos: Velocidad de reacción 330 – 1500m/s
Explosivos Altos: Velocidad de reacción >1500m/s
Sensibles al calor
(Iniciados por flama o chispa)
Iniciados por calor o Percusión
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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En los trabajos de producción de hidrocarburos es primordial perforar la
tubería de revestimiento, cemento y formación, para establecer comunicación
entre el pozo y los fluidos del yacimiento a través del uso de disparos.
El índice de productividad nos permite evaluar la potencialidad de un pozo y
se representa matemáticamente por:
El sistema de disparos se evalúa en función de la Relación de Productividad.
Los principales factores que afectan la productividad del pozo son:
Factores geométricos del disparo
Presión diferencial al momento del disparo
Tipo de pistolas y cargas
Daño generado por el disparo
Daño causado por el fluido de la perforación
Daño causado por el fluido de la terminación
Como se puede observar, los cuatro primeros factores que afectan la
productividad pueden ser manipulados durante el diseño del disparo. Por lo tanto
con el análisis de las condiciones del pozo y la selección del sistema de disparo
adecuado se obtiene la máxima producción del pozo.
wfws ppqJ−
=
odescubiertagujeroenzonamismaladeproduccióndisparadayentubadazonaunadeproducciónRP =
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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4.6.- ÁRBOL DE VÁLVULAS
Un medio árbol de válvulas o árbol de navidad es un conjunto de válvulas,
carretes y accesorios utilizados para un pozo petrolero.
El árbol de válvulas es un equipo conectado a las tuberías de revestimiento
(ademe) en la parte superior, que a la vez que las sostiene, proporciona un sello
entre ellas y permite controlar la producción del pozo.
Por lo general el árbol de válvulas se conecta al cabezal del pozo; la cual es
capaz de soportar la TR, resistiendo cualquier presión que exista en el pozo.
ÁRBOL DE VÁLVULAS
Medio árbol
de vál.
Cabezal del
pozo
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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La presión máxima de trabajo es la presión máxima de operación a la cual
pueden estar sujetas las conexiones del árbol de producción. La presión de
prueba hidrostática es la presión a cuerpo estático impuesta por el fabricante para
diseñar adecuadamente las pruebas del material y de condiciones de operación en
la instalación.
Parámetros de Selección a).- Presión de trabajo b).-Temperatura de trabajo c).- Requerimientos de material (PSL) d).- Fluidos producidos (PSL)
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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4.7.- CONCEPTO DE LÍMITE TÉCNICO EN TERMINACIÓN
El límite técnico se puede definir como el proceso para alcanzar el óptimo
desempeño, revisando y aplicando las mejores prácticas de ingeniería a las
operaciones de perforación y terminación de los pozos.
El realizar un análisis de límite técnico tiene como objetivo reducir tiempo y
costo del proceso.
Para identificar aquellos puntos a optimizar o para establecer su límite
técnico, se realiza un análisis del tiempo real en las operaciones de perforación y
terminación de pozos.
Los tiempos reales de terminación se clasifican en:
Tiempos normales Programados No programados
Tiempos No productivos Problemas Esperas
NORMALES
TIEMPOS REALES DE TERMINACIÓN
NO PRODUCTIVOS
PROGRAMADO
S NO
PROGRAMADOS
PROBLEMAS
ESPERAS
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METODOLOGÍA Análisis de profundidad contra días de terminación Análisis de tiempos normales por etapa Selección de mejores tiempos normales por etapa con geometrías iguales Construcción del pozo usando los mejores tiempos entre pozos con geometrías iguales La selección de pozos para realizar el límite técnico se basa entonces en:
Profundidad y diámetro al objetivo
Número de etapas de terminación y/o perforación
SELECCIÓN DE POZOS
ANÁLISIS DE TIEMPO
COMPARATIVO DE
TIEMPOS POR ETAPA
POZO HÍBRIDO
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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CAPÍTULO 5
TERMINACIONES ESPECIALES
Se entiende como terminación especial o no convencional a la terminación
que se realiza bajo procedimientos y tecnologías diferentes a las convencionales,
dentro de este tipo de terminaciones se tiene: 1.-Terminaciones HPHT
2- Terminaciones inteligentes
3.-Terminaciones multilaterales Terminaciones HPHT.
Las terminaciones de este tipo se deben de planear con anticipación ya que
los materiales, tales como tuberías, empacadores, niples, etc., deben de fabricarse
de acuerdo a la condición específica del pozo en estudio. Se debe considerar:
Empacadores
Tecnología de Barreras de no intervención
Dispositivos de inyección de inhibidores
Disparos
Terminación Doble
La terminación doble, es la que se realiza con la introducción de dos sartas,
larga y corta.
Son para producir yacimientos con diferente presión o diferente propiedad
de fluidos.
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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Terminación Doble
Terminaciones Inteligentes
La terminación inteligente, es aquella que se planea para controlar el flujo
del yacimiento sin intervenir el pozo y sin equipo adicional, es decir la información
del fondo del pozo se monitorea en todo momento de manera remota.
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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Características de un sistema inteligente.
Producción simultánea
Monitoreo continuo e independiente de P, T, Qo,Qg,Qw
Pruebas de presión selectivas en tiempo real
Inyección capilar para control de corrosión o acumulación de
carbonatos o asfáltenos
Control de flujo selectivo / Control del corte de agua
Componentes de un sistema inteligente Terminaciones Multilaterales
Un pozo multilateral consta de un agujero principal y varios ramales que se
desprenden de éste, su finalidad es aumentar la productividad del pozo y reducir
costos de explotación.
TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
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Puede aplicarse en pozos nuevos perforados con esta finalidad, o en pozos
existentes con re-entradas.
Ventajas Incrementar el área de drene del yacimiento
Disminuye la caídas de presión del yacimiento
Controla los efectos de conificación de agua
Explotar yacimientos fracturados y zonas aisladas
Reducir riesgo y costo de perforación de zonas problemáticas
Reducir infraestructura de instalaciones superficiales
Impacto ecológico
Reducción de número de pozos para explotar un campo
Incrementa el área de drene del yacimiento
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Clasificación TAML (Technical Advancement of Multilaterals)
Nivel 1: Unión abierta y no apoyada
Agujero principal descubierto al igual que el lateral
Liner ranurado colgado de cualquier ramal o en ambos
Características:
Formaciones consolidadas
Acceso limitado al lateral
Control de producción limitada
Nivel 2: Agujero principal entubado, cementado y lateral abierto
Lateral descubierto
Liner ranurado colgado del lateral
Características:
Formaciones consolidadas
Acceso pleno al pozo principal
Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4
Nivel 5 Nivel 6 Nivel 6S
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Con posibilidad de reentrada al lateral
Nivel 3: Agujero principal entubado y cementado y lateral entubado pero no
cementado
Liner lateral anclado en el agujero principal con un colgador pero NO
cementado
Características:
Formaciones consolidadas
Unión no cementada
No hay integridad hidráulica en la unión
Acceso al pozo principal y al lateral
Nivel 4: Agujero principal y lateral entubados y cementados
Ambos agujeros cementados en la unión
Características:
Formaciones consolidadas
Unión mecánicamente apoyada
No hay integridad hidráulica en la unión
Acceso al pozo principal y lateral
Nivel 5: Integridad de presión en la junta
La cementación no garantiza el sello. El sello hidráulico lo proporciona la
terminación
Características:
Formaciones consolidadas y no consolidadas
Cemento no asegura el sello hidráulico
Acceso para reentrada a pozo principal y lateral
Nivel 6: Integridad de presión en la junta
La cementación no garantiza el sello. El sello hidráulico proporcionado por
la TR
Características:
Formaciones consolidadas y no consolidadas
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Integridad hidráulica a nivel de la unión
Acceso al pozo principal y lateral
Nivel 6S: Splitter de fondo de pozo
Agujero principal de diámetro grande, con 2 laterales iguales del mismo
diámetro
Características:
Formaciones consolidadas y no consolidadas
Integridad hidráulica a nivel de la unión
Acceso al pozo principal y lateral
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CAPÍTULO 6
REPARACIONES MAYORES
Durante la vida productiva de un pozo, se requiere realizar un
mantenimiento constante para aprovechar la energía del yacimiento y mantener la
producción de hidrocarburos, ésta operación puede ser mínima o hasta inclusive
tan elaborada como una corrección mecánica del pozo que impida la producción, a
este proceso se le denomina REPARACIÓN MAYOR.
El valor económico de un pozo se maximiza en la medida que en él se
realicen menos intervenciones, es decir cuando se disminuyen los costos de
operación y se incrementa el potencial de producción del pozo, por lo que el
ingeniero de terminación y reparación de pozos debe estar familiarizado con las
herramientas de terminación, además de las operaciones requeridas para el pozo
en particular pensando siempre en evitar daño a la formación y bajar los costos.
CAUSAS DE BAJA PRODUCTIVIDAD DE UN POZO
Todas las operaciones que se realizan en el pozo (Perforación,
Terminación, Reparación, Estimulación y Producción) conllevan a una fuente
potencial de daño. La identificación y la magnitud son factores clave para aplicar la
acción correctiva que restituya la productividad del pozo. La determinación de la
magnitud del daño puede calcularse a partir de pruebas de variación de presión,
mientras que la identificación requiere otro tipo de información (Antecedentes del
pozo), ya que las características físicas del daño son un parámetro esencial
debido a que este determina la naturaleza del fluido de tratamiento.
Este es el principal criterio adoptado para clasificar los tipos de daño, entre
los que se encuentran:
Emulsiones
Cambios en mojabilidad
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Bloqueo por agua en Incrustaciones con Depósitos orgánicos
Mezclas de depósitos orgánicos e inorgánicos
Hinchamiento de arcillas
Daño por bacterias
Pseudodaño o daño mecánico
Emulsiones
Generalmente se forman por la invasión del fluido de perforación, por el
filtrado de fluidos durante la terminación o por los fluidos de tratamiento. Los
filtrados con alto pH de lodo o lechadas de cemento o inclusive los de bajo pH
como la de los ácidos pueden emulsionar algunos yacimientos de aceite, de igual
manera los filtrados de lodos base aceite o fluidos de estimulación pueden formar
emulsiones con algunas salmueras. La combinación de fluidos base agua y aceite
en el yacimiento frecuentemente resulta en la formación de emulsiones
(Estimulación). Para resolver estos problemas de daño, se utilizan solventes
mutuos con o sin desemulsificantes.
Cambios de mojabilidad
La mojabilidad parcial o total de la formación por aceite reduce
significativamente la permeabilidad relativa al aceite, esto debido a la adsorción de
los materiales tenso activos del lodo de perforación, terminación o reparación, por
la formación. Este tipo de daño se remueve con la inyección de solventes mutuos
seguido de un surfactante que restituya la mojabilidad al agua, con el objeto de
remover la fase mojada por hidrocarburos.
Bloqueo por agua
Generalmente es causado por un incremento en la saturación del agua en
la vecindad del pozo, disminuyendo la permeabilidad relativa al aceite. El bloqueo
por agua se puede formar en las operaciones de perforación y terminación,
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mediante la invasión del filtrado de lodos base agua, por la producción del pozo
misma a través de la conificación del agua de formación o interdigitización.
La presencia de arcillas en los poros de la formación tales como la ilita,
favorecen la generación de bloqueos por agua. El área de contacto de las arcillas
incrementa la adsorción del agua en los poros de la pared.
Los bloqueos de agua se pueden eliminar mediante la reducción de la
tensión superficial entre el agua y el aceite, los ácidos acuosos tales como los
ácidos a base de alcoholes son aplicables para pozos de gas donde se sospecha
que existen problemas de bloqueo de agua.
Incrustaciones
Las incrustaciones son precipitaciones de depósitos minerales, los cuales
pueden acumularse en la tubería de producción, en los disparos y en la formación.
Las incrustaciones pueden presentarse durante la vida productiva del pozo como
resultado de la combinación de uno o varios de los siguientes factores:
Cambios de presión y temperatura
Impurezas entre fluidos
Aditivos utilizados en tratamientos
Variación en los ritmos de producción
Cambios en el pH
Expansión del fluido
Evaporación del gas
Mezcla de agua
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Control de pozo.
Antes de efectuar cualquier operación dentro del pozo es requisito
indispensable que el pozo no registre presión en superficie, es decir mantener el
control del pozo para esto se bombea fluido contra formación de una densidad tal
que su columna hidrostática genere una presión mayor o igual a la presión del
yacimiento, sin rebasar la presión de fractura o admisión.
Datos requeridos antes del control:
a).- Registro de presión de fondo, normalmente estos registros se obtienen con un
registro estático por estaciones con sensor de P - T.
b).- Análisis cromatográfico de los fluidos del pozo (gases, H2S. CO2, etc.)
c).- Estado mecánico del pozo, condiciones del aparejo de producción,
capacidades internas de presión de las conexiones superficiales de control.
e).- Capacidad del volumen y presión del equipo de bombeo a emplear.
f).- Conocer el dato de presión de admisión de fluidos (fluido que no dañe).
Procedimiento de cálculo a).- Calcular la densidad de control, según datos de los registros de presión de
fondo.
)+0.03 Dónde: ρc = Densidad de control, g/cm3. P= Presión de fondo cerrado estabilizado a una cierta profundidad, kg/cm2.
h= Profundidad donde se tomó la presión, metros.
b).- Obtener de los valores reológicos del fluido de control. Esto se obtiene con
viscosímetro Fann 35 A.
c).- Calcular de las caídas de presión de acuerdo a los valores reológicos,
densidad de control, estado mecánico del pozo y gasto a emplear durante el
control, determinar las caídas de presión en el sistema de acuerdo al modelo
hP /*10c =ρ
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matemático que se ajuste al comportamiento reológico del fluido a emplear, este
valor será igual a la PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN (Pfc).
d).- Determinar el volumen de la T. P. y EA.
Voltp = Ltp*0.5067xditp²
Vol. EA = LEA*0.5067*(diTR2-DexTP
2)
Voltp = Volumen en tp, (lts)
Ltp = Longitud de tubería o profundidad del control en TP, metros
dite =Diámetro interior de la tubería ,pg
LEA = Longitud del espacio anular, metros
diTR = Diámetro interior de la TR, pg
DexTP = Diámetro exterior de TP, pg
e).- Calcular el desplazamiento de la bomba
D = Diámetro de la camisa, pg
L = Longitud del vástago, pg
E = Eficiencia de la bomba, fracción
f).- Número de emboladas para llenar la T.P.
. g).- Cálculo de la Presión Inicial de Circulación. (Pic).
PIC = Presión Inicial de Circulación.
∆P = Cálculo de las caídas de presión por fricción
Pctp = Presión de cierre en TP
( ) 0386./ 2 xExLxDembltsentoDesplazami =
EmboladaxLitrosltstpladeVolumenEmb )(.# =
tpPcPfPIC sistema +∆=
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h).- Cálculo de la disminución de presión
Dónde:
DP = Disminución de presión en Kg/cm2
PIC = Presión inicial de circulación, kg/cm2
PFC = Presión final de circulación, kg/cm2
i).- Cálculo del régimen de bombeo
Rb = Emboladas por unidad de presión, emboladas/kg/cm2
Ejemplo: Presión Inicial de Circulación = 95 Kg/cm²
Cálculo de Caídas de Presión o Presión Final de Circulación = 53 Kg/cm²
Disminución de Presión = 42 Kg/cm²
Núm. de emboladas para llenar la TP. = 2,800
Núm. De emboladas para llenar el E.A. = 8,300
Núm. De emboladas para llenar el pozo = 11,100
Régimen de bombeo: Emboladas Se requieren 66 emboladas para disminuir 1 Kg/cm² de presión en la TP
Para representar la disminución de presión cada 4 Kg/cm² se multiplica el número
de emboladas necesarias para disminuir 1 Kg/cm² por 4 y el valor es de 266
emboladas para disminuir 4 Kg/cm², la representación tabular o gráfica es la
siguiente:
PFCPICDP −=
esióndeuciónDistplallenarparaemboladasdeRb Prmin
#=
6642
2800==bR
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Cédula de bombeo para el control del pozo
0 266 532 798 1064 1130 1596 1862 2128 2394 2660 2800 5000 7000 900011100
0
20
40
60
80
Pres
ión
(Kg/
cm2 )
Emboladas Acumulativas
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PESCAS Y MOLIENDAS
PROBLEMAS .-Son aquellos que se derivan de las condiciones del pozo o
de la secuencia operativa, tienen muchas probabilidades de ocurrencia durante el
desarrollo de la intervención o pueden ser inesperados, por lo que deben
considerarse en los programas operativos el tiempo requerido para corregirlos, así
como las causas que los originan para su prevención. Estos problemas comunes
algunos veces se llaman riesgos de operación. Por otro lado existen riesgos
internos que son imponderables y no pueden ser programados, que finalmente
afectan los resultados de la intervención, entre los más comunes están:
Pescas
Moliendas
Perforación de Tuberías (Tubing o Casing puncher)
Vibraciones de la sarta
Corte de tuberías (Mecánico, Térmico o Químico)
Corrección de daño en TR
Pescas
Es uno de los mayores problemas que afectan el desarrollo de la
intervención en un pozo, pueden ocurrir por varias causas, siendo las más
comunes las fallas de algún componente del equipo superficial, subsuperficial,
accesorios de trabajo (llaves, cuñas etc.), y en algunos casos debido a
operaciones mal efectuadas y descuidos humanos.
Un problema de pesca se define como el conjunto de operaciones o
procedimientos realizados dentro de un pozo con el objeto de remover o recuperar
materiales, herramientas o tuberías que impiden o afectan el desarrollo secuencial
durante la intervención del pozo.
La mayoría de las herramientas de pesca se diseñan para introducirse con
tubería, estas operan con rotación y movimientos reciprocantes, o una
combinación de ambos. La manera en la cual se atrapa o suelta un pescado, las
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bocas de los mismos, así como las condiciones de atrapamiento de estos, indican
la herramienta de pesca adecuada para su recuperación, las cuales se clasifican
dentro de los siguientes grupos:
Pescantes de agarre exterior
Se fabrican para ser operados con rotación derecha o izquierda y en
diferentes tipos de tamaños, pueden aplicarse a pescados sueltos o fijos. Dentro
de este grupo están las tarrajas, pescantes y cortatubos exteriores.
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 de
la boca del pez, permite soltarse cuando sea necesario, un requisito indispensable
para el empleo de pescantes con cuñas de canasta es lavar la boca del pescado,
además que el diámetro de la boca sea homogéneo.
Varios tipos de guías de pescantes son disponibles en la actualidad,
incluyendo zapatas guías, molinos de control, los cuales se emplean para guiar la
boca del pescado hacia el interior del pescante.
Pescante de agarre exterior Bowen.
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Tarrajas
Las tarrajas forman el segundo tipo de pescantes de agarre exterior, su uso
se recomienda en pescados fijos y bocas irregulares, ya que para operarse se
requiere aplicar rotación y peso, con lo que se hace una rosca al cuerpo del
pescado para su afianzamiento y recuperación.
Una tarraja básicamente es un cilindro que en su interior tiene una cuerda
ahusada o cónica, algunas en su interior aceptan el paso de herramientas de
cable o línea acerada.
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 defecto
hasta accionar la herramienta de percusión.
Tarraja convencional Pescantes de agarre interior
Están compuestos por machuelos y arpones básicamente, son
herramientas que penetran en el interior del pescado y que cuentan con un
mecanismo o diseño de agarre interior.
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Los arpones, se diseñan a fin de 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 vueltas por cada 1,000 m de profundidad, para expandir la
cuñas y afianzar el cuerpo del pescado. Cuando el pescado no puede recuperares
el arpón puede liberarse mediante la rotación derecha para retraer las cuñas.
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, son empleados para pescar en el interior de tuberías, su operación es
semejante a la de tarrajas, ya que requieren de rotación y peso para afianzar el
pescado.
Arpón de agarre interior y machuelo respectivamente Canastas
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.
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Canasta de circulación inversa.- Su diseño aprovecha 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, arrastrando
con ello los objetos por recuperar y quedando 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, para en ese punto aumentar el gasto de circulación, 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 superficie.
Canasta chatarrera Trabaja cuando se reduce la velocidad del fluido, capturando el recorte
Captura los recortes que no pueden ser recuperados en superficie por
circulación
La reducción en la velocidad anular provoca que los recortes caigan dentro
de la canasta
Versiones para molienda y perforación disponibles (18” y 36”)
Camisa removible para inspeccionar el cuerpo
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Canasta de circulación inversa y chatarrera convencional Herramientas de molienda.
Zapatas lavadoras.- Forman parte del aparejo de lavado de tuberías, esta es
revestida en su parte inferior con tungsteno para moler sobre la boca del cuerpo
tubular a pescar o moler las cuñas del empacador la forma y características de los
cortadores y recubrimiento depende de la necesidad del lavado, 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.
Zapata lavadora con revestimiento de tungsteno.
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Molinos
El molino tiene aplicaciones diversas de molienda desde cemento hasta
tuberías de perforación, están revestidos por carburo de tungsteno o metal
muncher, se disponen con fondo plano, cóncavo y convexo, y con cuello de pesca
y estabilizadores.
Tipos de aletas de corte para los diferentes molinos.
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Molino cóncavo Recomendaciones para molienda:
Normalmente quiere decir peso insuficiente, muy altas RPM
Normalmente quiere decir que tiene demasiado peso, muy bajas RPM
Es necesario variar las condiciones de peso y RPM para optimizar el
tamaño de los recortes
Varíe el gasto para obtener una buena limpieza del pozo
Esté atento a los incrementos de presión, lo cual indica que los recortes
se están empacando en el anular
Molino Piloto Metal Muncher Para moler bocas de liner, colgador y liner
La nariz piloto sirve de guía y reduce la vibración
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El diseño de las aletas y los cortadores están diseñados para generar
recorte pequeño
Las aletas y la guía tienen material endurecido para no perder el calibre
Menos problemas de limpieza
Mantiene el pozo en diámetro mayor
Molino Piloto Molino Watermelon y Molino String Mill
Utilizado para conformar TR o liners colapsados
Cónico arriba y abajo para permitir el rimado
También utilizado durante operaciones de apertura de ventana con
cuchara.
Algunas veces es corrido con el escariador de TR para limpiar y
calibrar el diámetro interior. También pueden ser corridos dos molinos para
ésta aplicación
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Molino Watermelon. Molino Blade Mill y tipo Piraña
Utilizados para moliendas agresivas como tuberías y empacadores, el
material de ataque son pastillas de carburo de tungsteno mejorado, llamado metal
muncher, que es de patente de la compañía Baker and Hughes.
Molinos de metal muncher para aplicaciones de molienda agresiva
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Recomendaciones en la operación
Para evitar riesgos innecesarios y éxito en la molienda se recomienda lo siguiente:
El diámetro del molino debe ser la medida del drift de la TR
El diámetro de las aletas debe tener como tolerancia 1/8” menor al drift
Para molienda de tubería y empacadores usar molinos de pastillas de
tungsteno por sus estadística de mayor avance
Para moler y afinar una longitud corta de TP, utilice un molino semicóncavo
de tungsteno
Considere la colocación de motor de fondo para pozos con alta desviación
Considere la colocación de DC’s adicionales para dar peso en pozos
direccionales
Antes de moler verifique pesos, sarta flotada, sarta flotada-rotando y
verifique cuando este con peso sobre el pez
Verifique la cantidad, peso, tipo de recorte, para confirmar la longitud molida
con el material recuperado
Cambie condiciones de peso, RPM, gasto, si no coincide la longitud molida
con el recorte recuperado
Corra baches de limpieza en forma periódica
Coloque canastas de cuello reforzado sobre el molino como recuperadora
de recortes
En pozos direccionales considere el arrastre hacia arriba y abajo, para
corregir el peso sobre el molino
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
En ésta tesis se realizó un análisis de los conceptos generales de Ingeniería
de la Terminación y Reparación de Pozos.
A fin de que los alumnos o futuros ingenieros tengan los conocimientos,
conceptos y aptitudes para desarrollar los trabajos y operaciones de Perforación y
Mantenimiento de Pozos; así igual aprendan y puedan aplicar en un futuro nuevas
tecnologías, enfrentarse a nuevos o viejos escenarios dentro de las operaciones
mismas, dar soluciones con nuevas alternativas, etc.
Así como también tengan la capacidad de desarrollar una visión clara de lo
que significa la Terminación y Reparación de Pozos; todo esto con el fin de que
las operaciones sean lo más certera posible y a menor costo; teniendo siempre en
mente que el objetivo primordial de una Terminación de un Pozo es obtener la
producción óptima de hidrocarburos en tiempos programados y a menor costo.
En concreto, se concientiza al futuro ingeniero de que éste tenga una visión
clara de lo que representa éste proceso muy importante, tomando en cuenta las
relaciones de las que este mismo va a depender.
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BIBLIOGRAFÍA 1.- Reparación de Pozos I Nivel 3 Coordinación de Mantenimiento de Pozos
2.- Reparación de Pozos II Nivel 3 Coordinación de Mantenimiento de Pozos
3.- Reparación de Pozos III Nivel 4 Coordinación de Mantenimiento de Pozos
4.- Reparación de Pozos IV Nivel 4 Coordinación de Mantenimiento de Pozos
5.- Manual de Procedimientos Técnico Operativos en Campo, Tomos I, II, III, IV, V,
PEP; Perforación y Mantenimiento de Pozos, Sugerencia de Terminación y
Reparación de Pozos.
6.-Curso de Terminación de Ingenieros de Pozo 2008. Coordinación de Ingeniería
de Terminación y Reparación de Pozos. Gerencia de Ingeniería.
7.- Manual de Capacitación y Desarrollo de Habilidades en Actividades de
Perforación y Mantenimiento de Pozos – Nivel I. UPMP.
8.- Manual de Capacitación y Desarrollo de Habilidades en Actividades de
Perforación y Mantenimiento de Pozos – Nivel II – Capítulo XV. UPMP.
9.- Guía de Diseño de la Terminación de Pozos. Tomo I.- Diseño de Lavado de
Pozos. Gerencia de Ingeniería (2004).
10.- Guía de Diseño de la Terminación de Pozos. Tomo II.- Empacadores de
Producción. Gerencia de Ingeniería (2004).
11.- Guía de Diseño de la Terminación de Pozos. Tomo III.- Aparejos de
Producción. Gerencia de Ingeniería (2004).
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12.- Guía de Diseño de la Terminación de Pozos. Tomo IV.- Fluidos Empacadores.
Gerencia de Ingeniería (2004).
13.- Guía de Diseño de la Terminación de Pozos. Tomo V.- Disparos de
Producción. Gerencia de Ingeniería (2004).
14.- Un siglo de la Perforación en México. Tomo XI.- Terminación y Mantenimiento
de Pozos.