Date post: | 15-Jan-2016 |
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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA“UNIDAD DE POSTGRADO”
DIPLOMADO
REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOS
INTEGRANTES:
Álvaro Fernández Aliaga
Fernando Santos Serrudo
Daniel Arteaga
Neven Matijasevic Contreras
Bryan Claros Tordoya
SANTA CRUZ DE LA SIERRA - BOLIVIA
REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
INDICE
REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOS.-
1.- PROBLEMAS DE POZOS PETROLEROS .-
Arenamiento de pozos.-.....................................................................................................4
Daño de Formación.-..........................................................................................................4
Emulsiones agua-petróleo.-................................................................................................5
Corrosión en pozos petroleros.-..........................................................................................5
INTRODUCCION.-................................................................................................................6
OBJETIVO ESPECIFICO.-.......................................................................................................7
ANALISIS DE POZOS PROBLEMAS .-.....................................................................................7
1.-TASA DE PRODUCCION LIMITADA .-................................................................................7
1.1.- BAJA PERMEABILIDAD DE LA FORMACION:.................................................................8
1.2.-BAJA PRESION DEL YACIMIENTO .-...............................................................................8
1.3.- DAÑO DE LA FORMACION :.........................................................................................91.3.1.-INDICADORES DE DAÑO :..........................................................................................................91.3.2.- ALGUNAS SITUACIONES :.......................................................................................................10
1.4.- TAPONAMIENTO DE LA VECINDAD DEL POZO O DE LA TUBERIA DE PRODUCCION .-..11
1.5.- ALTA VISCOSIDAD DEL PETROLEO .-..........................................................................11
1.6.- EXCESIVA CONTRAPRESION SOBRE LA FORMACION.-................................................12
1.7.- INADECUADO SISTEMA DE LEVANTAMIENTO.-.........................................................12
2.- ALTA PRODUCCION DE AGUA :....................................................................................13ADEDAMIENTO DE AGUA:................................................................................................................14CONIFICACION DE AGUA.-................................................................................................................15
3.- ALTA PRODUCCION DE GAS.........................................................................................16
GAS DISUELTO EN EL PETROLEO:.......................................................................................17
REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
CAPAS DE GAS PRIMARIAS O SECUNDARIAS:....................................................................17
FLUJO DE GAS A ZONA INFRA O SUPRAYACENTES:............................................................17
3.-PROBLEMAS MECANICOS:............................................................................................18
FALLA EN LA CEMENTACION PRIMARIA............................................................................19
FILTRACION DEL REVESTIDOR , TUBERIA DE PRODUCCION Y DE EMPACADURAS:..............19
FALLAS DEL EQUIPO DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL:....................................................19
COMUNICACION POR COMPLETACIONES MULTIPLES:......................................................19
TIPOS DE REPARACION -GENERACION DE POTENCIAL:......................................................19
1.-REPARACIONES MENORES:...........................................................................................20OPERACIONES CON GUAYA..............................................................................................................20
TIPOS DE GUAYA:.............................................................................................................21Guaya Fina (Monofilamento). -.........................................................................................................21Guaya Gruesa (Multifilamento)........................................................................................................21
TRABAJOS CON COILED TUBING........................................................................................22Ventajas Generales:..........................................................................................................................22APLICACIONES :.................................................................................................................................22
TRABAJOS CON SNUBBING UNIT.......................................................................................23Unidades Hidráulicas (Snubbing Unit):.............................................................................................23Clasificación de las Unidades Hidráulicas:.........................................................................................23Aplicaciones Snubbing Unit:.............................................................................................................23
2.-REPARACIONES MAYORES.-..........................................................................................24
3.- ESTIMULACION DE POZOS...........................................................................................24Determinación y tipo de daño a la formación...................................................................................25Componentes del daño.....................................................................................................................25Efectos del daño...............................................................................................................................26Origen del daño................................................................................................................................26Tipos de daño...................................................................................................................................27Daño por invasión de fluidos............................................................................................................27Daño por invasión de sólidos............................................................................................................29Daño asociado con la producción.....................................................................................................29Evaluación del daño..........................................................................................................................30Selección del tipo de tratamiento.....................................................................................................31Datos del yacimiento........................................................................................................................31Curvas de incremento y decremento................................................................................................32Análisis de muestras y pruebas de laboratorio.................................................................................32Análisis de muestras.........................................................................................................................32
Pruebas de laboratorio.....................................................................................................33Pruebas de compatibilidad...............................................................................................................33Prueba de emulsión..........................................................................................................................34Software técnico para el diseño de las estimulaciones.....................................................................34
REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
TECNICAS BÁSICAS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS.............................................................35Estimulación Matricial......................................................................................................................35Estimulación no ácida.......................................................................................................................36Fenómenos de superficie..................................................................................................................36Surfactantes......................................................................................................................................38..........................................................................................................................................................39Clasificación de los surfactantes.......................................................................................................39Utilización de los surfactantes..........................................................................................................39Requerimiento de los surfactantes...................................................................................................40Fluidos de tratamiento.....................................................................................................................41Estimulación ácida............................................................................................................................41
4 .-LIMPIEZA DE POZOS .-..................................................................................................44Arenamiento.....................................................................................................................................44Acumulación de parafina..................................................................................................................47
5.- Reacondicionamiento de pozos .-................................................................................50Tareas para reacondicionamiento de pozos.....................................................................................51
BIBLIOGRAFIA...................................................................................................................53
REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
1.- PROBLEMAS DE POZOS PETROLEROS .-
Los problemas comunes del pozo son: arenamiento, daño de formación,
acumulación de parafina, emulsiones agua-petroleo y corrosión.
Arenamiento de pozos.-
En pozos que producen a partir de formaciones de arenisca suelta consolidada,
una cierta cantidad de arena es generalmente producido con petróleo. Aunque
parte de esta arena se produce en la superficie, la mayor parte se acumulan en
el fondo del pozo o bottom-hole. la acumulación continua de arena en el pozo
con el tiempo reduce la tasa de producción de petróle o o caudal y puede
incluso detener la producción por completo. Cuando se produce este problema,
conocido como el lijado o arenamiento, se utiliza comúnmente la bomba de
arena que es una herramienta especial que elimina la arena del pozo.
Si bien sigue presentando problemas de arenamiento, la acción preventiva
puede ser necesaria. Varios tipos de plásticos o ranurados se pueden utilizar
para consolidar o compactar la arena. El principal problema es disponer de un
plástico que consolidará la arena todavía permitir que el aceite fluya a través de
los resultados.
Daño de Formación.-
Este problema común ocurre cuando algo le sucede a la formación cerca del
pozo, disminuyendo la producción de petróleo. Por ejemplo, la acumulación
excesiva de saturación de agua en las proximidades del pozo impide el flujo de
petróleo. Un bloque de barro, una acumulación de lodo de perforación alrededor
de la zona del pozo de producción, también puede reducir la tasa de flujo de
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aceite, en una formación arcillosa de producción, el lodo de perforación utilizado
en una operación de reparación de pozos de barro puede causar inflamación y
parar completamente el flujo de aceite.
Pozos con daño de la formación pueden ser tratados con ácidos, agentes
de limpieza de lodo, agentes humectantes, y/u otros productos químicos
para usos especiales. Se trata de operaciones altamente especializadas, que
requieren camiones cisterna y equipos especiales y son generalmente
realizadas por empresas de servicios de pozo de petróleo que se especializa en
este tipo de trabajo.
Emulsiones agua-petróleo.-
Las emulsiones de petróleo y agua son un problema de producción común. Bajo
ciertas condiciones, elpetroleo y el agua puede formar una emulsión que no se
separará de la superficie sin tratamiento especial. Este es un problema porque
el proceso para romper la emulsión es muy caro. Métodos de romper tales
emulsiones incluyen tratamiento térmico, tratamiento químico, y varias
combinaciones de tratamiento químico. Dado que la composición química del
aceite crudo varía de un campo a otro, la naturaleza de los productos químicos
utilizados para romper las emulsiones también varía.
Corrosión en pozos petroleros.-
La corrosión de los equipos es uno de los problemas más costosos que plagan
la industria del petróleo. El agua salada producida con petróleo es muy
corrosivo, y la mayoría de los petróleos crudos contienen cantidades variables
de sulfuro de hidrógeno que también es muy corrosivo. Medidas anticorrosivas
incluyen la inyección de un inhibidor de corrosión química por el
casing/tubing, el uso de tubos recubiertos de plástico, y el uso de aleaciones
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
especiales resistentes a la corrosión y la tubería de cemento revestidos. Cada
uno de estos métodos tiene sus ventajas y desventajas. Con frecuencia, el
costo de reducir la velocidad de corrosión es tan alta que no puede justificarse,
en cuyo caso no hay medidas contra la corrosión de todo tipo se toman y se
sustituye el equipo al final de su vida útil.
2 .- ANALISIS DE PROBLEMAS Y REPARACION DE POZOS .-
INTRODUCCION.-
El análisis de pozos puede llevarse a cabo sobre un nivel de yacimiento , área o
pozo individual .Sin embargo , de las conclusiones de estos análisis
generalmente resultan recomendaciones como las siguientes: Reparar el pozo,
continuar produciendo hasta un límite económico , mantener presión con
inyección , recobro mejorado o abandonar.
La reparación de pozos representa la alternativa d alargar la vida de los
yacimientos con menor o ninguna inversión y de la posibilidad de evaluar y
producir varios horizontes por el mismo pozo; así como mantener un control
sobre los diferentes problemas de producción (agua , gas , baja presión , daños
de formación , etc.) que se presentan.
De aquí la necesidad de mantener una constante planificación sobre los pozos
por reparar , para la cual se deben analizar los problemas específicos en cada
pozo e identificar el pozo problema y el tipo de reparacion que se ha de realizar
para el mantenimiento o generación del potencial.
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OBJETIVO ESPECIFICO.-
Identificar los tipos de Trabajos de reparacion de acuerdo con el problema que
se presenta en el pozo.
ANALISIS DE POZOS PROBLEMAS .-
Un pozo problema es aquel que , dentro de un marco economico particular
presnta limites predeterminados.
Los Tipos de problemas que presentan los pozos son :
1. Tasa de Producción Limitada
2. Alta Producción de Agua
3. Alta Producción de Gas
4. Problemas Mecánicos
1.-TASA DE PRODUCCION LIMITADA .-
Los factores de baja tasa de producción pueden resultar de varios factores, a
nivel de Yacimiento o del mismo pozo , que alteran la normal producción del
sistema Pozo-Yacimiento . Estos factores son :
1.1).-Baja permeabilidad de la Formación
1.2).-Baja presión del Yacimiento.
1.3).-Daño de la Formación.
1.4).-Taponamiento de la vecindad del Pozo o de la Tubería de
Producción.
1.5).-Alta viscosidad del Petróleo
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1.6).-Excesiva contrapresión sobre la formación.
1.7).-Inadecuado sistema de Levantamiento.
1.1.- BAJA PERMEABILIDAD DE LA FORMACION:
Esta puede ser una características regional o local (pozo o área) de un
yacimiento. Cuando se ha determinado que una de las causas de baja
productividad es la baja permeabilidad , debe ser considerado siempre junto a
otras posibles causas de baja productividad.
La características básica de un yacimiento de baja permeabilidad es que existe
una rápida declinación de producción . De no existir suficiente información
Petrofísica para definir la baja productividad, las pruebas de producción y
presión pueden servir para diferenciar entre baja permeabilidad o daño de la
formación , como causa de aquella.
1.2.-BAJA PRESION DEL YACIMIENTO .-
El nivel de presión de un yacimiento este estrechamente relacionado con los
mecanismos de producción presentes en el yacimiento .Por ello , se debe tener
un buen control de las mediciones de presión que permitan definir a tiempo el
comportamiento de esta , lo cual ayudaría a definir los mecanismos dominantes
de la producción.
Cuando se ha definido la causa de la baja presión en el yacimiento , se debe
buscar una solución que permita restituir esta , por métodos de recuperación
adicional , por estimulación o utilizando métodos artificiales de producción ,
tales como : Levantamiento por gas , Bombeo mecánico , Bombeo Hidráulico,
Bombas Electro sumergibles. etc.
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La Fig. muestra el comportamiento tipico de varios mecanismos de Producción.
1.3.- DAÑO DE LA FORMACION :
El daño de formación se puede describir como una disminución de la
productividad o inyectividad de un pozo , por defecto de restricciones en la
vecindad del pozo , en las perforaciones , en el yacimiento o en la
comunicación de las fracturas con el pozo.
1.3.1.-INDICADORES DE DAÑO :
Cuando existe algún tipo de daño en un pozo , este debe ser determinado , así
como el grado o magnitud del mismo , para dar una solución que corrija sus
efectos.
Los daños de formación son indicados por : pruebas de producción , pruebas de
restauración y/o declinación de presión , y comparación con el comportamiento
de producción del pozo o pozos vecinos ; para esto debe considerar las
completaciones previas , los trabajos de reparación y las operaciones de
servicios que se hayan realizado.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
1.3.2.- ALGUNAS SITUACIONES :
A continuación se presentan algunas situaciones de daños a la formación :
Cuando existen varias zonas abiertas a producción a través de la misma
completacion , se requiere de un registro de producción que permita
determinar las zonas permeables que están contribuyendo o no a la
producción . Zonas de mayor permeabilidad (zonas con fracturas
naturales o inducidas), pudieran estar taponadas.
Para diferenciar la declinación de producción , por defecto de
taponamiento de la formación , se requiere de un estudio de yacimiento
más detallado , ya que una comparación con los pozos vecinos podría no
resultar suficiente debido a que todos los pozos podrían estar en las
mismas condiciones de daño.
Para un pozo sin aparente daño de formación con baja permeabilidad ,
existe una lenta estabilización de la presión , esto requiere de días o
semanas para lograr estabilizarla.
Para un pozo con daño de formación y con alta permeabilidad de presión
del yacimiento , podría estabilizar en poco tiempo, y el efecto del daño
podría determinarse mediante pruebas de restauración o declinación de
presión
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La Fig. muestra la diferencia entre la caida de Presion de un Yacimiento con o sin Daño.
1.4.- TAPONAMIENTO DE LA VECINDAD DEL POZO O DE LA TUBERIA DE PRODUCCION .-
Cuando existe una baja en la productividad de un pozo , la primera opción es
revisar el sistema de levantamiento artificial y , como segunda opción , verificar
el posible taponamiento de la tubería , perforaciones o vecindad del pozo.
El taponamiento puede ser causado por factores como :
Inadecuado empaque de grava , fracturamiento con arena , lodo , roca de
formación , tubería de producción o revestidor colapsado, etc.
Antes de Cualquier trabajo en un pozo , se le debe hacer una revision para
determinar las restricciones que pueden existir , para ello se toman muestras de
petroleo y agua para analizar las causas de las mismas y aplicar los correctivos
necesarios.
1.5.- ALTA VISCOSIDAD DEL PETROLEO .-
La tasa de producción es inversamente proporcional a la viscosidad del petróleo
, por lo tanto , cuando se aumenta la viscosidad , disminuye aquella.
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Es normal observar alta viscosidad de petróleo cuando se está produciendo un
yacimiento bajo el mecanismo de empuje por gas en solución , ya que a medida
que se libera gas , la viscosidad tiende a incrementar. La solución para este tipo
de problema puede ser el levantamiento artificial.
Si el problema de producción del pozo es por efecto de alta viscosidad debido a
la presencia de una emulsión de agua en petróleo en la vecindad del pozo , la
solución en este caso sería un tratamiento con surfactantes para romper o
invertir la emulsión.
1.6.- EXCESIVA CONTRAPRESION SOBRE LA FORMACION.-
La excesiva contrapresión sobre la formación puede causar una apreciable
reducción de la producción de petróleo o gas y más aun la inactividad del pozo.
Este problema puede ser causado por taponamiento de las
perforaciones ,reductores en fondo y en superficie , separadores Gas-Petróleo ,
Taponamiento de linea de Flujo , Tubería de producción o revestidor de baja
medida , excesiva contrapresión en la línea de flujo ,en el sistema de flujo o
separador Gas-Petróleo.
1.7.- INADECUADO SISTEMA DE LEVANTAMIENTO.-
Si el levantamiento artificial ya está instalado , puede existir un diseño
inadecuado , un método inadecuado , o mal funcionamiento del equipo como
causa de la declinación de producción.
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Según el método que se esté aplicando (Bombeo mecánico, Levantamiento con
gas o bombas electro sumergibles ), se debe hacer el análisis del problema
que está ocasionando la declinación de producción.
2.- ALTA PRODUCCION DE AGUA :
La alta producción de agua en pozos de petróleo o gas , puede ser causada por
los siguientes razones:
Empuje natural del agua o influjo de agua debido al adedamiento o
conificacion de agua.
Fuentes extrañas de agua , lo que incluye : roturas del revestidor , fallas
del equipo de completacion o de la cementación primaria.
Fracturamiento o acidificación de zonas de agua adyacentes a la zona de
petróleo.
Contacto Agua - Petróleo .-
Para yacimientos donde existe un empuje de agua , se podrian definir tres
niveles o contactos agua - petróleo :
Contacto original Agua-Petróleo .-Se define como la profundidad bajo la
cual no existe petróleo.
Contacto Agua-Petróleo Productor.- Se refiere a la profundidad bajo la
cual no existe petróleo producible .Para este nivel la saturación de agua
avanzada con producción.
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Contacto Agua-Petróleo de completacion.- Se define como la
profundidad bajo la cual se encuentra la zona de transición o la zona
donde la primera agua de producción aparece (Alta Saturacion de Agua).
Este nivel igualmente avanza con la producción del Yacimiento.
La Fig. muestra la distribución de fluidos de un yacimiento de arena uniforme contenido agua
connata , petróleo y capa de gas.
ADEDAMIENTO DE AGUA:
Para yacimientos estratificados , donde las características petrofísicas difieren ,
presentándose algunos estratos con mejor permeabilidad que otros , el empuje
de agua se hace presente en estos estratos o lentes más permeables ,
formando adedamientos.
Para estos tipos de yacimientos , se presentan varias alternativas para
completar los pozos , dándose el caso de completaciones con selectividad de
producción para cada lente o estrato , lo cual da flexibilidad de producción y
hace menos costosa la operación de producción ; pero complica
operacionalmente las condiciones mecánicas del pozo.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
Otra manera de completacion podría ser en forma sencilla en una zona , lo cual
facilita el drenaje homogéneo de cada lente , pero con mayores costos de
operación.
La Fig. muestra el empuje regular de agua en un yacimiento heterogéneo.
CONIFICACION DE AGUA.-
Otro problema que se presenta en yacimientos con acuíferos asociados , es la
conificacion de agua , la cual se define como el movimiento preferencialmente
vertical del agua que ha entrado a la zona productora.
La conificacion de agua no traspasa barreras de permeabilidad verticales a
menos que estas sean rotas , bien sea por fracturas naturales o inducidas.
Estos problemas severos en yacimientos con buena permeabilidad vertical , por
lo cual se debe mantener un buen control de las diferenciales de presion
generadas en un pozo debido a las altas tasas de producción , ya que , cuando
esto sucede , mejora la permeabilidad relativa al agua.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
La evaluación de la conificacion requiere un estudio del yacimiento que permita
definir el avance del frente de Agua-Petróleo o Gas-Agua, para determinar la
procedencia del agua.
La eliminación de un cono de agua requiere reducir la tasa de producción o del
cierre temporal para aliviar por un tiempo la entrada de agua.
Otra causa de que existía entrada de agua al pozo , es por la canalización o
conificacion vertical, por falta de adherencia del cemento al revestidor o la
formación.
Una recompletacion puede aliviar el problema si la conificacion es por mala
cementación o a través de fracturas verticales.
Conificacion de Agua.
3.- ALTA PRODUCCION DE GAS
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El comportamiento de la relación gas-petróleo típica, para cada mecanismo de
producción debe tomarse en cuenta en el análisis de pozos problemas.
Las principales fuentes de gas en pozos de petróleo son :
Gas Disuelto en el Petróleo.
Capas de gas primarias o secundarias.
Flujo de gas a zona infra o supra yacentes.
GAS DISUELTO EN EL PETROLEO:
En yacimientos con empuje por gas disuelto , la saturación de gas se
incrementa por la continua producción de petróleo y la declinación de presión
del yacimiento . Cuando el gas en solución se libera , fluye y tiende a ser el
fluido principal movible en el yacimiento.
CAPAS DE GAS PRIMARIAS O SECUNDARIAS:
Si no existen barreras para flujo vertical en un yacimiento con capa de gas ,
cuando la presión del yacimiento declina , se genera una expansión de la capa
de gas ,invadiendo el intervalo productor, Al hacer altas caídas de presión en la
vecindad del pozo , el gas tiende a conificarse en los pozos.
FLUJO DE GAS A ZONA INFRA O SUPRAYACENTES:
En yacimientos estratificados , también puede ocurrir barridos preferenciales
del gas adedamientos con altas caídas de presion . Los adedamientos de gas
ocurren por altas diferenciales de permeabilidad entre zonas.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
En yacimiento lenticulares el flujo de gas de zonas, por encima o por debajo de
la zona de petróleo, puede ocurrir por filtración del revestidor , falla del
cemento , comunicación de fracturas con la zona de gas , acidificación de la
zona de gas.
La Fig. muestra el comportamiento característico de la relación gas-petróleo para varios
mecanismos de producción.
3.-PROBLEMAS MECANICOS:
Un gran número de tipos de fallas mecánicas pueden causar pérdidas de
producción y/o incremento en los costos de operaciones de un pozo . Algunas
de las fallas más comunes son:
Falla en la cementación Primaria.
Filtración del revestidor , Tubería de producción y de empacaduras.
Fallas del equipo del levantamiento artificial.
Comunicación por completaciones múltiples.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
FALLA EN LA CEMENTACION PRIMARIALas fallas de la cementación entre revestidor -cemento-formacion, son
frecuentemente causadas por la aplicación de presiones de fractura durante
trabajos de acidificación / estimulación.
FILTRACION DEL REVESTIDOR , TUBERIA DE PRODUCCION Y DE EMPACADURAS:
Para la localización de filtración del revestidor los análisis de agua son de uso
común para diferenciar si la producción del agua es por filtración o por empuje
normal del agua de formación . Los registros de temperatura y otros registros de
producción son útiles para este fin.
FALLAS DEL EQUIPO DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL:
Se deben a malos asentamientos a averías de las válvulas.
COMUNICACION POR COMPLETACIONES MULTIPLES:
Debido a completaciones de múltiples zonas pueden ser detectadas por
pruebas de filtración de empacaduras, por cambios abruptos en las
características de producción , u observando igual presión de cierre en dos o
más zonas completadas.
TIPOS DE REPARACION -GENERACION DE POTENCIAL:
Los tipos de reparaciones que deben realizarse en un pozo dependerá de la
magnitud del problema que lo afecte. De esta forma, existen dos tipo de
reparaciones:
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
1. Menores
2. Mayores
1.-REPARACIONES MENORES:
Su objetivo principal es trabajar el pozo , sin sacar la tubería de producción .
En este tipo de reparación se pueden incluir trabajos como: Estimulaciones ,
Cambios de Zonas , Cañoneo adicional o Re cañoneo , trabajos de pesca,
apertura de pozos, cambios del método de producción , cambio de reductor ,
trabajos para individualizar el pozo(LAG,Lineas de Flujo,etc.),Limpieza optimizar
el LAG.
OPERACIONES CON GUAYA. Una vez verificada todas las condiciones antes expuestas, se puede
proceder a realizar todo trabajo menor al pozo productor y/o inyector
seleccionado. Cabe destacar que aunque el programa contempla todas
las acciones por efectuar, frecuentemente existen desviaciones, que se
deben a situaciones imprevistas y obligan a una rápida corrección, con el
fin de continuar con el programa de actividades.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
TIPOS DE GUAYA:
Guaya Fina (Monofilamento). -
Son las guayas finas mas usadas en la operaciones de subsuelo, por su
resistencia y flexibilidad. Su diámetro es de 0.092”, 0105” y 0.108”. Su tensión
de ruptura esta entre 1500 y 2000 lbs.
Guaya Gruesa (Multifilamento).
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
Son guayas gruesas comúnmente empleadas para reemplazar las finas, tienen
un diámetro mayor y pueden ser de 3/16”, 1/2” y 5/16”, esto cuando se requiera
de mayor resistencia. Se usan generalmente en trabajos de achiques, pesca
(cuando no hay alta presiones), bajar tubería de extensión y otros.
Guaya Eléctrica
TRABAJOS CON COILED TUBING.
Unidad integrada que permite viajar dentro y fuera del hoyo con una
Sarta Contínua de Tubería, a altas velocidades y altas presiones
Consta principalmente de varios equipos de superficie potencialmente
hidráulicos, los cuales pueden ser colocados en una plataforma portátil,
camiones o en plataformas de agua (gabarras)
Ventajas Generales: No requiere tiempo de taladro
Permite trabajar a través de empacaduras de producción
Circulación mientras se baja o se saca
Trabaja en pozos con presión
Menor tiempo de trabajo
APLICACIONES : Limpieza de pozo: Limpieza de arena, remoción de parafina y sal,
remoción de asfalteno
Estimulación de formación: Acificación, fracturamiento hidráulico
asistido, inyección de inhibidores
Cementación: Forzamiento de cemento, tapones de abandono
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
Control de arena: Empaque con grava convencional, empaque con
grava con resina,etc.
Perforación: Perforación de pozos verticales, direccionales,
mecanismos de jetting o con motor de fondo
Completación: Colocación de un coiled tubing dentro de una tubería de
producción.
Registros y cañoneo: Instalación de guaya eléctrica dentro del coiled
tubing, registros de producción, de cementación, de inspección de
revestidor, cañoneo de zonas.
Pesca: Circulación y pesca simultánea, pesca con guaya, pesca con
unidades hidráulicas (snubbing unit)
TRABAJOS CON SNUBBING UNIT.
Unidades Hidráulicas (Snubbing Unit):
Equipos involucrados en el proceso de meter o retirar tubulares, equipos,
herramientas, dentro o fuera de un pozo con presión. En otras palabras,
movimiento de la tubería en contra de la presión del pozo, debido a que
la misma es mayor que el peso de la tubería
Clasificación de las Unidades Hidráulicas: Unidades convencionales
Unidades hidráulicas asistida por el aparejo
Aplicaciones Snubbing Unit:
Limpieza mecánica / química
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
Eliminación de comunicación
I/R: BES, BCP, LAG y bombas de subsuelo
Reemplazar colgador en cabezal
Operaciones de Pesca
Asegurar o abandonar un pozo
Reemplazo de sellos primarios y secundarios
Levantar cabezal
Otros (Fresado, desplazamiento de fluidos, etc)
MAQUINAS DE SERVICIO
2.-REPARACIONES MAYORES.-
Este tipo de trabajo se realiza con taladro en sitio y consiste en sacar la tubería
de producción , con el propósito de corregir fallas como : Mala cementación ,
Aislar zonas , Eliminar zonas productoras de agua y/o gas.
REPARACIONES.
REACONDICIONAMIENTOS.
3.- 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.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
El proceso de estimulación de pozos consiste en la inyección de fluidos de
tratamiento a gastos y presiones bajas que no sobrepasen ala 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 enla 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.
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 = S c +Θ + Sp + S d + ∑ pseudodaño
S c +Θ es el daño por terminación parcial y ángulo de desviación, S p es el daño
por efectos del disparo y S d es el daño por invasión de los fluidos.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
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
conocertal 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 sería 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 delas etapas dela vida de un pozo.
El proceso dela perforación del pozo es el primery 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.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
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 dela 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 dela 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 remociónndel 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
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
permeabilidad de la formación y de su interacción con los fluidos contenidos en
ella o con los componentes mineralógicos dela roca.
La fuente principal de este tipo de daño es la perforación misma, ya que el Iodo
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
simultáneo 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
deformación.
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.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
Bloqueo por emulsiones.- esto sucede cuando los fluidos de invasión se
entremezclan con los contenidos en la formación. Los filtrados con alto pH o
ácidos pueden emulsificarse con aceites deformación, estas emulsiones suelen
teneralta 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 catatónicos o no iónicos, lo cual repercute en una disminución dela
permeabilidad relativa al aceite.
Daño por invasión de sólidos
Uno de los más 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
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
La producción de los pozos propicia cambios de presión y temperatura en o
cerca dela 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
conificación, provocando una reducción enla 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 esto se puede realizar
tomando en consideración Ios siguientes puntos:
Revisión de operaciones previas ala 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 dela cementación de la tubería de revestimiento, así como
de las operaciones subsecuentes de reparación, limpieza y estimulación.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
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 dela presión de fractura, mientras que los fracturamientos
hidráulicos se utilizan gastoy presiones de inyección superiores ala presión de
fractura.
Datos del yacimiento
Los parámetros mas importantes de análisis para diseñar
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
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 determinary conocer el mecanismo de
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
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 emulsionesy sedimentos de origen organicos o
inorgánicos (fierro).
Análisis mineralógico. Este análisis se realiza para determinar el contenido de
minerales y su proporción enla roca del yacimiento, es de suma importancia
conocerla 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 difracción de
rayos X, de los cuales se obtiene la distribución en forma cualitativa de los
minerales presentes enla 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.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
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 latendencia
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 enla formación.
Software técnico para el diseño de las estimulaciones
El software debe contemplar los siguientes aspectos:
a) Selección de candidato. Establecer en esta etapala 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 desprendela
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 detratamiento.
f) Desarrollar cédulas y estrategias de colocación de los fluidos de tratamiento.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
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 mayoro en el
desarrollo dela 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 porfracturamiento, diferenciándose por los gastos y
presiones de inyección. En esta sección se describirán los aspectos relevantes
sobre las estimulación matricial.
Estimulación Matricial
Los procedimientos dela estimulación matricial son caracterizados por gastos
de inyección a presiones por debajo de la presión de fractura, esto permitirá una
penetración del fluido ala 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.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
Dependiendo de la interacción de los fluidos de estimulación y el tipo de daño
presente enla 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 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 dela 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 enla 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 dela estimulación no ácida concierne principalmente con la
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
alteración de estas fuerza retentivas, manifestadas en los fenómenos detensión
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
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
será la fuerza requerida para soportar la columna de agua en el tubo dividida
entre el área del capilar. Entonces Ia presión capilar se define como la
diferencia de presiones en la interface.
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 orgánicos, entre otros.
Los agentes de superficie (surfactantes) son los productos químicos que
principalmente se utilizan enla 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 capilary la mojabilidad de un liquido en un sóli-
do se altere en mayor o menor grado y estos efectos se manifiestan en
cualquier interfase, yá seá entre dos líquidos inmiscibles, entre un liquido y un
sólido,etc.
Por otra parte, dado que Iás rocas de formaciones productoras de hidrocarburos
son silicas o calcáreas, los surfactantes actuarán de acuerdo con el carácter
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
eléctrico de estos minerales, pudiendo alterar las condiciones de mojabilidad de
un liquido en un sólido
.
Clasificación de los surfactantes
Lá tabla 2 muestra lá clasificación con sus descripción esquemáticá, Iás
características de cárgá del grupo soluble en águá, los grupos químicos más
importantes y su uso principal.
Utilización de los surfactantes
Lá utilización de los surfactantes se manifiesta principalmente en los siguientes
fenómenos:
á) Disminución de Iás fuerzas retentivas de los fluidos en el medio poroso. Lá
acción bájotensorá de los surfactantes permite reducir Iás fuerzas capilares en
el medio
poroso, este efecto tiene mayor importancia en formaciones de bájá
permeabilidad, de pequeños poros, donde Iás fuerzas retentivas cáusán que los
hidrocarburos no fluyan con lá energía disponible.
39
REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
b) Mojámiento de lá roca
Cuándo lá formación en lá vecindad del pozo llegá á ser mojada por aceite, este
se adhiere á
lá páred del poro incrementando el espesor de lá película que moja lá roca
disminuyendo el áreá libre ál flujo y eliminando el efecto de resbálámiento que
produce una película de águá absorbida en lá páred del poro. Todo esto trae
como consecuencia una reducción en lá permeábilidád á los hidrocarburos.
c) Rompimiento de emulsiones
Cuándo dos líquidos entran en contacto y se mezclan se llegá á formar una
esfera que ofrece un áreá de superficie mínima y una fuerte tensión interfáciál.
Los surfactantes actúan en Iás emulsiones reduciendo lá tensión interfacial, lo
cuál permite romper lá rigidez de lá película, o neutrálizá el efecto de los
agentesemulsificántes.
Requerimiento de los surfactantes
Un surfactante debe cumplir con los requisitos siguientes:
Reducir la tensión superficial e interfáciál.
Prevenir la formación de emulsiones o romper las existentes.
Mojar de agua á la roca del yacimiento considerando la salinidad y el pH
del agua utilizada.
No hinchár o dispersar Iás arcillas de lá formación.
Mantener lá actividad de superficie á las condiciones de yacimiento.
Ser compatible con los fluidos de tratamiento y los fluidos de lá
formación.
Ser solubles en el fluido de tratamiento á la temperatura del yacimiento.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
Fluidos de tratamiento
Los fluidos báse utilizados en los tratamientos son oleosos, acuosos, alcoholes,
solventes mutuo y soluciones miceláres.
En los tratamientos en que se utilizan fluidos oleosos como ácerreádor del
surfactante, se emplean diesel, xileno, aromáticos pesados o kerosiná con 2 o 3
% en volumen de un surfactante miscible o dispersáble en aceite.
Párá tratamientos de estimulación usando águá como fluido ácárreádor, se
debe utilizar águá limpia con 2 % de KCI o águá sáládá limpia, con 2 o 3 % en
volumen de un surfáctántá soluble o dispersarle en agua. Lá utilización de
alcoholes, solventes mutuos o soluciones miceláres como fluidos base en lá
estimulación, han demostrado su efectividad en lá remoción de bloqueos de
agua, aceite o emulsión y depósitos orgánicos. En general estos fluidos se
utilizan ál 10 % mezclados con fluidos oleosos o acuoso.
Estimulación ácida
Es en lá cuál los fluidos de tratamiento reaccionan químicamente disolviendo
materiales que dáñán lá formación y á los sólidos contenidos en lá roca.
UtiIizándose párá lá remoción de daño por partículas de sólidos (arcillas),
precipitaciones inorgánicás. Los fluidos á utilizar principalmente son los
sistemas ácidos.
El éxito de estos tratamientos se básá en lá selección del sistema ácido.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
Tipos de ácido
Todos los ácidos tienen algo en común, se descomponen en ion hidrogeno y en
un anión cuando se encuentra disuelto en el agua. El ion hidrogeno
generalmente se representa por el símbolo H+ y reaccionan con los carbonatos
de lá siguiente manera:
H+ + CáCO3 ® Cá++ ® H2O + CO2
Además los ácidos tienen sabor amargo y un pH menor a siete.
Acido Clorhídrico (HCI)
El ácido clorhídrico es el más utilizado pará 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 límite del 43 % en peso á condiciones
estándar esto le dá lá condición de ácido fuerte. En el mercado se encuentra
hasta una concentración del 32 % en peso y se l conoce como ácido muriático.
Lá reacción básica entre el ácido clorhídrico y lá cá- Iizá es lá siguiente:
2HC| + CáCO3 CaC|2 + H2O + C02
y lá reacción con lá dolomita es similar pero lá composición
química es ligeramente diferente:
4HC| + CáMg(CO3)2 CaC|2 + MgC|2 + 2 H2O +2C02
Acido Fluorhidrico
Este ácido es el unico que permite lá disolucion de minerales silicos como Iás
arcillas, feldespátos cuarzo, etc. En el mercado se puede obtener en soluciones
ácuosás del 40 ál 70 % en peso o como un materiál puro en forma de ánhidritá.
42
REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
Acidos orgánicos
Otro de los ácido áutilizádos en forma individual o en conjunto con el ácido
clorhídrico son el ácido acético y el fórmico, estos ácidos orgánicos son
considerados mucho más débiles que el ácido clorhídrico.Entre estos podemos
citar entre los más comunes:
Acido ácetico. Su utilizacion principal por su lenta reaccion con los cárbonátos y
el metal es lá remosion de incrustaciones calcáreas y en lá estimulacion de
cálizás y dolomítas á áltás temperaturas.
Acido formico. Es más fuerte que el ácido ácetico y suprincipál uso es en lá
estimulacion de rocas calcáreas en pozos de áltá temperatura.
Aditivos
Entre estos se encuentran comúnmente:
á) Surfactantes
b) Inhibidores de corrosión
c) Agentes no emulsificántes
d) Agentes controladores de fierro
e) Reductores de fricción
f) Agentes emulsificántes
g) Agentes espumantes
h) Solventes mutuos
i) Agentes retardadores de reacción, entre otros.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
4 .-LIMPIEZA DE POZOS .-
Desde el comienzo de la etapa de producción hasta la fecha en que cesa de ser
productor comercial, cada pozo requiere de limpieza y reacondicionamientos,
según los síntomas y dificultades mecánicas que presentan sus instalaciones
hoyo abajo y/o el mismo estrato productor. Los programas de limpieza y
reacondicionamiento de pozos en los campos petroleros son partes importantes
del esfuerzo de cada día para mantener la producción de hidrocarburos a los
niveles deseados.
Además, estos programas, de por sí y conjuntamente con todas las otras
actividades de apoyo que requieren, representan un alto porcentaje del
presupuesto de operaciones, especialmente si los pozos producen
mayoritariamente por bombeo mecánico y los yacimientos tienen años
produciendo.
Arenamiento
A medida que el yacimiento descarga petróleo hacia el pozo, con el tiempo se
va acumulando arena y sedimento en el fondo del pozo. Esta acumulación
puede ser de tal magnitud y altura que puede disminuir drásticamente o impedir
completamente la producción del pozo.
Los casos de arenamiento son más graves y más frecuentes cuando los
estratos son deleznables. Cuando se dan estratos de este tipo, la terminación
del pozo se hace de manera que, desde el inicio de la producción, el flujo de
arena y sedimentos sea lo más leve por el más largo tiempo posible. Para lograr
esto, el tramo de la sarta de revestimiento y de producción que cubre el estrato
productor es de tubos ranurados especialmente. Las ranuras, cortadas de
afuera hacia adentro y de apariencia cuneiforme, tienen una abertura lo
suficiente estrecha, según análisis granulométrico de la arena, para retener la
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
arena y lograr que el apilamiento de los granos sea compacto y estable y, por
ende, no fluyan junto con el petróleo hacia el pozo.
Además del método anterior, existen otras modalidades para contener el flujo
de arena.
Hay tuberías ranuradas y preempacadas, o sea que la tubería ranurada interna
viene cubierta
por otras tuberías internas y el espacio anular entre estas dos tuberías está
relleno de arena o material granular, lo que en sí forma un filtro y retenedor
prefabricado. Otra es, a semejanza de la anterior, que el empaque con grava
especialmente seleccionada se hace en sitio. Para eso, la sarta de
revestimiento y de producción se hinca y cementa por encima del estrato
productor. Luego se hace el ensanche del hoyo frente al estrato productor. Para
revestir el hoyo ensanchado se utilizará una tubería calada (ranurada), la cual al
final quedará colgada del revestidor cementado por encima del estrato
productor. Antes de colgar la tubería calada, se bombea la cantidad
determinada de grava para rellenar el espacio entre el estrato productor y la
tubería calada. Hecho esto, se cuelga la tubería calada y se continúa con las
otras faenas para poner el pozo en producción.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
Fig. 4-52. Bombeo de fluido para limpiar un pozo arenado.
El arenamiento de los pozos es de ocurrencia muy común. Y para mantener los
pozos en producción plena se recurre a desarenarlos y limpiarlos utilizando
fluidos debidamente acondicionados que se bombean progresivamente hasta el
fondo para extraer la arena y sedimentos hasta la superficie por circulación
continua.
Algunas veces no es suficiente la circulación de fluidos y hay que utilizar
achicadores o bombas desarenadoras en el fondo del pozo para poder hacer la
limpieza. Además de disminuir la capacidad productiva del pozo, la presencia
de arena en el pozo es dañina porque a medida que fluye
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
Fig. 4-54. Tuberías caladas concéntricas preempacadas.
con el petróleo causa cacarañeo, corrosión o abrasión de las instalaciones en el
pozo y en la superficie. En el caso de pozos de flujo natural, la velocidad del
flujo hace que la arena y sedimentos acentúen su poder de desgaste sobre las
instalaciones. En los pozos de bombeo mecánico, a veces, es muy serio el
daño que la arena causa a la bomba y sus partes, principalmente a las varillas
de succión, al vástago pulido y a la sarta eductora.
Acumulación de parafina
Cuando se habla de la densidad de los petróleos se dice, en sentido general,
que son extrapesados, pesados, medianos, livianos o condensados. Cuando
se habla de su composición, se dice que son de base parafínica, asfáltica o
mixta. Ambas clasificaciones se emplean para apuntar las características físicas
de los crudos: densidad o gravedad API, viscosidad o fluidez, hasta el color y
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
posibles contenidos de sal, azufre y metales, su flujo en el yacimiento,
expectativas de extracción y modalidades de la producción primaria y
subsecuentes aplicaciones de métodos de extracción vigorizada.
Los crudos parafínicos tienen algo de asfalto y viceversa, de allí la catalogación
debase mixta.
La temperatura es factor importante que afecta el comportamiento de la
viscosidad del crudo, desde el yacimiento hasta la superficie. A medida que el
crudo fluye del yacimiento al pozo y hasta la superficie, la disminución de la
temperatura hace al crudo más viscoso, especialmente si el crudo es pesado o
extrapesado, los cuales generalmente son de tipo asfáltico o nafténico. La
disminución de temperatura o enfriamiento causa el desprendimiento de
partículas de parafina. Esta cera o parafina que no arrastra el flujo tiende a
obstruir los canales de flujo en la periferia del estrato productor alrededor de la
pared del hoyo, reduciendo así la productividad del pozo. De igual manera, el
flujo hacia la superficie va depositando parafina en la pared de la tubería, con la
consiguiente reducción del diámetro interno y, por ende, merma en el volumen
de producción.
La parafina y residuos que se desprenden del crudo y que lentamente se van
depositando en los canales de flujo del pozo tienen que ser removidos por
medios mecánicos, químicos o térmicos. Por ejemplo, se utilizan:
• Raspadores, succionadores, cortadores, tirabuzones o escariadores, que se
introducen en la tubería de educción o en el revestidor para efectuar la limpieza
mecánicamente, o
• Se recurre a la utilización de solventes como petróleo caliente, querosén,
gasóleo o gasolina o substancias químicas que produzcan generación de calor
para ablandar y desplazarlas por medio de circulación continua, o
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
• Muchas veces se utiliza vapor o agua caliente, o se inyecta aire comprimido
caliente o gas, o
• Cuando las adhesiones son muy rebeldes en la pared del hoyo del estrato
productor
y en la misma periferia del pozo, entonces se recurre a escariar o ensanchar el
hoyo en el estrato productor.
Como podrá apreciarse, la necesidad de mantener los pozos en buen estado
para que produzcan diariamente su cuota de hidrocarburos, es tarea diaria que
ocupa a cierto número de personal de producción.
Fig. 4-55. Adhesiones de parafina que obstruyen la produccióndel pozo y merman su potencial.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
5.- Reacondicionamiento de pozos .-
Las razones por las cuales se propone el reacondicionamiento de un pozo son
muy variadas. Estas razones involucran aspectos operacionales que justifican la
continua utilización del pozo en el campo y, por ende, las inversiones y/o costos
requeridos.
El reacondicionamiento es una tarea de mayores proporciones y alcances que
el mantenimiento, la estimulación o limpieza corrientes. Puede exigir la
utilización de un equipo o taladro especial para reacondicionamiento o un
taladro de perforación.
Generalmente, los pozos de un campo petrolero se clasifican según su
mecanismo y mecánica de producción como de flujo natural, de levantamiento
artificial por gas, de bombeo mecánico o bombeo hidráulico, de flujo por
inyección alterna o continua de vapor, o como inyectores de gas o de agua, o
como pozos de observación. Así que durante su existencia como pozo
productor, el pozo puede cambiar de estado una o varias veces, y ese cambio o
cambios puede requerir varios reacondicionamientos.
Por ejemplo, un pozo puede haber comenzado como pozo productor por flujo
natural pero al correr del tiempo puede ser convertido a flujo por levantamiento
artificial por gas o bombeo hidráulico o mecánico. Quizás en la etapa final de su
vida útil puede ser convertido a inyector o a pozo de observación. O, a lo mejor,
requiere que el estrato productor original sea abandonado y el pozo reterminado
en un estrato superior como productor de un yacimiento distinto. También
puede darse el caso de que al abandonar el yacimiento donde fue originalmente
terminado el pozo, no existan posibilidades de una reterminación
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hoyo arriba y el pozo pueda ser utilizado para desviarlo y ahondarlo para
explorar horizontes desconocidos más profundos o hacer una terminación más
profunda en yacimientos ya conocidos.
Todas las alternativas antes mencionadas exigen estudios y evaluaciones
precisas que desembocan en inversiones y costos mayores, los cuales deben
ser justificados técnica y económicamente con miras a la rentabilidad requerida.
Fig. 4-56. Abandono del estrato inferior A y reterminación del
pozo en el estrato B.
Tareas para reacondicionamiento de pozos
Para realizar el reacondicionamiento de los pozos es necesario preparar
programas cronológicos de operaciones que describen la selección y ejecución
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
apropiadas de una variedad de tareas, ajustadas a una secuencia técnica y
seguridad requeridas para evitar accidentes.
El reacondicionamiento propuesto puede ser sencillo o complejo, según las
condiciones
y estado físico del pozo y el contenido del programa a seguir. Sin embargo, un
reacondicionamiento sencillo puede tornarse complicado por imprevisiones.
Entre la variedad de tareas que puede tener un programa de
reacondicionamiento, sin que la lista que sigue sea exhaustiva, cabe mencionar
las siguientes:
• Estudio minucioso del archivo del pozo, para apreciar y dilucidar sobre
aspectos:
- Geológicos.
- Perforación original.
- Terminación original.
- Trabajos posteriores de limpieza, estimulación o reacondicionamiento.
- Estado físico actual y disposición de las sartas y otros aditamentos en el
pozo.
• Proposición y detalles del programa de reacondicionamiento y/o cambio de
estado del pozo, que deben incluir:
- Nuevos objetivos y razones técnicas y económicas que apoyan el programa.
-Detalles de las operaciones:
Tipo de equipo requerido.
Tiempo de las operaciones.
Inversiones y/o costos.
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REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS
Estado físico y condiciones mecánicas de las instalaciones dentro del pozo.
Tipo y características de los fluidos requeridos para la
limpieza/reacondicionamiento o perforación.
Control del pozo.
Extracción de sartas y otros aditamentos del hoyo.
Circulación del fluido y limpieza.
Recañoneos (intervalos).
Inyección de fluidos.
Forzamiento de arena.
Cementación forzada.
Taponamientos.
Corte y extracción de revestidor.
Abandono de la parte inferior del hoyo original.
Desportillar el revestidor. Perforación direccional, de largo alcance, horizontal o
inclinada.
Registros.
Núcleos.
Revestidores y cementación.
Pruebas.
Conclusión de las operaciones.
• Solicitudes previas de permisos ante los organismos gubernamentales, y
participaciones, reseñas, notas o informes posteriores sobre el resultado de las
operaciones.
BIBLIOGRAFIA
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