instituto politÉcnico nacionaltesis.ipn.mx/jspui/bitstream/123456789/15401/1/diseño...el análisis...

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

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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


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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


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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


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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)


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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


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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.


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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.


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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


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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.


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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


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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


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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 =


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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


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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)


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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


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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.


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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.


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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.


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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:


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:


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:


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:



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Integridad hidráulica a nivel de la unión


Nivel 6S: Splitter de fondo de pozo

Agujero principal de diámetro grande, con 2 laterales iguales del mismo

diámetro

Características:


Integridad hidráulica a nivel de la unión



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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



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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


14.- Un siglo de la Perforación en México. Tomo XI.- Terminación y Mantenimiento

de Pozos.

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