n) reparación de pozos

ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS

UNIVERSIDAD NACIONAL AUTONOMA DE MEXICO

ESPECIALIDAD DE PERFORACION Y MANTENIMIENTO DE POZO

CURSO DEREPARACION Y MANTENIMIENTO DE POZOS

Reynosa, Tamps, Febrero 2002

»UPMP

»ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS.


Objetivo

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


Temario del curso de Reparación y Mantenimiento de pozos

1.0 Consideraciones generales2.0 Proceso de reparación de pozos3.0 Diagnostico4.0 Herramientas para diagnostico5.0 Planeación de la Intervención6.0 Selección de equipo y conexiones superficiales7.0 Riesgos, costos y negocio8.0 Problemas específicos


1.0 Consideraciones generales

1.1 Ciclo de vida de un yacimiento1.2 Ciclo de vida de los pozos1.3 Clasificación de las reparaciones de pozos1.4 Marco Legal de las Reparaciones1.5 Conceptos Generales


Exploración

Descubrimiento

Delimitación

Desarrollo

Producción Primaria

Producción Secundaria

Explotaciónavanzada

Taponamiento

1.1 Ciclo de vida de un yacimiento


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

Yacimientos

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

1 7 13 19 25 31 37 43 49 55 61 67 73 79 85 91 97 103

109

115

121

127

133

139

145

151

157

163

169

175

181

187

193

Períodos de tiempo

Prod

ucci

ón1.1 Ciclo de vida de un yacimiento


Ubicación y estudio

Acondicionamiento de la localización

Perforación

Producción

Toma de información

Mantenimiento preventivo y correctivo

Acondicionamiento

Taponamiento

1.2 Ciclo de vida de los pozos


1.3 Clasificación de las reparacionesReparación Mayor (RM) se define como la intervención al pozo en la

cual se cambia la esencia del pozo mismo, incluyendo: “Cambios de intervalo” , Ampliación o reducción de intervalos, Profundización o Modificación para acondicionamiento a otro fin (de productor a inyector, testigo etc.) Re - entradas.

Reparación menor (Rme) se define como la intervención al pozo en la cual no se modifica su esencia pero puede ser tan costosa y difícil como cualquier reparación mayor o la misma perforación, las mas comunes son: Corrección de problemas en el aparejo, acondicionamiento a sistemas diferentes de producción (cambio de diámetros ,limpiezas, desincrustar, arenar o engravar, acondicionamiento a bombeo neumático centrifugo o mecánico), cambios de posición de empacadores y accesorios, corrección de problemas en el pozo (colapsos, roturas, fugas, hermeticidad) etc.

Taponamiento de Pozos aunque propiamente no es una reparación es una intervención muy importante que implica un costo elevado, la recuperación de materiales costosos como las CSC y tuberías de producción y explotación superficiales y tiene repercusiones contables y legales de consideración


1.4 Marco Legal de las Reparaciones•Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos Artículo 27 Constitucional en el Ramo Petrolero

•Diario Oficial de la Federación 5 de febrero de 1917•Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo Petrolero

•Diario Oficial de la Federación 29 de Noviembre de 1958 y sus reformas 30 de diciembre de 1977, 11 de mayo de 1995 y 13 de Noviembre de 1996

•Reglamento interior de la Secretaría de Energía •Diario Oficial de la Federación 1 de junio de 1995, su adición del 9 de octubre de 1995 y su reforma 30 de septiembre de 1977

•Reglamento de trabajos petroleros •Diario Oficial de la Federación 27 de febrero de 1974


1.5 Conceptos GeneralesMantenimiento 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.


1.5 Conceptos Generales

Inducción: Son las operaciones para establecer o

restablecer la producción de pozos, abatidos por

motivos de presión hidrostática superior a la presión de

yacimiento, se logra mediante el empleo de

dispositivos mecánicos o por el desplazamiento de

fluidos ligeros, de tal manera de modificar las

condiciones estáticas del pozo y convertirlas en

favorables para el flujo.



Toma de información: Es el proceso para recuperar información de parámetros del pozo tal como presiones, temperatura, flujos, ruidos, muestras de fluidos etc., normalmente mediante la toma de registros en el pozo y cuyo objeto es establecer historia del comportamiento del campo y del pozo para análisis posterior.

Disparos: Es la operación que mediante cargas explosivas dirigidas (Altamente especializadas) comunican el interior del pozo con la formación productora, estableciendo canales de flujo a través de la tubería de revestimiento, cemento y formación.



Estimulaciones: Son los método para restituir la permeabilidad dañada alrededor del pozo o para formar canales de flujo y pueden ser sub clasificadas en Estimulación matricial o de limpieza, y fracturas.

Fracturamientos: Algunos autores la consideran una estimulación pero por su importancia económica (costos y beneficios) es considerada como una intervención diferente a una simple estimulación, y es la técnica que por su volumen, gasto, aditivos, presiones y materiales crea canales de flujo en forma de fractura en la formación.



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



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


1.5 Conceptos GeneralesCurvas de incremento y decremento: Una

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


Análisis Planeación Diagnóstico Diseño Ejecución Evaluación

2.0 Proceso de Reparación de Pozos

Historia deProducción

Estado de pozos,

clasificaciónJerarquización

Información de la

problemática y solución

DiagnósticoIngenieríay apoyos

ContratoDiseño

ProgramaAprobación

Pozo Intervenido

Estado de pozos,

clasificaciónJerarquización

Planes y proyectos

Movimiento de equipos

Diagnóstico

CotizaciónDiseño

ProgramasPermisos

Evaluación dela

Intervención

Administradordel

Yacimiento

AdministradorYacimiento yOperador deReparación

Operador de Reparación

de pozos


de pozos


de pozos

AdministradorYacimiento yOperador deReparación

Insumos

Productos

Responsables

Ejecución dela

Intervención


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

Problema

Analiza

Formaliza

Ejecuta

Evalúa

Punto de vista Operador de reparación

Diagnostico


3.0 DiagnosticoDeterminar el problema de uno o del sistema de pozos es vital, es

necesario analizar toda la información disponible incluyendo:• Historia de producción Gasto, RGA, % Agua.• Reservas.• Producción acumulada. • Intervalos explotados y por explotar.• Análisis de los fluidos producidos PVT.• Propensión a incrustaciones Orgánicas e inorgánicas.• Presencia de solidos.• Curvas de variación de presión (Daño). • Comportamiento de presión en el yacimiento.• Registros Geofísicos de yacimiento.• Registros de Producción.


3.0 DiagnosticoEs necesario analizar en forma global la problemática para

determinar con precisión el programa a seguir por que las implicaciones se reflejan directamente en los costos de intervención.

En este momento se define si es conveniente la intervención, si es uno o varios pozos, si existen recursos humanos, materiales, financieros y medios tecnológicos para la intervención o intervenciones.

Se establece un plan, las estrategias para la intervención y se planifica el proyecto, se establecen reglas e índices de evaluación y se documenta el proyecto en el plan general de actividades, en PEP es conocido como Programa Operativo Anual (POA) y sus respectivas adecuaciones POT (Programa Operativo Trimestral) conforme se realizan las actividades y es resumido en el documento denominado “Movimiento de Equipos”.


Visión Global

Enero 1992

Enero 1996

Enero 1994


Tipos de Problemas en los pozos

Imputables al pozo•En las conexiones superficiales de control

•Fugas, corrosión, robos, daños, seguridad, fallas de material, Ambientes corrosivos, Ambientes tóxicos

•En las conexiones sub superficiales

•Aparejo de producción, Sistemas artificiales de producción, Accesorios, Empacador

•En el cuerpo del pozo

•Fugas, fisuras, falta de hermeticidad, comunicación de formaciones, comunicación de espacios anulares, fracturas, colapsos, acumulación de presiones en espacios anulares,

•En el terreno circunscrito al pozo

•Fugas, descontrol, cráteres


Tipos de Problemas de pozos Imputable al yacimiento

Inherentes a la Producción:

•Flujos indeseables de gas, agua, asfaltos, parafinas, arenas o aceite.

•Flujo parcial.

•Pozo no fluyente.

•Cambio de condiciones de explotación Baja presión, Daño a la permeabilidad, saturación de agua y gas, Aparejo inadecuado para la explotación.

•Flujos cruzados (Descontrol Interno)

Inherentes a fenómenos Físico Químicos

•Incrustaciones de carbonatos, parafinas, asfaltenos.

•Corrosión por producción de ácidos (H2S, CO2 , Cloruros).

•Bloqueo por emulsiones y geles.

Inherentes a condiciones Biológicos

•Bacterias aerobicas anaerobica.


3.0 Diagnostico

Como se observó en las diapositivas anteriores el análisis del problema puede estar relacionado a un yacimiento, un área o un pozo. Después del efectuarse estudio pueden presentarse algunas de las siguientes recomendaciones:

•Reparación (Restauración a su estado ideal de explotación, Instalación de un sistema diferente de producción, Cambio de intervalo productor, etc.). •Continuar produciendo hasta el limite económico•Recuperación mejorada (Mantenimiento de presión, Inyección de Agua, Solventes o vapor). •Conversión a otra finalidad (Inyector, •Una combinación de las recomendaciones anteriores •Estimulación•Abandono


4.0 Herramientas para diagnostico

Básicamente existen 2 tipos de mediciones las que registran la energía natural y las que registran algún tipo de energía inducida

Energía Natural: Potencial espontaneo, temperatura, presión, flujo, radioactividad natural, geometría

Energía inducida: Sonido velocidad de refracción (porosidad, densidad y adherencia de cemento), magnetismo, radioactiva (Rayos Gama y decaimiento termal), eléctrica (resistividad), relación carbono oxigeno,


Eléctrica

Potencial Espontaneo

Temperatura

Presión

Flujo

Radioactividad Natural

Geometría

Sonido

Inducción magnetica

Radioactiva

Resistividad

Potencial eléctrico

Temperatura

Presión

Flujo

Emisiónradioactiva natural

Calibración

Ecos y velocidad del sonido

Magnetismo

Reacción a radioactividad

Salinidad, saturación de fluidos

Formaciones porosa

Temperatura de formación

Presión de formacióne hidrostática

Movimiento de fluidos

Tipo de formación

Condiciones de agujero

Densidad de formación y porosidad

Tipo de fluidos de formación

Porosidad y cantidad radicales hidrógeno

Medición Parámetro Inferencias principales


Herramientas para diagnóstico

Registro de temperatura

Mediciones superficiales de fluidos producidos y análisis de laboratorio

Gradiomanómetro

Molinete

Registro TDT

Registro estático

Registro de cementación

Registro de ruidos

Analizar hermeticidad de conexiones superficiales y espacios anulares

Muestreo y análisis PVT

Pruebas de laboratorio de estimulaciones (Análisis de compatibilidad de los fluidos)

Producto del diagnóstico

Una caída de temperatura infiere entrada de fluidos diferentes

Porcentaje de agua, gas o sedimentos producidos

Identifica cualitativamente la cantidad de fluidos de diferentes densidades que se encuentran en el pozo

% de gasto que aporta cada intervalo

Detecta los cloruros e infiere agua si el decaimiento es alto infiere agua de formación.

Presiones y gradiente de fluidos en el pozo

Condiciones de adherencia e infiere posibles canales de flujo de los fluidos indeseables

Identifica movimiento de fluidos por fuera de las tuberías de revestimiento

Identifica posible problemas de aportación de fluidos de otras fuentes

Explica posición y tipo de incrustaciones de en el aparejo infiere los fluidos para limpieza

Infiere el fluido adecuado para tratamiento con el objetivo de no crear geles ni depositaciones

Herramientas para diagnóstico del problemas de flujos indeseables





Gradiomanómetro

Molinete

Registro de presiones de fondo


Registro de ruidos


Calibración del pozo

Muestreo de fondo


Detecta alteración del gradiente de temperatura infiere movimiento de fluidos diferentes

Gasto, porcentaje de agua, gas o sedimentos producidos


Compara el % de gasto que aporta y toma cada intervalo

Determina presiones de control

Condiciones de adherencia


Identifica posible problemas

Necesario para determinar herramientas de control

Infiere taponamientos por asfaltenos, emulsiones, parafinas, arenas o sedimentos

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





Analisis nodal

Molinete

Curvas de incremento y decremento

Registro estático


Registro de ruidos



Muestreo de fondo




Identifica cuanitativamente el aparejo apropiadoy el sistema artificial de producción

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

Daño a la permeabilidad en la formación

Presiones y gradiente de fluidos en el pozo en lugar del gradiomanometro, compara presión de yacimiento



Identifica posible problemas de aportación de fluidos a otras fuentes

Daños en el pozo, sedimentos, taponamientos


Cambio de condiciones de explotación Baja presión, Daño a la permeabilidad, saturación de agua y gas, Aparejo inadecuado para la explotación.





Gradiomanómetro

Molinete

Curvas de incremento y decremento

Registro estático


Registro de ruidos



Muestreo de fondo





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

Daño a la permeabilidad en la formación.

Presiones y gradiente de fluidos en el pozo en lugar del gradiomanometro, compara presión de yacimiento



Identifica posible problemas de aportación de fluidos de otras fuentes, que pueden contrlar el pozo

Daños en el pozo, sedimentos, taponamientos,incrustaciones


Herramientas para diagnóstico del problemas de flujo parcial




Gradiomanómetro

Molinete

Análisis nodal

Registro estático




Muestreo de fondo


Observación del pozo


Verifica la no existencia de descontrol interno

Identifica cuanitativamente el aparejo apropiadoy el sistema artificial de producción

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


Identifica posible problemas de aportación de fluidosde otras fuentes, que pueden controlar el pozo

Daños en el pozo, sedimentos, taponamientos,incrustaciones


Herramientas para diagnóstico del problemas de Pozo no fluyente



Mediciones superficiales de presión (Manómetros y bombas de prueba Valv. H etc.)

Inspección visual

Inspección de Toxicidad y explosividad en el ambiente

Análisis radiológicos

Análisis de ultrasonido

Muestreo de materiales y análisis de laboratorio siderurgico


Prueba de dureza

Muestreo de fluidos en superficie,análisis de laboratorio, cupones


Determinacion de hermeticidad y esatdo de conexiones , valvulas y cabezales

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

Verifica la no existencia de gases peligriosos (H2S e hidrocarburos)

Identifica estado de soldaduras en lineas de escurrimiento

Identifica disminución de acero en CSC

Identifica causas de falla y determina grado de falla

Identifica posible problemas de aportación de fluidosde otras fuentes, que pueden controlar el pozo

Define cedula de material

Define el grado de compatibilidad de las CSC y los luidos producidos y grado de corrosividad

Herramientas para diagnóstico del problemas de daño mecánico superficial



Medición de hermeticidad y presiones anulares

Mediciones superficiales gasto y presión

Calibración del pozo (con sello de plomo)

Medición de condiciones de espesor y geometría física de tubulares

Toma de registros de inducción

Pruebas de inyección


Registro de ruidos, molinete y temperatura

Revisión de historial de pescados en el pozo

Pruebas de alijo y pruebas de presión con empacadores recuperables RTTS

Registros de Video, localizadores de coples (CCL)


Determina condiciones de accesorios (Empacador) y CSC

Gasto, y presión determina condiciones de control

Daños en el pozo, sedimentos, taponamientos (puede inferir colapsos)

Daños al pozo por condiciones de flujo o por el tipo de fluidos manejados o por material equivocado

En desprendimientos se detecta formación

Determina grado de daño

Condiciones de adherencia e infiere posibles zonas de riesgo en el pozo

Identifican movimiento de fluidos infieren zonas de falla

Identifica posible problemas de pescados o daños ocasionados por estos

Define fallas de hermeticidad y profundidad de las mismas

Define daños y movimientos de aparejos y tuberías

Herramientas para diagnóstico del problemas de daño mecánico Sub-superficial


6.0 Planeación de la intervenciónPara elaborar el diseño de la reparación del pozo es necesario

establecer las reglas del juego, se necesita considerar algunos factores para la planeación de la intervención y allegarse de:

• Información, del estado mecánico del pozo • Diagnóstico técnico del pozo y del problema existente• Recursos Humanos, Materiales, Financieros, Servicios,

sistemas de información disponibles para la intervención,Con esta información se procede a elaborar el diseño técnico de

la intervención considerando, la Selección del equipo y conexiones superficiales de control, prueba de conexiones, programa de control del pozo, etc. estableciendo el programa de interacción del sistema. Y establecer el programa para acopio de los recursos faltantes.


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


»Conexiones definitivas de Producción


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


6.0 Selección de equipos Equipo convencionales.- Son diseñados para levantar sartas de

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


6.0 Selección de equipos Equipo no convencional.- Se utilizan cuando la función de reparación de pozos

requiere de tratamiento especial o cuando se puede efectuar reduciendo los costos que implica utilizar equipos convencionales.

Unidades Snubbing.- diseñadas para levantar tubería utilizando sistemas hidráulicos, con la ventaja de poder realizar movimiento de tuberías en pozos con presión, pero con la desventaja de baja torsión y velocidad en las intervenciones. Sin embargo es imprescindible para casos de control de pozos.

Unidades de Tubería flexible es una excelente alternativa cuando en la reparación del pozo no es necesario mover el aparejo, con ella es posible realizar las siguientes operaciones:

Colocación de baches de ácido y de tapones de cementoReconocimiento de profundidadesRegistro y disparos en pozos desviadosLimpieza mecánica de aparejosPescasPerforar y eliminar tapones con auxilio de motores de fondoHerramienta casi indispensable para inducción de pozos

Unidades móviles de bombeo de alta presión para cementar y estimular pozos Unidades de cable y de linea de acero Unidad de Combinación de los anterioresUnidades convencionales de levante (Grúas)


Para seleccionar un equipo convencional adecuado es necesario determinar la capacidad de carga y la velocidad de izaje requerida para la operación, considerando los siguientes factores:

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


Rango de potencia

nominal en HP

Área efectiva de freno sq in

Sistema de enfriamiento Tamaño del freno auxiliar Profundidad de TP de

2 7/8"

100-150 1200 Aire -/- 4000

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

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

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

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

Selección de sistemas de frenado tomando en cuenta la profundidad

Capacidad de

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

69 8000 140000 Sencilla 7200 7500

90 13000 180000 Dobles 9600 10500

96 15000 215000 Dobles 16000 11500

108 20000 250000 dobles 18000 11500

Nominal

Especificaciones generales de mástiles

Capacidad de almacenaje


Temario del curso de Reparación y Mantenimiento de pozos

1.0 Consideraciones generales2.0 Proceso de reparación de pozos3.0 Diagnostico4.0 Herramientas para diagnostico5.0 Planeación de la Intervención6.0 Selección de equipo y conexiones superficiales7.0 Riesgos, costos y negocio8.0 Problemas específicos


8.0 Problemas específicos8.1Clasificación y jerarquía de intervenciones8.2Control de agua8.3 Control de arena8.4Cambio de intervalo8.5 Solución a problemas mecánicos8.6 Daño a la formación8.7 Toma de información8.8 Control de corrosión


8.1Clasificación y jerarquía de intervencionesClasificación de pozos•En producción (Programa de evaluación y medición)•Con problemas de producción(programa de intervención)•Cerrados con posibilidades de explotación(programa de reparación)•Cerrados sin posibilidades de explotación(programa de taponamiento definitivo)•Taponados

Diagnostico Problemas potencialesHerramientas de diagnosticoPlaneación de Reparación de pozosDiseño de la intervenciónDiagnostico y evaluaciónPrograma de ejecución


CONTROL DE AGUA y GAS

La presencia de agua en la producción de hidrocarburos no es deseable ya que ocasiona graves problemas de corrosión en los aparejos de producción, menos producción de aceite, así como su tratamiento para separarla del aceite y disposición final en pozos inyectores o presas, etc. Todo esto ocasiona un incremento en los costos de producción; estos aumentan entre mayor es el % en la producción llegando a ser hasta de 3 dólares por barril(en el mar); en pozos terrestres de 2 dólares por barril

Las causas de la presencia de agua puede ser debido a:

Fugas en la TR.- Este problema puede ser por rotura o falta de hermeticidad en la TR en la zona de agua o gas según el caso. Este problema puede ser detectado por registro de anomalías y puede ser corregido con cementación o con un parche en la TR

Canalización de fluidos atrás de la TR.- Es causada por una cementación defectuosa por medio de registros de adherencia (CBL )o registros de sonido ultrasónicos para medir las propiedades mecánicas del cemento, o también de registros de producción, y registros de temperatura, radioactivo y de ruidos son también útiles.

El remedio para este problema es una cementación forzada previa localización del canal desde su origen


Conificación de agua de fondo o de gas en la parte superior en yacimientos estratificados por segregación gravitacional(agua, aceite y gas).

Este problema se presenta cuando el contacto agua-aceite o gas aceite esta cerca de los disparos y existe una permeabilidad vertical alta. En el caso de gas el gas migra hacia abajo al depresionarse el pozo y en el caso del aceite el agua migra hacia arriba.

Hay veces que con registros es fácil confundirse con la canalización o , estratos de alta permeabilidad por ejemplo un registro de ruidos puede eliminar un problema. La prueba mas concluyente en este caso podría ser medir el pozo en diferentes gastos ya que este problema es muy sensitivo.

Una solución a este problema puede ser cerrar el pozo un tiempo para su estabilización y después abrirlo posiblemente estrangulado. Otra solución seria efectuar una C:F: y redisparar mas arriba si fuera posible

Interdigitacion en yacimientos estratificados por estratos de diferente permeabilidad


En el caso, de presentarse la irrupción de agua, la decisión de producir el pozo dependerá de l aspecto económico presentandose las siguientes alternativas

Producir selectivamente los intervalos abiertos de estratos menos permeables para reducir la producción y los costos de los sistemas artificiales

Incrementar la recuperación de la zona

y la ultima alternativa es terminar en todos los intervalos para reducir los costos de de la reparación aumentando los costos de sistemas artificiales si es el caso.

Si las zonas son muy permeables, la producción de agua puede exceder la capacidad de los sistemas artificiales y tendría que ser abandonada a menos que sean selladas.

La digitacion es sensible al gasto de producción , por lo que al bajar este , la producción de agua baja o la otra alternativa es incrementar los intervalos permeables

En este caso los registros de producción son útiles para determinar el perfil de producción y evaluación de los fluidos producidos en cada intervalo.

También el conocimiento geológico de la permeabilidad de los estratos y la localización y extensión de las barreras son importantes para disminuir el % de agua.


8.2 Control de agua


• Interdigitación de agua en yacimientos estratificados

• Intervalo invadido

• Conificación de agua en yac. De alta K vert en matriz o por fractura

• Invasión masiva

• Cementación forzada a baja presión con cemento de baja perdida de agua y cambio de intervalo

• Cementación forzada a baja presión con cemento de baja perdida de agua y cambio de intervalo

• Taponar por C:F: y disparar otro intervalo arriba del contacto agua-aceite

• Producción controlada de agua y Bloqueadores de formación

Alto % de agua


Daño a la formación•Verificar profundidad interior con L:A:; si hay tapón:

•soluciones•limpieza•Re perforación•tratamiento químico•acidificación o fractura

•.Si las perforaciones están tapadas con arena:•soluciones

• engravar con cedazo•resina•cedazo preempacado


Baja permeabilidad

• Baja permeabilidad– Sistema artificial– tratamiento con ácido– fracturamiento

hidráulico– fracturamiento con

ácido

• Abatimiento de presión en el yacimiento– Sistema de recuperación

mejorada– Sistema artificial de Prod


Alto % de gas

• Problema • Yac. Estratificados o

cementación defectuosa

• Conificacion de gas

• Solución• C.F: y disparar otro

intervalo de menor RGA

• C.F: y disparar otro intervalo estructuralmente mas bajo


Presencia de arena

– Problema• Pozos de alta

productividad term. Sencilla

– Solución• Empaque con grava• Resinas plástica• Cedazos preempacados

de fibra de vidrio• Cedazos de mallas de

acero


Aceite viscoso

– Problema

• Asfalto y parafina

– Solución

• Inyección de vapor• inyección de solventes

químicos y surfactantes


Baja productividad

– Problema• Formación areniscas o

calizas de baja permeabilidad• Calizas o dolomitas de baja

permeabilidad• Alta viscosidad debido a

emulsión• Alta viscosidad por aceite

pesado

– Solución• Fracturamiento hidráulico

con con sustentante• Fracturamiento hidráulico

con ácido• Inyección de surfactantes• Calentador de fondo o

circulación de aceite o agua por espacio anular


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

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


.problemas

• Problemas • Incrustaciones

• Parafina o asfalteno

• Emulsión o bloqueo por agua

• Presencia de areniscas

• Solución• Métodos

químicos,mecánicos,rimado• Aceite caliente o solventes• Surfactantes

• Tratamiento de HF-HCl


PROBLEMABajo índice de productividad del pozo

Kh baja Kro baja Factor “S” alto

Disparosobturadoso cortos

Restricciones en el pozo

si SiBaja capacidad de flujo de la

formación y disparos

Restricciones de la terminación

Daño al yacimientoPruebas de presióncalculo de Kh y S

Registros de producciónpara definir la localizacion

y extension del daño

noIncrustaciónobturamiento

o

colapso de TR ?

Registrosde calibración

y de producción

Si

estimula

Si

IP bajo


7.2 CONTROL DE ARENALa producción de arena normalmente esta asociada con campos de la edad terciariaExiste dos tipos de arena ; las que originalmente formaban parte de la estructura de la formación y las que están disueltas en los fluidos . Estas no son problemas ya que son producidasLas referidas en primer termino son las que ocasionan obstrucción en los cana les de flujo

7.2.1.Clasificación de las arenas:Como una regla de dedo, se tiene lo siguiente:

Los sólidos producidos mas pequeños que 90 porcentiles son probablemente finos intersticialesEntre 90 y 75 representan algunos de los mas pequeños granos de arena no consolidadaEntre 75 y 50 representa arena no consolidada ; esta es la que se debe de controlar ya que los otros pueden ser producidos sin problema


»El gasto de flujo critico ocurre cuando al sobrepasar determinado gasto de producción se incrementa la presencia de arena»Existe una estabilidad entre las fuerzas que actúan en la formación entre las que tenemos las siguientes:»7.22 Factores que afectan la producción de arena:

»Debido a los estratos por la sobrecarga»Fuerzas capilares y la cementación de origen del material

»7.2.3.Factores que afectan la producción de arena:»La viscosidad y/o gasto aumentan las fuerzas de arrastre »Al aumentar la producción de agua disuelve el material de cementación propiciando una disminución de la resistencia de la formación o una reducción en las fuerzas capilares debido al aumento de la saturación de agua»Debido al incremento de saturación se reduce la permeabilidad relativa al aceite incrementando las caídas de presión en el yacimiento »Las caídas de presión en el yacimiento incrementa las fuerzas de compactación y puede reflejarse en la cementación entre los granos.

»


7.24 Mecanismos de control de la arenaReducción de las fuerzas de arrastre es el método mas barato y más efectivo y se puede hacer durante la terminación del pozo, consiste en: Aumentar el área de flujo por:

Aumento de la densidad de perforacionesAumentar la longitud de disparosFracturas empacadas Disparos limpios

Restringir el gasto de producción determinando el gasto critico cuando se necesita producir al máximo gasto.

7.2.5.Métodos mecánicos de control de arenaCedazos con grava para retener la arena de la formaciónCedazos preempacados de fibra de vidrioCedazos de mallas de acero inoxidableCedazos sin grava

7.26.Parámetros básicos de diseñoOptimizar el tamaño de la grava en base al tamaño de arena de la formación


Optimizar el ancho de las ranuras del cedazo para retener la grava o arena en su caso.Se debe usar una técnica de colocación efectiva

7.2.7.CRITERIO DE DISEÑO1.-Obtener una muestra representativa.- el tamaño de la arena varia dentro de un cuerpo arenosoUna muestra obtenida de la producción es buenaEfectuar un análisis de mallas para obtener la distribución de tamaño de los granos en % en peso. El procedimiento de análisis esta contenido en las especificaciones ASTM.Una vez obtenida la muestra se efectúa el análisis y se construye la curva de distribución del tamaño del grano en valores porcentiles de porcentaje acumulativo en peso contra diámetro del grano . Las curvas varían de una región a otra El método Schwartz se ha usado para obtener la uniformidad del tamaño en base a lo siguienteEl coeficiente de uniformidad c=D10/D90


Si c es < 3 , la arena es uniforme y es descrita por el tamaño D10si C> 5 La arena no es uniforme y es representada por el tamaño D40si C> 10 La arena no es uniforme y es representada por el tamaño D70

7.28.TAMAÑO DE LAS RANURAS

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


Otro factor a controlar es la velocidad de flujo de la arena el cual debe ser de menor de .05 pie/eg para arena uniforme y para arena no uniforme mayor que .05 pie/seg.

El calculo de la velocidad viene dado por el cociente entre el gasto de producción en pie3/seg. entre el 50% del área abierta de las ranuras en pie2

De acuerdo a las pruebas aludidas se llego por consenso que, la relación de grava - arena debe estar entre 5 y 6 .

Debido a que a valores fuera de este rango se reduce la permeabilidad para valores mayores de 6 ocurre un puenteo dentro del empaque de grava y en menores el tamaño de la grava mas chica que la necesaria reduciendo la permeabilidad

Teóricamente el espesor del empaque debe ser de de 4 a 5 veces el diámetro de la arena , pero en la practica se considera que el optimo es de 3 pulgadas de espesor, espesores mayores pueden permitir mayor producción y visceversa


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


1319

1051

1056

Empacador kh-8 de 7”

POZO CENTRAL 333

Cedazo de 3.75”X2.50”

Camisa deslizable WB-11287.65-1290.381277.58-1278.93

1318.5

Pez 13351323.101323

1403Profundidad interiorTR de 7”

1375

471

913

1265

Combinación de 4hN.G

.caja a 8h E.U.E. caja

Mandriles de bolsillo para B.N.

Tapón de fibra de

vidrio 3.75x2,48”

T.P: de 2-7/8”

Prof mts


Control de arenaLa arena no es deseable en la producción de los pozos ya que llega el momento en que interfiere en la producción del pozo obturando las tuberías y reduciendo la producción de petroleo, por lo que existen varios métodos para su control; uno de ellos es colocar cedazos preempacados a través del aparejo de producción usando la TF.

Otro es la consolidación química de la arena de la formación; puede ser con furan, material epoxico y resinas fenólicas. Este tratamiento es para intervalos no mayor de 10 pies

y otro es la colocación de arena recubierta con resina fenólica y epóxica material empacado junto a la formación.

El método seleccionado dependerá de las condiciones del pozo y circunstancias.

Actualmente el empleo de la TF resulta eficiente y es menos costoso comparado con otros, debido al mejoramiento en esta tecnología en los aspectos de equipo, servicios, herramientas y fluidos lo que la ha hecho más confiable.

El procedimiento para la colocación de cedazos es generalmente de dos formas; en la primera:

1.- Baje el ensamble de fondo con el cedazo en su parte inferior y la sección de tubo hasta la cima del tapón de cemento con la herramienta soltadora.

2.- Coloque un tapón recuperable sobre la cima del ensamble

3.- Coloque arena alrededor del espacio anular entre la TR y el cedazo hasta cubrir el ensamble

4.- Lave la cima del ensamble y recupere el tapón

5.- Coloque un empaque en la boca del ensamble contra la TR

En la figura 15 siguiente se muestra este procedimiento

Otra forma es:

Con la TF, colocar el empaque de arena o bolas de ceramica hasta cubrir el intervalo disparado Bajar el cedazo con la herramienta soltadora y con una zapata en su extremo inferior y en el interior TF como tubería lavadora

Bajar hasta el fondo lavando el empacamiento en su parte central hasta el fondo donde se

encuentra el tapón de cemento

Releve la TF y saque y repita el paso 4 del procedimiento anterior.


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


CORROSION

Corrosión.- es un proceso electro químico que sufren los materiales metálicos que están expuestos a los fluidos corrosivos tal como H2S, CO2, oxigeno,, etc.. que originan perdida de material metálico en los tubulares, conexiones y, cabezales del pozo .

Tipos de corrosión; uniformemente, picaduras, galvánica, celdas de concentración, fracturas, inter granular, esfuerzos de corrosión, erosión de corrosión

La corrosión ocurre cuando hay presencia de agua mas un electrolito como sulfatos o cloruros o gases disueltos como H2S, CO2, O2 y dióxido de sulfuro

4fe+3O2 2Fe2O3

Fe+ H2S FeS +H2


CORROSION POR CO2

La corrosión del acero por CO2 se presenta generalmente en pozos de gas presentandose la siguiente reacción

CO2+ H20 Corrosión del acero

Si se condensa el vapor de agua en la TP o líneas se producirá la corrosión en forma de hoyos en la parte superior de estos

La corrosión es mas rápida a medida que aumenta la presión dando origen a ácidos mas fuertes

Para saber si se presentara el problema de corrosión por CO2 en un pozo de gas se basa en el índice de presión parcial:

Presión parcial=presión total de CO2 * % de CO2

Si la presión parcial es > 30 habrá corrosión

Si la presión parcial esta entre 7-30 puede haber corrosión

Si la presión parcial es < 7 no habrá corrosión

Si existe agua salada la corrosión aumenta debido a que las sales incrementan el gasto de corrosión.


Acido sulfhidrico

La corrosión por esta substancia causa que la superficie se torne color negro

La reacción es la siguiente:

Fe+H2S+ mezcla FeS+H2

En problemas mas graves en la capas subyacentes se presentan picaduras y grietas. Las rajaduras es debido a acumulación del hidrogeno atómico .La dureza de la tubería hace que esta sea demasiado sensible a la acumulación de hidrogeno ocasionando fisuras

El hidrogeno atómico se difunde dentro de los granos de metal y tiende a formar moléculas mas grandes, las cuales debido a la alta presión dentro del acero tienden a reventar y formar rajaduras, grietas además de la perdida de ductilidad y resistencia a a la cedencia.

El endurecimiento es mas severo en aceros de alta resistencia cuya dureza es de mas de 22 Rockwell en tuberías y aparejos de varillas de Bombeo mecánico que están sujetos a cargas cíclicas.

Corrosión por oxigeno

El oxigeno disuelto en agua acelera la velocidad de corrosión este problema es frecuente en sistemas de inyección de agua y en Bombeo mecánico

El gasto de corrosión es tres veces mas cuando el oxigeno disuelto aumenta de 1 ppb a ..2 ppm


Se ha investigado que si además de oxigeno hay CO2 en una proporción del 50% mas rápido que cuando no lo hay.

Se recomienda que el contenido de oxigeno no sea mayor del 50 ppb para tener un buen control

El medio ambiente mas corrosivo, ocurre cuando entran trazas de oxigeno en un sistema de salmueras amargas destruyendo todo el equipo en 6 meses

La corrosión es a veces protegida por una delgada película de oxido formada sobre la superficie de metales y aleaciones aunque muchas veces es destruida por la erosión causada por la corriente de producción.

Bacteria

Las salmueras pueden contener dos clases de bacteria aeróbicas y anaerobias dependiendo si contienen oxigeno o no

Entre las bacteria aeróbicas tenemos las algas, hongos ,etc. ; las cuales tienden a taponar y dejar fuera el equipo. Este tipo de bacteria es combatido tratandolo con cloro.

Dentro del otro tipo de bacteria tenemos las sulfatoreductoras; que son anaerobicas; estas se alimentan de sulfatos y producen H2S. Para evitar la formación de este tipo es necesario inyectar bactericida de 100 ppm a intervalos de tiempo.


Técnicas para medir del gasto de corrosión

pruebas para medir la velocidad de corrosión

Inspección visual

pruebas para medir el gasto químico

historia de l comportamiento del equipo

Medios para determinar el gasto de corrosión

Inspección visual.- Es realizado en equipo fuera de servicio. Llevar registros y descripciones son útiles para futuras comparaciones

Registros de calibración de TP y TR detectaran perdida de metal debido a picaduras, adelgazamiento o desgaste. Este tipo debe correrse en forma periódica para ver el avance

Evaluación de corrosión en la tubería de perforación es realizada con Tuboescope

Hay otro equipo y métodos para detectar la corrosión. Debe hacerse un análisis económico de los métodos de corrosión ya que algunas veces resulta mas caro . También deben considerarse la seguridad y las normas y regulaciones gubernamentales.


Selección apropiada de materiales para reducir la corrosión

Metales y aleaciones

Existen aleaciones que son caras pero que a veces se justifica

Cuando existe H2S el efecto de endurecimiento afecta la resistencia y durabilidad. .Los materiales aceptables se muestran en la tabla 10.3 pero los de acero al bajo carbón como J-55, C75, y N-80 son ampliamente usados ya que resultan económicos y solo se recomiendan algunas medidas . Las demás aleaciones son caras y solo se deben usar cuando se justifique, como son las aleaciones de acero con Cromo y Níquel

En un medio ambiente de bióxido de carbono y oxigeno el endurecimiento no es problema

En el caso del CO2 O2, se pueden usar aleaciones pero son caras y será mas económico usar aceros de bajo carbón con algunas recomendaciones;para el caso de O2 se debe excluir el oxigeno; en caso contrario se deberá usar aleaciones como son aceros inoxidables, monel (aleación Ni-Cu), Niquel-Hierro y Aluminio Bronce.

Algunos materiales no metálicos tienen mucha mas baja resistencia que el acero y limitaciones de temperatura excepto la tubería de de producción de fibra de vidrio con resina epoxica con amina aromática.que no es afectada por el H2S y el CO2

En el caso de TP , esta resiste hasta 100 grados centígrados y hasta 4000 lb/ pg2 de para diámetros pequeños.


»Solución a problemas mecánicosEjemplo 12-2 Localización de canalización de gas con registros de temperatura y de ruido

Los registros de temperatura y ruido de la figura 12-4, fueron obtenidos un pozo de aceite que produce una alta RGA. Los dos registros, muestran que el gas esta siendo producido de una arena superior y hay una expansión a través de las restricciones y canalización hacia el intervalo de bajo.

Para eliminar la excesiva producción de gas, se debe hacer una cementación forzada para bloquear el flujo en el canal, disparando en la zona de gas y circulando la lechada a través del canal


Problema 12-3 Excesiva producción de gas de una zona ladrona

Un pozo en un yacimiento esta produciendo un gasto de gas alto con un gasto de aceite bajo comparado con pozos similares en el campo

¿Que registros de producción u otras pruebas pueden ser realizadas para demostrar que el gas esta migrando de otra capa de gas a través de una zona ladrona ?

Una solución seria tomar un registro de temperatura y un registro de densidad, ambos localizarían el punto de entrada de gas cualitativamente, además el registro de temperatura diferenciara entre la producción de una zona ladrona y el gas resultante de la canalización.

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


Problema 12-2.

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


Problema 12-3a

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

Problema 12-4

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


Ejemplo de la figura 2.20 pag 25 del vol 2 de Operaciones de Producción

Un pozo de bombeo mecánico fue terminado con TR de 5-1/2” y TP de 2-3/8” en un yacimiento que maneja agua . La producción disminuyo de 70 bls de aceite y 40 de agua a 186 bls de agua sin producción de aceite . Se sospecha de una fuga en la TR , pero la técnica de usar un tapón y un empacador no dio resultado.

Con la bomba colocada a 4580 pies (1395 m) y las perforaciones a 4648-68(1416-1422m) y 4684-4730 pies(1428-1442m) , y por medio de la combinación de herramientas para medir la densidad, temperatura y gasto, registro una entrada de fluido en 4605 pies(1403m) con 47 barriles de agua moviendose hacia arriba y 160 bls moviendose hacia abajo. El registro de temperatura mostró posible movimiento de agua hacia abajo a través de un canal en la zona de cemento. Después de efectuar una C.F, la producción fue de 110 bls de aceite y 71 de agua


Ejemplo fig 2.22 Flujo de agua a través de canales

El pozo productor de aceite mostrado en la figura producía 100 % de agua; pero después de repararlo produjo 314 bls de petróleo con 1% de agua , dos años después el agua se incremento hasta un 98%. Puesto que los pozos vecinos no producían agua, se programo un registro de temperatura y un CBL ya que presumiblemente se trataba de una canalización.

El registro de rayos gama mostró alta radioactividad en la zona de aceite disparada y también en una arena que contenía agua 75 pies(22.8 m) arriba y otra en las mismas condiciones 50 pies(15 m) abajo , la alta radioactividad es un indicativo del movimiento de agua dejando residuos de radioactividad. El CBL mostró pobre adherencia arriba del intervalo productor y solo una corta sección de buena adherencia abajo de este.

Combinado con rayos gamma, se detecto la canalización y las arenas se identificaron


Ejemplo de flujo cruzado y uso del molinete para la determinación de gasto de multiples intervalos. (figuras Fig 2.23-2.25 y tablas 2.2 y 2.3)

Medidor de flujo PCT para definir los perfiles de flujo y flujo cruzado

Un pozo en el medio oriente fue terminado en 4 zonas que producían aceite 100 % con baja RGA. Como una operación de rutina, el operador quiso saber cuanto aportaba cada zona y medir si habia flujo cruzado entre zonas a condiciones de cierre.

Perfil de flujo. Con el pozo fluyendo en un gasto de 35,000 bls/dia se corrió un registro de medición de flujo continuo de cada intervalo, tres corridas fueron realizadas hacia abajo y tres hacia arriba en velocidades diferentes para registra las series de registro bajo y arriba zona mostradas en la figura 2-23


Continuación ejemplo flujo cruzado

Las velocidades corregidas son mostradas en la tabla2.2.

La figura 2.25, muestra los registros de temperatura, gradiomanómetro y medidor de flujo hechos con el pozo cerrado.

Considerando el medidor de flujo en la corrida numero 6 registrada hacia abajo en 50 m/min. , la no respuesta en A es de 7.6 rps. El incremento en B a 8 rps flujo hacia arriba pasando B entrando a la zona 4.

La forma de la curva que decrece en el intervalo 4 verifica esto y mas ampliamente muestra entrada de flujo en la parte inferior del intervalo 4. El flujo en el intervalo 4 es aceite, mostrado por el gradiomanómetro con densidad de 0.69 gr/cm3 y viene de la zona 1 y 2 una menor aportación de la zona 3.

La tabla 2.3, muestra los valores de flujo cruzado en pozo cerrado ya corregidos considerando la calibración


»Tabla 2.2

»Estación Velocidad Gasto Zona Bls/dia

»A 200 35100 P4 16100

»B 108 19000 P3 0

»C 108 19000 P2 10600

»D 48 8400 P1 8400


Ejemplo .- Registros de neutrón pulsado para seguir el comportamiento del yacimiento fig 2-29.

Un pozo terminado en una zona mas alta se profundizo a intervalos mas profundos cerca del contacto agua-aceite como pozo de observación para los intervalos mas profundos.

El registro TDT de la fig 2.29 muestra cuatro corridas realizadas a lo largo de 36 meses, mostrando lo siguiente:

El agua progresivamente invadió el intervalo 5195-5225 (arena mas baja)

El intervalo de 5132-5152 no estaba invadido

En el tercer registro, el intervalo 5053-5069 muestra un avance de agua. El cuarto registro muestra la zona completamente lavada. La figura 2.29 resume este movimiento


5195 - 5225

5132-5152

5053-5069


Ejemplo para estimulación selectiva figura 2.32

Un pozo de gas terminado en el intervalo 5902-6479 con porosidad dolomítica se estimulo con ácido produciendo 9.5 mmpcd con 8% de H2S, con una presión en la cabeza de 1800 lb/pg2

La prueba DST y registros de porosidad indicaron que el pozo podía producir mas. Se corrió registro de molinete y gradiomanómetro para definir el perfil de producción. La corrida 1 de la figura 2.32 muestra una columna de agua salada de la profundidad de 6275 m al fondo, con 15 pies de condensado sobre la cima. El medidor de flujo, muestra que que el 40% de la producción total proviene del intervalo 6135 a 6180 sin producción abajo de 6275 m.

Después de efectuar una estimulación con ácido el pozo produjo 16 mmpcd y la segunda corrida muestra que zonas están aportando


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

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

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

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

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

n) reparación de pozos

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