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REPARACIONES DE POZOS

Alfonso Mora Ríos

__________________________________________________Manual de Reparación de Pozos _

CONTENIDO I.- INTRODUCCION:........................................................... 6 II.- CAUSAS DE BAJA PRODUCTIVIDAD DE UN POZO ........... 7 II.1.- Emulsiones. ........................................................................ 8 II.2.- Cambios de mojabilidad....................................................... 8 II.3.-Bloqueo por agua................................................................. 8 II.4.- Incrustaciones. ................................................................... 9 II.4.1.-Identificaciones de incrustaciones. ......................................... 11 II.4.2.-Carbonato de calcio. ............................................................. 12 II.4.3.-Sulfato de calcio. .................................................................. 14 II.4.4.-Sulfato de bario. ................................................................... 15 II.4.5.-Prevención a la formación de incrustaciones. .......................... 16 II.4.6.-Métodos de tratamiento para inhibir incrustaciones. ................ 17

II.5.-Depósitos Orgánicos............................................................17 II.6.- Mezclas de depósitos orgánicos e inorgánicos.......................18 II.7. Migración de finos y arcillas..................................................18 II.8.-Daño por bacterias. .............................................................19 II.9.- Daño natural o inducido......................................................20 II.9.1.II.9.2.II.9.3.II.9.4.II.9.5.-

Daño Daño Daño Daño Daño

causado causado causado causado causado

por por por por por

los ritmos de producción. .......................... 20 los efectos del disparo y producción........... 20 la perforación........................................... 22 la Terminación. ........................................ 22 la estimulación. ........................................ 22

II.10.- Técnicas de muestreo.......................................................23 II.10.1.- Muestreo de Fondo de Pozo................................................ 23 II.10.2.-Muestreo de Fondo para Análisis "PVT"................................. 26 II.10.3.-Obtención de la Muestra de Fondo ....................................... 27 II.10.4.-Extracción y Traspaso de la Muestra..................................... 28 II.10.5.-Muestreo de Fondo para Recuperar Sólidos........................... 30 II.10.6.- Muestreo de Fluidos a Boca de Pozo.................................... 31 II.10.7.-Guía operativa para el Muestreo de Fluidos en el Fondo ......... 32 II.10 8.-Guía operativa para Recuperar Muestras de Fluidos ............... 34 II.10.9.-Guía operativa para Recuperar Muestras de Sólidos ............... 37

II.11.- Identificación de danos potencial a la formación. ................38 II.11.1.- Análisis físico o de campo. .................................................. 38 II.11.2.- Determinación del contenido de aceite, agua y sólidos.......... 39 II.11.3.-Determinación de cloruros (salinidad)................................... 39 ________________________________________________________________________________ 2 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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II.11.4.-Determinación del contenido de Parafinas y asfáltenos. ......... 40 II.11.5.-Procedimiento para la Determinación de Asfáltenos. .............. 40 II.11.6.-Procedimiento para la Determinación de Parafinas................. 41 II.11.7.-Determinación del Ácido Sulfhídrico (H2S) ............................ 42 II.11.7.-Procedimiento de campo "Método volumétrico". ................... 42 II.11.8.-Guía operativa para determinar el Ácido Sulfhídrico en un gas 43 II.11.9.-Método Instrumental para Determinar el H2S (GAS TEC). ...... 44

II.12.- Análisis STIFF. ................................................................46 II.12.1.- Procedimiento para Efectuar el Análisis de Agua................... 50 II.12.2.- Análisis "PVT". ................................................................... 56 II.12.3.- Procedimientos en la separación Flash a Masa Constante. ..... 57 II.12.4.-Procedimientos en la Separación Diferencial Convencional...... 58 II.12.5.-Procedimientos de Ejecución en la Separación por etapas. ..... 59 II.12.6.-Análisis Cromatográficos...................................................... 61

III.- REGISTROS DE PRODUCCION DE UN POZO................ 62

III.1.- Análisis de Registros .........................................................62 III.2.-Registro en Agujero Descubierto. ........................................62 III.2.1.-Registro de Potencial Espontáneo y de Rayos Gamma ............ 63

III.2.1.1.- Registro SP ......................................................................63 III.2.1.2.-Registro de RG. ................................................................64 III.2.1.3.-Registros de Porosidad ....................................................65 III.2.1.4.-Registros de Densidad. ....................................................65 III.2.1.5.-Registros Neutrón. ...........................................................65 III.2.1.6.- Registro Decaimiento Termal (TDT). ..........................66

III.3.-

Toma de Información ...................................................67

III.3.1.-Registros de presión. ........................................................... 67 III.3.2.-Curvas de variación de presión ............................................. 67 III.3.3.-Registros de producción....................................................... 68 III.3.4.-Registro de Molinete. ........................................................... 69 III.3.5.-Registro Gradiomanómetro................................................... 71 III.3.6.-Medidores de presión........................................................... 73 III.3.7.-Medidores de temperatura ................................................... 74 III.3.8.-Registro de ruidos. .............................................................. 75 III.3.5.-Registros de Evaluación de Cementación. .............................. 77

IV.- TIPOS DE REPARACIONES MAYORES.......................... 78

IV.1.-Cambios de intervalos.........................................................79 IV.1.1.- Guía operativa. ................................................................... 82

IV.2.-Obturamiento de intervalos .................................................84

IV.2.1.-Guía operativa ..................................................................... 87

IV.3.-Incorporación y ampliación de intervalos. .............................89 ________________________________________________________________________________ 3 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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IV.3.1.-Planeación de sistema de disparos. ....................................... 89 IV.3.2.-Desempeño de las cargas ..................................................... 90 IV.3.4.-Guía operativa ..................................................................... 92

IV.4.-Obturamiento parcial de intervalos.......................................94 IV.5.-Reentradas. .......................................................................98 IV.5.1.-Apertura de ventana con cortador de tubería ....................... 101 IV.5.2.- Consideraciones para la apertura de ventanas..................... 101 IV.5.3.-Guía operativo para apertura de ventanas con corta tubo..... 102 IV.5.4.-Apertura de ventanas con desviadora tipo cuchara. .............. 104 IV.5.5.-Guía operativa para apertura de ventanas con cuchara ......... 105 IV.6.-Profundizaciones .................................................................. 109 IV.6.1.-Guía operativa ................................................................... 110 IV.7.-Taponamiento definitivo. ....................................................... 111 IV. 8.- Cementación con tubería flexible ......................................... 112 IV.8.1.-Diseño de la lechada.......................................................... 113 IV.8.2.-Pruebas de lechadas en laboratorio..................................... 114 IV.8.3.-Procedimiento de ejecución ................................................ 114 IV.9.- Registros y disparos con TF. ................................................ 124

IV.9.1.-Conector de contra presión.............................................126

IV.9.2.2.-Registros en agujero revestido ......................................... 129 IV.9.3.-Disparos con tubería flexible ............................................... 129 IV.9.3.1.-Mecanismo de los disparos.- ............................................ 131 IV.9.3.2.--Procedimiento de operación:........................................... 132 IV.10.-Inducciones con nitrógeno. .................................................. 136

IV.11.1.-Solubilidad de la partícula .............................................153 IV.11.2.-Esfuerzo de compresión ...............................................154 IV.11.3.-Ejecución En El Trabajo................................................154

IV.8.-Reparación menor ................................................................ 157

IV.9.-Requerimiento de diseño en reparación de pozo. ................157

V.-FLUIDOS UTILIZADOS EN REPARACION DE POZOS ..... 159 V.1.-Tipos de fluidos utilizados en la reparación de pozos ............160

V.1.1.-Sistemas libre de sólidos...................................................... 160 V.1.2.-Efecto de la presión y temperatura en las salmueras.............. 162 V.1.3.- Composición y propiedades de las salmueras........................ 162

VI.- PLANEACIÓN DE LA REPARACIÓN DE POZOS. ........... 171 VI.1.-Programa reparación mayor. .............................................171 VII.-TERMINACIONES MULTIPLES .............................................172 VII.1.-Requerimientos funcionales de servicio. ............................174 VII.2.-Vida del aparejo de producción. .......................................176 ________________________________________________________________________________ 4 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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VII.3.-Fuentes de baja productividad..........................................177 IX.- MODELO DE RIESGO Y COSTO............................................186

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I.- INTRODUCCION: Para iniciar la etapa de producción de un pozo, se requieren una serie de operaciones que constituyen su terminación. Posteriormente, durante su vida productiva es necesario su reacondicionamiento, para aprovechar la energía del yacimiento. Así como eliminar problemas mecánicos que impidan su producción, o su inyección, hasta finalmente llegar al taponamiento definitivo. El valor económico de un pozo se maximiza en la medida que en el 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. Existe una diversidad significativa en los tipos de terminaciones, sin embargo en general se puede decir que son variaciones unas de otras. Las clasificaciones más comunes, dividen a estas de acuerdo con la comunicación existente entre el yacimiento y el pozo (Agujero descubierto, Liner ranurado, Liner sin cementar), de acuerdo al método de producción (Terminaciones de pozos fluyentes, con sistema artificial de producción), de acuerdo con el número de intervalos terminados (Terminación sencilla, Múltiple. La terminación sencilla incluye la explotación de varios intervalos y puede diseñarse para permitir el desarrollo secuencial de un yacimiento de manera secuencial. La terminación múltiple incluye la explotación simultánea de diferentes yacimientos a través de diferentes conductos. Más allá de las clasificaciones, la complejidad de la terminación influye de manera significativa en la vida productiva del pozo. De acuerdo al objetivo de la intervención la reparación de pozos se clasifica como Mayor o Menor REPARACION MAYOR: Es la intervención al pozo, en la que se modifican substancial y definitivamente las condiciones y/o características de la zona productora o de inyección. Dichas operaciones se realizan con equipos convencionales o con equipos especiales, (Tubería Flexible, Unidades de Registros). Los tipos de intervención pueden ser entre otros: 9 9 9 9

Obturamiento Obturamiento Incorporación Obturamiento

de intervalos por baja productividad. de intervalos por o alta relación agua aceite o gas aceite. y ampliación de intervalos. parcial de intervalos.

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9 Reentradas. 9 Profundizaciones. 9 Taponamiento definitivo del pozo. REPARACION MENOR: Es la intervención al pozo, en la que no se modifican las condiciones y/o características de la zona productora o de inyección. Dichas operaciones se realizan con equipos convencionales o con equipos especiales, (Tubería Flexible, Unidades de Registros). Los tipos de intervención pueden ser entre otros: 9 Cambios de aparejo de producción 9 Reposición o cambios de los equipos o herramientas subsuperficiales 9 Instalación de accesorios de fondo (sensores de presión temperatura, estranguladores de fondo etc.) 9 Limpiezas de aparejo. 9 Estimulación de pozos 9 Cambio del sistema de producción (Fluyente, BN, etc.) Este capitulo engloba los aspectos generales de la reparación de pozos, define el tipo de intervención y las secuencias operativas que se realizan, para alargar la vida productiva del yacimiento. Todas aquellas intervenciones realizadas en los pozos para mantener la producción, mejorar la recuperación de hidrocarburos, o cambiar los horizontes de producción, aprovechando al máximo la energía propia del yacimiento, se define como reparación de pozos.

II.- 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 del éste, 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:

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9 9 9 9 9 9 9 9

Emulsiones Cambios en mojabilidad Bloqueo por agua Incrustaciones Depósitos orgánicos Mezclas de depósitos orgánicos e inorgánicos Inchamiento de arcillas. Daño por bacterias

II.1.- 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. Estas pueden presentar altas viscosidades, particularmente las de agua en aceite. Las emulsiones son estables cuando en ellos se encuentra material tenso activos (surfactantes) y sólidos finos (Tratamientos de estimulación). Para resolver estos problemas de daño, se utilizan solventes mutuos con o sin desemulsificante.

II.2.- 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 es removido por la inyección de solventes mutuos seguido de un surfactante que regrese la mojabilidad al agua, con el objeto de remover la fase mojada por hidrocarburos.

II.3.-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 puede formarse por las operaciones de perforación y terminación, 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 interdigetización. La presencia de ________________________________________________________________________________ 8 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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arcillas en los poros de la formación tales como la ilita, favorecen la generación de bloqueos por agua, ver figura II.1, El área de contacto de las arcillas incrementan la adsorción del agua en la pared de los poros. 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. Poros con presencia de ilita Granos de cuarzo

x x xx x x x x xx xx x x x x

Material cementante

Poros con presencia de ilita

Figura No. II.1- Ejemplificación de diversos materiales presentes en la matriz porosa de la formación que pueden causar reducción en la permeabilidad.

II.4.- Incrustaciones. Las incrustaciones son precipitaciones de depósitos minerales, los cuales pueden acumularse en la tubería de producción, en los disparos y en la formación. En la figura No. II.2, se presenta un ejemplo de los lugares donde se depositan. Las incrustaciones pueden presentarse durante la vida productiva del pozo como resultado de la combinación de uno o varios de los siguientes factores principalmente: 9 9 9 9 9 9

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.

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9 Evaporación del gas. 9 Mezcla de agua incompatible.

50 m

24 "

16 " 1010 m

10 3/4"

Camisa CMD, cda. Emp. FHL 7 5/8" BL 5"

7 5/8" resistencia carbonatos

3030 m

4051.47 m 4072.37 m 4083 m

4353 m

4500-4560 m resistencia sedimentos 4758m PI 5"

4612-4602 m 4728-4775 m 4880 m 4905 m

Figura No. II.2.- Localización de varios tipos de incrustaciones en el pozo.

La mezcla de agua incompatible con la de formación genera que los minerales en solución formen precipitados insolubles. Las incrustaciones pueden formarse inmediatamente después que el pozo se pone a producción o al paso de algunos meses, esto depende del porcentaje de agua producida. Las incrustaciones tales como el carbonato de calcio, se desarrollan rápidamente aunque son fáciles de remover por medios químicos, mientras que las de sulfato de bario requieren medios mecánicos para su remoción. El efecto que las incrustaciones tienen sobre la producción del pozo depende principalmente de su localización y de la cantidad de depósitos en el sistema. Las incrustaciones pueden restringir y estrangular parcial o completamente la tubería de producción, línea de descarga, formación o los disparos. Los depósitos de incrustaciones inorgánicas en pozos productores es un problema costoso, ya que puede dañar los accesorios de producción (Válvulas de BN o ________________________________________________________________________________ 10 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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Bombas sub superficiales) taponar los disparos en el intervalos abierto y tubería de producción. Una manera económica de tratar pozos que tienen tendencia a presentar incrustaciones es mediante el uso de inhibidores que eviten su formación, en ese sentido se han alcanzado ahorros significativos con tratamientos preventivos, además de la estimulación de pozos. Generalmente las incrustaciones son una mezcla de varios componentes inorgánicos además de productos de corrosión coagulados con el aceite, finos de la formación, parafinas y otras impurezas, sin embargo la clasificación presentada en la tabla No. II. 1 es adecuada para análisis de campo. Las incrustaciones pueden dividirse de acuerdo con su solubilidad en tres categorías. 9 Incrustaciones solubles en agua 9 Solubles en ácido 9 Insolubles en ácido.

Tabla No. II. 1.- Principales incrustaciones: Tipo de incrustación Cloruro de sodio

Carbonato de calcio Carbonato de fierro Sulfuro de fierro Oxido de fierro Hidróxido de magnesio Sulfuro de calcio Sulfato de calcio Sulfato de bario Sulfato de estroncio Sulfato de estroncio bario

Depósitos solubles de agua Formula Química NaCl

Nombre mineral Sal o Halita

Depósitos solubles en ácido CaCO3 Calcita FeCO3 Siderita FeS Trolita FeO3 Magnetita, Hematita Mg(OH)2 Brucita Depósitos insolubles en ácido CaSO4+h20 Yeso CaSO4 Anhidrita BaSO4 Barita SrSO4 Celecita BaSr(SO4)2 Sulfato de estroncio bario

II.4.1.-Identificaciones de incrustaciones. En la actualidad existen dos métodos para identificar el tipo de incrustación. El primero consiste en la difracción de rayos X, conocido como método instrumental, ________________________________________________________________________________ 11 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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requiere de una pequeña cantidad de muestra para su análisis, por lo que es muy utilizado. En el segundo, la muestra se disuelve en una solución mediante técnicas de titulación o precipitación por lo que se conoce como método químico. Siguiendo una serie de cuestionamientos se puede hacer una identificación preliminar de la incrustación en campo, el procedimiento descrito en el diagrama de flujo de la figura No. II. 3, puede determinar el tipo de incrustación. Para seguir el diagrama de flujo de la figura coloque la muestra de incrustación en agua y observe, si ésta no se disuelve, después de un tiempo, coloque la muestra en ácido clorhídrico al 15% y observe, si no se disuelve identifique la incrustación por su dureza y granos de estructura.

II.4.2.-Carbonato de calcio. Los problemas con el carbonato de calcio en el campo CaCo3, frecuentemente se centran en el comportamiento de solubilidad, es decir el carbonato de calcio es menos soluble a medida que se incrementa la temperatura. Este comportamiento es descrito en la figura No II.4. A medida que en la incrustación están presentes otros compuestos minerales se remoción se dificulta. En general los cambios físicos causan la precipitación del carbonato de calcio. 9 9 9 9 9

Disminución de la presión. Incremento de temperatura Incremento de pH. Incremento en la concentración de calcio. Incremento de carbonatos.

Cambios pequeños en la temperatura pueden generar grandes precipitaciones de carbonato de calcio. Los cambios en la concentración de calcio o carbonatos ocurren cuando se mezcla el agua de diferentes zonas productoras en el pozo, o cuando el agua de inyección alcanza los pozos productores. La perdida de CO2 en cualquier parte del sistema de producción incrementa el pH y con ello la posibilidad de que se formen incrustaciones. Para solucionar este problema se puede emplear varios solventes dependiendo de su mineralogía, este tipo de incrustaciones son relativamente fáciles de remover debido principalmente a su disolución en ácido.

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Figura No. II.3.- Diagrama de flujo para determinar el tipo de incrustación en campo.

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Figura No. II.4.- Efecto de la temperatura sobre la solubilidad del carbonato de calcio (Davis and Collins, Environmental Sic. And Tech, vol. 5 No. 10, 1971)

II.4.3.-Sulfato de calcio. El agua a las condiciones de fondo se satura de sulfato de calcio CaSO4, (yeso), a medida que el pozo permanece produciendo como resultado de una disminución de su presión y temperatura, por lo que su precipitación puede presentarse en la vecindad del pozo, en el cabezal o en el medio árbol de válvulas. El comportamiento de la solubilidad del sulfato de calcio CaSO4, (yeso) se incrementa hasta 92 ° F y posteriormente disminuye a medida que se incrementa la temperatura como lo muestra la figura No. II. 5, Este comportamiento de solubilidad causa problemas en pozos con temperatura de fondo entre 100 y 140° F. Los factores que influyen en la precipitación del sulfato de calcio son: 9 Temperaturas entre 24 y 60 °C (75° F y 140 ° F) 9 Disminución de la presión de fondo. 9 Incremento en la concentración de calcio o sulfato por la mezcla de un segundo fluido o precipitados. 9 Baja concentración de cloruro de sodio (Por dilución).

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Figura No. II.5.- Efecto de la temperatura sobre la solubilidad del sulfato de calcio CaSO4 , (yeso) ( Davis and Collins, Environmental Sic. And Tech, vol. 5 No. 10, 1971)

II.4.4.-Sulfato de bario. Este tipo de incrustaciones se presentan por la producción de agua en pozos con alta temperatura y presión, normalmente el agua de estos pozos contiene mayores cantidades de sales y carbonatos. La figura No. II.6, representa el grado de solubilidad del sulfato de bario para varias sales minerales. La principal causa que genera incrustaciones de sulfato de bario es la producción de varias zonas productoras de manera simultánea. El sulfato de bario BaSO4, es una sustancia altamente insoluble (solubilidad de 2 mg /L en agua) y generalmente no se disuelve por ningún medio químico de manera económica. En la mayoría de los casos la única forma de removerla es mediante acción mecánica, lo cual resulta costos. El manejar pozos con tendencia a formar precipitados de sulfato de bario requiere de mecanismos de prevención que incluyan adecuados inhibidores de incrustación. Los factores que intervienen en la precipitación de incrustaciones de Sulfato de bario son los siguientes: 9 9 9 9

Bajas temperaturas. Dilución de salmueras Dilución del contenido de carbonatos. Mezcla de agua incompatible.

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Figura No . II. 6.- Concentración de sulfato de bario saturado en diferentes soluciones de salmuera ( Davis y Collins, Environmental Sic. And Tech, vol. 5 No. 10, 1971)

II.4.5.-Prevención a la formación de incrustaciones. Los inhibidores de incrustaciones químicos, controlan su depositación por medio de dos mecanismos, el primero altera la estructura de cristal y el segundo por medio del encapuslamiento de los iones de calcio y bario que causan la precipitación. Un método de control de incrustaciones es mediante la adición de agentes secuestrantes, los cuales requieren una relación uno a uno para inhibir potencialmente la incrustación. Por lo anterior, puede llegar a ser incosteables. Las técnicas de control de incrustaciones recomendadas involucran el proceso de inhibición, en el cual las moléculas del inhibidor son atraídas por las cargas formando pequeños cristales que inhiben su crecimiento y eventualmente estos se disuelven y liberan el inhibidor repitiendo el proceso. Los resultados prácticos señalan que con 1 a 30 mg /L de inhibidor es suficiente para mantener 100 veces el peso de una incrustación en solución. Este nivel de eficiencia hace que este método de inhibición sea muy económico. La elección del inhibidor es función de las condiciones del pozo y la naturaleza especifica de la incrustación, siempre es recomendable realizar pruebas bajo las condiciones a las cuales se forman las incrustaciones para encontrar el tratamiento a dicho problema mas económico.

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II.4.6.-Métodos de tratamiento para inhibir incrustaciones. Existen tres métodos de tratamiento para la prevención de la formación de incrustaciones, ellos son: 9 9 9 9

Colocación durante tratamientos de estimulación Tratamientos squeeze Técnica de colocación química. Inyección continúa.

La colocación durante tratamientos de estimulación.- Consiste del bombeo de soluciones liquidas durante un tratamiento junto con el precolchon, el segundo mediante el bombeo de inhibidores sólidos mezclados con el material sustentante en fracturamientos. Tratamiento squeeze.- La colocación de inhibidores de incrustaciones por medio

de tratamiento squeeze, consiste del bombeo de un inhibidor de incrustaciones liquido contra formación, esta técnica permite que el inhibidor sea adsorbido por la formación. En este caso, el inhibidor requiere del cloruro de calcio como fluido de desplazamiento. Sin embargo, la reacción entre el inhibidor y el fluido de desplazamiento, puede producir sales de calcio. El inhibidor de incrustaciones lentamente se libera a medida que los fluidos producidos fluyen a través del área tratada. El éxito de un tratamiento de este tipo, depende de la dilución entre el inhibidor y el fluido producido dentro del yacimiento. Los tratamientos squeeze requieren de un tiempo de cierre del pozo de al menos 48 horas antes de que el pozo pueda nuevamente ser puesto a producción.

Técnica de colocación química.- Este método es aplicable a formaciones fracturadas, es similar a los tratamientos squeeze, aunque sus principales aplicaciones son en tratamientos de fracturamiento y formaciones naturalmente fracturadas. La técnica de inyección continua.- los métodos de tratamiento de inyección continua consiste en la inyección de un aditivo químico a través de una tubería flejada a la tubería de producción, hasta un punto por abajo del cual se forman las incrustaciones.

II.5.-Depósitos Orgánicos. Los depósitos orgánicos son precipitados de hidrocarburos pesados (parafinas o asfáltenos). Ellos al igual que las incrustaciones se pueden localizar en la tubería ________________________________________________________________________________ 17 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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de producción en los disparos y en el yacimiento (Figura No II.2). Aunque los mecanismos mediante el cual se forman son complejos, la principal causa se debe a los cambios de presión y temperatura. Los depósitos orgánicos no deben ser confundidos con otro tipo de depósitos conocidos como lodo asfálticos (sludges), este tipo de daño es generado por los productos de reacción entre ácidos fuertes y ciertos hidrocarburos. Generalmente este tipo de daño es casi imposible su remoción.

II.6.- Mezclas de depósitos orgánicos e inorgánicos. Las mezclas de depósitos orgánicos e inorgánicos son precisamente las incrustaciones orgánicas (parafinas o asfáltenos) e inorgánica, tales como finos o arcillas. Cuando los finos migran junto con el aceite y el agua dentro del yacimiento estos pueden cambiar la mojabilidad, en tales casos un tratamiento para su remoción es la utilización de ácidos emulsionados.

II.7. Migración de finos y arcillas. El daño por la migración de finos y arcilla causa reducción de la permeabilidad del yacimiento, debido a la invasión de los sólidos del fluido de perforación o por el inchamiento de las arcillas de los poros generado por el filtrado del lodo. Los sólidos de los fluidos de perforación, terminación y reparación, invaden los poros cuando existe un diferencial de presión suficientemente grande en el pozo, taponándolos y dando como resultados un daño o reducción de la permeabilidad. Cuando el filtrado de los lodos (de perforación, terminación o reparación) o fluidos de tratamiento invaden el espacio poroso del yacimiento, estos causan una distorsión del equilibrio existentes entre las arcillas y el agua de formación. Esto se debe a un cambio en la salinidad la cual crea un desbalance entre las fuerzas de las arcillas, un ejemplo es la presencia de esmectita en la formación, que al hidratarse reduce significativamente la permeabilidad. La koalita al flocularse y dispersarse en el espacio poroso bloquea y reduce la capacidad de flujo en el yacimiento. Durante la etapa productiva del pozo, las partículas de sólidos llegan a desprenderse y migran con los fluidos de perforación, taponando y puenteando los poros en la vecindad de pozo, un ejemplo de este comportamiento es mostrado en la figura No. II. 7, dando como resultado una disminución de la productividad. Cuando las partículas provienen de la formación son conocidos como finos, este

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termino incluye arcillas y arenas con diferente tamaños que varían entre 4 a 64 micrones, generalmente estos finos son solubles en mezclas de ácido clorhídrico.

Poro

Formación del enjarre por los sólodos del lodo.

Poro

Depositación de partículas solidas en los poros de la formación.

Poro

Taponamiento de los poros por acumulación de sólidos.

Figura II.7. Ejemplificación del obturamiento de poros por finos e inchamiento de arcillas.

El Daño causado por migración de finos en la vecindad del pozo generalmente tiene un radio de 3 a 4 pies. Este tipo de daño también puede generase cuando se realizan tratamientos de empacamientos de arena, tratamientos de acidificación.

II.8.-Daño por bacterias. Algunos pozos inyectores de agua son susceptibles al daño causado por bacterias en la vecindad del pozo. Las bacterias inyectadas crecen rápidamente, taponando el espacio poroso en la formación. La reducción de la permeabilidad causada por las bacterias puede ser tan significativa que en algunos casos se recomienda la inyección de bacterias en algunas zonas ladronas.

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II.9.- Daño natural o inducido. La formación del daño natural o inducido, puede causarse por el taponamiento del espacio poroso por partículas sólidas, por el aplastamiento mecánico de la formación en la vecindad del pozo, o por la disgregación del medio poroso, o por los efectos del fluido de perforación, terminación o tratamientos. El taponamiento de los espacios porosos por partículas sólidas es el más común de los mecanismos de daño y se origina de muchas maneras, incluyendo la inyección de sólidos en la formación y la dispersión de arcillas presentes en la roca, precipitación y crecimiento de bacterias.

II.9.1.- Daño causado por los ritmos de producción. La producción del pozo puede ocasionar por la migración o precipitación de finos en la formación. Las velocidades de flujo altas en el medio poroso arrastran los finos y tapona los conductos en la formación. Numerosos estudios han mostrado que existe una velocidad crítica arriba de la cual la formación se daña por la migración de partículas, este efecto es común en pozos de gas. Desafortunadamente la única manera para determinar el valor de la velocidad crítica es mediante pruebas de laboratorio. Los finos se mueven en la vecindad del pozo, cuando la saturación de agua se incrementa y fluye con el aceite. La figura No. II. 8, ilustra este mecanismo. Los finos inician a moverse cuando la fase por la cual son mojados es móvil, debido a que la mayoría de los finos están mojados por agua la presencia de agua móvil causa que los finos se muevan y generen cierto daño por taponamiento. La precipitación de sólidos tanto de material orgánico como inorgánico a partir de salmueras y aceite crudo puede ocurrir en la vecindad del pozo debido a la reducción de la presión en la cercanía del pozo.

II.9.2.- Daño causado por los efectos del disparo y producción. La formación en la vecindad del pozo puede también dañarse por aplastamiento físico o compactación de la roca. La compactación de la roca alrededor de una perforación es una consecuencia inevitable del mecanismo de disparos, como se muestra esquemáticamente en la figura No. II.9, algo similar sucede en la vecindad del pozo cuando en el yacimiento se generan diferenciales de presión grandes. Kruger, 1986, basado en pruebas de laboratorio con disparos sobre núcleos, reporto una zona dañada alrededor del disparo con espesores entre ¼ a 1/2" pulgada y reducciones de permeabilidad entre el 7 y 20%. Debido a la ________________________________________________________________________________ 20 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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convergencia del flujo hacia el disparo, esta pequeña capa alrededor del disparo puede reducir la productividad del pozo.

Saturación de agua

Saturación de aceite

Figura No. II.8.- Ejemplificación del daño por el incremento de saturación de agua en el medio poroso.

Zona compactada O pulverizada Residuos de cargas de pistolas

Disparo

Zona de baja permeabilidad Generada por el fracturamiento de los granos Zona de reducción de permeabilida

Figura No. II.9.- Ejemplificación de las regiones de daño alrededor del disparo.

El daño mecánico en la vecindad del pozo puede también resultar del colapso o debilitamiento de la formación. Esto se presenta en formaciones deleznables o aquellas que han sido debilitadas por el ácido en la región de la vecindad del pozo.

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II.9.3.- Daño causado por la perforación. La fuente de daño a la formación más común es el causado por la perforación misma del pozo, a pesar de que en la actualidad se dispongan de técnicas de perforación bajo balance. El daño por la perforación resulta de la invasión de los sólidos y filtrado de la formación, de estos el más severo es probablemente el causado por el filtrado de fluidos. La depositación de los sólidos del lodo de perforación alrededor del pozo puede reducir significativamente la permeabilidad, afortunadamente la profundidad de invasión de la partícula es generalmente pequeña, ya que los rangos varían de una pulgada a un pie como máximo. Para minimizar este daño las partículas sólidas del lodo deben ser mayores a los poros de la formación, debido a que el radio de penetración de los sólidos es pequeño este tipo de daño se puede sobrepasar con una selección adecuada de disparos o mediante una estimulación matricial.

II.9.4.- Daño causado por la Terminación. En terminación del pozo se realizan varias operaciones como son: disparos, estimulaciones, pruebas de admisión, inducciones, tratamientos de limpieza, etc. Para minimizar el daño ocasionado al disparar del intervalo, se deben utilizar presiones diferenciales a favor del yacimiento, baches de soluciones no-ácidas y ácidos orgánicos, fluidos de control libres de sólidos que sean compatibles con la formación, evitando así la creación de emulsiones, bloqueos por agua, hinchamiento de las arcillas y cambios en la mojabilidad de la roca. Si el pozo es terminado en agujero descubierto, o ha sido disparado, antes de meter el aparejo de producción pueden ocurrir pérdidas del fluido de control, que agravan el daño a la formación.

II.9.5.- Daño causado por la estimulación. La estimulación de pozos debe ser cuidadosamente diseñada para evitar que los fluidos de tratamiento inyectados, dejen residuos por precipitaciones secundarias o incompatibilidad con los fluidos de la formación. Una selección inadecuada de estos fluidos, causará daños severos y en ocasiones permanentes, ya que están constituidos por productos químicos que pueden cambiar la mojabilidad de la roca, crear emulsiones, reaccionar con el aceite del yacimiento formando lodos asfálticos, etc. Como consecuencia la vida productiva del pozo el depresionamiento del yacimiento, genera cambios en la estabilidad de los fluidos producidos, dando origen a precipitaciones orgánicas (asfáltenos y / o parafinas) o inorgánicas (sales) que obturan en forma parcial o total el espacio poroso y los canales de flujo del ________________________________________________________________________________ 22 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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yacimiento. Aunado a la necesidad de efectuar una serie de operaciones especiales para mantener la producción (Limpiezas del aparejo de producción, Tratamientos de limpieza ácidos y no-ácidos, Inyección de agua y gas, etc).

II.10.- Técnicas de muestreo. Una forma directa para definir un intervalo es a través de los resultados obtenidos del análisis de los fluidos y sólidos aportados por el mismo. Por lo tanto la recuperación de las muestras es de gran importancia en la industria petrolera, para tal efecto se han desarrollado varias técnicas, la elección de una u otra, dependerá de los análisis que se requiera hacer a las muestras (Físicos, químicos, PVT, etc.), la figura No. II.10, presenta una ejemplificación de las técnicas de muestreo.

Figura No. II.10.- Técnicas de muestreo en pozos petroleros

II.10.1.- Muestreo de Fondo de Pozo. Tiene como objetivo la recuperación de muestras para el análisis y evaluación de los fluidos producidos, así como para determinar las características de los mismos a condiciones de yacimiento. Dependiendo del objetivo, el muestreo de fondo puede ser para, análisis físicos y químicos, PVT, cromatrograficos, etc. En ambos casos de muestreo, la herramienta utilizada para su ejecución es el muestrero de fondo tipo "WOFFORD", el cual consiste de un barril cilíndrico de acero inoxidable con una válvula de cierre mecánico en cada extremo del mismo, que son operadas mediante una tijera, al actuar sobre una cabeza de golpe liberando los seguros y permitiendo el cierre de las mismas una vez recuperada la muestra. El cierre del muestrero también se puede efectuar automáticamente colocando un reloj que hace disparar el mecanismo a un tiempo programado previamente, que ________________________________________________________________________________ 23 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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puede ser hasta de 3 horas, este reloj generalmente se coloca cuando se toman muestras para efectuar análisis PVT. El muestreo de fondo tiene mayor aplicación en pozos que no fluyen inicialmente o que están depresionados y se requiere conocer la aportación de los fluidos del yacimiento, para definir un intervalo. Las profundidades recomendables para la toma de muestras son las siguientes: Primera muestra: Generalmente se toma al nivel medio del intervalo, sin embargo en la práctica no ha sido posible hacerlo en forma confiable, debido a imprecisiones en el contador de profundidad de la unidad de la línea de acero, ya que no cuenta con un dispositivo electrónico para correlacionar y afinar la profundidad, por esta razón se recomienda tomarla 20 m. arriba de la cima del intervalo, cuando este tenga una longitud total de 20 m. o menor y cuando la longitud del intervalo sea mayor de 20 m., se tomará en la cima del intervalo. De no tomar en consideración lo anterior cuando se baje el muestrero al nivel medio del intervalo, la muestra puede no ser representativa de los fluidos que aporta el yacimiento (fluido de lavado de pozo) que se encuentra abajo de la base del intervalo, con lo que se generan viajes adicionales. Segunda Muestra: La siguiente muestra se recomienda tomarla 100 m. arriba de la cima del intervalo en prueba, cuando se tiene uno solo, y en la cima del siguiente si se tienen intervalos adicionales. Tercera Muestra: En general esta es la última y se hace al nivel de fluidos líquidos detectado con el registro de gradientes. En algunos casos si se requiere mayor información se toma en el cambio de agua a aceite dependiendo de las necesidades de información que se desee conocer. La recuperación de las muestras en la superficie se realiza de acuerdo al objetivo por el cual fueron tomadas; si la finalidad es realizar análisis físicos, entonces la extracción de los fluidos del muestrero se hará abriendo la válvula inferior manualmente y permitiendo que se libere la presión dentro del muestrero y caigan los líquidos en un contenedor limpio.

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Figura No. II.11.-Muestreo de Fondo para Análisis Físicos y Químicos.

La información obtenida al efectuar estos análisis son; porcentaje de agua, aceite y sólidos, así como la densidad, pH, salinidad y solubilidad de los sólidos. En algunas ocasiones no es posible obtener estos datos en forma completa, debido a que el volumen que recupera en el muestrero es de 650 cc (máximo) y a veces no es llenado en su totalidad. ________________________________________________________________________________ 25 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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Cuando se muestrea un pozo, es indispensable tomar un registro de gradientes previo al muestreo, con la finalidad de determinar el nivel de líquidos dentro del pozo y el posible contacto agua-aceite. Antes de tomar la muestra se debe cerrar el pozo y esperar un tiempo de estabilización, en el caso de los pozos productores el momento apropiado es inmediatamente después de concluir la curva de incremento, y en el caso de pozos que no aportan producción después de descargar la presión del nitrógeno o la presión del gas que se haya acumulado en el pozo. El tiempo de estabilización recomendable antes de tomar la prueba es de 8 a 12 hrs.

II.10.2.-Muestreo de Fondo para Análisis "PVT". Para efectuar un muestreo para análisis PVT, se requiere crear ciertas condiciones con la finalidad de que el fluido tenga una composición lo más cercana posible a la del fluido original del yacimiento, siendo las siguientes las más comunes:

Limpieza del Pozo.-El primer paso para acondicionar un pozo que va a ser

muestreado, es verificar que el fluido producido no contenga residuos de substancias utilizadas durante la perforación, terminación o de algún tratamiento de limpieza. El criterio que se aplica para determinar que un pozo está limpio de acuerdo a las muestras tomadas en superficie es el siguiente 1.

El contenido de agua debe ser menor al 5 % y el de sólidos al 0.5 %.

2.

La salinidad del agua producida debe ser igual a la salinidad del agua de formación. Si se realizó un tratamiento con ácido el PH debe ser igual a 7.

3. 4.

El volumen que haya producido el pozo debe ser de 5 a 10 veces el volumen del pozo.

Cuando se hayan cumplido los anteriores criterios, concluye el periodo de limpieza, sin embargo si el tiempo en que se limpió el pozo fue menor de 12 hrs., se debe dejar fluir un 50% adicional.

Producción Normal.-Una vez que termina el periodo de limpieza se recomienda

dejar fluir al pozo a través del estrangulador por el cual va a producir o con uno que permita registrar la presión de fondo fluyendo, hasta que se estabilice. Para la medición de la misma y del gasto se emplea un separador cercano a la boca del pozo o un medidor de fondo para evitar errores por condiciones de la línea de descarga. ________________________________________________________________________________ 26 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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Reducción Paulatina de la Producción.-Después del paso anterior, es

necesario que el pozo fluya sucesivamente a través de varios estranguladores de diámetro cada vez más reducido, midiendo su producción y registrando su presión de fondo, permitiendo que las condiciones de producción se estabilicen para cada estrangulador.

Esta reducción paulatina de la producción es necesaria, debido a que en el yacimiento, la presión disminuye en la vecindad del pozo al fluir el mismo, llegando a caer por abajo de la presión de saturación, lo que ocasiona la liberación de gas y hace variar la composición de la fase líquida en pozo. Con la disminución del diámetro del estrangulador el abatimiento de presión en el fondo del pozo es menor, lo cual origina que la cantidad de gas libre disminuya y la composición del aceite sea cada vez más cercana a la del aceite en el yacimiento. La selección de los estranguladores sucesivos será de tal manera que en cada cambio la producción se reduzca 30% ò 50% y el más pequeño a través del cual pueda obtenerse un flujo estable. La disminución de la RGA en la producción será indicativa de que el pozo ha sido acondicionado adecuadamente.

Variación de la Relación Gas Aceite.-Esta variación se presenta cuando se

reduce el diámetro del estrangulador y la caída de presión dentro del yacimiento se hace más pequeña hasta que el valor de la RGA prácticamente no cambie al fluir en los últimos dos o tres estranguladores. Una vez concluida ésta última etapa del acondicionamiento, el pozo deberá cerrarse, preferentemente hasta que se estabilice la presión de fondo cerrado, con lo cual se logrará que el aceite dentro del pozo tenga una composición prácticamente igual a la del yacimiento. Si al reducir el diámetro de los estranguladores la RGA aumenta en lugar de disminuir, es indicativo de que el intervalo esta disparado en el casquete del yacimiento y no será posible efectuar el muestreo a menos que se aísle el intervalo y se abra otro.

II.10.3.-Obtención de la Muestra de Fondo Para la toma de muestra se utiliza el muestrero WOFFORD con cabeza de golpe o con mecanismo de reloj para el cierre de las válvulas del mismo, este tipo de muestreros se baja con equipo de línea y el procedimiento es el siguiente:

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1.

Se introduce en el lubricador y se conecta este al preventor instalado en el medio árbol.

2.

Se abre lentamente la válvula de sondeo para permitir que se llene de fluido todo el interior de lubricador.

3.

Se espera a que se estabilice la presión, para iniciar la introducción del muestrero al pozo, a una velocidad de 120 m/min como máximo, evitando cambios bruscos que podrían activar el mecanismo de golpe o alterar el funcionamiento del reloj, poniendo especial cuidado de que al llegar a la profundidad de muestreo se reduzca la velocidad para evitar tomar la muestra a una profundidad inadecuada o generar un cierre accidental de las válvulas.

4.

A la profundidad de muestreo, deberá subirse unos 10 ó 20 m y volver a bajar, repitiendo la operación tres veces si se trata de aceite ligero y 10 si se trata de aceite pesado.

5.

Se cierran las válvulas rompiendo el perno de corte por medio de jalones bruscos de la línea de acero si la cabeza es de golpe o esperando que el cierre se haga automático al concluir el tiempo programado del reloj

6.

Una vez tomada la muestra, la velocidad de recuperación del muestrero debe ser moderada hasta el momento en que entra al aparejo de producción y a partir de ahí se puede incrementar la velocidad considerablemente y nuevamente se vuelve a reducir hasta parar totalmente 10 m. abajo de la cabeza del pozo, los cuales se terminan de subir a mano para evitar que el muestrero choque con el lubricador y se rompa la línea de acero.

7.

Cuando el muestrero está en la parte superior del lubricador, se cierra la válvula de sondeo, se descarga la presión del lubricador y se desconecta de medio árbol de válvulas para extraer el muestrero de su interior.

Para verificar que el muestrero se encuentra hermético se recomienda introducir los extremos del muestrero en agua para verificar que no haya manifestación de burbujeó, en caso contrario la muestra deberá desecharse y repetir la toma de la misma. Se recomienda tomar de tres a cuatro muestras de fluidos con la finalidad de que se tengan por lo menos dos con características similares.

II.10.4.-Extracción y Traspaso de la Muestra. Para extraer el fluido del muestrero se requiere el siguiente equipo: 9 Una bomba de desplazamiento de mercurio ________________________________________________________________________________ 28 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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9 9 9 9 9 9

Un recipiente de Mercurio Un manómetro Una cabeza de traspaso Una línea flexible de acero inoxidable de 1/8" Seis válvulas de acero inoxidable para alta presión Una botella de traslado

El procedimiento inicia con: 1. La instalación de la cabeza de traspaso en la válvula inferior del muestrero. 2. Se instala la línea de 1/8" de la bomba de mercurio a la cabeza de traspaso. 3. Se purga el aire del sistema con mercurio. 4. Se inicia a inyectar mercurio al sistema con volúmenes de 1 cm3, registrando el volumen de mercurio consumido contra presión registrada 5. Abrir el muestrero continuando la inyección de mercurio hasta donde se observa un quiebre de la curva, este indicará la presión de saturación de la muestra, a partir de la cual para cada cm3 de mercurio inyectado los incrementos de presión serán grandes. 6. Se traspasar la muestra del muestrero a una botella de traslado, el cual se efectúa siguiendo cualquiera de dos procedimientos principales, uno llamado Traspaso Forzado, aplicado en la Región Sur, y el segundo denominado Traspaso por Gravedad.

Traspaso Forzado.-Para efectuar el traspaso se recomienda el siguiente

procedimiento: 1.

Llenar la botella de traslado con mercurio y represionarla con una presión de 70 kg/cm² arriba de la presión de saturación.

2.

Se cierran las válvulas 2, 4 y 5, se coloca el muestrero ligeramente inclinado formando un ángulo de 15° a 20° con respecto a la vertical, la cabeza de traspaso debe estar en la parte superior y con la válvula 4 hacia abajo

3.

Se fija la botella de traspaso en posición vertical con una diferencia de nivel de 0.6 a 1.2 m arriba de la cabeza del muestrero.

4.

Se instala una línea entre las válvulas, se llenan las líneas de mercurio para purgar el aire probando por partes cada sección entre válvulas

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5.

Se abre la válvula 4 y se inicia a inyectar mercurio al interior del muestrero hasta alcanzar la presión con que se va a desplazar la muestra, aproximadamente 70 kg/cm² superior a la presión de saturación para lograr que la muestra se mantenga en fase líquida.

6.

Se abre la válvula 5 y se vuelve a llevar la presión del sistema hasta el valor de la presión de traspaso.

7.

Se procede a efectuar el traspaso forzado que consiste en sacar mercurio de la botella abriendo ligeramente la válvula 7 e inyectando simultáneamente mercurio al muestrero, manteniendo la presión de traspaso y recuperando el mercurio de la botella de traspaso a través de la válvula 7 a un recipiente graduado. El procedimiento concluye cuando se hayan inyectado 670 cm3 ya que en este momento se tendrá la seguridad de que se ha traspasado toda la muestra que tiene un volumen máximo de 650 cm3.

II.10.5.-Muestreo de Fondo para Recuperar Sólidos. Este tipo de muestreo generalmente se efectúa en pozos que se encuentran en operación y son la primera medida que se toma para determinar las causas que provocan fuertes reducciones en la producción del pozo hasta que llega a ser totalmente nula. Los problemas de abatimiento en la producción son consecuencia de la acumulación de asfáltenos y parafinas, la incrustación de sales, carbonatos y en casos muy severos formación proveniente de roturas en tuberías de revestimiento. Esta técnica es muy rápida y confiable, se efectúa con la línea de acero y nos permite decidir en forma acertada las acciones a seguir en la solución de un problema de esta naturaleza. El equipo utilizado para efectuar este muestreo consiste de un barril metálico marca CAMCO ( el mas utilizado), el cual esta dispone en dos tamaños de diámetro exterior 1 5/8" máximo ó de 1 1/4" mínimo, dispone interiormente de una canica que actúa como check para retener en su interior la muestra una vez que ha sido recuperada. Esta herramienta trabaja conjuntamente con la acción de una operadora de golpe (tijera o martillo), requieren de cinco a seis golpes que se apliquen sobre la resistencia de sólidos para llenar el interior del barril y posteriormente si es necesario para recuperarlo en caso de atraparse en los sólidos. Normalmente las muestras recuperadas en superficie son pequeñas, pero su volumen es suficiente para efectuar el análisis y determinar la naturaleza y ________________________________________________________________________________ 30 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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preparar sistemas de fluidos y solventes para lograr su remoción en forma eficiente. La figura No. II.12, presenta un dibujo ilustrativo de esta herramienta.

Figura No. II.11.- Muestrero de fondo Camco para recuperación de muestras sólidas

II.10.6.- Muestreo de Fluidos a Boca de Pozo. Esta técnica se realiza con dos propósitos, el primero para definir el intervalo en forma rápida cuando se han logrado las condiciones de limpieza y de estabilización de su producción. El segundo es para efectuar análisis PVT, cuando el yacimientos contiene gas y condensado o aceite volátil, ya que las muestras que se obtienen de ellos no son representativas de los fluidos que contiene el yacimiento, debido a la gran variación composicional que sufren cuando cambian sus condiciones de presión y temperatura. Las muestras de aceite y gas tomadas del separador más próximo a la boca del pozo se comprimen para simular su comportamiento desde sus condiciones originales hasta las condiciones de separación en superficie. Para efectuar análisis físicos, las muestras se obtienen directamente de una línea alterna a la línea de quema, ya que mientras el pozo se encuentra en etapa de limpieza, los productos deben ser quemados. En el extremo de la línea alterna se coloca un recipiente limpio y grande, tal como una cubeta de 20 lts. de capacidad, para captar el volumen de muestra líquida necesaria para efectuar los análisis ( 1 a 3 lts.). Es conveniente realizar un análisis del gas que produce el pozo para determinar si contiene gases tóxicos o ________________________________________________________________________________ 31 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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venenosos como el H2S, con la finalidad de proteger al personal que recuperará la muestra con el equipo de protección necesario. Una vez obtenida la muestra en el recipiente, esta se agita, y se coloca en recipientes limpios y transparentes de 1 lt. de capacidad para apreciar en forma visual la separación de los componentes líquidos y sólidos, así como el color de los mismos. La recuperación de las muestras se recomienda hacerlas cada hora llevando un registro de la fecha y hora en que se tomó, presión en la cabeza del pozo y diámetro del estrangulador. El muestreo se suspende cuando dejen de salir sedimentos y agua, o cuando los porcentajes de los mismos ya no varíen y la presión en la cabeza del pozo se ha estabilizado. La recuperación de las muestras en superficie para el análisis PVT, es más complicado, por tal motivo es realizado por el personal encargado del laboratorio de yacimientos, el cual se encarga de preparar las botellas metálicas para alta presión en donde recuperarán por separado las muestras de gas y de aceite directamente del separador más cercano a la boca del pozo a las condiciones de separación en superficie (presión y temperatura), a través de un sistema cerrado compuesto de válvulas de aguja y líneas de acero inoxidable de 1/8". Este procedimiento generalmente es lento llevándose de 1 a 2 horas por cada muestra que se recupera, como mínimo se recomiendan 3 de cada fase. Antes de recuperar las muestras, las líneas y válvulas se purgan y se saturan de fluidos, mientras que las botellas se preparan en el laboratorio al vacío para recuperar las muestras. La recuperación de las muestras de gas para determinar el contenido de gases tóxicos se realiza directamente en el equipo para su medición y análisis, por lo que este se detallará en el tema de análisis de muestras.

II.10.7.-Guía operativa para el Muestreo de Fluidos en el Fondo 1. Abra el pozo inmediatamente después de haber sido disparado o efectuado una inducción para permitirle que descargue los fluidos que contiene y fluya. 2. Si el pozo fluye, pasar al punto 14 de este procedimiento. 3. Si el pozo no fluye, observarlo abierto al quemador durante 8 hrs para que la formación aporte fluidos al pozo. 4. Durante las 8 hrs de observación del pozo se preparan botellas, de 1 lt. de capacidad, limpias y de ser posible transparentes y un ________________________________________________________________________________ 32 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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recipiente mayor capacidad, limpio y seco para captar la muestra directamente del muestrero de fondo. 5. Cierre pozo e instalar la Unidad de Línea de Acero (ULA) 6. Calibre pozo con el máximo diámetro permisible de acuerdo con el estado mecánico del pozo. 7. Con amerada y ULA tomar registro de gradientes hasta el nivel medio de los disparos y la temperatura del fondo del pozo. 8. El Personal de Servicio a Pozos, debe interpretar la carta metálica para determinar el nivel de fluidos líquidos en el pozo y la temperatura de fondo de acuerdo a los termómetros colocados en la amerada. 9. Prepare el muestrero de fondo WOFFORD. 10. Baje el muestrero el número de veces que sea necesario para recuperar las muestras que se programaron previamente. 11. Cada muestra tomada se recupera en el recipiente contenedor grande y de este se pasa a cada botella preparada para recibirlos. 12. Si se han obtenido las muestras programadas, se entregan estas al químico del pozo o al analista de producción para efectuarle sus análisis necesarios. 13. Si se concluyó el muestreo, desmantele la ULA 14. Si el pozo fluye y se requieren muestras para análisis PVT, dejarlo hasta que se limpie y se estabilice su presión por diferentes estranguladores 15. Después que el pozo se estabilizó, se reduce paulatinamente el diámetro del estrangulador por donde fluye el pozo hasta que se estabilice la RGA producida. 16. Cierre el pozo y tomar registro de presiones de fondo hasta que se estabilice la presión de fondo cerrado. 17. El Personal de Servicio a, interpretará el registro de gradientes para determinar las contactos aceite-sólidos y el contacto agua-aceite y la profundidad a donde se va a tomar la muestra. 18. Prepare el muestrero de fondo WOFFORD y el equipo con el que se va a traspasar las muestra.

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19. Introduzca el muestrero dentro del lubricador, conectar éste y abrir la válvula de sondeo lentamente para llenar el interior de lubricador hasta alcanzar la presión en cabeza con el pozo cerrado. 20. Baje el muestrero al fondo donde se va a recuperar la muestra, no excediendo la velocidad máxima de 120 m/min, y antes de efectuar el cierre de las válvulas, se sube el muestrero lentamente unos 10 ò 20 m y se vuelve a bajar a la profundidad programada, repitiendo esto unas 3 veces cuando el pozo contiene aceites ligero, 5 si se trata de aceite normal y 10 veces si se trata de aceites pesados. 21. Desconecte el lubricador, y recupere el muestrero de su interior y Verifique la hermeticidad del muestrero introduciendo sus extremos en agua para verificar que no haya burbujeó. 22. Si el muestrero está hermético pasar al punto 24 del procedimiento. 23. Si está hermético el muestrero, desechar la muestra, reacondicionar nuevamente el muestrero y regresar al punto 19 del procedimiento. 24. Traspase la muestra del muestrero WOFFORD a la botella de traslado, con el auxilio del personal y el equipo de la ULA y del laboratorio de yacimientos. 25. Si se recuperaron 3 muestras a la misma profundidad, desmantele la ULA 26. Entregue las muestras a yacimientos para que efectúen los análisis PVT. 27. Termina el procedimiento de recuperación de muestras de fondo. Elabore un reporte de las muestras tomadas.

II.10 8.-Guía operativa para Recuperar Muestras de Fluidos a) Para efectuar Análisis Físicos. 1. Instale la toma de gas en el medio árbol de válvulas con línea de acero inoxidable de 1/8". 2. Determine la Concentración de H2S en el gas producido. 3. Si la concentración de H2S es peligrosa, disponer del equipo de protección necesario para trabajar en condiciones peligrosas.

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4. Instruya al personal sobre el uso adecuado del equipo de protección y sobre el manejo de los fluidos. 5. Instale una línea para recuperar las muestras en una posición tal que los vientos favorezcan la disipación del gas sin poner en riesgo al personal que toma las muestras 6. Instale el equipo de protección contra-incendio cerca de la toma de las muestras 7. Prepare botellas limpias y transparentes de 1 lt. de capacidad para depositar las muestras 8. Disponga de un recipiente limpio de regular capacidad para la capitación de las muestras (cubeta de 18 lts.). 9. Disponga de un depósitos para recolectar muestras que se van analizando y desechando (tanques cerrados de 200 lts). 10. Lleve el control del muestreo en una libreta donde se anote fecha, hora, presión y estrangulador, por donde está fluyendo el pozo, al momento de recuperar la muestra. 11. Cada vez que se va a recuperar una muestra, abrir el paso a los fluidos dejándolos que fluyan hasta que se considere que se desalojaron todos los remanentes de la muestra anterior. 12. Cada vez que se recupere una muestra, esta debe ser de 3 lts aproximadamente 13. Agitar y homogeneizar perfectamente la muestra para posteriormente llenar 2 botellas de a litro 14. Entregar una muestra al químico del pozo para que efectuar los análisis físicos y la otro queda en observación para comparar con otras muestras tomadas antes y después, la variación del contenido agua y sólidos con el tiempo durante la limpieza y estabilización del pozo. 15. Elabore un repote de la cantidad de muestras tomadas, anotando la fecha, hora y estrangulador por el cual estaba fluyendo el pozo. b) Procedimiento para Recuperar Muestras para Análisis "PVT" 1. Se debe esperar a que el pozo esté estabilizado y limpio fluyendo al separador de producción más cercano al pozo, de ser posible contar con un separador portátil cerca de la cabeza del pozo.

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2. Se instala un arreglo de válvulas de aguja de 1/2" y líneas de 1/8" de acero inoxidable a las salidas del separador de producción por donde se van a obtener las muestras 3. Se preparan botellas de acero inoxidable para alta presión tipo bala para recibir las muestras, las que se llenaran con gas deben estar totalmente purgadas al vacío y las que recibirán aceite deben purgar todo el aire con agua y quedar llenas con este líquido 4. Se purga el sistema de líneas y válvulas para desalojar el aire y dejarlo lleno de aceite o gas, según sea la muestra que se va a recuperar. 5. Se instala la botella en forma vertical al sistema de válvulas y líneas 6. Para recuperar las muestras de gas se conecta la toma de la muestra en la válvula superior de la botella, se abre la válvula de la toma y posteriormente la válvula de la botella, para posteriormente cerrar las válvulas en el siguiente orden, primero la del separador, después la de la botella y por último la de la toma. 7. El procedimiento se repite hasta recuperar un mínimo de 3 muestras, registrando en cada una de ellas la presión y la temperatura en la cabeza del pozo, diámetro del estrangulador por el cual está fluyendo, la presión y temperatura de separación y si se está registrando el pozo, la presión y temperatura del fondo del pozo. 8. Comprobar la hermeticidad de las botellas introduciendolas en agua para verificar que no tienen fugas. 9. Para recuperar las muestras de aceite se instalan las botellas verticalmente y la toma de los fluidos por su válvula inferior 10. Abrir la válvula superior de la botella 100%, se abre la válvula de la toma de fluidos y finalmente la válvula inferior, que permitirá la entrada de aceite, al mismo tiempo que se desaloja el agua del interior de la botella 100%, dejando salir un poco de aceite para asegurar que queda únicamente en el interior de la botella. Una vez concluido el llenado se cierran las válvulas en el siguiente orden, la válvula del separador, la válvula inferior de la botella, la válvula superior y por último la válvula inferior de la botella. 11. Se desconecta la botella y se comprueba la hermeticidad de la misma 12. Se repite el procedimiento hasta haber recuperado un mínimo de 3 muestras en buenas condiciones, registrando los mismos datos mencionados en el punto 7 del procedimiento. ________________________________________________________________________________ 36 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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13. Se descargan los fluidos del sistema de líneas y válvulas y se desconecta del separador de producción 14. Se entregan las muestras al personal de yacimientos y concluye el muestreo.

II.10.9.-Guía operativa para Recuperar Muestras de Sólidos 1. Verifique el estado actual del pozo ( para definir las condiciones de flujo ) y definir el rango de trabajo del equipo de control a utilizar de acuerdo a la máxima presión de cabeza esperada 2. Determine el diámetro interior mínimo del aparejo de producción y el Drift. 3. Instale el equipo de control para efectuar la operación ( Lubricadores y preventores ) 4. Pruebe el equipo de control ( Con unidad de prueba o con unidad de alta presión ), con una presión del 20% arriba de la presión máxima esperada 5. Calibre el pozo con un sello de diámetro exterior igual o menor al drift del aparejo de producción para detectar la cima del tapón de sedimentos formado o de la acumulación asfáltenos y parafinas precipitados, tome una impresión y defina el tipo de resistencia. 6. Efectúe una primera corrida con el barril muestrero para checar nuevamente la cima de la acumulación de sólidos, una vez confirmada operar el barril muestrero con golpes ( 5 a 6 golpes máximo ), sobre la resistencia para obligar a los sólidos a entrar en el barril. 7. Saque el barril muestrero y si la recuperación fue exitoso, tome una segunda muestra para efecto de análisis. 8. Si la operación resultó infructuosa, correr un calibrador de menor diámetro para definir si realmente la resistencia es por acumulación de sólidos o es por algún problema mecánico en el aparejo de producción. 9. Una vez definido el problema o recuperadas las muestras, cierre el pozo y desmantele el equipo de control 10. Elabore el reporte, anotando la fecha y la profundidad a la que fueron recuperadas las muestras. ________________________________________________________________________________ 37 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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II.11.- Identificación de danos potencial a la formación. El análisis de muestras es una herramienta de gran importancia en la identificación del daño a la formación y en la selección del fluido de tratamiento. Existen varios tipos de análisis que se puede efectuar a una muestra de fluido de un pozo. Los más comúnmente son: 1. 2. 3. 4.

El análisis de campo. Análisis fisicoquímico o Stiff. Análisis PVT Análisis cromatográfico.

II.11.1.- Análisis físico o de campo. El análisis físico o de campo que se realiza en una muestra de fluido, tiene como objetivo la determinación del porcentaje de aceite, agua, sólidos, salinidad en partes por millón, asfáltenos y parafinas. La determinación de los cuatro primeros datos es simple, sin embargo la obtención de los asfáltenos y las parafinas, los cuales engloban un gran número de compuestos químicos, es más complicado y para determinarlos es necesario el empleo de un análisis más completo a nivel de laboratorio. Por lo tanto, la obtención de asfáltenos y parafinas a nivel de campo, es una aproximación de lo real, ya que únicamente estaremos obteniendo sus componentes más pesados, sin embargo son válidas para propósitos operativos. Aunque el procedimiento de obtención es más tedioso, su aplicación a nivel de campo es factible ya que el equipo y material empleado en la determinación del aceite, agua, sólidos y salinidad del agua de una muestra es de fácil manejo, mismo que a continuación se enlista: 1. Perillas graduadas de 100 y 150 ml. 2. Centrifuga (eléctrica ó mecánica ). 3. Pipetas graduadas de 1, 5 y 10 ml. 4. Vasos de precipitado de 25, 50 y 100 ml. 5. Matráz Erlen-Meyer de 50, 100 y 250 ml. 6. Papel indicador de " PH" o peachímetro digital. 7. Balanza, densímetro o hidrómetro. 8. Nitrato de plata (AgNO3 ) , en solución estándar de 0.5N a 0.1N. 9. Cromato de potasio ( K2CrO4 ), en solución neutral al 5 %. 10. Ácido nítrico ( HNO3 ), en solución diluida al 10 %. 11. Bicarbonato de sodio ( NaHCO3 ), en solución diluida al 5 %. 12. Agua destilada, gasolina y equipo de protección.

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II.11.2.- Determinación del contenido de aceite, agua y sólidos. 1. Recupere la muestra por los métodos ya descritos, dependiendo de las condiciones del pozo. 2. Si la muestra fue recuperada en un recipiente grande, agítela vigorosamente para homogeneizar sus componentes. 3. Deposite en una perilla graduada 100 ml de la muestra recuperada. 4. Coloque la perilla con la muestra en el centrifugador. 5. En otra perilla deposite 100 ml de un fluido cuya densidad sea aproximadamente igual a la densidad de la muestra en el centrifugador. 6. Centrifugue la muestra hasta que se observe claramente la separación de los sólidos y líquidos. 7. Lea directamente de la perilla los centímetros cúbicos ocupados por cada componente y reportarlos en porcentajes. 8. Elabore el reporte, anotando claramente los resultados obtenidos

II.11.3.-Determinación de cloruros (salinidad). 1. Recupere la muestra por los métodos ya descritos, dependiendo de las condiciones del pozo. 2. Si la muestra se recupero en un recipiente grande, agítela vigorosamente y deposite 100 ml en una perilla graduada. 3. Centrifugue la muestra para provocar la separación de sus componentes y recupere con una pipeta 10 ml de agua de la muestra y deposítela en un matráz de 250 ml. 4. Agregue aproximadamente 15 ml de agua destilada al matráz. 5. Mida el PH a la solución del matráz, el cuál deberá ser de 7. 6. Si el PH es diferente de 7 (neutro ), ajústelo con bicarbonato de sodio si el valor es menor y con ácido nítrico si es mayor. 7. Agregue al matráz 0.5 ml del indicador cromato de potasio y observe la coloración amarilla adquirida por la muestra. 8. Efectúe la titilación con nitrato de plata, agregando el mismo gota a gota, hasta que se observe el cambio de color de amarillo a rosa. 9. Efectúe el cálculo para determinar los miligramos por litro de cloruros contenidos en la muestra con la ecuación II.1. 10. Elabore el reporte, anotando claramente los resultados obtenidos

(II.1) Donde N es la normalidad del nitrato de plata en ppm. ________________________________________________________________________________ 39 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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II.11.4.-Determinación del contenido de Parafinas y asfáltenos. Por ejemplo, para obtener los asfáltenos de una muestra de aceite crudo ( 10 ml ), se agregan 90 ml de pentano reactivo, centrifugamos, decantamos el pentano y los sólidos insolubles ( residuales ) es la cantidad de asfáltenos que contiene ese aceite, el cual se expresará en porciento. La obtención de parafinas se realiza en dos etapas, primero se obtienen las de bajo peso molecular, las cuales son solubles en acetona y se precipitan a temperatura ambiente (32° C), posteriormente se obtienen las de alto peso molecular, que son solubles en pentano reactivo y el total de parafinas será la suma de estos dos porcentajes. Equipo y material empleado para la determinación de asfáltenos y parafinas: 1. Centrifuga (eléctrica ó mecánica). 2. Tubos de centrifugado de 50, 100, 150 y 200 ml . 3. Botellas de polietileno con tapa de 125 ml. 4. Matráz Erlen-Mayer de 50, 100, 150 y 250 ml. 5. Acetona libre de agua. 6. Pentano grado reactivo. 7. Tolueno grado reactivo. 8. Horno para 100° C 9. Desecador. 10. Baño eléctrico. 11. Balanza eléctrica de bajo rango ( de 0 a 500 gr ). 12. Pinzas y equipo de protección.

II.11.5.-Procedimiento para la Determinación de Asfáltenos. 1. Recupere la muestra por los métodos ya descritos, dependiendo de las condiciones del pozo. 2. En una perilla graduada de 100 ml deposite 90 ml de pentano. 3. Mida 10 gr de aceite crudo (muestra), péselos, agréguelos a la perilla que contiene el pentano y agite vigorosamente. 4. Centrifugue a 2000 r.p.m. durante 5 min. 5. Decante la solución y descartarla. 6. Agregue más pentano a la perilla y agite hasta suspender el precipitado insoluble. 7. Centrifugue y decante la solución y repita los pasos 5 y 6 hasta que las extracciones de pentano sean claras. 8. Seque la perilla al aire para evaporar el pentano. 9. Coloque la perilla en un horno a 80° C por 30 min. 10. Saque la perilla, enfríela y pésela con los residuos existentes. 11. Calcule el porcentaje de asfáltenos en peso, con la ecuación II.2. ________________________________________________________________________________ 40 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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12. Elabore el reporte, anotando claramente los resultados obtenidos

(II.2) Donde: A.-Es el peso de la perilla más el residuo. B.-Es el peso inicial de la perilla. C.-Es el peso de la muestra de petróleo.

II.11.6.-Procedimiento para la Determinación de Parafinas. 1. Recupere la muestra por los métodos ya descritos, dependiendo de las condiciones del pozo. 2. En una botella de polietileno, de 125 ml, deposite 5 gr de aceite crudo (muestra previamente pesado) . 3. Agregue 80 ml de acetona libre de agua, tape la botella y agite vigorosamente. 4. Pese una perilla graduada de 100 ml y transfiera la solución de acetona 5. Coloque la perilla en un baño de acetona-hielo más cloruro de sodio, durante 5 min, para precipitar las parafinas de bajo peso molecular. 6. Saque la perilla, centrifugue y descarte la acetona. Repita este paso hasta que las extracciones de acetona luzcan claras. 7. Seque la perilla en un horno a 80° C, durante 10 min. 8. Enfríe la perilla en el desecador por 5 min. 9. Pese la perilla con los residuos y la diferencia de este peso con el obtenido en el paso 1, será igual al porciento de parafinas de bajo peso molecular. 10. Posteriormente añada 50 ml de pentano a la botella de polietileno y agite vigorosamente. 11. Permita que los sólidos se precipiten y de ser necesario centrifugue. 12. Decante la solución y consérvela. Repita este paso hasta que el pentano luzca claro. 13. Combine todas las extracciones de pentano en un matráz previamente pesado. 14. Evapore el pentano usando un baño maría. 15. Pese el matráz con los residuos y la diferencia en peso será el porcentaje de parafinas de alto peso molecular. 16. Calcule el porcentaje total en peso de las parafinas, con la ecuación No. II.2. 17. Elabore el reporte, anotando claramente los resultados obtenidos ________________________________________________________________________________ 41 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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(II.3) Donde: A. Es el peso de las parafinas de " bajo peso molecular”. B. Es el peso de las parafinas de " alto peso molecular”. C. Es el peso de la muestra de petróleo. Nota 1.- Es importante tomar las precauciones necesarias en el manejo del pentano, por ser un fluido altamente flamable. Este procedimiento lo debe de realizar el químico del pozo.

II.11.7.-Determinación del Ácido Sulfhídrico (H2S) Otro tipo de análisis que se efectúa en el campo (pozo), es la determinación del ácido sulfhídrico " H2S ", para esto se utiliza el método volumétrico y el instrumental. En ambos métodos, los procedimientos son de fácil manejo, equipo y material utilizado en la determinación del ácido sulfúrico 1. Una válvula de aguja de 1/ 2 pg (rosca NPT). 2. Tubería flexible de acero inoxidable de 1/8 pg ( de 2 a 3 mt ) 3. Botellas de polietileno de 200 ml. 4. Bureta Tutwiler. 5. Almidón soluble. 6. Iodo en solución estándar al 0.01 N (Solución indicador). 7. Tiosulfato de sodio al 0.01 N (Solución indicador). 8. Vasos de precipitado de 500 y 1000 ml. 9. Detector " GASTEC " 10. Tubos detectores ( o ampolletas ) de diferente rango. 11. Agua destilada. 12. Equipo de protección.

II.11.7.-Procedimiento de campo "Método volumétrico". 1. Tome 250 ml del agua por analizar en un frasco con tapón esmerilado. 2. Agregue 10 ml de Iodo (solución indicador al 0.01 N), agite vigorosamente y espere 10 min. 3. Titule la solución con triosulfato de sodio al 0.01 N, hasta que observe un color ligeramente amarillo. ________________________________________________________________________________ 42 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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4. Agregue 1 ml de almidón en solución al 0.01 N y observe la coloración azul intenso adquirida. 5. Continúe agregando la solución de almidón hasta que el color azul desaparezca. 6. Calcule las partes por millón del ácido sulfúrico contenido en el agua, con la ecuación No. II.4. 7. Elabore el reporte, anotando claramente los resultados obtenidos

(II.4) Donde: I.-Es el iodo gastado T.- Es el tiosulfato gastado

II.11.8.-Guía operativa para determinar el Ácido Sulfhídrico en un gas 1. Seleccione el lugar más adecuado para recuperar la muestra de gas, el cual puede ser, el orificio del porta estrangulador del medio árbol de válvulas, la línea de descarga o en el separador portátil si se tiene. 2. Instale la válvula de 1/2 pg (tipo aguja), la tubería flexible de 1/8 pg y la bureta tutwiler (ver figura). 3. Conecte el vaso de precipitado que contiene el almidón, con la parte inferior de la bureta (con una manguera flexible). Abra las válvulas de la bureta y depositar en el bulbo inferior 500 ml de almidón, con esto se elimina el aire del bulbo. 4. Cierre la válvula que comunica al bulbo superior y deposite en el mismo 10 ml de iodo. 5. Conecte la manguera flexible a la bureta y abra la válvula inferior y superior de la misma, abra lentamente la válvula de 1/2" permitiendo el paso de gas y el desplazamiento del almidón hasta la marca de 100 ml. Cierre el paso del gas y las válvulas de la bureta. 6. Proceda a la titulación de la muestra, agregando el iodo gota a gota hasta que se observe un cambio de color, de blanco a azul rey. Se recomienda agitar la bureta al estar agregando el iodo. 7. Calcular las ppm de H2S utilizando la ecuación No. II.5. 8. Elabore el reporte, anotando claramente los resultados obtenidos % mol de H2S = Vi x N x Ft x 10

(II.5)

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Donde: Vi N Ft

Es el volumen de iodo gastado en la titilación. Es la normalidad del iodo. Es un factor de corrección por temperatura se encuentra en tablas.

Nota.1.- Este procedimiento se deberá repetir tres o cuatro veces y se tomara el valor que mas se repita. Nota 2.- Si existe dificultad para recuperar la muestra de gas por presencia de aceite, se utilizara un matráz de separación entre la válvula de 1/2 y la bureta ( para separar el gas ).

II.11.9.-Método Instrumental para Determinar el H2S (GAS TEC). 1. Seleccione un punto óptimo y seguro para recuperar la muestra e instale la válvula de 1/2 pg y la línea de tubería flexible de 1/8 pg (de 2 a 3 m según se requiera), de acuerdo con la figura No. II.12 2. En una botella de polietileno de aproximadamente 200 ml introduzca el extremo de la tubería flexible y abra lentamente la válvula de 1/2 pg durante 30 ò 60 seg., según se requiera, para crear una cámara de gas. 3. Rompa los extremos del tubo detector o ampolleta. 4. Instale el tubo detector en el receptáculo engomado de la bomba, cuidando que la flecha marcada en el tubo apunte hacia la bomba. 5. Dependiendo del rango de medición del tubo detector, realice media, una o dos emboladas con la bomba. 6. Lea directamente el porciento mol de H2S , marcado por el cambio de color, en el tubo detector y aféctelo por el factor de corrección marcado en la tabla. 7. Elabore el reporte correspondiente marcando los valores encontrados. Nota 1.- el tubo detector contiene sulfato de cobre CuSO4, el cual en presencia de H2S reacciona, dando como resultado sulfuro de cobre CuS, ocasionando un cambio en la coloración de azul claro a negro. Nota 2.- si en la recuperación de la muestra de gas, se presenta algún problema , por la presencia de aceite se pueden utilizar recipientes más grandes para poder crear la cámara de gas requerida .

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Figura No. II.12.- Equipo utilizado para determinar el contenido de sulfhidrico. A continuación se presenta una tabla guía para el uso del detector GASTEC.

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II.12.- Análisis STIFF. El objetivo de realizar un análisis físico-químico al agua del pozo, es conocer sus propiedades físicas, (densidad, pH, olor etc.) y químicas ( dureza, salinidad, iones disueltos, etc. ) para determinar su procedencia. Este análisis es de gran importancia, ya que de la información obtenida, podremos saber el grado corrosivo del agua analizada, su tendencia a formar incrustaciones, el tipo y características de estas, además podremos diferenciar fácilmente, si el agua analizada proviene de la formación, pertenece al agua utilizada durante la perforación, terminación ó reparación del pozo. Existen cuatro métodos para efectuar un análisis de agua, siendo el " Método Stiff ", el más conocido y empleado, por su versatilidad y fácil interpretación. Este consiste en obtener los " iones " disueltos en el agua y graficarlos en una hoja logarítmica para facilitar su interpretación, colocando del lado izquierdo los iones positivos y en el derecho los negativos. Posteriormente unir los puntos graficados, obteniendo lo que conocemos como " Diagrama Stiff ". La determinación de los " iones " se puede efectuar utilizando el método volumétrico ó el instrumental. Aquí desarrollaremos el método instrumental, por ser rápido, confiable y de fácil manejo. La unidad de medida de los iones es miligramos por litro y para graficarlos es necesario convertir esas unidades a mili equivalentes por litro, utilizando un factor de conversión. La escala utilizada para graficar los iones es variable para cada Ion, con la finalidad de enfatizar los valores más pequeños y obtener una gráfica clara y de fácil interpretación. Al efectuar un análisis de agua, los parámetros que se obtendrán son los siguientes: 1.- Propiedades físicas: a. Densidad. b. Potencial de hidrógeno. c. Turbidez. d. Olor. 2.- Gases en solución: a. Ácido sulfhídrico. b. Bióxido de carbono. 3.- Sólidos en solución y cálculo iónico. a. Salinidad y (Na y Cl). b. Sílice soluble (Si O2). c. Fierro disuelto (Fe O3). d. Dureza total del agua (CaCO3). e. Alcalinidad a la " F " ( CaCO3 ), ________________________________________________________________________________ 46 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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f. Alcalinidad a la " M " ( CaCO3 ). g. Índice de estabilidad del agua. Una vez determinados estos parámetros, se vaciarán en la hoja de datos, en la que se efectuará la conversión de unidades para los iones obtenidos. Además se realizará la gráfica o diagrama stiff correspondiente. Para la interpretación de este análisis, es necesario auxiliarnos con un patrón de referencia, como sería el análisis de aguas o salmueras conocidas. Lo anterior es de suma importancia, ya que si no realizamos análisis al agua utilizada en la preparación de los fluidos de control, o de lavado, al estar definiendo el intervalo y recuperar agua, se puede presentar la confusión de la procedencia de dicha agua y esto sucede al no tener un patrón de comparación. La figura No. II.13 y 14, se presentan tres diagramas típicos del análisis de agua y la hoja de datos empleada. Después de graficar los valores determinados, se recomienda pintar el polígono resultante para obtener una mejor apreciación del diagrama.

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II.12.1.- Procedimiento para Efectuar el Análisis de Agua. 1. Obtenga la densidad del agua: Para esto utilice la balanza gravimétrica o un densímetro. 2. Determine el potencial hidrógeno ( PH ) : Utilice papel indicador o un peachímetro. 3. Determine la turbidez del agua, la cual se debe, generalmente a la suspensión de arcilla y material orgánico. A. Tome 25 ml del agua por analizar en una probeta. B. En otra probeta coloque 25 ml de agua destilada (desmineralizada), deposítela en la celda del HACH y ajustar el mismo a una longitud de onda de 450 nm. C. Introduzca la muestra por analizar a la celda correspondiente y lea directamente el valor de la turbidez. D. Reporte el valor leído en unidades NTU. 4. Determinación de cloruros: A. Tome 25 ml de muestra de agua en una probeta graduada. B. Agregue una píldora de cromato de potasio como solución indicador y mezcle. Repose la solución por 3 min. , para que se defina el color amarillo, lo que nos indica que existen cloruros. C. Introduzca la probeta en la celda del " HACH ", cierre la tapa, ajuste la longitud de onda del espectrómetro a 530 nm y la perilla de control en cero. D. Lea directamente en el HACH los mg. / lt de cloruros. E. Obtenga los iones de cloro ( Cl ) como se indica a continuación: Cl = total de cloruros X 0.610

(II.6)

F. Calcule los iones de sodio ( Na ): Na = total de cloruros X 0.390

(II.7)

5. Obtenga el ácido sulfhídrico ( H2S ) disuelto en el agua. A. Tome el probador de ácido sulfhídrico y vacíe la muestra de agua hasta la marca indicada. B. Coloque un disco de hidrogeno " sulfide-tester paper " dentro del tapón del probador. C. Introduzca una tableta de " alka-seltzer " dentro de la muestra e instale inmediatamente el tapón del probador.

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D. Después de disolverse la tableta, retire el papel indicador y compárelo con la carta de colores integrada al aparato. Los mg / lt de ácido sulfhídrico disuelto en el agua se obtendrá de la comparación de los colores. Nota.- Esta prueba debe realizarse inmediatamente después de recuperarse la muestra, para evitar el escape de los gases y obtener valores reales. 6

Obtenga el bióxido de carbono (CO2). A. Tome 100 ml de muestra del agua por analizar en una probeta. B. Agregue una cápsula del indicador " fenolftaleina ", adquiriendo un color rosa si la muestra no contiene CO2. C. Coloque un cartucho de solución titulante " hidróxido de sodio 3.636 N " en la bureta. D. Calcule las ppm de C02, dividiendo la lectura obtenida del contador digital entre dos.

7 Obtenga el sílice soluble ( SiO2 ) en el agua. A. En una probeta del HACH poner 1 ml de muestra y 24 ml de agua destilada. B. Adicione 1 ml de " silica-reagent " con gotero de 1 ml. Agite la mezcla, repose durante 10 min y si hay sílice o fosfatos, aparecerá un color amarillo. C. Agregue el contenido de un " citric acid-oxalic acid almohadilla " y mezcle. Repose durante 2 min y cualquier presencia de fosfatos desaparecerá . D. Adicione el contenido de un " aminoácido almohadilla ", mezcle y espere 5 min. La presencia de sílice nos dará una coloración azul. E. En otra probeta deposite 25 ml de agua destilada, colóquela en la celda del HACH y ajuste la longitud de onda del aparato a 700 nm y la perilla del control en cero. F. Introduzca la probeta preparada en el punto ( d ) en la celda correspondiente y lea directamente los mg/lt de sílice solubles. Esta lectura se deberá multiplicar por 25 para obtener el valor real de mg/lt. 8 Determine el contenido total de fierro disuelto en el agua ( FeO3 ). Aunque la mayoría de las aguas naturales tienen menos de 5 ppm de Fe, las aguas que contienen el 0.3 ppm ya pueden causar problemas de incrustación. ________________________________________________________________________________ 51 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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A. En una probeta limpia depositar 25 ml de muestra de agua, mida el PH, el cual deberá oscilar entre 4 y 5 y en caso contrario ajustarlo con hidróxido de amonio. B. Adicione a la muestra una cápsula de " ferro ver iron " y repose durante 3 min. Si aparece un color naranja indicara la presencia de Fe. C. En otra probeta con 25 ml de agua destilada ajustar el aparato, a una longitud de onda de 510 nm y la perilla de control en cero. D. Introduzca la muestra preparada en la celda correspondiente y lea directamente los mg / lt de oxido férrico ( Fe2O3 ). E. Determine los iones de fierro ( Fe+++ ) con la siguiente ecuación: F. mg/lt de F+++ = mg/lt de Fe2O3 X 0.699 9

Obtenga la dureza total del agua ( CaCO3 ) por dilución. Esta dureza nos expresa el contenido de sales de Calcio y Magnesio en el agua. A. En un matráz deposite 50 ml de la muestra. B. Adicione 1 ml de solución estandar de " hidróxido de potasio 8N " y una cápsula de " cal-ver " ( calcio indicador ), obteniéndose una coloración roja. C. Titule con " tritra ver hardness titrant " ( EDTA ) hasta que cambie a un color azul. D. Calcule la dureza del calcio con la siguiente ecuación: E. DCa = ml (EDTA) usado x 20 F. Calcule los iones de Ca++, multiplicando su dureza por el factor de 0.400. G. Adicione al matráz 1 ml de solución de " ácido sulfúrico diluido al 5.25 N ", agite y prosiga la adición de esta solución , hasta que se observe el cambio de coloración de azul a rojo. H. Agregue 1 ml de solución " buffer " y una cápsula del indicador " man ver 2 hardness ". I. Titule la mezcla con la misma solución ( EDTA ), hasta que observe el cambio de color, de rojo a azul. J. Calcule la dureza total ( DT ) en mg/lt. DT = ml gastados de EDTA x 20

Obtenga la dureza del magnesio (DMg). DMg = DT - DCa.

(II.8) (II.9)

________________________________________________________________________________ 52 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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K. Calcule los iones de magnesio (Mg ++), multiplicando dureza por su factor estequiomètrico. Mg++ = DMg x 0.240.

(II.10)

10. Determine la alcalinidad a la " F". Esta alcalinidad nos proporciona los Hidróxidos y la mitad de los Carbonatos disueltos en el agua. A. Tome 100 ml de muestra en una probeta B. Adicione una píldora de " fenolftaleina " a la probeta y observe la coloración rosa adquirida. C. Titule la muestra agregando un cartucho de solución de " ácido sulfúrico al 1.6 N ", hasta que observe el cambio de color de rosa a incoloro. D. Reporte la alcalinidad " F", en mg/lt, tomando la lectura directa del contador digital, previa colocación de la probeta en la celda correspondiente. E. Calcule los iones de los carbonatos: F. iones ( CO3 ) = Alc. a la " F" x 1 G. Obtenga la alcalinidad a la " M ". Esta alcalinidad nos proporciona la cantidad de Bicarbonatos y la mitad de los Carbonatos disueltos en el agua. Para determinar esta alcalinidad, se continua con la misma muestra. H. Agregue a la probeta una cápsula de " indicador de rojo de metilo en verde bromocresol ". I. Titule la mezcla con cápsulas de " ácido sulfúrico al 1.6 N " hasta que observe el cambio de color de azul a verde. J. Reporte la alcalinidad a la " M " en mg/lt, tomando la lectura del contador digital. K. K. Calcule los iones ( HCO3 ) así: ( HCO3 ) = Alc. a la " M " x 1.22.

(II.11)

L. Calcule el ìndice de estabilidad del agua. M. Enliste el resultado de los iones en mg/lt, como se indica en la hoja de cálculo. N. Multiplique el valor de cada ion por su factor correspondiente. O. Efectúe la sumatoria. P. Calcule el valor de µ con la fórmula indicada. Q. Con el valor de µ y la gráfica I, obtenga el valor de " K ". R. Con los valores de Ca y HCO3 y la gráfica II obtenga los valores de pCa y pAlK. S. Efectúe la sumatoria con los valores de K, pCa y pAlK. ________________________________________________________________________________ 53 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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T. Obtenga el índice de estabilidad, restando al valor de PH, la sumatoria obtenida. Interpretación de los resultados: 1. Sí el índice de estabilidad es negativo, el agua analizada es estable con respecto al CaCO3 y tiene tendencia corrosiva. 2. Sí por el contrario el índice es positivo, la tendencia del agua es a formar incrustaciones.

________________________________________________________________________________ 54 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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DETERMINACION DEL INDICE DE ESTABILIDAD

mg / lt

IONES

FACTOR

Na

RESULTADO

µ

0.0217

Ca

0.0500

Mg

0.0820

Fe

0.0355

Cl

0.0139

HCO3

0.0082

SO4

0.0207

CO3

0.0000

=

STD 1000 G.E.

=

1000

DE LA GRAF. I OBT. " K" = DE LA GRAF. II OBT. " pCa " = DE LA GRAF. II OBT. " pAlK " = SUMATORIA =

INDICE DE ESTABILIDAD = PH - SUMAT =

=

G.E. en kg/m 3

GRAFICA I

GRAFICA II HCO3

10

4

4

10

3

Ca

3

62 °C 70 ° C 2 PPM Ca y HCO3

10

2

120 ° C

FACTOR K

10 1

0

0 1

2

3

RESISTENCIA IONICA

4

µ

1

2

3

4

5

pCa Y pAlK

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II.12.2.- Análisis "PVT". Consisten en simular a nivel de laboratorio, el comportamiento a condiciones de yacimiento y superficie, de los fluidos producidos, para predecir la variación de los mismos durante la vida productiva del pozo. Para esto, se simulan varias etapas de producción o abatimientos de presión, partiendo de la presión inicial del yacimiento hasta llegar a la presión atmosférica y a diferentes temperaturas, tomando muestras de gas en cada etapa para conocer su composición mediante la cromatografía. Antes de iniciar el análisis PVT, se debe determinar la representatividad de las muestras recibidas, para lo cual se efectúa una prueba de comportamiento presión- volumen a temperatura ambiente y comparar la presión de saturación obtenida con la reportada en el campo y si son similares, se dice que las muestras son representativas, de lo contrario los resultados obtenidos no serán confiables. El análisis PVT se realiza mediante tres procesos de separación de fases, con lo cual, se obtiene la siguiente información. 9 9 9 9 9 9 9

El factor de volumen de aceite. El factor de volumen del gas. La relación gas disuelto aceite (RGA). El factor de compresibilidad del gas (Z). La densidad del gas y del aceite. La viscosidad del gas y del aceite. La presión de burbuja en cada fase.

Los tres procesos mencionados son los siguientes: 1. 2. 3.

Separación " Flash " o a masa constante. Separación Diferencial, esta puede ser: i. A masa constante ii. A volumen constante. Separación por etapas.

La separación Flash.-Se efectúa para simular las condiciones de vaporización que existen en el yacimiento o en los sistemas de producción, cuando el gas liberado permanece en contacto con su líquido asociado original. Este proceso se lleva a cabo manteniendo constante la masa total de la muestra. La separación Diferencial.- Simula la liberación de gas a condiciones de yacimiento mediante una secuencia de etapas de liberación instantánea, iniciándose estas a la presión original del yacimiento, después de cada decremento se miden los volúmenes de gas y aceite en la celda a condiciones de equilibrio. El gas se extrae al final de cada abatimiento de presión, determinándose su volumen

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a condiciones atmosféricas, y la viscosidad del aceite a condiciones de presión y temperatura de la celda. La separación por etapas.-Es un proceso en el cual la fase gaseosa se remueve de la líquida mediante dos o más separaciones instantáneas, efectuadas cada una de ellas a condiciones de presión y temperatura cada vez menor a la etapa que la precede. Esta separación se realiza con la finalidad de determinar las presiones óptimas de separación, las propiedades del aceite y gas a condiciones de superficie o tanque de separación y la producción esperada de aceite y gas para cada etapa de separación.

II.12.3.- Procedimientos en la separación Flash a Masa Constante. 1.

Cargue la muestra por analizar en una celda PVT para alta presión, manteniendo una presión superior a la presión de saturación o de rocío, según se trate de gas o aceite respectivamente. La figura No. II. 15. P1 > Pb ,

2.

Ty = cte.

Efectúe un decremento de presión en la celda mediante la extracción de mercurio, permitiendo que la muestra se expanda e incremente su volumen sin llegar a la presión de saturación o rocío. Para mantener el equilibrio entre fases se debe mantener la celda en agitación constante. P1 > P2 > Pb,

3.

V1 = Vinicial,

V2 > V1,

Ty = cte.

Repita este proceso hasta que ocurra la aparición de la primera burbuja de gas o la primera gota de rocío, instante en el cual se alcanza la presión de saturación o rocío de la muestra Vb > ... > V3 > V2 > V1, P1 > P2 > P3 > ... > Pb, Ty = cte.

4.

Continúe el proceso de disminuir la presión hasta alcanzar la presión de separación en superficie. Vsup > ... Vb > ... > V1, P1 > ... > Pb > ... > Psup,

5.

Ty = cte.

Este proceso se lleva a cabo manteniendo la cantidad de masa de la muestra constante sin extraer el gas en ninguna de las etapas de separación,

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únicamente se simula la expansión ideal de los fluidos a temperatura de yacimiento. SEPARACION FLASH A MASA CONSTANTE

V inicial

GAS ACEITE

ACEITE

Hg

Hg

ACEITE

ACEITE

Hg

Hg

ACEITE

Hg

EXTRACCION DE MERCURIO

P1 > Pb

P2 > Pb

P3 = Pb Ty = cte.

P4 < Pb

P5 = Psup

Figura No. II.15.- Ejemplificación del proceso de separación flash a más constante.

II.12.4.-Procedimientos en la Separación Diferencial Convencional. 1.

Traspase la muestra a una celda PVT de alta presión, a temperatura de yacimiento y presión de saturación o burbujeó. P1 = Pb,

2.

Ty = cte.

Vo2 < Vo1,

Vg2 > 0,

Ty = cte

Extraiga el gas liberado mediante la inyección de mercurio. Pb > P2 = P3 = cte.,

4.

Vg1 = 0,

Disminuya la presión en la celda mediante la extracción de mercurio, permitiendo con esto que la muestra se expanda e incremente su volumen y libere gas. Ver figura II.16. P2 < Pb,

3.

Vo1 = Vb,

Vo3 = Vo2 < Vo1, Vg3 = 0,

Ty = cte.

Repita los pasos 2 y 3 , hasta que se alcance la presión de superficie.

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Pb > P2 = P3 > ... > Psup, Vo1 > Vo2 > Vo3 > ... > Vosup, Ty = cte

Figura No. II.16.- Ejemplificación del proceso de separación convencional.

II.12.5.-Procedimientos de Ejecución en la Separación por etapas. 1.

Traspase la muestra a una celda PVT de alta

2.

Presión, a temperatura de yacimiento y presión de saturación o burbujeó. P1 = Pb,

3.

Vo1 = Vb, T1 = Ty.

Vg1 = 0,

Disminuya la presión y la temperatura en la celda, mediante la extracción de mercurio y enfriamiento de la celda, hasta alcanzar las condiciones de

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separación previamente establecidas, permitiendo con esto la liberación del gas. Ps1 < Pb,

4.

Vo2 < Vo1, Vg2 >> 0, T2 = Ts1 Efectúe un segundo decremento en las condiciones de presión y temperatura en la celda extrayendo mercurio y enfriando la celda hasta alcanzar las condiciones de la segunda etapa de separación previamente establecidas. PS2 < PS1 < Pb, Vo3 < Vo2 < Vo1, Vg3 >> 0, T3 = Ts2

Este proceso se repite para cada etapa de separación que se quiera simular. Nomenclatura Pb Presión de saturación de la muestra Psup Presión en superficie P1, P2, ... , Pn Presión en cada etapa de separación en la celda PS1, PS2 Presión para cada etapa de separación en superficie en el separador Vb Volumen de la muestra a condiciones de saturación Vgsup Volumen de gas a condiciones de superficie Vg1, Vg2, ... Vgn Volumen de gas para cada etapa de separación en la celda Vosup Volumen de aceite a condiciones de superficie Vo1, Vo2, ...Von Volumen de aceite para cada etapa de separación en la celda Vsup Volumen total de la muestra a condiciones de superficie V1. V2, ... Vn Volumen total de la muestra a cada etapa de separación en la celda Ts1, Ts2 Temperatura para cada etapa de separación en superficie en el separador Ty Temperatura de yacimiento

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II.12.6.-Análisis Cromatográficos. Esta técnica se creó con la finalidad de poder determinar la composición de los gases y su principio fundamental se basa en la capacidad que tienen algunas substancias sólidas para absorber componentes que se encuentran en mezclas de gases. El proceso consiste en hacer pasar una pequeña muestra de gas a través de columnas de destilación compuestas de materiales sólidos de propiedades conocidas, los cuales van reteniendo los diferentes componentes del gas y obtener así los siguientes parámetros, que son expresados en porciento mol: 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9

Nitrógeno. Bióxido de Carbono. Acido sulfhìdrico. Metano. Etano. Propano. Isobutano. Butano normal. Isopentano. Pentano normal. Hexano y mas pesados.

Actualmente la cromatografía se hace a un nivel tecnológico muy avanzado, en el cual el analista tiene como máxima responsabilidad la colocación de la muestra y la programación del aparato. Hace algunos años este análisis era más complicado, debido a que para cada componente que se esperaba destilar había que programar la memoria del cromatógrafo y el resultado se obtenía en forma gráfica con una curva partiendo de la línea base de referencia hasta alcanzar un punto máximo para posteriormente volver a regresar a la línea de referencia. Posteriormente la concentración de cada componente era calculada a partir del área bajo la curva de la gráfica y el resultado se expresaba en % mol respecto al total de la mezcla. En la actualidad los resultados se obtienen en forma directa del cromatógrafo digital, lo que ha hecho de este análisis un trabajo rápido consiste en recuperar la muestra en un matráz tipo balón que tiene una válvula de un solo paso. El Matráz se coloca en la toma de gas del cromatógrafo, se programa éste y se abre la válvula del matráz por unos cuantos segundos para que el gas pase hacia las columnas de destilación del cromatógrafo, se cierra la válvula y se retira el matráz de la toma del aparato, para finalmente esperar que este realice el análisis y arroje los resultados. Este tipo de análisis lo realiza personal del laboratorio de yacimientos debido que el equipo que se requiere es muy especializado.

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III.- REGISTROS DE PRODUCCION DE UN POZO Objetivo: Presentar las utilidad de los registros de producción empleados durante la vida productiva del pozo, para determinar las condiciones del pozo y la selección de pozos candidatos.

Tipo de registros: RG/CCL, CNL, TDT, RST, PLT, Presión, Temperatura, de Gradientes, Muestras de Fondo, de Variación de Presión.

III.1.- Análisis de Registros Hace más de medio siglo se introdujo el Registro Eléctrico de pozos en la Industria Petrolera, desde entonces, se han desarrollado y utilizado, en forma general, muchos más. A medida que la ciencia de los registros de pozos petroleros avanzaba, también lo hace la interpretación y análisis de datos de un conjunto de perfiles, con lo cual se pueden derivar e inferir valores de parámetros tan importantes para la evaluación de un yacimiento como es las saturaciones de hidrocarburos y de agua, la porosidad, la temperatura, el índice de permeabilidad, la litología de la roca de yacimiento, etc. El primer Registro eléctrico se tomo en el año de 1927 en el Noroeste de Francia, era una gráfica única de la resistividad eléctrica de las formaciones rocosas atravesadas por el pozo, se realizaba por estaciones, se hacían mediciones y la resistividad calculada se trazaba manualmente en una gráfica, en 1929 se introdujo comercialmente y se reconoció la utilidad de la medición de la resistividad para propósitos de correlación y para identificar las capas potenciales portadoras de hidrocarburos. En 1931, la medición del potencial espontáneo (SP) se incluyó con la curva de resistividad en el registro eléctrico y así sucesivamente se fueron dando los avances de desarrollo de los diferentes registros eléctricos como el de echados, rayos gamma y neutrones, inducción, doble inducción, sónico de porosidad, de densidad, litodensidad y actualmente otras mediciones de registro incluyen la resonancia magnética nuclear, la espectrometría nuclear (natural e inducida) y numerosos parámetros en agujeros revestidos.

III.2.-Registro en Agujero Descubierto. Casi toda la producción de petróleo y gas en la actualidad se extrae de acumulaciones en los espacios porosos de las rocas del yacimiento, generalmente areniscas, calizas o dolomitas. La cantidad de petróleo o gas contenida en una unidad volumétrica del yacimiento es el producto de su porosidad por la saturación ________________________________________________________________________________ 62 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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de hidrocarburos. Además de la porosidad y de la saturación de hidrocarburos, se requiere el volumen de la formación que contiene hidrocarburos para calcular las reservas totales y determinar si la reserva es comercial. Es necesario conocer el espesor y el área del yacimiento para calcular su volumen. Para evaluar la productividad del yacimiento, es necesario saber con qué facilidad puede fluir el líquido a través del sistema poroso. Esta propiedad de la roca que depende de la manera en que los poros están intercomunicados, es la permeabilidad. Los principales parámetros petrofísicos requeridos para evaluar un depósito son entonces su porosidad, saturación de hidrocarburos, espesor, área y permeabilidad. Además la geometría, la temperatura y la presión del yacimiento, así como la litología pueden desempeñar un papel importante en la evaluación, terminación y producción de un yacimiento.

III.2.1.-Registro de Potencial Espontáneo y de Rayos Gamma La curva de Potencial espontáneo (SP) y el registro de Rayos Gamma naturales (GR) son registros de fenómenos físicos que ocurren naturalmente en las rocas in situ. La curva SP registra el potencial eléctrico producido por la interacción del agua de formación innata, el fluido de perforación conductivo y otras rocas selectivas de iones (lutita) y el registro de GR indica la radioactividad natural de las formaciones. Casi todas las rocas presentan cierta radioactividad natural y la cantidad depende de las concentraciones de potasio, torio y uranio, los registros SP y de GR son bastantes útiles e informativos, entre sus usos se encuentran los siguientes: 9 Diferencia roca potencialmente productoras permeables y porosas (arenisca, caliza, dolomía) de arcillas y lutitas no permeables. 9 Define los límites de las capas y permite la correlación entre las capas. 9 Proporciona una indicación de la arcillosidad de la capa. 9 Ayuda en la identificación de la litología (mineral). 9 En el caso de la curva SP, permite la determinación de la resistividad del agua de formación. 9 En el caso de los Registros GR y NGS (registro de espectrometría de rayos gamma naturales) detecta y evalúa depósitos de minerales radioactivos. 9 En el caso del registro NGS define las concentraciones de potasio, torio y uranio. III.2.1.1.- Registro SP La curva SP es un registro de la diferencia entre el potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la superficie en función de la profundidad, enfrente de lutitas, la Curva SP por lo general, define una línea más o menos recta en el registro, que se llama línea base ________________________________________________________________________________ 63 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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de lutitas, enfrente de formaciones permeables, la curva muestra excursiones con respecto a la línea base de lutitas; en las capas gruesas estas deflexiones tienden a alcanzar una deflexión constante, definiendo así una línea de arena y la deflexión puede ser a la izquierda o a la derecha, dependiendo principalmente de las salinidades relativas del agua de formación y del filtrado de lodo, el registro del SP se mide en milivoltios (mV) y no se puede registrar en pozos llenos con lodos no conductivos, ya que éstos no proporcionan una continuidad eléctrica entre el electrodo del SP y la formación. III.2.1.2.-Registro de RG. El registro de RG es una medición de la radioactividad natural de las formaciones. En las formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el contenido de arcilla de las formaciones porque los elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas. Las formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy bajo de radioactividad, a menos que contaminantes radioactivos como cenizas volcánicas o residuos de granito estén presentes o que las aguas de formación contengan sales radioactivas disueltas. El registro de RG puede ser corrido en pozos entubado lo que lo hace muy útil como una curva de correlación en operaciones de terminación o reparación de pozo. Con frecuencia se usa para complementar el registro del SP y como sustituto para la curva SP en pozos perforados con lodo salado, aire o lodos a base de aceite. En cada caso, es útil para la localización de capas con y sin arcilla y, lo más importante, para la correlación general. Las propiedades de los Rayos Gamma son impulsos de ondas electromagnéticos de alta energía que son emitidos espontáneamente por algunos elementos radioactivos. El isótopo de potasio radioactivo con un peso atómico 40 y los elementos radioactivos de las series del uranio y del torio emiten casi toda la radiación gamma que se encuentra en la tierra, cada uno de estos elementos emite rayos gamma, el número y energía de éstos es distintivo de cada elemento, al pasar a través de la materia, los rayos gamma experimentan colisiones de Compton sucesivas con los átomos del material de la formación y pierden energía en cada colisión. Después de que el rayo gamma ha perdido suficiente energía, un átomo de la formación lo absorbe por medio de efecto fotoeléctrico. Por consiguiente, los rayos gamma naturales se absorben gradualmente y sus energías se degradan (reducen) al pasar a través de la formación. La tasa de absorción varía con la densidad de la formación, dos formaciones que tengan la misma cantidad de material radiactivo por volumen de unidad, pero con diferentes densidades, mostraran diferentes niveles de radioactividad, las formaciones menos densas aparecerán algo más radioactivas.

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III.2.1.3.-Registros de Porosidad La porosidad de las rocas puede obtenerse a partir del registro sónico, el registro de densidad o el registro de neutrones. Todas estas herramientas ven afectada su respuesta por la porosidad, los fluidos y la matriz de la formación. Si los efectos de fluidos y matriz se conocen o se pueden determinar, la respuesta de la herramienta puede relacionarse con la porosidad. Por lo tanto, se conocen con frecuencia como registros de porosidad. Tres técnicas de registro responden a las características de la roca adyacente al agujero. Su profundidad de investigación es de sólo unas cuantas pulgadas y por lo tanto está generalmente dentro de la zona invadida Otras mediciones petrofísicas, como la microresistividad, el magnetismo nuclear o la propagación electromagnética, se utilizan algunas veces para determinar la porosidad. Sin embargo, estas reciben una gran influencia del fluido que satura los poros de las rocas. Por esta razón se discuten aparte. III.2.1.4.-Registros de Densidad. Los registros de densidad se usan principalmente como registros de porosidad, otros usos incluyen identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de gas, determinación de la densidad de hidrocarburos, evaluación de arenas con arcilla y de litologías complejas, determinación de producción de lutitas con contenido de aceite, cálculo de presión de sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas. El principio es una fuente radioactiva, que se aplica a la pared del agujero en un cartucho deslizable, emite a la formación rayos gamma de mediana energía, se puede considerar a estos rayos gamma como partículas de alta velocidad que chocan con los electrones en la formación, con cada choque, los rayos gamma pierden algo de su energía, aunque no toda, la ceden al electrón y continúan con energía disminuida la cual se conoce como efecto Compton y los rayos gamma dispersos que llegan al detector, que está a una distancia fija de la fuente, se cuentan para indicar la densidad de la formación. El número de colisiones en el efecto Compton está directamente relacionado con el número de electrones de la formación, en consecuencia, la respuesta de la herramienta de densidad está determinada esencialmente por la densidad de los electrones (número de electrones por centímetro cúbico) de la formación. La densidad de los electrones está relacionada con el volumen de densidad real, que a su vez depende de la densidad del material de la matriz de la roca, la porosidad de la formación y la densidad de los fluidos que llenan los poros. III.2.1.5.-Registros Neutrón. Los registros neutrón se utilizan principalmente para delinear formaciones porosas y para determinar su porosidad y responden principalmente a la cantidad de ________________________________________________________________________________ 65 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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hidrógeno en la formación, por lo tanto, en formaciones limpias cuyos poros estén saturados con agua o aceite, el registro de neutrones refleja la cantidad de porosidad saturada de fluido. Las zonas de gas con frecuencia pueden identificarse al comparar el registro de neutrones con otro registro de porosidad o con un análisis de muestras. Una combinación del registro de neutrones con uno o más registros de porosidad proporciona valores de porosidad e identificación de litología aun más exactos, incluso una evaluación del contenido de arcilla. El principio es que los neutrones son partículas eléctricamente neutras; cada una tiene una masa idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Una fuente radioactiva en la sonda emite constantemente neutrones de alta energía (rápidos), estos neutrones chocan con los núcleos de los materiales de la formación, lo que podría considerarse como colisiones elásticas, con cada colisión, el neutrón pierde algo de su energía. La cantidad de energía pérdida por colisión, depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón, la mayor pérdida de energía ocurre cuando el neutrón golpea un núcleo con una masa prácticamente igual, es decir un núcleo de hidrógeno. Las colisiones con núcleos pesados no desaceleran mucho al neutrón, por lo tanto la desaceleración de neutrones depende en gran parte de la cantidad de hidrógeno de la formación. Debido a las colisiones sucesivas, en unos cuantos microsegundos los neutrones habrán disminuido su velocidad a velocidades térmicas, correspondientes a energías cercanas a 0.025 eV, entonces, se difunden de forma aleatoria, sin perder más energía, hasta que son capturados por los núcleos de átomo como cloro, hidrógeno o silicio. El núcleo que captura se excita intensamente y emite un rayo gamma de captura de alta energía. Dependiendo del tipo de herramienta de neutrones, un detector en la sonda capta estos rayos gamma de captura o los neutrones mismos. Cuando la concentración de hidrogeno del material que rodea a la fuente de neutrones es alta, la mayoría de éstos son desacelerados y capturados a una distancia corta de la fuente, por el contrario, si hay poca concentración de hidrógeno, los neutrones se alejan de la fuente antes de ser capturados, de acuerdo con esto, la tasa de conteo en el detector aumenta para bajas concentraciones de hidrógeno y viceversa. III.2.1.6.- Registro Decaimiento Termal (TDT). La herramienta consta de un generador de neutrones de alta velocidad, la cual se reduce rápidamente hasta la llamada “velocidad termal” al ser capturados por núcleos de la formación, emitiendo radiaciones gamma que son detectadas por el aparato, durante el tiempo de medición, la cantidad de neutrones termales disminuye exponencialmente. El tiempo requerido para medir la disminución de neutrones termales es constante, correspondiente al tiempo de decaimiento y representa las propiedades de captura de neutrones de la formación. Se gráfica un valor de tiempo de decaimiento que es representativo de la velocidad de decaimiento o perdida de neutrones termales en la formación, el cloro captura una gran cantidad de neutrones y es el elemento predominante en el proceso de ________________________________________________________________________________ 66 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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captura, con lo cual se puede decir que el registro responde al contenido de agua salada en la formación. El registro TDT es la primera herramienta que permite determinar la saturación de agua a través de la T.R.; para obtener valores precisos, se requiere una buena información de la porosidad. Las principales aplicaciones son: 9 Localización de zonas de hidrocarburos en pozos ademados. 9 Control de proyectos de recuperación secundaria, ya que determina la saturación residual. 9 Correlación de profundidades de pozos ademados.

III.3.- Toma de Información La toma de información al inicio y durante la vida productiva del yacimiento es muy importante para conocer la situación real del pozo y la posibilidad de mejorar sus condiciones de explotación, para lo cual se necesita información sobre las características del sistema roca fluido, el estado actual de agotamiento del yacimiento, la eficiencia de terminación del pozo, etc. y así mismo para dar recomendaciones válidas sobre la manera en que un pozo de aceite o gas debe producir, es necesario una compresión clara de los principios que rigen el movimiento de los fluidos desde la formación hasta la superficie. Si se encuentra que el pozo no esta produciendo de acuerdo con su capacidad, se deben investigar las causas, las cuales corresponden a diferentes tipos de problemas, ya sea del yacimiento, de los fluidos, del pozo o del equipo. Para poder determinar lo anterior es muy importante tomar información como son los registros de presión de fondo cerrado y fluyendo, realizar diferentes pruebas de variación de presión como son la de Incremento ó Decremento, de Interferencia, tomar los diferentes registros de producción, etc.

III.3.1.-Registros de presión. Existen registros de presión en donde una buena medición de la presión es parte esencial de las pruebas de variación de presión en pozos. Para obtener mejores resultados, las presiones deben ser medidas cerca de los estratos productores y hay tres tipos básicos de medidores de presión de fondo y son: de cable de línea, registro con instalaciones permanentes y de registro recuperable en la superficie.

III.3.2.-Curvas de variación de presión El objetivo de las pruebas de presión, es obtener información del sistema rocafluido y de los mismos pozos, a partir del análisis de las variaciones de presión. La información que se puede obtener incluye daño, permeabilidad, porosidad, presión media, discontinuidades, etc., la cual es esencial para la explotación eficiente de ________________________________________________________________________________ 67 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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los yacimientos. Las diferentes tipos de pruebas de presión son las siguientes: de Incremento, de Decremento, Prueba de inyectividad, de interferencia y de decremento en pozos inyectores. Las diferentes pruebas de presión se basan en conceptos básicos y suposiciones para el análisis de las mismas pruebas como son: el daño a la formación y el almacenamiento del pozo, el principio de superposición en donde se realiza un desarrollo matemático intenso para llegar a las formulas que se utilizan para el análisis.

III.3.3.-Registros de producción. Los registros de producción son los registros que se pueden tomar después que se ha cementado las tubería de revestimiento, colocado el aparejo de producción y disparado el intervalo productor, es decir, después de la terminación inicial del pozo, estos registros han permitido conocer con más detalle el comportamiento no solo de los pozos, sino también de las formaciones. Por ejemplo alguno de los beneficios que se pueden obtener es evaluación de la eficiencia de la terminación, información detallada sobre las zonas que producen o aceptan fluidos, detección de zonas ladronas, canalización de cemento, perforaciones taponadas, fugas mecánicas, etc. Entre los registros de producción se tienen los siguientes: de temperatura, de gastos, de presiones, de diámetro interior de tuberías, etc. Paralelamente con el perfeccionamiento de las herramientas para correr los registros de producción se han ido desarrollando técnicas depuradas de interpretación, permitiendo que las intervenciones en los pozos sean más efectivas. Existen cuatro condiciones básicas en relación con el pozo, las cuales se determinan con la ayuda de los registros de producción, estas condiciones son: 9 Estado mecánico del pozo 9 Integridad de la cementación. 9 Comportamiento del pozo. 9 Evaluación de las formaciones. 9 Las herramientas de los registros de producción funcionan con una línea eléctrica que registran las señales en la superficie, en la actualidad se han diseñado para tomarse con cable y grabar gráficas o cintas magnéticas con información sobre las condiciones del pozo, las cuales proporcionan los datos necesarios para evaluar la eficiencia en la terminación del mismo. Están constituido por una serie de registros denominados de Producción, siendo los más empleados: 9 El gradiomanómetro 9 El molinete ________________________________________________________________________________ 68 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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9 Los medidores de presión 9 El de temperatura. Estos registros pueden efectuarse en forma independiente o en conjunto, en condiciones estáticas o dinámicas dependiendo su elección de las necesidades y parámetros que se requieran obtener. Al conjunto de estas herramientas se le conoce como: Registros " PLT ". A continuación se describe el funcionamiento e interpretación de cada uno de ellos.

III.3.4.-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 medidores 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 la tubería de revestimiento y la herramienta que contiene al medidor, como se muestra en la figura: MEDIDOR DE FLUJO CONTINUO CABLE CONDUCTOR BOBINA

PROPELA

TUBERÍA

Este es un registro medidor continuo de gastos tipo hélice (molinete), que se utiliza para medir las velocidades de los fluidos en el interior de las tuberías de producción y revestimiento, la herramienta es colocada en el centro de la columna de fluido por medio de centrados de resorte y corrida a una velocidad constante en contra de la dirección del flujo, la velocidad de la hélice, que es una función lineal de la velocidad del fluido respecto a la herramienta, se registra continuamente contra la profundidad. Este tipo de medidor es más efectivo para mediciones de flujo en una sola fase con gastos de producción altos y si el diámetro del agujero y la viscosidad de los fluidos permanecen constantes, el registro puede presentarse en una escala en por ________________________________________________________________________________ 69 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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ciento del flujo total. Los principales factores que afectan la velocidad de la hélice son la velocidad, viscosidad de los fluidos y diámetro del agujero. En el medidor de flujo con empacador inflable, todo el flujo se hace pasar por la sección del medidor. Este medidor de flujo es similar al medidor de flujo continuo en cuanto a sus componentes, pero en este caso cuenta con un empacador inflable, el cual hace sello contra las paredes del pozo, obligando al flujo a pasar a través de la sección de medición de fluidos. La limitante en la utilización de este tipo de herramienta es el gasto de producción, ya que para gastos elevados se puede desanclar, debido a la baja presión diferencial que soporta dicho empacador. La siguiente figura muestra la herramienta de manera esquemática. MEDIDOR DE FLUJO CON

REG.DE CARTUCHO ELECTRONIC

PROPEL

RESORT EMPACADO BOMB

FILTRO

La herramienta consta de un velocímetro tipo hélice (Molinete), montado sobre una flecha equipada con un pequeño magneto, de tal manera que al girar la hélice se genera una señal de corriente alterna en una bobina, la frecuencia de esta señal es medida y grabada por el equipo instalado en superficie, siendo la velocidad de la hélice una función de la velocidad de flujo. Estas herramientas son corridas a una velocidad constante dentro del pozo en contra de la dirección del flujo, manteniendo su excentricidad en el pozo por medio de centradores, pero también pueden hacerse mediciones estáticas a profundidades previamente determinadas. El procedimiento de interpretación del registro, utiliza el concepto de línea cero flujo que corresponden a los puntos donde la velocidad de la hélice se debe únicamente a la velocidad con que se baja la herramienta y línea de flujo total, tomada arriba de la zona disparada. A continuación se presenta un ejemplo de interpretación de dicho registro. ________________________________________________________________________________ 70 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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III.3.5.-Registro Gradiomanómetro. El registro gradiomanómetro: Esta diseñado especialmente para medir cambios de gradientes de presión con gran exactitud y se utiliza principalmente para obtener la densidad del fluido y las proporciones individuales de cada uno de ellos en una mezcla. El principio de medición, consiste en medir la diferencia de presión entre dos censores como lo muestra la figura. GRADIOMANOMETRO CARTUCHO ELECTRONICO TRANSDUCTOR

SENSOR SUPERIOR

2 PIES

CUBIERTA RANURADA ELEMENTO DE UNION

SENSOR INFERIOR

ELEMENTO DE EXPANSION

El gradiomanómetro esta graduado en unidades de densidad relativa y es calibrado en la superficie, dando lecturas de uno en agua y de cero en el aire. En la siguiente figura se presenta un ejemplo de aplicación de este registro:

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En la figura se observa que la lectura del gradiomanómetro abajo de las perforaciones es uno, lo que indica que el fluido es agua. El medidor de flujo es necesario para saber si el agua se encuentra en movimiento. Arriba de la zona " C" la densidad relativa del fluido es de 0.7, lo cual puede ser una mezcla de agua- gas o agua-aceite-gas. Nótese que no hay cambios a través de la zona "D", lo que nos indica que dicha zona puede ser portadora de aceite. 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 densidad del aceite. Este registro, al ser utilizado en combinación con el medidor de flujo, nos 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 puede calcular si conocemos la densidad de cada componente y de la mezcla. Las densidades de cada componente a condiciones de fondo pueden ser determinadas conociendo esas densidades en la superficie y la densidad de la mezcla a condiciones de fondo es determinada con el gradiomanómetro. La expresión matemática que nos permite obtener la fracción de la fase pesada y ligera es:

Yh.- Es el colgamiento de la fase pesada. Yl.- Es el colgamiento de la fase ligera. dm.- Es la densidad de la mezcla. dh.- Es la densidad de la fase pesada. dl.- Es la densidad de la fase ligera.

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El gasto fraccional se determina a partir del gasto total obtenido por el medidor de flujo, mediante las siguientes ecuaciones:

Donde: qt Es el gasto total. qh Es el gasto de fase pesada. ql Es el gasto de la fase ligera. Vs Es la velocidad de resbalamiento. Vh Es la velocidad de la fase pesada. Vl Es la velocidad de la fase ligera. A Es el área transversal entre el diámetro interior de la TR y el exterior del gradiomanómetro.

III.3.6.-Medidores de presión Las mediciones de presión son parte esencial de las pruebas de variación de presión, por lo que las lecturas de presión deben tomarse de preferencia cerca del intervalo medio productor. Existen básicamente tres tipos de medidores de presión de fondo, los cuales utilizan cables de línea de acero, y de registros, algunos de ellos son instalados de manera permanente en el pozo. La herramienta que utiliza cable de línea es la más usada en la industria petrolera (Amerada RPG-3,4), consta de tres dispositivos, uno sensible a la presión, uno que registra la presión contra el tiempo, y un mecanismo de reloj, los cuales están diseñados para funcionar en intervalos de tiempo específicos, opcionalmente pueden contar con un medidor de temperatura máxima de fondo.

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III.3.7.-Medidores de temperatura Este registro se utiliza para localizar daños en la tubería de revestimiento y producción, además de establecer gradientes geotérmicos y perfiles de temperatura en el pozo. Combinado con el registro de molinete nos permite localizar zonas ladronas y canalizaciones como se muestra en la siguiente figura:

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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 Farenhaid o Centígrados. Esta herramienta se muestra a continuación:

III.3.8.-Registro de ruidos. Este registro es utilizado durante la perforación, terminación, reparación y la vida productiva del pozo, para detectar anomalías tales como: roturas en las tuberías de revestimiento y producción, canalizaciones, pérdidas de fluido, zonas de admisión, etc. 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 enviados a la superficie para ser procesados. La unidad de medida es el " 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:

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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 puede ser tomado a pozo fluyendo cerrado o con inyección de fluidos. La herramienta que combina la mayoría de los registros ya mencionados es conocida como " PLT " (Production Loggin Tools). A continuación presentaremos un ejemplo en el cual se termino un pozo, quedando con una producción inicial de agua del 40 % y el resto de aceite. Se tomó el registro " PLT " y se encontró que el agua provenía de la base del intervalo disparado como lo demuestra el registro. El problema fue solucionado con una cementación forzada al intervalo disparado, se redisparo la cima del mismo intervalo, quedando el pozo con una producción de aceite del 96 % y solo un 4 % de agua.

A continuación se presenta una tabla que muestra las principales características de las herramientas ya mencionadas:

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Tomando en cuenta que los procedimientos operativos para realizar una prueba de producción convencional o definitiva son similares, variando únicamente en el tiempo, a continuación se presenta el desarrollo para una prueba de producción definitiva.

III.3.5.-Registros de Evaluación de Cementación. En los registros de evaluación de la cementación primaria de la tubería de revestimiento de superficial, intermedia y de explotación, se veía inicialmente únicamente la cima de cemento en la parte exterior, ya que dicho registro indicaba en donde estaba el cambio de temperatura de caliente a frío y en ese momento se detectaba o se veía la cima de cemento. Actualmente la evaluación de la cementación se realiza con el registro Sónico de cementación CBL, la herramienta consta de dos secciones: Acústica y electrónica, la sección acústica contiene un transmisor y un receptor. La onda sonora emitida por el transmisor viaja a través de la TR y es detectada por el receptor, la sección electrónica mide la amplitud de la porción deseada de la señal del receptor y la transmite a la superficie para ser registrada. La amplitud de la onda es función del espesor de la tubería y de la resistencia, de la adherencia y espesor del cemento. En tubería no cementadas, la amplitud es máxima; en tuberías cementadas (completamente circundada por una capa de cemento, menor de ¾” de espesor) la amplitud es mínima. El concepto de índice de adherencia proporciona una evaluación cualitativa de la cementación, usando únicamente el registro CBL, excluyendo otros factores, el índice de adherencia es proporcional a la circunferencia de la T.R. en contacto con el cemento, la experiencia indica que índices de cementación mayores de 8 sobre una sección de 5 pies de T.R. de 5 ½” de diámetro generalmente no hay comunicación a lo largo de la sección particular de T.R. y un índice de adherencia mucho menor de 8 indica la probabilidad de canalización de lodo o cemento contaminado con cemento. La centralización es extremadamente importante en la amplitud sónica registrada, si se obtiene una repetibilidad adecuada, entonces puede suponerse que se tiene buena centralización y un movimiento rápido en la señal del tiempo de transito es debido a la mala centralización. El registro CBL-VDL indica la Adherencia entre la tubería de revestimiento y el cemento y la adherencia entre el cemento y la formación

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IV.- TIPOS DE REPARACIONES MAYORES Objetivo: Que el participante pueda identificar los diferentes tipos de reparaciones mayores que se realizan en un pozo petrolero, así como las técnicas utilizadas para su realización. Después de que un pozo es terminado oficialmente como productor y dado de alta como un activo fijo, entra en su etapa de vida productiva, con el tiempo puede disminuir su producción, dejar de producir por agotamiento de la reserva o de la presión, por incremento de los porcentajes de agua o de gas a valores no manejables, por manifestar flujos de agua y/o gas en los espacios anulares, por tener colapsos o roturas en las tuberías de revestimiento, o desprendimientos de los aparejos de producción etc. Con la finalidad de mantener el pozo produciendo se procede a realizar el análisis del mismo, para justificar la intervención que permita rehabilitar la vida productiva de dicho pozo. En caso de no tener opción de producción este puede quedar convertido a inyector o ser taponado en forma definitiva. En todos los casos, el estado mecánico, el aparejo de producción las características de los disparos las condiciones de fluido y en ocasiones la reserva a explotar en el pozo serán diferentes a las que se tendrían antes de intervenirlo. De acuerdo con la Gerencia de Planeaciòn, Activos integrales de PEP, y la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, las actividades de mantenimiento de pozos dirigidas a rehabilitarlos mediante, Cambios de intervalos, Profundizaciones, Reentradas, Ampliaciones o adición de intervalos, Segregación de fluido, Reacondicionamiento de TR’s dañadas, Tratamientos para consolidar formaciones, estaban agrupadas como reparaciones Mayores. A partir del año 2000, se modificaron los criterios de clasificación en dos grupos, dejando en el primero las intervenciones que llevan la finalidad de explotar reserva proba o probable no desarrollada, la producción que se obtiene de estas producciones es incremental por lo cual las intervenciones que se encuentran en este grupo son:

9 9 9 9 9

Cambio de intervalos Profundizaciones Reentradas Técnicas especiales de reparaciones. Ejemplos de aplicación

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Figura No. IV.1.-Fechas de inicio y terminación de la reaparición. Cuando por problemas mecánicos, durante la operación no se cumpla con el objetivo y la unidad operativa de PMP, desista de continuar la intervención, en ese momento y de acuerdo con el Activos se dará la conclusión de la intervención. El resto de las intervenciones que estaban agrupadas en el programa de mantenimiento de pozos son: Ampliaciones del intervalo y/o redisparos. Agregar intervalos sin abandonar los existentes. Segregación mecánica para el control del agua o gas (Exclusiones). Trabajos remédiales para corregir cementaciones primarias. Introducción de TR’s (corrida del fondo a superficie o prolongación de una existente) 9 Conversión de un pozo productor a inyector. 9 Instalación de cedazos y engarzamientos de arena. 9 Tratamientos con resinas para control de sólidos. 9 9 9 9 9

IV.1.-Cambios de intervalos Se realiza mediante el aislamiento del intervalo, ya sea de manera temporal o definitiva con tapones mecánicos o de cemento, también a través de cementaciones a presión. Dichas intervenciones pueden efectuarse con equipo convencional de reparación, con equipo de tubería flexible, unidades de registros,

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a través del aparejo de producción. En la figura No. IV.1, se muestra un ejemplo de aplicación. Ejemplo No. IV.1: Supóngase que se requiere colocar un tapón de cemento que cubra de 4300 a 4100 m., para aislar el intervalo de 4175-4150 m. Se usaran 50 sacos de cemento clase G al 30 % en peso de arena silica por saco de cemento, se emplearan como baches espaciador agua dulce, la cual cubrirá un espacio de 200 m, lineales por arriba de la cima de cemento. Se tienen como datos adicionales: a. b. c. d. e. f.

El rendimiento de la lechada de cemento es de 51.9 lts/sc. La cantidad de agua requerida por saco es de 29 lts/sc. La densidad de la Lechada será de 1.87 gr/cc. Diámetro interior de la TR de 7 5/8”, de 39 lbs/pie de 6.625 pg. Diámetro interior de la TR de 5 pg de 4. 276 pg. Diámetro interior de la Tubería de trabajo de 3.5 pg de 2.992 pg. Longitud 3480 m. g. Diámetro interior de la tubería de 2 7/8 pg de 2.256 pg. Longitud 820 m. Solución: 1.- Se requiere calcular la capacidad de cada una de las tuberías, para lo cual emplean las siguientes formulas: Cap tp = 0.5067 xD 2 itp

(

Cape.a. = 0.5067 x D 2i.tr − D 2 etp

(IV.1)

)

(IV.2)

Donde: Di tp.- Diámetro interior de la TP (pg) De tp.- Diámetro exterior de la TP(pg) Di tr.- Diámetro exterior de la TP(pg) Cap tp.- Capacidad de la tubería (lts/m) Cap e.a..- Capacidad del espacio anular (lts/m) Aplicando las ecuaciones (IV.1) y (IV.2), tenemos: a. Capacidad de la TP de 2 7/8 pg igual a 2.586 lts/m. b. Capacidad de TP de 3.5pg = 4.536 lts/m. c. Capacidad de la TR de 5 pg igual a 9.26 lts/m. ________________________________________________________________________________ 80 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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d. Capacidad del espacio anular entre TR de 5 y 2 7/8 pg igual a 5.076 lts/m. 2.- El cálculo del volumen de los baches espaciadores se realiza multiplicando la capacidad de la tubería por la longitud del bache, en este caso: Volumen del 1er bache (espacio anular entre TP de 2 7/8 y TR de 5 pg) igual a 1015.32 lts. Volumen del segundo bache espaciador (interior de la TP de 2 7/8 pg) igual a 517.2 lts. Volumen total de los baches espaciadores de 1532.52 lts. 3.- Calculo del volumen de lechada:

Vcmto = Rsc xNo.sc

(IV.3)

Donde: Vcmto.- Volumen de cemento (lts) Rsc.- Rendimiento del cemento ( lts/sc) Nosc.- Numero de sacos Volumen de lechada=2,595 lts. 4.-Agua necesaria para prepara la lechada de cemento:

Agua = Volagxsc xNo.sc

(IV.4)

Donde: Vol. agua.- Volumen de agua (lts) Agua requerida=1450 lts. 5.-Calculo de la altura de lechada de cemento en la TP y espacio anular entre TP y TR.

H lech. =

Vcmto Cape.a. + CapTP

(IV.5)

Hlech = 338 m. La altura de la lechada de cemento indica que tanto en el espacio anular y en el interior de la TP estarán cubiertos por cemento al bombear los fluidos al pozo. ________________________________________________________________________________ 81 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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6.-Cálculo del volumen de fluido para desplazar la lechada de cemento, esto es simplemente la multiplicación de la capacidad del la TP, por la longitud de la tubería de trabajo descontando de esta la longitud del bache y del cemento, en este caso es igual a 16,493.65 lts.

IV.1.1.- Guía operativa. a. Bajar la sarta de trabajo a la profundidad de colocación del tapón de cemento, en este caso 4300 m. b. Verificar la apertura y cierre de los rams anulares en el conjunto de preventores, esto es debido a que durante la operación se requiere circular en inverso. c. Instalar las unidades con cemento, pipa con agua y unidad de alta presión. d. Probar conexiones superficiales de control con la presión de prueba API, deberá instalarse una línea de la unidad de alta presión hacia la TP, para circular directo y otra hacia el cabezal de producción, para circular inverso. e. Con la sarta en el fondo circular cuando menos un ciclo completo para homogeneizar columnas en el espacio anular y en la TP. f. Efectuar una junta de seguridad entre el personal involucrado en la operación con la finalidad de asignar tareas especificas al personal y evitar riesgos innecesarios. g. Bombear el primer bache de separación, en este caso los 1,015 lts de agua. h. Mezclar y bombear el cemento, verificando en todo momento que la densidad de la lechada sea la requerida. Para el ejemplo de 1. 87 gr/cc y un volumen de 2,595 lts de cemento. i. Bombear el segundo bache separador, en este caso de 517 lts. Agua. j. Desplazar el cemento con el volumen de fluido calculado, para el ejemplo de 16,493.65 lts.

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k. Levantar la sarta a la profundidad donde se pretende dejar la cima de cemento ( en este caso a 4,100m ) l. Cerrar los rams anulares del preventor y circular en inverso a través del cabezal de producción el volumen del pozo, desalojando el exceso de lechada de cemento. m. Abrir el preventor y sacar la tubería de trabajo a la superficie.

Estado Mecánico Antes

Estado Mecánico Posterior

Figura No. IV.1.-Colocación de un tapón por circulación para asilar un intervalo.

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IV.2.-Obturamiento de intervalos Cuando un intervalo ha declinado su producción o sus relaciones agua aceite o gas aceite han aumentado a limites económicamente no manejables, es necesario obturarlo por medio de cementaciones a presión. La cementación a presión, es la operación mediante el cual una lechada de cemento es forzada bajo presión en un punto específico del pozo. El objetivo es llenar todas las perforaciones o canales atrás de la tubería, con cemento para obtener un sellado entre la TR y la formación Existen dos técnicas para llevar a cabo una cementación forzada, las cuales son a baja y alta presión. La cementación a baja presión, consiste en la colocación del cemento sobre el intervalo disparado, para posteriormente aplicar la presión necesaria para deshidratar el cemento y formar un enjarre dentro de las perforaciones y la formación. Cementación a alta presión, comprende el bombeo de la lechada de cemento dentro de la formación, mediante la aplicación de la presión superficial necesaria hasta alcanzar la admisión o inclusive su fracturamiento, para inyectar los fluidos a la formación. El ejemplo No. IV.2, presenta los cálculos requeridos para un trabajo de este tipo.

Ejemplo No. IV.2 Se tiene la necesidad de obturar un intervalo mediante una cementación a presión a través del intervalo 5425-5475 m, el cual se encuentra invadido de agua salada, para continuar con la explotación del yacimiento en una zona superior. Información adicional: a. b. c. d. e. f. g. h. i.

Intervalo disparado 5425-5475 m. Profundidad interior 5,500 m. Fluido de control Agua densidad 1 gr./cc Cantidad de cemento a utilizar 80 sacos. Densidad de la lechada de diseño 1.87 gr./cc Rendimiento del Cemento 51.7 lts/sc Cantidad de agua requerida para la lechada de cemento 29 lts/sc Tubería de explotación de 5 pg Capacidad de 9.26 lts/m. Profundidad de anclaje del retenedor 5415 m.

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j. Diámetro interior de la Tubería de trabajo de 3.5 pg de 2.992 pg. Longitud 3201m. k. Diámetro interior de la tubería de 2 7/8 pg de 2.256 pg. Longitud 2214 m. 1.-Como primer paso se recomienda calcular los volúmenes de fluido en el pozo motivados por el bombeo de cemento. De las ecuaciones (IV.1) y (IV.2), tenemos: La capacidad de la tubería de 2 7/8 pg es 2.586 lts/m., por lo tanto el volumen será la multiplicación de la capacidad por su longitud, en este caso es de 5,725 lts. La capacidad de la TP de 3.5pg es 4.536 lts/m, por su longitud de 3,201 m, el volumen es 14,520 lts. Habiendo obtenido los volúmenes de TP de 2 7/8 y 3.5 pg, la suma de estos equivale al volumen total de tubería, en este caso 20,245 lts. De la ecuación (IV.3), el volumen de lechada de cemento es de 4,136 lts. De la ecuación (IV.5) la altura de cemento dentro de la TP de 2 7 /8 pg es de 1,588m. 2.-Ahora bien, otro dato importante es conocer el volumen de desplazamiento y de inyección que se requiere para forzar los fluidos hacia la formación es:

Vd = VTP − Vcmto

(IV.6)

Donde: Vd.- es el volumen de desplazamiento VTP.- es el volumen de la TP Vcmto.- es el volumen de lechada de cemento Esto es Vd=16,109 lts. El volumen del fluido de control requerido para forzar la lechada de cemento hacia la formación, esta dado:

Viny = Vcmto − VTR

(IV.7)

Donde: Viny.- es el volumen de inyección VTR.- es el volumen de la TR La multiplicación de la capacidad de la tubería de revestimiento, por la diferencia entre profundidades de anclaje de la herramienta cementadora y la base del intervalo disparado, en este caso, 9.26lts/m x (5475-5415m) =555.6 lts. ________________________________________________________________________________ 85 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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En el ejemplo se considera un retenedor de cemento, en caso de utilizar un cementador recuperable (Tipo RTTS) al volumen de desplazamiento se adiciona el volumen entre el cementador y la cima del intervalo por obturar. Finalmente aplicando la ecuación (IV.7), el volumen de fluido para forzar la lechada hacia la formación es 3,580.4 lts. 3.- El siguiente paso es calcular las presiones hidrostática ejercidas en el pozo por los diferentes fluidos (bache espaciadores agua, lodo, lechada de cemento, etc.). La presión hidrostática frente a la formación, es la ejercida por la columna de fluido en la interfase con el cemento, mas la del cemento mismo, la ecuación general para el cálculo de presiones hidrostática es:

Phff =

ρ f xD 10

(IV.8)

Donde: D es la profundidad de interés (m). ρ f.- es la densidad del fluido en (gr./cc) Sustituyendo valores, la presión hidrostática que la columna de cemento ejerce es 299 kg/cm2, mientras la columna de agua en la interfase con el cemento, esta dada por la diferencia de profundidad entre la base del intervalo y la columna de cemento, es decir de 3,816m, equivalente a 381.6 kg/cm2. La suma de estas presiones es igual a 680.6 kg/cm2. Para el ejemplo considérese que se determino mediante una prueba de admisión previa una presión de ruptura de la formación de 850 kg/cm2, por lo que la presión en superficie necesaria para forzar el cemento hacia la formación es:

Ps = Pr − ( Phff + Ms)

(IV.9)

Donde: Ps.- es la presión en superficie. Pr.- es presión de ruptura. Phff.- es la presión frente al intervalo productor. Ms.- Margen de seguridad Sustituyendo valores y considerando un Margen de seguridad de 21 kg/cm2, Ps=148.4 kg/cm2

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IV.2.1.-Guía operativa 1. Armar la herramienta cementadora (retenedor de cemento). 2. Bajar la herramienta con la sarta de trabajo hasta la profundidad de anclaje de la misma, en este caso 5415m. 3. Efectuar una junta de seguridad entre el personal involucrado, en la operación con la finalidad de asignar tareas especificas al personal y evitar riesgos innecesarios. 4. Anclar la herramienta cementadora en presencia del operador o personal técnico de la compañía de servicio, según sea el caso, de acuerdo a los procedimientos especificados para la misma,. 5. Cerrar los rams anulares del preventor y probar la hermeticidad del espacio anular, se recomienda un 50 %, de la presión de superficie calculada para forzar la lechada de cemento hacia la formación. 6. Instalar las unidades con cemento, pipa con agua y unidad de alta presión. 7. Probar conexiones superficiales de control con la presión máxima de trabajo de las mismas. 8. Abrir preventores y desenchufar el soltador del retenedor, se recomienda levantar la sarta de 2 a 3 m, para verificar su libre movimiento. 9. Efectuar una prueba de admisión para garantizar la circulación de fluidos a través de la válvula del retenedor y formación. 10. Bombear en caso de requerirse bache lavador, para el ejemplo no se considera 11. Mezclar y bombear el cemento, verificando en todo momento que la densidad de la lechada sea la requerida. Para el ejemplo de 1. 87 gr/cc, y un volumen de 4,136 lts. de cemento. 12. Bombear segundo bache separador, en caso de emplearse. 13. Desplazar el cemento con el volumen de fluido calculado para el desplazamiento, para el ejemplo de 16,109 lts.

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14. Bajar y enchufar el soltador en el retenedor, y cargar el peso necesario para evitar la comunicación en el espacio anular 15. Cerrar los preventores y bombear el volumen de inyección, el cual depende de las presiones en superficie alcanzadas. Represionar gradualmente el espacio anular mientras se realiza la inyección, de acuerdo al comportamiento de la presión de inyección. 16. Una vez concluida la inyección, abrir los preventores y levantar la sarta de trabajo de 2 a 4 m, para desenchufar el soltador y cerrar la camisa de circulación del retenedor. 17. Circular en inverso para desalojar el exceso de cemento y limpiar la tubería de trabajo. 18. Sacar la sarta de trabajo a superficie, la figura No. IV.2, representa una ejemplificación del proceso.

Estado Mecánico Antes

Estado Mecánico después

Retenedor a 5415m

Retenedor a 5415m 5425-5475m

5425-5475m

PI= 5500m PI= 5500m

Figura No. IV.2.- Ejemplificación de una operación de cementación a presión. ________________________________________________________________________________ 88 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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IV.3.-Incorporación y ampliación de intervalos. Existen ocasiones en las cuales al realizar pruebas de variación de presión y de análisis nodal se determina la existencia de daño en el pozo por convergencia de fluidos, los cuales se corrigen mediante redisparos y/o ampliación del intervalo productor. Por otro lado cuando los requerimientos de producción así lo demandan y el espesor del yacimiento lo permite se amplia el intervalo productor. También cuando se tienen arenas productoras con presiones de fondo similares que no constituyen un riesgo de convertirse en zonas ladronas por diferencia de presión.

IV.3.1.-Planeación de sistema de disparos. Al planear un trabajo de disparos se deben considerar, el estado mecánico del pozo, el tipo de formación y las condiciones de presión esperadas después del disparo. Factores importantes en el comportamiento de un sistema de disparos son densidad de cargas, penetración, fase y diámetro de agujero, estos son conocidos como factores geométricos, figura No. IV.3.

Figura No. IV.3.- Ejemplificación de los factores geométricos en el sistema de disparos.

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El estado mecánico del pozo determinara el diámetro máximo de pistolas, la forma de conllevar las mismas hasta la formación productora (Cable, Tubería Flexible, Tubería de Producción, etc.). Las características de la formación tales como; Profundidad, Litología, Parámetros de Formación (Densidad, Resistencia Compresiva, Esfuerzo Efectivo, Permeabilidad, Porosidad, etc.), dan indicio del comportamiento de la pistola en el pozo.

IV.3.2.-Desempeño de las cargas La penetración de las pistolas disminuye al aumentar el esfuerzo de sobrecarga y la resistencia compresiva de la formación. Un método para su cálculo fue propuesto por Thompson en 1962, el cual relaciona la resistencia compresiva, con los resultados obtenidos de pruebas en superficie, de la siguiente manera:

Pen = Pensup * e

(0.086 (Cr −C f ))

(IV.10)

Donde: Pen =Penetración Pensup =Penetración en superficie, Carta API RP-43. Cr =Compresibilidad en superficie a las condiciones de la prueba, (Kpsi). Cf = Compresibilidad de la formación de interés. (Kpsi) Las condiciones esperadas en el pozo posterior al disparo, dan la pauta para decidir la forma en la cual se llevara a cabo el disparo (condiciones Bajo Balance o Sobre Balance), las cuales están influenciadas por los fluidos en los poros, presión de poro y la presión hidrostática ejercida por los fluidos de terminación. En una terminación sobrebalanceada, la presión de formación es menor que la hidrostática en el pozo, esta, diferencia puede ocasionar que los agujeros se taponen con residuos de las cargas, al momento del disparo. Por otro lado, en una terminación bajo balanceada la presión de formación es mayor que la hidrostática ejercida por la columna de fluidos en el pozo, en este caso los residuos de las cargas y la zona comprimida por el disparo pueden ser expulsados del agujero. La figura No. IV.4, ejemplifica estos efectos.

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Figura No. IV.4.- Ejemplificación de daño a la formación causado por los disparos.

En general, se recomienda disparar en condiciones bajo balance debido a la limpieza generada en los agujeros. Sin embargo, usar presiones diferenciales muy altas es inadecuado, debido a que se provoca arenamiento o aportación de finos de la formación que impedirían el flujo de fluidos hacia el pozo. La magnitud de la presión diferencial, para disparar en condiciones bajo balance, depende básicamente de la permeabilidad de la formación y el tipo de fluido empleado en la terminación. Valores recomendados de presión diferencial, tanto para pozos de gas como de aceite son calculados mediante siguientes correlaciones empíricas: Para pozos de gas:

Pdif = Para Pozos de aceite:

Pdif =

3500 K 0.37 2500 K 0.17

(IV.11)

(IV.12)

Donde: Pdif= Presión diferencial en lbs/pg2 K.- Permeabilidad de la formación en md.

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Ejemplo No.IV.3 Se desea disparar el intervalo 3015- 3075, en una formación de caliza con una permeabilidad de 4 md, el análisis del registro Sónico Dipolar proporciona una resistencia compresiva de 12,400 psi, el fluido esperado es gas y condensado, con una presión del yacimiento de 4000 psi, la profundidad interior del pozo es de 3,100m, se planean utilizar pistolas de 2 1/8 pg, de diámetro, las cuales en pruebas API RP 43, tienen una penetración de 18 pg, en cemento con resistencia compresiva de 5000 psi, El fluido de terminación es agua. a)Cual será la penetración de la pistola para la formación de interés?, b)Cual deberá ser la presión diferencial requerida para disparar en condiciones bajo balance?. Solución: Aplicando la ecuación (IV.10) y sustituyendo valores se tiene:

Pen = 18 * e ( 0.086*(5−12.4 )) = 9.53 pg Aplicando la ecuación (IV.11) para pozos de gas, la presión diferencial requerida para disparar en condiciones de bajo balance es:

Pdif =

3500 4 0.37

=2095 psi La profundidad del pozo es 3000 m, el pozo será terminado con agua dulce por lo que la hidrostática ejercida al nivel medio del disparo son 304.5 kg/cm2 (4,330 psi), requerimos aplicar 2,095 psi de diferencia ((2,235 psi) por lo que el nivel de fluidos deberá encontrarse a 1570m, en otras palabras el pozo tendrá una columna de agua de 1430 m.

IV.3.4.-Guía operativa 1. Solicitar el servicio de disparos, una vez que el árbol y las conexiones superficiales estén probados con la presión de trabajo, de acuerdo al formato requerido, especificando diámetro de pistola, fase, tipo, etc. Además de datos del pozo (Diámetro de tuberías profundidad interior, intervalo por dispara etc.) 2. Efectuar la reunión de seguridad entre el personal del servicio de disparos, de apoyo, tripulación del equipo, donde se explicará la

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operación a realizar, las medidas de seguridad y se asignaran funciones. 3. Instalar la Unidad de disparos, aterrizar la misma, instalar señales de advertencia (peligro, explosivos, no fumar y apagar radios y teléfonos celulares, etc.) 4. Probar el lubricador con una presión equivalente a la de trabajo del árbol de válvulas 5. Calibrar el pozo con un sello de plomo y barras de contrapeso del diámetro y longitud de pistolas a utilizar. 6. Tomar registro de coples para correlacionar profundidad del disparo de la profundidad interior hasta 100 m arriba de la cima del intervalo a disparar. 7. Afinar la profundidad del disparo correlacionando las curvas del registro de correlación y el tomado previo al disparo. 8. Armar las pistolas de acuerdo a los procedimientos de seguridad establecidos. De preferencia con luz diurna, en caso de tormentas esperar el tiempo necesario. 9. Introducir las pistolas al pozo y bajarlas a una velocidad moderada (se recomienda de 20 a 30 m/min.) para evitar daños en las mismas que impidan su funcionamiento en el pozo. En caso de falla en la pistola, al sacarla extremar precauciones, revisarla y determinar las causas que originaron su falla. 10. Colocar la pistola frente al intervalo a disparar ( en caso de intervalos grandes se recomienda dispar la primer corrida de la parte inferior hacia la superior ). 11. Sacar las pistolas disparadas, observar el estado de las mismas en cuanto a cargas disparadas expansión máxima y longitud recuperada. 12. Al término del disparo el encargado del servicio de disparos, deberá reportar en la bitácora del equipo los detalles de la operación.

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IV.4.-Obturamiento parcial de intervalos El obturamiento parcial de intervalos realizado de manera intencional, se realiza con la finalidad de evitar la producción de fluidos no deseados (agua o gas), se conoce como exclusión. Este problema se origina por una diferencia en movilidad de los fluidos en el yacimiento. En la vecindad del pozo, el gas y agua tienen mayor movilidad que el aceite, la explotación irracional genera un incremento en la producción de fluidos no deseados y problemas en el manejo de la producción. Cuando esto sucede es necesario el reacondicionamiento del pozo mediante el obturamiento parcial del intervalo productor. La técnica de aplicación para estas intervenciones es similar a la explicada en el inciso IV.2, Sin embargo, en este caso se requieren operaciones adicionales como son: a. Moler la herramienta cementadora utilizada y rebajar el cemento, b. Descubrir el intervalo productor y probar su obturamiento con un 60 % de la presión máxima de la tubería de revestimiento. c. Redisparar la cima o base del intervalo (alta relación gas aceite o agua aceite según sea el caso). El inconveniente de aplicar dicha técnica es el radio de penetración del cemento en la formación, por lo que no siempre es efectiva. En general los problemas de producción de fluidos no deseados, pueden agruparse en tres grupos: a. Problemas de canalización de agua o gas de diferentes estratos. b. Conificaciones de agua y gas. c. Problemas en la vecindad del pozo (malas cementaciones primarias) El éxito en una exclusión depende básicamente de la identificación del problema, esto se logran mediante el análisis de registros de producción, historias de producción, etc. Las gráficas convencionales de corte de agua contra el tiempo, (figura No. IV.5), se emplean para mostrar cambios drásticos en la producción de agua, que pueden indicar fallas repentinas en el pozo o la irrupción de un canal altamente conductivo al agua. Por otro lado, las gráficas log-log de (Relación agua aceite (WOR) contra el tiempo se ha encontrado que son útiles para identificar las tendencias de producción y los mecanismos que originan los problemas de producción de agua o gas, debido a que la derivada de la WOR contra el tiempo se usa para diferenciar si la excesiva producción de agua o gas, es ocasionada por problemas de

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canalización o conificaciones. La figura No.IV.6, ejemplifica el comportamiento descrito. PEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION ACTIVO MUSPAC, REGION SUR AREA DE DISEÑO DE EXPLOTACION MUSPAC-CATEDRAL DISEÑO DE POZOS POZO MUSPAC 22 6000

60.0

5000

50.0

4000

40.0 R.G.A.

3000

AGUA

( M3/M3 )

30.0

(%)

2000

20.0

1000

10.0

0 01/03/87

0.0 23/06/87

18/08/87

21/01/88

05/11/88

30/09/90

06/04/91

04/12/91

26/01/92

03/11/93

27/08/94

24/03/95

22/07/95

29/01/96

11/07/96

29/12/96

05/08/97

22/01/98

06/08/1998

60.00

2500

50.00

ACEITE (B/D)

2000

GAS (MMPCD)

40.00

1500

30.00 1000

20.00

500

10.00

0 01/03/87

0.00 23/06/87

18/08/87

21/01/88

05/11/88

30/09/90

06/04/91

04/12/91

26/01/92

03/11/93

27/08/94

24/03/95

22/07/95

29/01/96

11/07/96

29/12/96

05/08/97

22/01/98

06/08/1998

1

240

7/8

TP

190

3/4

LE TP1

5/8 1/2

140

3/8 90

1/4 1/8

40 01/03/87

0 23/06/87

18/08/87

21/01/88

05/11/88

30/09/90

06/04/91

04/12/91

26/01/92

03/11/93

27/08/94

24/03/95

22/07/95

29/01/96

11/07/96

29/12/96

05/08/97

22/01/98

06/08/1998

Figura No. IV.5.-Gráficas convencionales de producción de pozos. Campo Muspac M-22, Región Sur.

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Figura No. IV.6.-Gráfica log-log de la derivada WOR contra el tiempo para una canalización y conificación

En la actualidad existen nuevas técnicas para realizar exclusiones, como es la aplicación de cementos microfinos, combinados con sistemas de geles, que permiten mayor penetración dentro de la formación y espacios restringidos como canales fracturas o micro anulo. El volumen del fluido a utilizar esta en función directa de la longitud del intervalo disparado, que se encuentra en comunicación con la formación, sin embargo una práctica de campo es emplear de 30 a 90 sacos de cemento micro matriz, por cada 20 pies de intervalo expuesto, mientras que la cantidad de gel es una función del radio de penetración que se pretende alcanzar. Después de determinar la procedencia del agua y los volúmenes a utilizar se debe analizar la conveniencia de realizar el trabajo debido a la reducción de permeabilidad ocasionada por la inyección del sistema gel cemento. Ejemplo No. IV.4: Se considera meter una sarta de perforación de 3.5pg, con un empacador probador recuperable tipo RTTS para tubería de revestimiento de 7 5 /8” a 4015 m, y excluir el agua salada del intervalo 4325-4285m, el cual presenta un corte de agua del 80%, mediante registros geofísicos se determino una porosidad del 12%, La tubería de explotación es de 5”, como lo indica la figura No. IV.7 Se planea emplear geles y cemento. Calcular el volumen de cemento micro fino y la cantidad de gel requerido si se consideran 10 pies de penetración del gel. Solución: Para calcular el gel requerido de acuerdo a la penetración planeada se tiene:

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Vf = 0.5067 × φ × hf ( rp − rw 2 ) 2

(IV.15)

Donde: Vf.- Volumen de geles (lts) Φ .- Es la porosidad en fracción hf.- Es la altura del intervalo disparado(m) rw.- Es al radio del pozo(pg) rp.- Radio de penetración requerida(pg) Sustituyendo valores, el volumen de gel es de 34,962.3 lts. Considerando la utilización de 40 sacos de cemento micro matriz por cada 20 pies de intervalo disparado se tiene:

⎛ (4325 − 4285) * 3.28 ⎞ No.sc = ⎜ ⎟ * 40 20 ⎝ ⎠ No sc=262.4 sc

Figura No. IV.7.-Estado mecánico para el ejemplo de aplicación de exclusiones. ________________________________________________________________________________ 97 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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IV.5.-Reentradas. Cuando termina la vida productiva de un pozo y existen zonas del yacimiento aun sin drenar se puede aprovechar la infraestructura existente, tales como el estado mecánico, localización etc., para abrir una ventana en el pozo y redireccionar este hacia otras zonas, esta opción obviamente resulta mas barata que la de perforar pozos intermedios. La figura No.IV.8, muestra un plano estructural y de cimas en el cual se plantea la perforación de varias reentradas.

PROYECTO AGAVE (BLOQUE SUREST SECCION ESTRUCTURAL LONGITUDINAL ACTIVO MUSPAC

DISEÑO Y EVALUACION DE PRODUCCIO

AGAVE - 65

LOC. AGAVE - 303

AGAVE - 301

AGAVE - 221-A

AGA

N.R. -3000 m.

3000

M

M. PARAJE SOLO 3500

3752

3860

NO EO CE

K.S.

3965

3947

3984

4000

4045 4085

4085

4135

PT. 4085 4162

K.I. P.T.4217 P.P. 4300 4500

C.A.A.M.B.N.M. DEFINIDO POR AGAVE 301

55-A

1,962,000 m.N.

C 65

63

42 00

57

LOC. 303

73

311

73D 00 38

37 00

1,960,000 m.N.

00 42

00 41 00 40 00 39

LOC. 203

514,000 m.E.

5000

Qo = 1434 BPD Qg = 14.81 MMPCD R.G.A.= 1,839 M3/M3 Presion T.P= 182 Kg/cm2 Est.= 1/2"

512,000 m.E.

Qo = 660 BPD Qg = 9.64 MMPCD R.G.A.= 2,599 M3/M3 Presion T.P= 140 Kg/cm2 Est.= 5/8"

P.T. 4671 pozo pr oduciendo en agujer o descubierto, actualmente dañado por derr umbe en la zona productor a. Qo = 509 BPD Qg = 6.69 MMPCD R.G.A.= 2,339 M3/M3 Presion T.P= 117 Kg/cm2 Est.= 9/16"

301

LOC.242 3600

232

222

201

22

221

1,958,000 m.N.

INTERVALO DE TERMINACION

00 -46 1,956,000 m.N.

a)Plano estructural del campo, y planteamiento de un pozo intermedio 73D

41

00

301 302 40

L O C .3 0 3

L O C .2 4 2

39

232

201

36

37 00

00

00

00

38

00

221A

390

0

3800

221

223

Plano de cimas de campo y l i d d Figura No. IV.8.-Plano de cimas y estructural del campo Agave, Región Sur y planteamiento de

pozos intermedios del campo en explotación

________________________________________________________________________________ 98 M. en I. Alfonso Mora Ríos

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La profundidad de apertura de una ventana corresponde al punto de inicio de desviación y depende básicamente de los requerimientos planteados en el objetivo de la intervención, tales como desplazamiento, coordenadas, profundidad vertical desarrollada, etc. La figura No. IV.9, presenta una sección vertical de una reentrada. Proyección

Proyección 0 Programa

N 200

W

Objetivo X=513,669.46 Y=1'960,244.85

400

E S

600

800

Rumbo N 72º W Desplazamiento 300 m

1,000 Conductor X=513,983.40 Y=1'960,142.89

1,200

1,400

1,600

1,800 -400

-300

-200

-100

0

Programa

2,000

2,200

2,400

Datos del programa 2,600

2,800

3,000

3,200

Ventana

3010-30

Prof. inici o des v.

3010 m

Prof. vert. cima EOCEN O.

3630 m

Prof. des. ci ma EOCENO

3662 m

Desp. BRECH AS EC OCEN O.

300 m

Severidad

2.° / 30

Angul o máxi mo

22.12°

Rumbo

N 72.00

Prof. vert. total

3980 m

Prof. des. t otal

4040 m

Desp. total

330 m

3,400 TR's programadas

3,600

Diámetr

MV

5" 3 1/2"

3015

310

3040

313

MD

3,800

4,000

4,200 0

100

200

300

400

500

Figura No. IV.9.- Ejemplificación de una reentrada sección vertical y desplazamiento horizontal.

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Una vez que se tiene definido el punto de inicio de la desviación el siguiente paso es decidir la forma de abrir la ventana, en la actualidad existen varia técnicas para llevar a cabo esta operación, las cuales dependen de las condiciones de pozo. Estas son evaluadas mediante registros geofísicos (adherencia de cemento, desgaste de tubería) requerimientos de diámetro de agujero y tubería de explotación). Sin embargo, se pueden agrupar en dos grupos, la primera es empleando un cortador de tubería hidráulico y la segunda mediante el empleo de una cuchara mecánica y una sarta de molienda diseñada especialmente para abrir una ventana en un costado de la tubería de revestimiento. La figura No. IV.10, muestra estas herramientas.

a ) .- C o rt a d o r d e t u b e r ía in t e r n o a c c io n a d o h id r á u lic a m e n t e

b ) C u c h a r a e m p le a d a c o n sa r t a d e m o lie n d a p a r a la a p e r t u r a d e ve ntana s

Figura No. IV.10.- Herramientas utilizadas para la apertura de ventanas (cortesía Baker Oíl Tools).

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IV.5.1.-Apertura de ventana con cortador de tubería El principio básico de operación de estas herramientas es con la presión hidráulica de circulación y rotación, poseen la ventaja al aplicar presión se pueden localizar los coples de la tubería de revestimiento, con lo cual se puede efectuar el ajuste de la profundidad a cortar. Para su operación en campo se aplica rotación y se mantiene una presión de circulación constante, previamente determinada. La presión de bombeo ejerce una fuerza que mantiene las cuñas abiertas, hasta terminar el corte, cuando esto sucede se observa una disminución de presión, la molienda continua aplicando el peso requerido hasta moler la sección de tubería deseada, la figura No. IV.11, presenta un diseño de sarta típica para la apertura de ventana empleando cortadores de tubería.

Tubería de perforación Martillo Hidráulico.

Drill

collar´s Cortador de Tubería

Estabilizador

Desviador de flujo

Drill collar´s

Molino Cónico

Figura No. IV.11.-Diseño de sarta típica para una apertura de ventana

IV.5.2.- Consideraciones para la apertura de ventanas. Antes de iniciar o programar una operación de corte y molienda de tubería es necesario tomar en cuenta las siguientes consideraciones:

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1. Tener fondo suficiente por abajo del punto donde terminara la ventana, se recomienda como mínimo 50 m, con el objeto de que los recortes de tubería que se precipiten no lo obstruyan durante la operación de molienda. 2. Tomar registro de adherencia de cemento con tubería donde se pretende efectuar la ventana.

coples (CBL/CCL) en la

3. Considerar utilizar por lo menos la misma densidad del lodo con la cual se perforó el pozo original en el intervalo que se abrirá la ventana. 4. Se recomienda una viscosidad del lodo 10-20 cp( de 70 segundos), y un punto de cedencia de 35-50 lbs/100 pies2) con la finalidad de mantener un óptimo acarreo del recorte, y así cuantificar el volumen de acero recuperado y controlar en superficie el avance de la sección molida. 5. Tener las bombas equipadas con las camisas necesarias para el gasto requerido de lodo, (de 400 a 500 gpm), 6. Probar hidráulicamente con la presión de trabajo el tubo vertical (Stand Pipe), y unión giratoria (Swivel).

IV.5.3.-Guía operativo para apertura de ventanas con corta tubo. a. Anotar las dimensiones de la herramienta, cortadora de tubería en la bitácora de operación del equipo. b. Conectar a la sarta de Molienda de acuerdo al diseño típico mostrado en la figura No. 12, considerar el número de lastrabarrenas (Drill collars), suficiente para proveer del peso requerido para la molienda. c. Probar hidráulica y mecánicamente en superficie, la apertura y cierre de las cuñas del cortador de tubería. d. Bajar la herramienta con la tubería de perforación necesaria hasta la profundidad programada. e. Iniciar el bombeo con el gasto requerido para la operación de la herramienta y localizar el cople de tubería de revestimiento a la profundidad de apertura de la ventana. f. Levantar la sarta de 3 a 4 m arriba del cople de la TR donde se desea abrir la ventana, marcar la tubería de perforación como la profundidad de inicio de la ventana. ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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g. Verificar el peso de la sarta hacia arriba y hacia abajo y estática, además de las r.p.m. h. Con la herramienta situada a la profundidad de inicio de ventana, aplicar rotación a la sarta incrementando paulatinamente, hasta alcanzar de 100 a 120 r.p.m. i. Iniciar el bombeo incrementando lentamente hasta alcanzar 400-500 gpm. j. Verificar el troqué de la tubería, lo cual indicará que el corte esta iniciando. Una vez que el este disminuye, esta es la señal que el corte se ha realizado. k. Iniciar la molienda o desbasté de la TR cargando de 1 a 2 ton de peso sobre los cortadores, evitando el cargar mayor peso que dañe el desempeño de los cortadores. l. Anotar el avance metro a metro, tomar en cuenta el tiempo de atraso para la recuperación del corte de acero. Si la recuperación de recorte en superficie no corresponde al volumen de acero molido con respecto al avance, es recomendable suspender la molienda y circular el tiempo necesario para limpiar el pozo y continuar con la ventana. m. Verificar los parámetros de molienda (peso sobre cortadores, gasto, ritmo de molienda, tiempo de últimos tres metros molidos). n. Una vez que haya cubierto la longitud requerida de ventana (Normalmente de 20-30 m), circular el tiempo necesario para garantizar la limpieza de la ventana. o. Sacar la herramienta y revisar sus cortadores en superficie, es posible que durante la operación se requiera viajes de limpieza con tubería franca, esto dependerá del comportamiento reológico del lodo y del avance de la molienda. p. Colocar un tapón por circulación de cemento como apoyo de la sarta navegable, para desviar el pozo, de acuerdo con el procedimiento mencionado anteriormente, el cual deberá cubrir por lo menos 20 m arriba del punto de inicio de la ventana.

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q. Sacar la sarta de trabajo a superficie, y en la espera de fraguado, armar la herramienta desviadora de acuerdo con la figura No. IV.12.

Tubería havi - weight Drill collar Antimagnético

MWD

Motor de fondo

Drill collar corto

Barrena tipo PDC

Figura No. IV.12.- Sarta Navegable Típica para la construcción de ángulo y perforar dirección.

IV.5.4.-Apertura de ventanas con desviadora tipo cuchara. La apertura de ventanas con herramientas desviadoras tipo cuchara difiere del empleado con cortadores de tubería. Sin embargo, las consideraciones mencionada anteriormente también son validas aquí, básicamente, las diferencias radican en el procedimiento operativo aplicado para la apertura de la ventana, debido a que se requieren herramientas adicionales, como son un empacador para cuchara, la cuchara misma y los molinos necesarios para la apertura de la ventana (Iniciador o

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Started mill, Molino ventana o Window mill, Molinos sandia o Watermelon). La figura No. IV.13, presenta los esquemas de dichas herramientas.

Tornillo de sujeción

a) Empacador de cuchara b) Cuchara desviadora

c).- Diferentes tipos de Molinos

Molino Iniciador sandia o (Started mill ) (Watermelon)

Molino

Figura No. IV.13- Herramientas comúnmente empleadas para la apertura de ventanas con cuchara desviadora (cortesía de Baker Oíl tools).

IV.5.5.-Guía operativa para apertura de ventanas con cuchara a)

Escariar el pozo cuando menos 50 m debajo de la profundidad de anclaje del empacador.

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b)

El anclaje del empacador para la cuchara, puede llevarse a cabo con unidades de registros geofísicos o con la tubería de trabajo, sin embargo se recomienda en lo posible hacerlo con la unidad de registros, debido a que la operación se realiza mas rápido, Ver figura IV.14.

c)

Tomar un registro giroscopico para ubicar el pozo de acuerdo a las coordenadas objetivo planteadas, además de tomar la impresión de la guía del empacador para orientar la cuchara en superficie.

d)

Amar y orientar la cuchara en superficie, con el molino iniciador y la sarta de trabajo midiendo cada uno de sus componentes, anotar dichas medidas en la bitácora de operación del equipo.

e)

Bajar la cuchara a la profundidad del empacador, a una velocidad de introducción constante, evitando en lo posible las frenados bruscos de la tubería al sentarla en cuñas, para hacer la conexión.

f)

Verificar los pesos de la sarta hacia arriba, hacia abajo y estática, 50 m antes de llegar a la profundidad del empacador.

g)

Efectuar el ajuste y enchufar la guía de la cuchara dentro del empacador.

h)

Cargar peso a la misma (Normalmente se requiere de 8 a 10 ton), para romper el perno de sujeción del molino iniciador con la cuchara. La figura No. IV.15, muestra una ejemplificación del proceso de ruptura del tornillo de sujeción en el anclaje de la cuchara.

i)

Levanta el molino iniciador ( se recomienda de 1 a 2 m arriba de la cuchara y marcar la profundidad en la tubería.

j)

Conectar la flecha e iniciar la circulación de fluidos y rotación de la herramienta de acuerdo a las condiciones determinadas previamente.

k)

Operar molino iniciador sobre la tubería de revestimiento y la cuchara mas menos 1 m, el objeto es marcar la tubería y hacer huella para operar el molino ventana.

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l)

Sacar molino iniciador a superficie, armar y meter el molino ventana, junto con los molinos sandias, para abrir y conformar la ventana, La figura No. IV.16, muestra un diseño típico de sarta.

m)

Una vez realizada la ventana el siguiente paso es el cambio de sarta por una navegable similar a la de la figura No. 13 para construir el ángulo requerido y direccionar el pozo hacia el rumbo establecido. La figura No. IV.17, presenta una ejemplificación de dicho proceso.

Figura No. IV.14.-Esquematización del anclaje de un empacador para cuchara.

M o lin o in ic ia d o r T o rn illo d e s u je c ió n

C u c h a ra D e s v ia d o ra

G u ía d e c u c h a ra

E m pacador

Figura No. 1IV.15.-Anclaje de cuchara para la apertura de la ventana.

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T ornillo de sujeción

Figura No. IV.16.- Ejemplificación de anclaje de cuchara

Tubería hevi - weight

Molino Sandia o Watermelon

Molino Ventana

Figura No. IV.17.- Ejemplificación de una sarta típica para abrir una ventana.

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Figura No. IV.18.-Ejemplificación del direccionamiento de un pozo.

IV.6.-Profundizaciones Este tipo de intervenciones se realizan: 1. 2.

Cuando los pozos son terminados en la cima de la formación productora. Cuando se tienen antecedentes de acumulaciones de hidrocarburos a profundidades mayores.

El proceso consiste en romper la zapata y perforar hasta la profundidad programada. Existen ocasiones en las cuales la existencia de pescados dificulta esta operación, en tal caso se recomienda realizar una ventana en la tubería de revestimiento de acuerdo al procedimiento visto en el inciso anterior y salir lateralmente hasta la profundidad de interés. La planeación del trabajo de profundización requiere de información adicional a la utilizada para un mantenimiento convencional, tales como registros geofísicos de correlación de pozos vecinos, histórico de barrenas, ritmos de penetración, etc. Los registros geofísicos son fundamentales para el calculo de los gradientes de presión de poro y fractura, estos dan la pauta para la selección adecuada de la densidad del lodo, con lo que se evitan problemas durante la profundización, al mismo tiempo los gradientes de presión se emplean para diseñar la tubería de revestimiento a emplear en esta etapa del pozo. ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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Por otro lado el histórico de barrenas y los ritmos de penetración, sirven para hacer una buena selección de estas al comparar su comportamiento en formaciones similares, reduciendo el número de viaje para cambio de barrena y por lo tanto se puede calcular con mayor precisión el tiempo requerido para perforar el intervalo a profundizar. Cuando se tiene un pozo con intervalos abiertos y se desea efectuar una profundización, es necesario obturar todos los intervalos y probarlos hidráulicamente de manera que se garantice la hermeticidad del pozo antes de efectuar la profundización.

IV.6.1.-Guía operativa a)

Con molino del diámetro adecuado reconocer hasta la profundidad interior del pozo y rebajar los accesorios de la tubería de revestimiento (Zapata guía cople de retención etc.).

b)

Efectuar viaje de limpieza con canastas chatarreras y tubería de trabajo, circular en el fondo del pozo el tiempo necesario para evitar que la barrena sufra daños durante su operación, si es necesario considerar correr baches viscosos

c)

Armar sarta de perforación de acuerdo a los requerimientos del objetivo (sarta penduleada empacada etc.).

d)

Una vez alcanzada la profundidad de interés efectuar viaje corto y acondicionar el agujero para tomar registros eléctricos., sacar la barrena a la superficie.

e)

Tomar los registros programados ( DI / RG, SONICO DIGITAL / RG, DLL/RG, SP/RG, FDC/CNL/RG, FMI / RG etc.).

f)

Armar el liner con la tubería de revestimiento hasta la profundidad perforada, la cual pudiera tener la siguiente distribución (Zapata flotadora c/doble válvula, un tramo de T.R, Cople flotador un tramo de T.R., Cople de retención, la cantidad de tramos de T.R. requeridos, conjunto Colgador, tubería de perforación.

g)

Probar el equipo de flotación una vez armado el liner, (esto es, bombear por el interior de la tubería un fluido de menor densidad, con el objeto de crear una diferencial entre la columna hidrostática del interior de la tubería y el espacio anula, el equipo

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de flotación trabajara adecuadamente en la medida que impida el flujo del espacio anular hacia el interior de la TP. h)

Introducir el liner hasta la profundidad programada de acuerdo a los procedimientos establecidos.

i)

Efectuar el ajuste de tubería, se recomienda dejarla zapata +/- 1 m arriba del fondo perforado circular para homogeneizar las condiciones reológicas del lodo a la entrada y salida.

j)

Instalar cabeza de cementar, anclar el conjunto colgador de T.R. de acuerdo a los procedimientos de operación del mismo.

k)

Efectuar una junta de seguridad entre el personal involucrado en la operación para asignar tareas especificas y evitar incidentes que puedan poner en riesgo el éxito de la operación.

l)

Efectuar cementación de T.R. de acuerdo al diseño elaborado.

m)

Efectuar las operaciones subsecuentes para una terminación del pozo.

IV.7.-Taponamiento definitivo. Existen dos razones por las cuales se tapona un pozo: 1. La primera de ellas se origina cuando el pozo ha terminado su vida productiva, en cuyo caso se colocan varios tapones con longitudes de 150 a 200 m. Normalmente, el primero de ellos se coloca arriba del último intervalo disparado, otro a la profundidad media del pozo, 200 m debajo de la superficie del pozo, en ocasiones se disparan las tuberías de revestimiento superficiales y se circula el cemento hasta observar salir a la superficie. Lo anterior para garantizar que el pozo en todos sus espacios anulares quede herméticamente sellado. Finalmente se recuperan las conexiones superficiales como cabezales de producción y se coloca una placa con los datos del pozo (nombre, profundidad, equipo que intervino, fecha del taponamiento, etc.). 2. La segunda razón por la cual se taponan los pozos de manera intencional se da en pozos exploratorios, cuando estos resultan secos, o con pobre impregnación de hidrocarburos, en cuyo caso la diferencia es que además ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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se trata de recuperar la mayor cantidad de tubería de revestimiento, la colocación de los tapones y selección de la profundidad de los mismos es similar al mencionado anteriormente. Otra causa por la cual se taponan los pozos, es la ocurrida durante las intervenciones de reparación, en las cuales suceden accidentes mecánicos que hacen incosteable continuar con la reparación.

IV. 8.- Cementación con tubería flexible Otra de las aplicaciones de la reparaciones mayores es efectuar operaciones de cementación para aislar de zonas productoras de agua, depresionadas, aislar temporalmente intervalos con alta relación gas aceite, para tapón de desvío, abandono definitivo de pozos mediante la Tubería Flexible. Esta técnica de cementación se utilizo en sus inicios por la Cía. Arco en Alaska la uso para operaciones de cementación forzada en Prudhoe Bay en 1983, con la finalidad de reducir los costos, en la reparación de pozos, donde la movilización de equipos convencionales es elevada. En la actualidad su aplicación esta encaminada a intervenciones, donde se utilizan pequeños volúmenes de cemento. Las ventajas que se obtiene con el uso de la tubería flexible es: Utilizar pequeños volúmenes de fluidos para el control del pozo. No se requiere la movilización de equipo convencional. Precisión en la colocación del cemento. Menores posibilidades de contaminación de la lechada durante la colocación. 9 Reducción de riesgo de pegaduras. 9 En las cementaciones forzadas se puede desplazar el exceso de cemento contaminando. 9 9 9 9

Antes de efectuar un trabajo de cementación se deberán tomar en cuenta las siguientes consideraciones: a) b) c) d) e) f)

Objetivo de la operación (factibilidad del empleo de la T.F.). Registro de fatiga de la Tubería Flexible. Volúmenes de lechadas de cemento. Datos de pruebas de admisión. La caída de presión por fricción durante el bombeo del cemento. Cédulas de bombeo, bajas.

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g) h) i) j) k)

El control de la profundidad. Diseño y sistema de lechada. Diámetro y longitud de la sarta. Técnica de cementación. Profundidad, temperatura y tiempo de bombeo.

El cumplimiento de las consideraciones anteriores permite asegurar el éxito en el diseño y operación.

IV.8.1.-Diseño de la lechada Primeramente se selecciona el tipo de cemento de acuerdo a las propiedades y objetivos buscados en la operación, los cuales son función del esfuerzo de compresión, profundidad, temperatura, porosidad, permeabilidad y adherencia requeridas. Las lechadas de alta densidad, desarrolla buen esfuerzo de compresión, pero generan altas presiones por fricción durante su bombeo dentro de la TF, el filtrado tiene un efecto sobre los disparos y la formación a obturar, lechadas filtrados mayores a 100 ml/30min, son recomendables para zonas de perdida. La figura No. IV.19, presenta el efecto mencionado sobre la zona disparada.

Alta pérdida de fluido 800 mL/30 min

Nodos

Baja pérdida de fluido 15 mL/30 min

Figura No. IV.19.- Efecto del filtrado del lodo sobre los disparos en un pozo.

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Las propiedades reológicas recomendadas son: Bajos esfuerzos de cedencia del orden de 5-10 lbs/100pies. Viscosidades menores a 50cp Mínimas presiones por fricción. Agua libre: cero (máx. 1ml ) Esfuerzo de gel •estable para la temperatura y tiempo de bombeo requerido.

IV.8.2.-Pruebas de lechadas en laboratorio Los tiempos bombéales recomendados son de dos horas a condiciones atmosféricas de presión y temperatura (bajas rpm de mezcla) o de dos veces el tiempo requerido para su colocación. Tiempo de curado: 5 horas a presión y temperatura de fondo estática

IV.8.3.-Procedimiento de ejecución Se determinaran los esfuerzos a que estará sometida la T.F., durante la cementación, existen varios programas de computo para modelar dichas condiciones, PEMEX cuenta con el simular CTStress de Maurer Engineer Inc. Un ejemplo se presenta en la figura No. IV.20.

Figura No. IV.20.- Elipse de esfuerzos biaxiales para la TF.

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IV.8.3.1.-Control de la profundidad. Para operaciones con volúmenes pequeños de lechadas o de colocación precisa se requiere correlacionar la profundidad de la tubería, con alguna referencia mecánica del pozo mediante el uso de localizadores de extremo de aparejos o de algunos otros métodos. IV.8.3.2.-Ensamble de fondo. Se recomienda usar trompo cementador con orificios laterales para aumentar la velocidad del fluido homogeneizando la lechada en el fondo, así como el uso de válvula check para evitar la intrusión de fluidos en la tubería. IV.8.3.3.-Diseño de Espaciadores. Para prevenir la contaminación de la lechada se determinarán el uso de baches espaciadores con fluidos compatibles o del uso de espaciadores mecánicos (tapones de hule) de desplazamiento. IV.8.3.4.-Técnica de Colocación. De acuerdo a los fluidos contenidos en el pozo y de la profundidad del tapón, se colocará una base firme como apoyo al cemento evitando la contaminación por colgamiento del mismo mediante el bombeo de un bache viscoso, arena o de algún medio mecánico (tapones puentes). Así como mantener la tubería en movimiento durante la operación. La figura No. IV.21 ejemplifica este proceso.

La lechada de cemento se contamina por colgamiento a través de los fluidos menos densos

Figura No. IV.21.- Colocación de tapones de apoyo en cementaciones forzadas y tapones de cemento..

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VI.3.5.-Procedimiento general de colocación Antes de iniciar con la colocación del cemento se deberá determinar los parámetros necesarios para la ejecución de la cementación como limpieza del pozo, prueba de inyección para el caso de forzadas, correlación de la profundidad, control del pozo, colocación de bache viscoso, velocidad de ascenso de la tubería mientras se coloca el cemento etc. 1. Medir la capacidad de la Tubería flexible físicamente en el pozo, para lo cula se puede utilizar un bache testigo,. 2. Colocar la T.F. (trompo cementador) en la base del tapón programado y circular al menos un ciclo, el volumen del pozo 3.

Preparar y bombear el espaciador-lechada-espaciador .

4. Con la tubería estática a la profundidad de colocación del tapón desplazar el bache espaciador más 1.5 bls de lechada de cemento hasta el extremo de la TF. Previamente el operador de la T.F. deberá practicar la velocidad de ascenso de la tubería para igualar el gasto de desplazamiento y volumen de lechada establecido en el diseño. La velocidad de ascenso se calcula de la siguiente manera:

VTF =

Q∗H V

donde: VTF. = Velocidad de ascenso de la tubería flexible Q = Gasto de bombeo de desplazamiento. H = Altura del tapón de cemento dentro de la T.R. V = Volumen de lechada de cemento. 5. Elaborar una cédula de bombeo para el desplazamiento de la lechada, que consiste en una tabla de gasto , volumen y velocidad de ascenso. 6. Sincronizar la velocidad de ascenso con el gasto de desplazamiento, en algunos casos se dificulta dicha operación por lo que se recomienda la utilización de equipos portátiles de comunicación para realizar los ajustes necesarios durante la operación y en caso necesario recalcular la velocidad o gasto si varían las condiciones. La figura No. IV.22, ejemplifica este procedimiento. 7. Al terminar el desplazamiento del cemento el extremo de la T.F. deberá encontrarse en la cima de tapón. Continuar levantando la tubería para sacar el segundo bache espaciador, la figura No IV.23, representa lo anterior

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8. Con la T.F. estacionada de 3 a 5 m arriba de la cima estimada de cemento y circular dos veces la capacidad del pozo para desplazar los espaciadores o el exceso de cemento a la superficie. Bombeo de la lechada a máximo gasto y presión permitido

Estrangulador abierto

Fluidos del pozo Espaciador Lechada de cemento

La punta de la T.F. es mantenida dentro del seno de la lechada

Figura No. IV.22.- Colocación de un tapón de cemento con TF. 9.

Recuperar tubería y esperar el tiempo de fraguado requerido fraguado.

En caso efectuar cementaciones con tapones forzados: 1. Levantar tubería flexible al menos el doble de la altura de cemento, si es posible hasta la T.P., cerrar preventores e iniciar la inyección del cemento hasta alcanzar presión final como se muestra en la figura No. IV.24, si es necesario utilizar la técnica de hesitación del cemento. 2. Abrir pozo estrangulado y circular manteniendo presión positiva sobre la presión final alcanzada. 3. Bajar T.F. con la máxima presión y gasto permisible para la remoción del cemento excedente contaminado. 4. Reducir el gasto al pasar por la zona tratada para no dañar los nodos formados. La figura No. IV.25 ejemplifica el proceso. 5. Circular durante un ciclo manteniendo la presión y el gasto de bombeo positiva como se muestra en la figura No. IV.26. ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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6. Con pozo estrangulado sacar la tubería con máxima presión y gasto de circulación, observando los fluidos en la descarga. Bombeo continuo a bajo gasto Pozo cerrado

Fluidos de control Espaciador Lechada de cemento

La punta es levantada aproximadamente 50 pies encima del cemento

Figura No. IV.23 Desplazamiento de tapones de cemento. Bombeo del fluido desplazador a máximo gasto y presión

Fluido empacador

Pozo cerrado

La T.F. se mantiene en movimiento o se levanta a la T.P.

Espaciador Lechada de cemento

Figura No. IV.24.- Tapón de cemento a presión. 7. Represionar pozo y cerrar el mismo para esperar el tiempo de fraguado necesario 8. Si durante la prueba de inyección efectuada previa a la operación se observa el regreso de los fluidos inyectados se optarán por el uso de algunas ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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herramientas de fondo (retenedores) adecuado al tipo de operación, existentes en el mercado. Bombeo de contaminantes a máximo gasto y presión

Lechada de cemento contaminado

Se abre el pozo estrangulado para mantener la presión final alcanzada La T.F. penetra el exceso de cemento a un gasto que provea un 50% de mezcla de contaminante

Lechada de cemento

Figura No. IV.25.- Ejemplificación del lavado de pozo posterior a una cementación a presión mediante un tapón forzado. Fluido bombeado a máximo gasto y presión

Fluido de circulación

Descarga de fluidos estrangulado para mantener presión positiva sobre la zona tratada

El difusor es reciprocado a través de la zona tratada hasta la Pi Presión diferencial mantenida sobre la zona forzada

Figura No IV.26.- Proceso de lavado de pozo.

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T.R.

Formación

Cementación primaria

Figura No. IV.27. Obturamiento del intervalo disparado.

IV.8.3.6.-Evaluación del servicio Al término de las operaciones, se puede evaluar la eficiencia obtenida en la ejecución de los trabajos a través de diferentes pruebas dependiendo del tipo y objetivos de la operación, como por ejemplo pruebas de presión, de flujo o de producción., además de verificar las condiciones del pozo con línea de acero o la misma T.F. En caso de obstrucciones o afinar cimas de cemento se puede corregir mediante el uso de barrenas ampliadores para remover el excedente. Ejemplo: Se requiere colocar un tapón de cemento con longitud de 100 m, con cima de cemento a 2636m, para el pozo mostrado en la figura No. VI.10, el objetivo es aislar el intervalo abierto de 2710-2720m., Se planea emplear una tubería flexible de 1.25”. El pozo cuenta con aparejo de producción de 3.5” de 9.2 lbs/pie, diámetro interior de 2.992” con empacador a 2503m y extremo a 2525m, la profundidad interior es de 3801m, la tubería de explotación es de 7 5/8” con diámetro interior de 6.625”. Solución: Cálculos Previos: Capacidad de la Tubería de Producción:

CapTP = 0.5067 Dtpin

2

=4.54 lts/m Capacidad de la Tubería de Revestimiento:

CapTR = 0.5067 DTRin

2

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=22.23 lts/m. Capacidad entre la TF y la tubería de revestimiento

(

CapTR = 0.5067 DTRin − DTF 2

2

)

=21.44 lts/m.

Figura No. IV.28.- Estado mecánico pozo tipo. ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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Capacidad entre la TF y la tubería de producción.

(

CapTR = 0.5067 DTPin − DTF 2

2

)

=3.74 lts/m. Calcular el volumen para cada uno de los elementos que componen el estado mecánico del pozo. VTP −TF = CapTP −TF ∗ L(m)

=9,443.53 lts ( 59.4 bls) VTR −TF = CapTR −TF ∗ L(m)

=4523.8 lts (28.45 bls) Se considera en este caso la longitud base del tapón, se solicita la cima a 2636m, por lo tanto L =2736m. Volumen de lechada para preparar los 100m de tapón VTR = CapTR ∗ L(m)

=2223 lts (13.99 bls) En este caso la medición física de la TF en el campo se considera de 5247 lts ( 33 bls) Siguiendo las recomendaciones mencionadas en el procedimiento de colocación y de acuerdo con los datos del estado mecánico, se requiere colocar un tapón de apoyo para evitar el colgamiento del cemento en este caso se considera recomienda de la misma longitud que el de cemento. El volumen para la colocación del bache es: VTR −TF = CapTR −TF ∗ L(m) =6,667.84 lts (41.94 bls) Se recomienda elaborar una tabla de gasto de desplazamiento contra velocidad de ascenso de la TF, en este caso: Gasto BPM 0.25 0.3 0.4 0.5 0.7 0.8 0.9

Velocidad de ascenso M/min 1.78 2.14 2.86 3.57 5.0 5.57 6.43

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VI.3.7.-Procedimiento de ejecución en campo. a) Instalar la unidad de tubería flexible, de bombeo, trompo cementador con la cantidad de cemento necesaria para preparar el volumen de lechada de cemento, pipas con agua y baches, además de la unidad de alta presión. b) Probar la conexión del tropo cementador con tensión y la hermeticidad de la tubería flexible con la presión máxima de trabajo. c)

Bajar la tubería flexible con circulación mínima de agua dulce hasta 2836m.

d) Circular un ciclo completo (59.4+41.94+33)= 134.34 bls y observar las condiciones del pozo que no presente perdida ni aportación de fluidos, esto es un factor importante para garantizar el éxito de la operación. e) Bombear 14 bls de bache viscoso, pesado y desplazar mismo con 16 bls de fluido de control, con lo cual se tendrán 3 bls de bache fuera de la TF antes de levantar la misma que permitirán compensar las variaciones de velocidad de ascenso. f) Levantar la TF a la velocidad de ascenso requerida de acuerdo con la tabla de relación gasto-velocidad hecha previamente. g) Cortar el bache dejando un pequeño volumen como testigo de la colocación y circular un tiempo de atraso (59.4+28.45)=87.85 bls al máximo gasto permisible de trabajo. El comportamiento de la presión de desplazamiento da un indicio del éxito en la colocación del bache, una presión igual o cercana a la presión de bombeo durante la introducción de la TF indica que el tapón se descolgó y por tanto se requiere otra técnica para colocar el cemento. Caso contrario se continúa con la cementación, repitiendo los pasos “d” al “g.”. La figura No. IV.29, del comportamiento de parámetros registrados durante la operación, la primera parte de la curva representa la colocación del bache presión de bombeo de 1200 psi que corresponden al punto donde se termina el bombeo del bache, la presión final de desplazamiento es de 800 psi, con gasto de 0.6 bpm. La siguiente parte de la grafica representa la colocación del tapón de cemento, en este caso se uso una densidad de lechada de 1.90 gr/cc, que genera una presión de bombeo de 2900 psi con un gasto de 0.5 bmp al momento del bombeo del cemento al interior del carrete de TF. Una vez que el cemento comienza a entrar al pozo .la presión disminuye como resultado de la carga hidrostática ejercida por la columna de cemento en el interior de la TF, en este caso la presión final fue de ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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1250 psi lo que da indicios de que el tapón fue exitoso y por tanto la cima teórica calculada deberá corresponder con la física que se determine posteriormente.

Figura No. IV.29.- Operación de cementaciòn con TF

IV.9.- Registros y disparos con TF. El sistema de registros eléctricos con T.F. han sido diseñado para transportar las herramientas necesarias para registrar información en pozos, cuyas condiciones no permiten el uso de servicios convencionales de registros eléctricos Existen cuatro modalidades de registros eléctricos con tubería flexible, tomados en agujero descubierto, revestido, para disparos y en operaciones especiales. Las principales ventajas al utilizar la tubería flexible con respecto con registros convencionales varían según su el objetivo de la operación, sin embargo se pueden mencionar las siguientes: 1. 2.

Registrar intervalos en agujeros altamente desviados e inclusive en secciones horizontales. Se obtiene un registro continuo, ya sea metiendo o sacando, con rapidez y un alto grado de control de la profundidad.

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3.

La combinación de sondas o herramientas de registros de gran longitud pueden deslizarse a través de agujeros con altas severidades. Es posible la circulación de fluidos a través de la tubería flexible antes, durante y después de la toma de los registros o la realización de disparos, lo que reduce el riesgo de pegadura de herramientas. El equipo de control de presiones de la unidad de tubería flexible proporciona una seguridad constante del pozo, por lo que las operaciones son seguras, sobre todo en pozos “arrancados”. Es posible la toma de registros de producción en pozos de alta presión sin correr el riesgo de que las herramientas sean impulsadas fuera del pozo. Combina la capacidad de conducción de fluido de la tubería flexible y la transmisión de energía e información mediante el cable eléctrico. Es posible obtener información del fondo del pozo en tiempo real durante la realización de tratamientos a fin de mejorar su diseño y ejecución.

4. 5. 6. 7. 8.

El diseño de registros con tubería flexible requiere de la siguiente información con es el tipo de registro a realizar, la naturaleza de la información deseada, el tipo de registro por tomar determinará la herramienta o sonda, características del cable requerido por la sonda, los criterios operativos, determinarán el tipo de cable y el equipo complementario. La selección de la sonda adecuada las zonas de interés puede ser verificada con la ayuda de programas de cómputo. Además los puntos anteriores, los primeros pasos que se deben de dar al diseñar una operación de registros eléctricos con tubería flexible es tomar en consideración la siguiente información. 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9

Características de la sarta de registroDiámetro exterior(OD)de la TF Distribución de los componentes (diagrama de pesca) Especificación de las temperaturas y presiones de trabajo de la herramienta Geometría del pozo y características del agujero Tuberías de revestimiento y de producción (diámetro, peso, grado, profundidad., etc.) Accesorios o restricciones (diámetros interiores y ubicación) Desviaciones, severidades, inclinaciones y rumbos. Intervalos disparados, profundidades, densidad de disparos, profundidad interior. Presión y temperatura de fondo Equipo y herramientas disponibles Detalles de la tubería flexible (longitud, diámetro exterior, espesor, fatiga, etc.). Tipo de cable (tamaño, temperatura de trabajo, estado del aislamiento y conductores)

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9 Cabeza adaptadora, diámetro exterior y peso.-Preventores y equipo superficial (lubricador, estopero, etc.) 9 Logística-Peso de la unidad de tubería flexible. Adicionalmente a los componentes que integran un equipo de tubería flexible convencional, los siguientes aditamentos son necesarios para las operaciones de registros:

IV.9.1.-Conector de contra presión Es empleado para permitir la conexión entre el cable y la tubería flexible, mientras se mantiene un control de la presión dentro del carrete, ver figura No. IV.30

Figura No. IV.30.- Conexión en superficie del conector de contrapresión. Colector de carrete.- Se emplea para hacer la conexión eléctrica entre el cable y el swviel del carrete y la unidad de registros en superficie, normalmente cuando el equipo se transporta este es removida. Cable.- Los cables de registros para pozos de aceite y gas han derivado en una gama diferente de arreglos de cable los cuales se diseñan para los requerimientos de temperatura y tipo de ambiente en los cuales estos van a trabajar. Los factores que intervienen en el límite de operación del cable son: 9 La resistencia a la tensión, es decir debe ser capaz de soportar su propio peso en el pozo para la profundidad de operación. 9 Temperatura.- los materiales empleados como conductores del cable son efectivos únicamente dentro de cierto rango de temperaturas. ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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9 Tipo de ambiente.-Los materiales empleados en ambientes hostiles pueden ser incompatibles con los fluidos de tratamiento o con los aportados por el pozo. Los factores descritos anteriormente son iterativos, por lo tanto la selección del tipo de cable esta en función de las condiciones de operación que se esperan en el pozo. Existen en el mercado tres tipos de cable los cuales son: 1. 2.

3.

Monocable .- Este tiene un conductor y es principalmente empleado la toma de registros de producción y disparos. Coaxial.- Este tiene un protector de cable compuesto principalmente de pequeños filamentos de cobre en forma de espirales alrededor del conductor central, los cables coaxiales son similares en dimensiones al Monocable pero tienen mayor capacidad de transmitir datos. Heptacable.- Tienen siete conductores y son principalmente empleados en la toma de registros en agujero abierto. Las figuras No. IV.31, presentan gráficamente la forma de cada uno de ellos.

Figura No. IV.31.- Tipos de cables empleados en operaciones de registros ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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IV.9.2.-Registros en agujero descubierto Los registros en agujero descubierto son aplicados para evaluar las formaciones perforadas antes de ademar el intervalo de interés. En la mayoría de los casos corren en tandem varias herramientas de registros con diferentes parámetros de medición, las más comunes, se enlistan a continuación: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

Rayos Gamma-identificación de litología y correlación Doble inducción-mide la resistividad de la formación Líto densidad-mide la porosidad e identifica la litología Neutrón compensado-mide la porosidad, identifica la litología y ubica los contactos de fluidos Sónico-mide la velocidad acústica para identificar porosidad y litología Estratigráfico-identifica la orientación de las capas, la localización de fracturas y la dirección y geometría del agujero Muestreo de roca-para obtener núcleos de pared Muestreo de fluidos-recupera muestras de fluidos a presiones del yacimiento y estima permeabilidades Sísmica de pared del agujero-proporciona información sísmica

IV.9.2.1.- Aplicaciones en agujeros desviados En pozos desviados, los registros tomados con TF tienen ventaja sobre los sistemas convencionales de registros eléctricos que utilizan la tubería de perforación (TLC), como medio para deslizar las herramientas hacia el fondo del pozo, como son:, el tiempo de ejecución y la seguridad con que se realiza la operación. La distancia a la que se introduce la sarta de registros eléctricos con tubería flexible depende de varios factores, siendo el principal el peso de la herramienta y la fricción resultante de la misma con las paredes del agujero. Debido a que las sondas de registros eléctricos son generalmente grandes (diámetros exteriores mínimos de 3-3/8 de pulgada) y pesadas, la generación de fricciones es alta en el agujero descubierto lo que limita el alcance que puede esperarse durante las operaciones de registros con tubería flexible. A fin de predecir los esfuerzos a que va a ser sometido el aparejo de registros a introducir en pozos desviados u horizontales, se utilizan programas de cómputo, tales con el CT Buckle.

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IV.9.2.2.-Registros en agujero revestido Los registros tomados en pozos ademados o revestidos es un medio por el cual se confirma o identifican las características del yacimiento o de la terminación del pozo. Las principales aplicaciones comprenden los registros de producción, la evaluación de la cementación y los registros de corrosión. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Registros de producción-Medición de presión, temperatura, densidad y gasto. Monitoreo del yacimiento-espectroscopia con rayos gamma y tiempos de decaimiento termal Avance de corrosión-Calibrador mecánico, cámara de televisión Evaluación de cementaciones-Registro sónico de cementaciones, imágenes de ultrasonido Registro giroscópico-Desviación del pozo Localizador de punto libre-Determinación de la profundidad de atrapamiento Sísmica del fondo del pozo

La mayoría de los registros en agujero revestido son operaciones en pozos que se encuentran produciendo, debido a que la TF cuenta con el equipo de control de presiones adecuado no se tiene necesidad de matar al pozo y diferir la producción. Estos trabajos están diseñados para las siguientes aplicaciones: a) b)

Pozos altamente desviados u horizontales donde el aparejo de registros convencionales no puede ser deslizado dentro del pozo. Pozos verticales donde se requiere la toma de información mediante la inyección continúa de fluidos (PLT Presión Temperatura con bombeo de N2).

El objetivo de los registros de producción en pozos direccionales es determinar el perfil de flujo y la productividad de los intervalos a lo largo del agujero (por ejemplo, saber cuales intervalos o fracturas están produciendo, tipo de fluidos producidos, que grado de aportación de cada intervalo). El perfil de flujo resultante se correlaciona con las variaciones laterales de permeabilidad, saturación, etc. a fin de detectar anomalías de producción. Realizando simultáneamente pruebas presión, es posible cuantificar los parámetros del pozo y del yacimiento.

IV.9.3.-Disparos con tubería flexible El objetivo de las operaciones de disparos es la de establecer conductos de flujo entre el pozo y la formación, mediante cargas que perforen la tubería de revestimiento, el cemento y penetren hasta la formación productora. la tubería flexible es capaz de llevar el arreglo de pistolas hasta la profundidad del disparo ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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para operaciones en pozos altamente desviados y horizontales, así como en casos donde la sarta es demasiado pesada para soportarla con el cable de registros, o disparos en pozos con alta presión, figura No. 32.

Figura No. IV.32.- Ejemplificación de toma de registros con TF en pozos horizontales. Los disparos de producción.- son las operaciones comunes con tubería flexible, consisten en conectar las pistolas a la tubería con cable para ser llevadas hasta el objetivo programado y accionarlas a través de corriente eléctrica. Existen varios tipos de pistolas entre las que se pueden menciona: a. Pistolas desintégrales.b. Pistolas semi desintégrales. Pistolas recuperables.- éstas (scallop/hyperdome) van dentro de un tubo lo cual asegura que los desechos de las pistolas queden se recuperen después del disparo, proveen una mejor recuperación, permitiendo que estas trabajen en ambientes de altas temperaturas, presión y desviación.

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IV.9.3.1.-Mecanismo de los disparos.Existen dos medios o formas de realizar los disparos: 9 -Eléctricamente 9 Con presión. El sistema de disparos con presión (TCPS) puede ser usado sin necesidad de tener un cable en la tubería flexible, correlacionando la profundidad de los disparos a través de una sonda de Rayos Gamma-CCL de memoria para corregir los efectos de pandeos que sufre la tubería en pozos desviados y de algunos otras fuerzas a la que está sometida (presión, elongación etc.). Este mecanismo de disparos es una alternativa confiable (un pié de desfasamiento como máximo), cuando no se tiene la disponibilidad del carrete con cable para la toma de información. La figura No. IV.34, es un a representación del tipo de cabeza empleada para accionar las pistolas

Figura No. IV.34.- Cabeza de disparos accionados mediante presión Las detonaciones eléctricas es el mecanismo más confiable y comúnmente utilizadas para efectuar los disparos a través de la tubería flexible para pozos altamente desviados y horizontales, instalándole un cable de registros a la tubería de trabajo (ó tubería con cable instalado de fábrica). Las precauciones tomadas debido al manejo de explosivos, son los mismos riesgos observados que con los disparos convencionales, por lo que se deberá tomar en cuenta las fuentes de voltaje existentes en la localización como:

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-

equipo eléctrico soldadura equipo de potencia catódica radio de frecuencia

A causa de la rigidez de tubería, se recomienda la instalación de centradores a la sarta de disparos, para evitar el contacto de las cargas con las paredes de la T.R. y obtener óptimas penetraciones de los disparos en la formación. La complejidad y el incremento en la realización de estas operaciones ha motivado el desarrollo de mejores procedimientos y herramientas para asegurar la operación., entre las que se pueden mencionar el tipo de lubricador, herramientas etc.

IV.9.3.2.--Procedimiento de operación: Levantar el lubricador con la sarta de pistolas o sonda de registros de forma similar a las operaciones con registros, e introducir la sonda en el pozo hasta la barra rígida y cerrar el preventor anular, como lo muestra la figura No. IV.35.

Figura IV.35.- Instalación e introducción de herramientas para sondas con longitud mayor a 60 pies. Desmantelar el lubricador y equipo de registros manteniendo en todo momento los rams cerrados, como lo muestra la figura No. IV.36.

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Figura No. IV.36.- Ejemplificación de la introducción de la sonda Descargar la presión del lubricador permitiendo que la desconexión inferior, ganando acceso a la conexión de la barra rígida, una vez que esta se lleva a cabo el lubricador es conectado nuevamente con un raiser corto a la cabeza inyectora y la herramienta es corrida dentro del pozo con la TF como lo muestra la Figura No. IV.37, IV.38.

Figura No. IV.37.-Conexión de la cabeza inyectora a la barra y herramienta de fondo.

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Figura No IV.38.-Introducción de herramientas de gran longitud en pozos sin equipo.

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A continuación se presenta una tabla donde se aprecia la compatibilidad del cable con la guía, para las herramientas de registro y disparos:

HERRAMIENTA

HEPTACABLE MONOCABLE

COAXIAL

SERVICIOS DE EVALUACION LTD CNT GR EPT

HERRAMIENTA DE LITODENSIDAD NEUTRON COMPENSADO RAYOS GAMMA PROPAGACION ELECTROMAGNETICA

X X X X

-----------------

--------X -----

DI TCC SDT RFT FMS

DOBLE INDUCCION CARTUCHO DE TELEMETRIA SONICO DIGITAL PRUEVAS DE FORMACION MICROBARRIDO DE FORMACION

X X X X X

---------------------

----X -------------

CET CBL SAT DSA

EVALUACION DE CEMENTO ADHERENCIA DE CEMENTO ADQUISICION SISMICA SISMICA DEL FONDO DEL POZO

X X X X

-----------------

-----------------

X

X

X

PISTOLAS DE DISPAROS SERVICIOS DE REGISTROS DE PRODUCCION CCL GR PTS HMS

LOCALIZADOR DE COPLES RAYOS GAMMA PRESION TEM.YDENSIDAD CALIBRACION DE PRESION

X X X X

X X X X

X X X X

FBS CFS NFD HUM

SONDA DE MOLINETE SONDA DE MOLINETE DENSIDAD NUCLEAR DE FLUIDOS

X X X X

X X X X

X X X X

TCS TDT RST GST BHTV MFC TGS

SONDA CALIBRADORA DE T.P. TIEMPO DE DECAIMIENTO TERMICO EVALUACION DE SATURACION DE ESPECTROMETRIA DE RAYOS TELEVISION EN EL FONDO DEL POZO CALIBRADOR DE DIAMETRO DE TUBERIAS GEOMETRIA DE TUBERIA DE PRODUCCION

X X X X X X

X X2 ----------------X

X1 X2 X X --------X

1 SOLAMENTE EL CALIBRADOR PUEDE SER CORRIDO EN CABLE MONOCABLE O CABLE COAXIAL 2 CUANDO EL TDT Y CPLT SON CORRIDOS EN COMBINACIONEN CABLE COAXIAL SI SE REQUIERE

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IV.10.-Inducciones con nitrógeno. El objetivo es aligerar la carga hidrostática generada por los fluidos contenidos en el pozo, mediante el desplazamiento con nitrógeno que permita crear una presión diferencial a favor del intervalo productor, dando origen a el flujo a la superficie. Dentro de las consideraciones para el diseño de un trabajo de inducción se toman en cuenta: la geometría del pozo, el nivel de fluido en el mismo, las condiciones de la vida útil del aparejo de producción, conexiones superficiales, datos del yacimiento, densidad de fluido en el pozo, presión y temperatura de fondo y las características de la tubería flexible. Así como las normas técnicas API- RP SC 7.Coiled Tubing Operación In Oíl And Gas Well, series First Edition 96. , Estándar 22 y 11 (a Cía. Dowell), Normas de seguridad y ecología de A.S.E.C. Además de lo anterior se requiere conocer el comportamiento de nitrógeno a fin de determinar el volumen óptimo de acuerdo con el tiempo de operación, para realizar la inducción al pozo. Esto es posible mediante el uso de simuladores, existen en el mercado varias. El volumen requerido de nitrógeno se determina en función de la geometría del pozo, tipo de fluido por desplazar y de las condiciones de operación, gastos, presiones de inyección, velocidad de introducción y extracción de la tubería flexible. La razón de usar nitrógeno gaseoso en los pozos petroleros, se debe a sus características y propiedades, ya que es un elemento inerte que se puede inyectar al pozo sin riesgos de incendio durante las operaciones. Además tiene un coeficiente de solubilidad en agua y/o aceite bajo, es estable y de inactividad química, ya que no reacciona con otros fluidos e inhibe, la corrosión de partes metálicas, no contamina ni daña las formaciones. Ayuda a reducir el contenido de agua en la formación, debido a su afinidad a esta. Por ejemplo, se ha podido comprobar experimentalmente que a 200 Kg/cm2 y 80 ºC, 100m3 de N2 , absorben 40.8 litros de agua. Otras características fisicoquímicas son mostradas en la Tabla No.IV.1 es que mantiene su estado gaseoso a presiones y temperaturas elevadas. Por su alto rendimiento de volumen de gas por volumen de líquido. El nitrógeno durante la inducción, aumenta la RGL entre el espacio anular de la T.F. y T.P, lo que produce un efecto de compresión antes de vencer la presión ejercida por el gradiente hidrostático del fluido a desplazar

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Como el punto máximo de inyección se establece en el fondo del pozo, el gradiente de presión se incrementa causando una compresión adicional dentro de la T.F. y cuando se inicia el ascenso en el espacio anular, el gradiente de presión de la columna fluyente del líquido disminuye debido a la expansión del nitrógeno. Tabla IV. 1.- Propiedades fisicoquímicas del nitrógeno. Símbolo N2 Presión crítica 34.61 Kg /cm 2 Peso molecular 28.016 1 Kg. de líquido rinde 0.861 m 3 de gas Densidad a 20 º C 0.001165 gr/ cc Punto de ebullición -196.8 º C contenido de 2.5 ppm ( v ) humedad Temperatura crítica - 147.1 º C Toxicidad nula Punto de vaporización - 29.81 º Combustibilidad nula

La expansión se incrementa a medida que el nitrógeno en el fluido continúa en el flujo hacia la superficie, la velocidad del fluido y la pérdida de presión por fricción en el anular aumentan a la velocidad y pérdida de presión por fricción en el fondo del pozo donde se ubica el punto de inyección. El incremento en la pérdida de presión por fricción es función de la expansión del gas, dependiendo de que tan profundo se encuentre el punto de inyección en el pozo. El incremento en el gasto de bombeo de N2 aumenta las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular, disminuyendo la descarga óptima de los fluidos del pozo. Debido a que el área de flujo disminuye, la perdida de presión por fricción por la equivalencia del nitrógeno y los gastos en la circulación del fluido se hacen críticos.

IV.10.1.-Metodología para calcular el volumen requerido de nitrógeno 1.-Determinar el volumen necesario para introducir V int o =

(L ∗ Q N 2 ) vi

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Donde: Vinto.-Es el volumen requerido para introducir la Tf a la profundidad deseada ( arriba del intervalo productor). L.- Profundidad del pozo hasta la cima del intervalo productor. Qn2.-Gasto de inyección Vi .- Velocidad de introducción. 2.-Calcular el volumen para circular en el fondo como: VTf = Vtotal ∗ Fv Vtotal = Vca sin g + VTubing

Donde: Fv .-Es el factor de volumen del nitrógeno, se obtiene de tablas de nitrógeno , considerando la presión de superficie (anular de la tubería flexible y la tubería de producción y con la profundidad en pies). 3.-Calcular el volumen durante la extracción de la tubería flexible ⎡ L ∗ QN 2 ⎤ Vextra = ⎢ ⎥ ⎣ Ve ⎦

Donde ve .- Es la Velocidad de extracción de la TF 4.- Finalmente el volumen total de nitrógeno requerido será igual a la suma de los volúmenes para introducir, para circular en el fondo y para sacar, es decir: VTN2 = Vinto + Vtotal + Vextra V.1.2.-Secuencia Operativa. a) b) c)

d) e) f)

Verificar que los datos del estado mecánico del pozo sean los correctos. Verificar el diseño de la intervención. Efectuar una reunión de trabajo y seguridad, antes de iniciar la intervención del pozo, explicando el objetivo, riesgos y cuidados que se deben mantener durante el desarrollo de los trabajos. Asignar responsabilidades especificas al personal involucrado. Revisar las conexiones superficiales. Proceder a la instalación de las unidades que intervienen en el servicio de inducción, verificando su funcionamiento. Efectuar prueba de presión al equipo y conexiones de las unidades de tubería flexible y del nitrógeno.

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g)

Proceder a la intervención del pozo, bajando la flexible a la velocidad y gasto de bombeo establecido, midiendo peso y tensión a intervalos de profundidad previamente determinados( la práctica recomienda cada 500 m, aunque esto depende del operador).

h)

Al llegar a la profundidad programada, se debe bombear el volumen previamente calculado, incrementando el gasto, sin rebasar la presión de trabajo, efectuando al mismo tiempo movimientos ascendentes y descendentes para evitar atrapamientos de la tubería flexible.

i)

Extraer la tubería flexible, cuando se ha terminado de desplazar la capacidad del pozo, manteniendo el bombeo mientras se saca la tubería flexible. Se recomienda suspender el bombeo cuando faltan 1000 m. por sacar. Se recomienda que la línea de descarga se mantenga sin estrangulador, para evitar el efecto de contrapresión y una posible inyección de fluido al intervalo abierto. Solo cuando se observa manifestación o aportación del intervalo productor, se recomienda utilizar estrangulador. Desmantelar el equipo y accesorios utilizados durante la intervención. Evaluar la operación y hacer un reporte final del servicio.

j)

k) l)

La inducción se puede realizar de manera continua en el fondo o en forma intermitente esto depende de la capacidad de aportación del pozo. La inyección continua.- es el método más utilizado para realizar una inducción, consiste en bajar la tubería flexible con circulación continua de nitrógeno, a una velocidad de 25 m/ min. y con un gasto de 18 m 3 / min. (TF de 1 ¼”). Iniciando la circulación cuando la punta de la tubería flexible se encuentra en el nivel de fluido. Se continúa bombeando hasta la profundidad programada (punto máximo de inyección). En la zona de interés, se incrementa el gasto máximo permisible tomando en cuenta no rebasar la presión máxima de trabajo. La inyección de nitrógeno se mantiene hasta desplazar el volumen total del pozo. La inyección intermitente.- Es similar al anterior, pero con la variante de no bombear nitrógeno mientras se baja, hasta que se llega a la profundidad predeterminada. En este punto la presión de inyección requerida debe ser mayor que la presión hidrostática de la columna del fluido que contiene el pozo. El volumen de nitrógeno que se debe circular es equivalente al volumen total del pozo en su fase liquida, multiplicado por el factor de volumen del nitrógeno a la profundidad de operación, considerando una presión hidrostática en el espacio anular. ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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Ejemplo: se requiere realizar una inducción en un pozo que se representa en la figura No. IV.39, a) Calcular la cantidad de nitrógeno requerida para realizar la operación, b) las fuerzas requeridas para formar el pandeo sinuoso, helicoidal y de resorte. Considere que la velocidad de introducción es de 30 m/min, y Q n2 es de 10 a 15 m3 /min. a) El cálculo de la cantidad de nitrógeno requerida se obtiene con el procedimiento descrito. Vinto= 1495- 2250 m3 de N2 Vtubing = 13.6 m3 Vcasing=4.4 m3 Vtotal=13.6+4.4=18.01 m3 Factor de volumen se obtiene de acuerdo al siguiente procedimiento. 1.- Calcular la presión hidrostática ejercida por el fluido hasta la profundidad donde se bajara la TF (En este caso la cima del intervalo) Ph = 1.422 ( L * d ) = 1.422 ( 4485 x 1 ) Ph = 6377.6 psi 2.- En la tabla IV.3 localice el valor mas cercano a la profundidad donde bajara la TF (En este caso 14,710, valor de tabla 14,500 pies), y donde intercepte el valor mas cercano a la presión de fondo ( 6377.6 psi ), encontramos la presión en superficie a manejar de 5000 psi. De la tabla IV.2 con la profundidad máxima de introducción de la TF de 14,710 pies y la presión en superficie de 5000 psi, encontrada en el punto anterior , la intercepción de estos puntos en la tabla se encuentra el factor de peso del nitrógeno de 1.4077, que dividido entre la presión de fondo calculada obtenemos la presión en la cabeza o presión final de bombeo. Pfb = Ph / Fc = 6377.6 / 1.3525 = 4715.4 psi. El factor de volumen del nitrógeno. En la tabla IV.4, se localiza el valor más cercano a 4715.4 ( 4710 psi ) con la intercepción de 14,710 pies ( 14000 pies ) se encuentra el valor de 249.0 m3 / m3, que corresponde al factor de volumen buscado.

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Figura No. IV.39.- Estado mecánico de pozo tipo para realizar inducción con TF.

El volumen de nitrógeno para circular en el fondo esta dado por la multiplicación del volumen total por el factor de volumen (249 m3/m3). VTf = Vtp x Fv = 22.6 x 249 = 4485.6 m3 ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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El volumen de nitrógeno para sacar la TF, será: Vextra =3363m3 Finalmente el volumen total de nitrógeno requerido para la inducción es: VTN2 = Vinto + Vtotal + Vextra =2250+4485.6+3363 =10,099.3 m3 La experiencia indica que la unidad inyectora de nitrógeno requiere de cierta cantidad para el enfriado de sus líneas esta cantidad se encuentra entre 500 y 650 m3, por lo que la cantidad de N2 necesario para la operación seria e 12000 m3

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TABLA V.2.- PRESION DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITROGENO TENIENDO LA PRESION DE SUPERFICIE Y LA PROFUNDIDAD Prof (sia) 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 9000 9500 10000 10500 11000 11500 12000 12500 13000 13500 14000 14500 15000 15500 16000 16500 17000

(pies)/Pw 500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

509 517 526 534 543 552 560 569 577 586 595 603 612 621 629 638 647 655 664 673 681 690 699 707 716 725 734 742 751 760 769 777 786 795

1017 1035 1052 1070 1087 1104 1122 1139 1156 1174 1191 1208 1226 1243 1260 1278 1295 1312 1329 1347 1364 1381 1399 1416 1433 1451 1468 1485 1502 1520 1537 1554 1572 1589

1527 1553 1580 1606 1633 1659 1685 1712 1738 1764 1791 1817 1843 1869 1895 1921 1947 1974 2000 2026 2051 2077 2103 2129 2155 2181 2207 2232 2258 2284 2310 2335 2361 2387

2036 2073 2109 2145 2181 2217 2253 2289 2324 2360 2395 2431 2466 2501 2537 2572 2607 2642 2677 2712 2764 2781 2816 2851 2885 2920 2954 2989 3023 3057 3092 3126 3160 3139

2547 2594 2641 2687 2733 2780 2825 2871 2917 2962 3008 3053 3098 3143 3187 3232 3276 3321 3365 3409 3453 3497 3541 3585 3629 3672 3716 3759 3802 3845 3888 3931 3974 4013

3059 3117 3175 3233 3291 3348 3405 3462 3518 3574 3630 3686 3742 3797 3852 3906 3961 4008 4055 4101 4148 4194 4240 4286 4332 4378 4424 4470 4515 4561 4606 4651 4697 4742

3572 3644 3715 3785 3855 3925 3994 4049 4102 4156 4209 4263 4316 4368 4421 4474 4526 4578 4630 4681 4733 4784 4836 4887 4938 4989 5039 5090 5141 5191 5241 5291 5341 5391

4060 4121 4180 4240 4299 4358 4417 4475 4533 4591 4649 4706 4763 4820 4877 4933 4989 5045 5101 5157 5213 5268 5323 5378 5433 5488 5542 5597 5651 5705 5760 5813 5867 5921

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CONTINUACION TABLA V.2- PRESION DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITROGENO TENIENDO LA PRESION DE SUPERFICIE Y LA PROFUNDIDAD Pw (psi) PROF. pies 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 9000 9500 10000 10500 11000 11500 12000 12500 13000 13500 14000 14500 15000 15500 16000 16500 17000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

4566 4631 4696 4761 4825 4889 4953 5017 5080 5143 5205 5267 5330 5391 5453 5514 5575 5636 5697 5758 5818 5878 5938 5998 6057 6117 6176 6235 6294 6353 6411 6470 6528 6586

5071 5141 5211 5281 5350 5419 5487 5555 5623 5691 5758 5825 5892 5958 6024 6090 6156 6221 6287 6352 6416 6481 6545 6609 6673 6737 6801 6864 6927 6990 7053 7116 7179 7241

5575 5650 5725 5799 5873 5946 6019 6092 6164 6236 6308 6379 6450 6521 6591 6662 6732 6801 6871 6940 7009 7078 7146 7214 7282 7350 7418 7485 7553 7620 7687 7753 7820 7886

6080 6159 6238 6316 6394 6472 6549 6626 6703 6779 6855 6930 7005 7080 7155 7229 7303 7376 7450 7523 7596 7669 7741 7813 7885 7957 8029 8100 8171 8242 8313 8383 8454 8524

6584 6667 6750 6833 6915 6996 7078 7158 7239 7319 7399 7478 7557 7636 7714 7792 7870 7947 8025 8101 8178 8254 8330 8406 8482 8557 8632 8707 8781 8855 8929 9003 9077 9150

7088 7175 7262 7348 7434 7519 7604 7689 7773 7857 7940 8023 8106 8188 8270 8351 8433 8513 8594 8674 8754 8833 8913 8992 9070 9149 9227 9305 9383 9460 9537 9614 9691 9768

7591 7682 7773 7863 7952 8041 8130 8218 8305 8392 8479 8565 8651 8737 8822 8906 8991 9075 9158 9241 9324 9407 9489 9571 9653 9735 9816 9897 9977 10058 10138 10218 10298 10377

8095 8190 8284 8377 8470 8562 8653 8744 8835 8925 9015 9104 9193 9282 9370 9457 9544 9631 9718 9804 9890 9976 10061 10146 10230 10315 10399 10483 10566 10649 10732 10815 10898 10980

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CONTINUACION TABLA V.2.- PRESION DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITROGENO TENIENDO LA PRESION DE SUPERFICIE Y LA PROFUNDIDAD Pw (psi) PROF. (Pies) 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 9000 9500 10000 10500 11000 11500 12000 12500 13000 13500 14000 14500 15000 15500 16000 16500 17000

8500

9000 8598 8696 8793 8889 8985 9080 9174 9268 9362 9455 9547 9640 9731 9823 9913 10004 10094 10184 10273 10362 10451 10539 10627 10715 10802 10889 10976 11062 11148 11234 11320 11405 11490 11575

9500 9101 9201 9301 9400 9499 9597 9694 9791 9887 9983 10078 10173 10267 10361 10455 10548 10641 10733 10825 10917 11008 11099 11189 11280 11370 11495 11549 11638 11726 11815 11903 11991 12078 12166

10000 9604 9707 9809 9911 10012 10113 10213 10312 10411 10509 10607 10705 10802 10898 10994 11090 11185 11280 11374 11469 11562 11656 11749 11841 11934 12026 12118 12209 12300 12391 12482 12572 12662 12752

10106 10212 10317 10421 10525 10628 10730 10832 10934 11034 11135 11235 11334 11433 11531 11630 11727 11824 11921 12018 12114 12210 12305 12400 12495 12589 12683 12777 12871 12964 13057 13149 13241 13333

________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

145

__________________________________________________Manual de Reparación de Pozos _

TABLA V.3.- FACTOR PARA DETERMINAR EL PESO DE UNA COLUMNA DE NITRÔGENO. Prof. (pies) 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200 3300 3400 3500 3600 3700 3800 3900 4000

Pw40 00 (psi) 1.0024 1.0048 1.0072 1.0096 1.0120 1.0144 1.0168 1.0192 1.0216 1.0240 1.0288 1.0312 1.0336 1.0360 1.0384 1.0408 1.0432 1.0456 1.0480 1.0504 1.0528 1.0552 1.0576 1.0600 1.0624 1.0648 1.0671 1.0695 1.0719 1.0743 1.0767 1.0791 1.0815 1.0839 1.0863 1.0887 1.0911 1.0935 1.0959 1.0959

Prof. (pies) 4100 4200 4300 4400 4500 4600 4700 4800 4900 5000 5100 5200 5300 5400 5500 5600 5700 5800 5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600 6700 6800 6900 7000 7100 7200 7300 7400 7500 7600 7700 7800 7900 8000

Pw40 00(psi) 1.0983 1.1007 1.1031 1.1055 1.1079 1.1103 1.1127 1.1151 1.1175 1.1200 1.1223 1.1247 1.1271 1.1295 1.1319 1.1343 1.1367 1.1391 1.1415 1.1439 1.1463 1.1487 1.1511 1.1535 1.1559 1.1583 1.1607 1.1631 1.1655 1.1679 1.1703 1.1727 1.1751 1.1775 1.1799 1.1823 1.1847 1.1871 1.1895 1.1919

________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

146

__________________________________________________Manual de Reparación de Pozos _

Prof. (pies) 8100 8200 8300 8400 8500 8600 8700 8800 8900 9000 9100 9200 9300 9400 9500 9600 9700 9800 9900 10000 10100 10200 10300 10400 10500 10600 10700 10800 10900 11000 11100 11200 11300 11400 11500 11600 11700 11800 11900 12000 12100 12200 12300 12400 12500

Pw4000 (psi) 1.1943 1.1967 1.1991 1.2014 1.2038 1.2062 1.2086 1.2110 1.2134 1.2158 1.2182 1.2206 1.2230 1.2254 1.2278 1.2302 1.2326 1.2350 1.2374 1.2398 1.2422 1.2446 1.2470 1.2494 1.2518 1.2542 1.2566 1.2590 1.2614 1.2638 1.2662 1.2686 1.2710 1.2734 1.2758 1.2782 1.2806 1.2830 1.2854 1.2878 1.2902 1.2926 1.2950 1.2974 1.2998

Prof. (pies) 12600 12700 12800 12900 13000 13100 13200 13300 13400 13500 13600 13700 13800 13900 14000 14100 14200 14300 14400 14500 14600 14700 14800 14900 1500 15100 15200 15300 15400 15500 15600 15700 15800 15900 16000 16100 16200 16300 16400 16500 16600 16700 16800 16900 17000

Pw4000 (psi) 1.3022 1.3046 1.3070 1.3094 1.3118 1.3142 1.3166 1.3190 1.3214 1.3238 1.3262 1.3286 1.3310 1.3333 1.3357 1.3381 1.3405 1.3429 1.3453 1.3477 1.3501 1.3525 1.3549 1.3573 1.3597 1.3621 1.3645 1.3669 1.3693 1.3717 1.3741 1.3765 1.3789 1.3813 1.3837 1.3861 1.3885 1.3909 1.3933 1.3957 1.3981 1.4005 1.4029 1.4053 1.4077

________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

147

__________________________________________________Manual de Reparación de Pozos _

TABLA V.4 FACTOR DE VOLUMEN PARA DETERMINAR LOS M3 DE NITROGENO POR M3 DE LÍQUIDO Psup (psi)

6000

Profundidad en pies 8000 10000 12000

2000

4000

1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200 3400 3500 3600 3700 3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 4600 4700 4800 4900 5000 5100 5200

73.24 79.76 86.27 92.79 99.31 105.59 111.88 118.16 124.45 130.73 136.70 148.63 154.60 160.57 166.15 171.73 177.31 182.89 188.47 193.61 198.75 209.03 214.17 218.40 222.62 226.85 231.07 235.30 239.40 243.50 247.61 251.71 255.81 259.65 263.49 267.33 271.17 275.01 278.61 282.21

73.21 79.70 86.19 92.68 99.17 105.42 111.67 117.92 124.17 130.42 136.36 148.23 154.16 160.10 165.66 171.21 176.77 182.32 187.88 193.00 198.13 208.39 213.53 217.39 221.26 225.13 229.00 232.79 236.93 240.98 245.03 249.09 253.05 256.84 260.63 264.42 268.21 272.00 275.56 279.12

14000

16000

18000

73.17 79.64 86.10 92.57 99.03 105.24 111.46 117.67 123.89 130.10 136.01 147.81 153.72 159.62 165.15 170.68 176.20 181.73 187.27 192.39 197.51 207.74 212.86 216.38 219.90 223.41 226.93 230.45 234.45 238.46 242.46 246.47 250.47 254.22 257.97 261.71 265.46 269.21 272.73 276.24

73.14 79.58 86.02 92.46 98.89 105.07 111.26 117.44 123.62 129.79 135.67 147.40 153.27 159.13 164.64 170.14 175.64 181.14 186.65 191.68 196.71 206.76 211.78 215.08 218.38 221.68 224.98 228.28 232.24 236.20 240.15 244.11 248.07 251.78 255.48 259.19 262.89 266.60 270.08 273.56

73.11 79.52 85.94 92.35 98.76 104.91 111.05 117.20 123.34 129.49 135.32 146.99 152.82 158.65 164.13 169.60 175.08 180.55 186.03 190.81 195.59 205.16 209.94 213.20 216.46 219.73 222.99 226.25 230.17 234.09 238.00 241.92 245.84 249.51 253.18 256.84 260.51 264.18 267.62 271.06

73.08 79.47 85.87 92.25 98.63 104.75 110.87 116.98 123.09 129.20 135.01 146.61 152.40 158.18 163.65 169.09 174.54 179.98 185.42 189.98 194.54 203.66 208.22 211.45 214.68 217.91 221.14 224.37 228.24 232.12 235.99 239.87 243.75 247.38 251.01 254.65 258.28 261.91 265.32 268.73

73.06 79.42 85.80 92.15 98.51 104.60 110.69 116.76 122.84 128.92 134.69 146.22 151.98 157.73 163.16 168.57 173.99 179.40 184.80 189.16 193.52 202.25 206.61 209.81 213.01 216.21 219.41 222.61 226.45 230.29 234.13 237.97 241.81 245.41 249.00 252.60 256.19 259.79 263.17 266.54

73.04 79.38 85.73 92.05 98.39 104.45 110.50 116.54 122.59 128.64 134.37 145.83 151.56 157.28 162.67 168.05 173.44 178.82 184.19 188.38 192.57 200.94 205.13 208.30 211.47 214.63 217.80 220.97 224.77 228.58 232.38 236.19 239.99 243.55 247.11 250.68 254.24 257.80 261.15 264.49

73.02 79.33 85.65 91.96 98.27 104.29 110.31 116.32 122.34 128.36 134.05 145.44 151.14 156.83 162.18 167.53 172.89 178.24 183.59 187.59 191.59 199.58 203.58 206.75 209.93 213.10 216.28 219.45 223.22 226.99 230.75 234.52 238.29 241.82 245.35 248.88 252.41 255.94 259.26 262.58

5300

285.81

5400

289.41

282.68

279.76

277.04

274.50

272.14

269.92

267.84

265.90

286.24

283.27

280.52

277.94

275.55

273.29

271.18

269.22

5500

293.01

289.79

286.79

284.00

281.39

278.96

276.67

274.53

272.54

________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

148

__________________________________________________Manual de Reparación de Pozos _

TABLA V.4 FACTOR DE VOLUMEN PARA DETERMINAR LOS M3 DE NITRÒGENO POR M3 DE LIQUIDO Psup Profundidad en pies (psi) 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 5600 5700 5800 5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600 6700 6800 6900 7000 7100 7200 7300 7400 7500 7600 7700 7800 7900 8000 8100 8200 8300 8400 8500 8600 8700 8800 8900 9000 9100 9200 9300 9400 9500 9600 9700 9800

296.39 299.77 303.16 306.54 309.92 313.10 316.29 319.47 322.66 325.84 328.84 331.85 334.85 337.86 340.86 343.70 346.54 349.38 352.22 355.06 357.81 360.56 363.31 366.06 368.81 371.15 373.49 375.82 378.16 380.50 382.71 384.92 387.12 389.33 391.54 393.63 395.72 397.80 399.89 401.98 403.96 405.94 407.91

293.13 296.48 299.82 303.16 306.50 309.65 312.80 315.95 319.10 322.25 325.22 328.19 331.17 334.14 337.11 339.92 342.73 345.54 348.35 351.16 353.76 356.36 358.97 361.57 364.17 366.48 368.79 371.11 373.42 375.73 377.92 380.10 382.29 384.47 386.66 388.73 390.80 392.86 394.93 397.00 398.96 400.92 402.88

290.10 293.40 296.71 300.01 303.32 306.44 309.55 312.67 315.78 318.90 321.84 324.79 327.73 330.68 333.62 336.43 339.25 342.06 344.88 347.69 350.12 352.55 354.99 357.42 359.85 362.14 364.43 366.72 369.01 371.30 373.46 375.63 377.79 379.96 382.12 384.17 386.22 388.27 390.32 392.37 394.32 396.26 398.21

287.27 290.54 293.82 297.09 300.36 303.45 306.53 309.62 312.70 315.79 318.70 321.62 324.53 327.45 330.36 333.05 335.74 338.43 341.12 343.81 346.22 348.62 351.03 353.43 355.84 358.11 360.38 362.64 364.91 367.18 369.33 371.47 373.62 375.76 377.91 379.94 381.98 384.01 386.05 388.08 390.01 391.94 393.87

284.63 287.87 291.11 294.35 297.59 300.65 303.70 306.76 309.81 312.87 315.76 318.65 321.53 324.42 327.31 329.89 332.46 335.04 337.61 340.19 342.57 344.96 347.34 349.73 352.11 354.36 356.61 358.85 361.10 363.35 365.48 367.60 369.73 371.85 373.98 376.00 378.02 380.03 382.05 384.07 385.99 387.90 389.82

282.17 285.38 288.58 291.79 295.00 298.03 301.06 304.08 307.11 310.14 312.97 315.80 318.62 321.45 324.28 326.79 329.30 331.80 334.31 336.82 339.18 341.54 343.91 346.27 348.63 350.88 353.11 355.33 357.56 359.77 361.88 363.99 366.10 368.21 370.32 372.32 374.33 376.33 378.34 380.34 382.24 384.14 386.05

279.85 283.03 286.21 289.39 292.57 295.57 298.57 301.57 304.57 307.57 310.31 313.04 315.78 318.51 321.25 323.73 326.22 328.70 331.19 333.67 336.01 338.36 340.70 343.05 345.39 347.60 349.81 352.01 354.22 356.43 358.52 360.62 362.71 364.81 366.90 368.89 370.88 372.86 374.85 376.84 378.73 380.62 382.51

277.68 280.83 283.98 287.13 290.28 293.25 296.23 299.20 302.18 305.15 307.80 310.45 313.11 315.76 318.41 320.87 323.34 325.80 328.27 330.73 333.05 335.37 337.70 340.02 342.34 344.53 346.72 348.92 351.11 353.30 355.38 357.46 359.53 361.61 363.69 365.66 367.64 369.61 371.59 373.56 375.44 377.32 379.19

275.66 278.78 281.90 285.02 288.13 291.08 294.03 296.98 299.93 302.88 305.45 308.02 310.60 313.17 315.74 318.19 320.64 323.10 325.55 328.00 330.29 332.57 334.86 337.14 339.43 341.60 343.77 345.94 348.11 350.28 352.32 354.36 356.41 358.45 360.49 362.50 364.51 366.52 368.53 370.54 372.40 374.26 376.11

9900

409.89

404.84

400.15

395.80

391.73

387.95

384.40

381.07

377.97

10000

411.87

406.80

402.10

397.73

393.65

389.85

386.29

382.95

379.83

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IV.11.-Limpiezas de aparejo Las unidades de tubería flexible se han empleado para la remoción de arena y otros finos en el pozo, este tipo de operaciones fueron las primeras aplicación a mediados de 60's, hoy en día son las más cotidianas, sus principal ventaja sobre las intervenciones a pozos con equipos convencionales es su bajo costo, además de la rapidez con que se llevan a cabo. El objetivo principal de una limpieza con tubería flexible es restablecer las condiciones de flujo del pozo, ocasionado por problemas de arenamientos por finos, incrustaciones de sales minerales y materiales solubles como parafinas y asfáltenos. La ventaja de las limpiezas con tubería flexible es la rapidez con que se realizan. La tubería flexible tiene todas las características aplicables de tuberías convencionales. La velocidad del fluido en el espacio anular debe ser suficientemente grande para mantener los sólidos removidos en suspensión y acarreados hasta la superficie, normalmente se aplica flujo turbulento abajo e inmediatamente arriba de la tobera del difusor para garantizar la limpieza, el flujo turbulento es función de la velocidad del fluido y puede controlarse en la medida de elegir el tamaño de toberas correctamente. El tamaño de las toberas para operaciones de limpieza de pozo está diseñado para dirigir el flujo en el patrón más efectivo e incrementar la turbulencia a lo largo de la pared de la tubería y en los disparos. Los tres diseños básicos de toberas aplicados a operaciones de limpieza son; el estándar, el de giro y el de alta velocidad, (figura No.IV.40). Las toberas estándar dirigen el flujo lavador abajo y arriba de la pared lavada, mientras que en las toberas de giro los orificios están orientadas tangencialmente para desarrollar un flujo turbulento a lo largo de la pared del pozo, ambos tipos de toberas tienen el mismo diámetro de salida mayor a 1/8" (3.2 mm) Las toberas de alta velocidad tienen puertos de flujo menores a 3/32 (2.4 mm) y alcanzan velocidades de flujo arriba de 200 pies/seg, y caídas de presión en la tobera altas. Como resultado de las altas caídas de presión en las tuberías esta es una limitante para tuberías flexibles de diámetro pequeño, aunque alunas ocasiones se han empleado usando baches de reductores de fricción en el fluido.

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Figura No. IV.40.- Diseño y arreglo de toberas para difusores de alto impacto (Cortesía de Halliburton, Hydra Blast Nozzzel) En una operación de limpieza de pozo, el fluido lavador es circulado hasta el fondo del pozo y recuperado en la superficie en tanques donde los sólidos se asientan y el fluido es re-circulado nuevamente, la figura No IV. 41, es una representación típica de dichos trabajos.

Figura No. V.41.- Esquema representativo de una limpieza de pozo.

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La selección del fluido es un aspecto muy importante en el diseño de un trabajo de limpieza de pozo. Fluidos compresibles e incompresibles, los factores a considerar son: a) b) c) d) e) f)

La geometría del pozo Las características de los sólidos por remover La presión de fondo La velocidad del fluido requerida para acarrear los sólidos removidos El conocimiento de las caídas de presión por fricción El tipo de fluido empleado (Costo y condiciones de disposición final)

Normalmente, para un diseñó de limpieza debe considerarse la columna hidrostática ejercida por el fluido de tratamiento mas las caídas de presión por fricción dentro del carrete y tubería flexible.

BHP = 0.052 ∗ ρ ∗ TVD + ∆Pfa + ∆Pbp Donde:

ρ .- Es la densidad del fluido (lbs/gal)

TVD.- Profundidad vertical (pies) ∆ Pfa- Caída de presión por fricción (psi) ∆ Pb- Presión de fondo fluyendo (psi) La velocidad del fluido en el espacio anular entre la TF y tubería, se determina en función del gasto y el área de sección transversal anular en pozos verticales los sólidos serán acarreados a la superficie siempre y cuando la velocidad del fluido exceda la velocidad de asentamiento de la partícula removida. Las prácticas de campo para este tipo de pozos sugieren que la velocidad sea del doble de la velocidad de asentamiento. En pozos direccionales u horizontales, la velocidad anular debe ser 10 veces mayor a la de asentamiento, cuando la velocidad de flujo en el pozo no sea la requerida para acarrear las partículas, la otra condición que puede modificarse es la reología de tal manera que los sólidos se mantengan en suspensión. Los fluidos mas comunes en limpieza son el agua, las salmueras, la glicerina, aceites ligeros, ácidos y mezclas de fluidos poliméricos. Estos fácilmente circular en régimen turbulento a través de todo el sistema con comportamiento de flujo Newtoniano. Los fluidos no newtonianos empleados para las operaciones de limpieza incluyen los lodos de peroración, geles viscosos y geles complejos, la consistencia de estos ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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fluidos depende del esfuerzo de corte, aunque flujo turbulento puede ocurrir dentro de la tubería flexible, en el espacio anular raramente pasa. Cuando se efectúa una limpieza de aparejo los fluidos newtonianos pueden acarrear los sólidos removidos adecuadamente, sin embargo cuando se efectúan limpiezas en tuberías de revestimiento se pueden requerir baches gelificados para transportar los sólidos hasta la superficie. La fuerza de impacto también se incrementa con los fluidos poliméricos, debido a la adición macromolecular. La tubería es poco probable que sufra daño por la utilización de fluidos poliméricos. La dureza de las incrustaciones varía en función de las características de la precipitación y otros factores, Las incrustaciones mas duras requieren de un mayor tiempo de trabajo par removerlas, en la tabla IV. 5, se presentan varias presiones de chorro requeridas para remover los principales incrustaciones encontradas hasta ahora, los datos Tabla IV.5.- Valores incrustaciones

aproximados

de

Material

Sulfato de bario Silicatos Carbonato de calcio Sulfato de calcio Carbonatos arena silica Incrustaciones orgánicas Resinas Parafinas complejas Parafina Lodo Asfáltico Lodo y geles Fluidos viscosos

energía

equivalente

para

remover

Energía equivalente ((lbs/pg2)-pie) 7000 6000 5500 5000 4500 3800 3200 3000 1200 1000 800 500

Las toberas de los difusores deberán considerar el tipo de incrustación que se pretende remover, debido a que la Tf no puede rotarse en operaciones de limpieza con difusores, Halliburton y Dowell Schlumberger han diseñado herramientas que le permiten el giro al difusor aumentando la eficiencia de limpieza.

IV.11.1.-Solubilidad de la partícula La remoción de los asentamientos puede ser simple, si el material es disuelto químicamente por ácidos o solventes. Generalmente estos son producto de la ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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colocación de tapones o baches durante las operaciones previas. No obstante, algunas acciones químicas pueden beneficiar en la remoción de los asentamientos compactos por medio de chorros de fluidos especiales.

IV.11.2.-Esfuerzo de compresión El asentamiento de las partículas compactas con frecuencia requiere medios mecánicos para su rompimiento y remoción. Los motores, molinos y ampliadoras, pueden ser muy efectivos en la remoción de sólidos de los asentamientos compactados, sin embargo, el uso de motores de fondo queda restringido debido a las temperaturas, tipo de lodo y costos de los mismos. Los rangos de penetración en el asentamiento nunca tiene que exceder la velocidad en que ocurre la máxima carga del fluido, los valores mostrados son basados en la experiencia de campo en pozos verticales y son conservados para ser comparados con ejemplos técnicos, sin embargo, el incremento en la presión de fricción resulta del cambio en la reología de los fluidos y podrían minimizar estos niveles.

IV.11.3.-Ejecución En El Trabajo a)

Efectuar una reunión técnica (metodología del diseño) y de seguridad con los departamentos involucrados y Compañías de servicio.

b)

Verificar condiciones del equipo superficial de control, líneas y conexiones.

c)

Transportar los equipos como son: unidad de Tubería Flexible, unidad de bombeo, equipo de nitrógeno si el caso lo requiere, tanques de preparación de los fluidos, etc...

d)

Instalar y probar equipos (conexiones, herramientas, etc.)

1.-Para el equipo de tubería flexible probar con presiones que van de 5000 a 8000 psi según sea el caso. Para las herramientas como es el conector probar con tensiones que van de 5000 a 10000 lbs de tensión según sea el caso. ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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2.-Para los equipos de nitrógeno probará con 5000 psi e)

Checar y registrar las presiones de TP y TR.

f) Nota: Si ya se tiene determinado (con línea de acero) que tipo de sedimento u obstrucción se tiene, diseñar el programa en base a el análisis de la muestra, si no se tiene, se determinará con la tubería flexible bajando ya sea, un barril muestrero ( para fluido o sólido ) o un sello de impresión, una vez obtenida la información continuar con el punto f, si es el caso que la obstrucción sea con daño mecánico (tubería de revestimiento, tubería de producción, fierro (que no sea fino), etc..., retirar el equipo de tubería flexible del pozo, para una reparación mayor. g) Conectar la herramienta de fondo adecuada según diseño (trompo difusor, motor y molino, raspadores, cortadores, etc...) y bajar ésta con la tubería flexible adecuada al trabajo, para estos casos de limpieza el diámetro recomendado de t.f. es de 1 1/2”. h) Trabajar asentamiento o resistencia con bombeo optimo (según diseño) cargando sobre esta de 500 a 1000 lbs (W) checando que la presión no se incremente ( menos de 5500 psi ), para cargas arriba de 1000 lbs (W) continuar checando la presión de bombeo y verificar la vida útil de la tubería (fatiga), en el caso de que se trabaje con un motor de fondo y molino la carga sobre la resistencia o sedimento se hará en base a la presión diferencial del motor de fondo (ver las especificaciones de éste). i) Si la limpieza se efectúa con solventes químicos se hará de la siguiente manera: j) Si se baja un difusor este tendrá un número de orificios programados con un determinado diámetro y en las posiciones adecuadas para una limpieza, la ventaja de este tipo de difusor es tener orificios laterales y en ángulo y un orificio en la parte inferior, y se trabajará de la manera siguiente: k) Depositando los solventes u otros tipo de fluido (diesel, ácido, etc...) en el área requerida y esperando un tiempo determinado según diseño de laboratorio, para posteriormente atacar con otro fluido ó con éstos mismos. l) Atacar el obturante o sedimento con fuerza de chorro bombeando el fluido diluyente. m) Si la depositación se atacará con motor de fondo y molino éste deberá tener la capacidad de soportar el fluido diluyente (diesel, ácido, solventes, etc...) ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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n) Si la limpieza se efectúa con espuma se cuidará que esta tenga buena calidad en base a la formula antes mencionada. o) Si la limpieza se efectúa con éxito, desmantelar el equipo de tubería flexible y retirar. Las siguientes son algunas recomendaciones que se deben tomar en cuenta en las operaciones de limpieza: 9 Se requiere una “T” de retorno directo a fuera del pozo instalada por abajo de los Bop´s. 9 Instalar un estrangulador en la línea de retorno y tener un sistema de reemplazo en la localización. 9 Un plan para la pérdida de fluidos y tener fluido adicional en la localización. 9 Tener un tanque adecuado en la localización para capturar todo el fluido y sólidos que retornan del pozo, un plan para los líquidos que están saliendo para tratarlos y así faciliten su producción o si es el caso enviarlos a otro sitio para su disposición. 9 La velocidad de la tubería flexible hacia abajo del pozo será de 30 a 40 pies por minuto para que en un momento dado se sepa cuando encuentras una resistencia el contacto con ella no sea brusco y dañe la tubería flexible o se cree una pesca. 9 Sí la resistencia de depósitos de finos es localizada la velocidad no excederá de 60 pies por minuto. 9 Mantener la ganancia o retorno siempre en el programa de lavado, si observa decremento en el retorno se detiene la tubería y se levanta hasta que el flujo sea restablecido normalmente. 9 El lavado de los sólidos deberá ser lento, cuando se logre vencer la resistencia y se pase a través del puente, se debe circular el tiempo necesario hasta que los sólidos salgan a superficie antes de continuar bajando. 9 Cheque el arrastre a una profundidad que usted crea conveniente (1,000, 1,500, 2,000 pies, etc…) siempre cambiando estas profundidades si fuera necesario el chequeo de la sarta en un momento dado. 9 Tenga bien localizado las secciones de la tubería flexible donde tenga exceso en los ciclos y evite los jalones o tensiones para las pruebas de peso tensión en estos intervalos de sección. 9 Monitoreo en superficie la presión de bombeo y las presiones en el estrangulador mientras circulan grandes baches de fluidos con altas concentraciones de lodo.

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Lo que no se debe hacer: 9 No permita tener la tubería flexible estacionada por un tiempo mayor que el tiempo de atraso. 9 No corte la circulación abajo por ninguna razón hasta que la tubería flexible no salga del pozo. 9 No exceda un diseño de circulación de fluidos con presiones arriba de los 3,500 psi.

IV.8.-Reparación menor Son aquellas intervenciones cuyo objetivo es corregir fallas en el estado mecánico del pozo, restaurar u optimizar las condiciones de flujo del yacimiento, sin modificar substancial y definitivamente las condiciones de la zona productora o de inyección, pueden realizarse con o sin equipo de mantenimiento convencional. A continuación se enumeran las operaciones más comunes de mantenimiento menor a pozos: 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9

Reacondicionamiento de aparejos de producción o inyección. Cambio de aparejo o empacador por comunicación o daño. Limpieza de pozo Aparejo de producción o inyección. Fondo del pozo. Corrección de anomalías de tuberías de revestimiento. Estimulaciones. Fracturamientos Inducciones. Mantenimiento a Conexiones Superficiales

IV.9.-Requerimiento de diseño en reparación de pozo. La programación de las actividades a realizar en la reparación de pozos, requiere de información básica del pozo (bases de usuario), tales como; tipo y características de aparejo de producción (fluyente, de bombeo neumático etc.), diámetros y longitudes de tubería así como profundidad del empacador, diámetros y profundidades de las válvulas de inyección, etc. Con los datos anteriores y además con las características de los hidrocarburos y las condiciones del pozo el ingeniero deberá efectuar un análisis de esfuerzos a los ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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cuales estará sometido el aparejo de producción para determinar tipos de rosca, peso y grado de la tubería, así como de los accesorios a utilizar, tomando en cuenta además los porcentajes producidos de H2S y CO2. El análisis de esfuerzos debe contemplar operaciones futuras, como son estimulación, limpiezas, inducción, etc., ya que éstas generan elongación y contracción en el aparejo. Por ejemplo, para pozos con empacador permanente, se debe calcular la longitud óptima de las unidades selladoras para evitar la comunicación del aparejo durante una estimulación o inducción por los movimientos de la tubería, o cuando el pozo este en producción la elongación no genere peso sobre el empacador que dañe la tubería

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V.-FLUIDOS UTILIZADOS EN REPARACION DE POZOS Objetivo: que el participante pueda identificar los diferentes tipos de fluidos empleados en la reparación de pozos, las diferencias entre ellos y sea capaz de seleccionar el fluido de control adecuado para el tipo de reparación a realizar. 9 Fluidos base agua. 9 Fluidos base aceite 9 Fluidos empacantes. Al igual que en la perforación de pozos el fluido de control utilizado en la reparación de pozos es una mezcla formada de aditivos químicos que proporcionan ciertas propiedades fisicoquímicas idóneas para las condiciones operativas, que se presentan durante la reparación de pozos, la forma y el desempeño de los mismos es mediante el control los parámetros fisicoquímicos. Las principales funciones que el fluido de control debe cumplir durante la reparación de pozos son; a) Transportar a la superficie los recortes generados de materiales generados por la remoción de materiales extraños en el pozo tales como cemento fierro, incrustaciones arena etc. b) Mantener en suspensión dichos recortes cuando el bombeo de fluidos en el pozo se suspenda. c) Controlar las presiones del pozo resultado de los fluidos contenidos en la formación. d) Además de lubricar y enfriar el ensamble de fondo, barrena molinos, zapatas lavadoras etc. e) reduce los requerimientos de potencia del equipo y capacidad de carga por los efectos de flotación de las tuberías en el fluido como resultado de la densidad del fluido. El fluido de control en la reparación de pozos es un líquido, en el cual todos los aditivos están suspendidos se conoce como fase continua, del lodo o fluido de control y las partículas sólidas o liquidas suspendidas dentro del líquido como fase discontinua. Cuando se conoce la constitución de la fase continua, se obtiene el sistema de fluido conocido como fluido de control, la siguiente tabla V.1, presenta los más comunes.

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Tabla No. V.1.- Definición del tipo de fluido de control de acuerdo con la fase continua (Un Siglo de la Perforación en México, Tomo 3, pag. 7) Fase continua Fase discontinua Tipo de fluido (mayor volumen de líquidos ) El agua integra el 60 al 90% del volumen como base. El aceite integra del 40 al 70% del volumen como base.

(menor volumen de líquidos) Bentonita, barita dispersantes polímeros integral del 7 al 27% de los solidos y el 3% de lubricantes Las salmueras de diversas sales (calcio, sodio) ocupan entre el 10 y el 20% en volumen y un 5 a 15% de emulsificantes con contenidos de sólidos de hasta el 35%.

Lodos base agua Lodos base aceite.

V.1.-Tipos de fluidos utilizados en la reparación de pozos La selección del fluido a utilizar en un reparación de pozos depende del objetivo de la reparación, como se mencionó en el capitulo anterior existen cambios de intervalos, obturamiento parcial de intervalos, reentradas, profundizaciones etcétera. Para cada uno de ellas la selección del fluido deberá estar ligado, al objetivo de la intervención, por lo que el factor predominante para cada uno de ellos puede ser la densidad, el contenido de sólidos, la base del lodo, la viscosidad, etc. En general el uso de fluidos limpios preferentemente en la preparación del evitar el daño a la formación generado del disparo para optimizar la producción

(agua filtrada, salmueras), se utilizarán intervalo a probar, el objetivo de esto es al utilizar fluidos con sólidos, al momento y prolongar la vida del pozo.

V.1.1.-Sistemas libre de sólidos Existe una amplia variedad de fluidos libres de sólidos. La tabla V.2, presenta una variedad de ellos, con la densidad máxima alcanzada, la cual depende de la formulación. Los sistemas libres de sólidos tienen diferentes aplicaciones durante la terminación y reparación de pozos productores de gas o aceite cuando se usan como: 9 9 9 9 9

Fluidos de terminación Fluidos reparación Fluidos para controlar presiones anormales Fluido de empaque. Fluido de perforación únicamente para la zona productora.

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Tabla V.2 Sistemas de fluidos libre de sólidos. SISTEMA Agua dulce filtrada Cloruro de Potasio Cloruro de Sodio Cloruro de Calcio Bromuro de Sodio Bromuro de Calcio Cloruro de Calcio/Bromuro de Calcio Bromuro de Calcio/Bromuro de Zinc Bromuro de Zinc

GRAVEDAD ESPECIFICA gr./cc 1.00 1.16 1.19 1.39 1.52 1.70 1.81 2.42 2.5

Las Ventajas al usar estos fluidos limpios 9 9 9 9 9 9 9

No dañan la formación productora El retorno a la permeabilidad es excelente Se mezclan a la densidad deseada Tienen tasas de corrosión bajas Son estables a las condiciones del pozo Compatibles con los aditivos químicos No están clasificados como dañinos a la salud o al medio ambiente.

Durante la realización de los disparos en la tubería de revestimiento, se pueden tapar fácilmente las perforaciones, cuando se tiene un fluido de terminación que contenga una concentración de 500 ppm de sólidos. Durante la introducción de la tubería de producción si la presión hidrostática del fluido de terminación es mayor que la de formación, pueden presentarse pérdidas de circulación ocasionando esto taponamiento en las fracturas cercanas al pozo así como en la porosidad primaria. Durante la producción inicial del pozo, cuando los fluidos son incompatibles se puede generar el desprendimiento y depositación de partículas de arcilla y de finos, que obstruyen el flujo de fluidos hacia el pozo. También se puede dañar la formación con el óxido que tenga la tubería, con las arcillas del fluido adherido que no se desplazó correctamente o simplemente con grasa que se aplicó en exceso durante las conexiones de la tubería de producción. Si se inicia la producción con altos ritmos de extracción sen causar obstrucciones y daños a la permeabilidad por migración de finos.

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V.1.2.-Efecto de la presión y temperatura en las salmueras. Las salmueras de alta densidad varia su peso con los incrementos de presión y temperatura. Un análisis de presión, volumen y temperatura (PVT) de varias soluciones de salmueras a temperaturas de 75°C (345°F) y presiones de 0 a 22,000 psi, han sido usados para determinar el comportamiento de la densidad de las salmueras bajo las condiciones del fondo del pozo. La información obtenida de estas mediciones permite, calcular en forma precisa la densidad de la salmuera en la superficie la cual proveerá el gradiente hidráulico deseado para el control y la presión de la formación a las temperaturas y presiones en el fondo del pozo. En ausencia de datos experimentales muchos autores han usado ecuaciones empíricas para hacer un modelo de las variaciones de la densidad de varias salmueras y otros fluidos en la superficie. Los modelos matemáticos han sido desarrollados para predecir exitosamente la variación de densidad en el fondo del pozo y la presión hidrostática de una columna de fluido de perforación. Los cálculos para la densidad estuvieron basados en valores de literatura para lodos base agua y aceite a partir de la compresibilidad y expansibilidad de agua, soluciones de cloruro de sodio y aceite, también existe para salmueras naturales y fluidos geotérmicos que contienen cloruro de sodio como electrólito mayoritario. De manera análoga ha sido determinado experimentalmente la relación de presión, volumen y temperatura para varias concentraciones de cloruro de sodio para temperaturas de 347°F y presiones de 4978 psi. Recientemente. Este documento examina el comportamiento de densidad de las salmueras desde las mediciones de (PVT) en el laboratorio para salmueras de cloruro de sodio, cloruro de calcio, bromuro de sodio, bromuro de calcio y combinaciones de estas, bromuro de zinc/bromuro de calcio/cloruro de calcio y bromuro de zinc/bromuro de calcio a presiones de 0 a 22000 psi. para temperaturas constantes de 76°F, 198°F y 345°F. Estos estudios muestran la compresibilidad y expansibilidad térmica para varias composiciones de salmueras.

V.1.3.- Composición y propiedades de las salmueras Los fluidos de terminación son diseñados para controlar la presión, facilitar las operaciones de molienda/limpieza y proteger a la formación productora, mientras se hacen los trabajos correspondientes a la reparación del pozo. Se ha comprobado que de todos los fluidos de terminación, los más ventajosos son las salmueras libres de sólidos en suspensión, por que protegen la formación productora, proveen un amplio rango de densidades para controlar las presiones de formación sin usar substancias dañinas como la barita. Las propiedades físico-

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químicas (Densidad, Viscosidad, Cristalización y Turbidez) de las salmueras dependen de la composición química. La densidad de un fluido, es una de las propiedades más importantes, ya que gracias a su correcto manejo se logra el control de un pozo; manteniendo la presión hidrostática igual o ligeramente mayor que la presión de formación. Un amplio rango de densidades (1.01 a 2.40 gr./c.c.) es posible, escogiendo la mezcla de sales a disolver. Esto da mucha flexibilidad para controlar la presión de formación sin usar aditivos dañinos. La viscosidad.- Es la medida de la resistencia interna al flujo, que tiene un liquido. La viscosidad normal de una salmuera es función de la concentración y naturaleza de las sales disueltas y la temperatura. Se puede modificar la viscosidad de la salmuera mediante viscosificantes como el hidroxietilcelulosa o polímeros los cuales dan la capacidad de suspensión para acarrear los sólidos a la superficie. Cristalización de salmueras.- La temperatura de cristalización de una salmuera es una temperatura a la cual un sólido empezará a precipitarse, si es dada suficientemente tiempo y condiciones de nucleación apropiada. Consecuentemente, salmueras de una cierta densidad pueden ser formuladas con numerosas temperaturas de cristalización. Las salmueras con temperaturas de cristalización bajas, como norma, serán más costosas. Como resultado, el diseño de una salmuera con temperatura de cristalización excesivamente baja puede incrementar el costo de fluido significativamente. Una salmuera de densidad alta menos costosa con una temperatura de cristalización muy alta, puede incrementar costos debido a la pérdida de tiempo en el pozo debido a la cristalización del fluido en la bomba, líneas y en las presas de almacenamiento. Con salmueras diluyentes como agua de mar, Cloruro de Calcio 30% y Cloruro de Potasio 20%, la sal disuelta en el agua abate la temperatura de cristalización o punto de congelamiento de la salmuera. Esto es, la temperatura a la cual el agua empieza a congelarse fuera de la solución, es reducida por medio de la sal disuelta. La turbidez.- son pequeñas partículas suspendidas en el fluido producen dispersión de luz. La turbidez de un fluido es una medida de la luz dispersada por las partículas suspendidas en el fluido. La turbidez se mide con un Nefelómetro, expresando el resultado en NTU el cual es proporcional a la concentración de sólidos suspendidos. Un fluido limpio ha sido definido como uno que no contiene partículas de diámetro mayor a 2 micras y dar un valor de turbidez no mayor a 30 NTU. El Potencial de Hidrógeno (pH).- es la medida de la acidez o alcalinidad de un fluido. En la ausencia de hidrólisis soluciones diluidas de sales neutras muestran un pH neutro. Sin embargo las sales usadas en la industria petrolera muestran ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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valores de pH, distintos debido principalmente a las concentraciones altas. El pH de salmueras con densidades cerca de 1.39 gr/cc es casi neutro y disminuye progresivamente con el aumento de densidad. El pH es considerado uno de los factores de corrosión más importantes causados por fluidos de terminación y empaque. Las salmueras que contienen Bromuro de Zinc muestran valores bajos de pH, debido a la hidrólisis de la sal por lo que son mas corrosivos. Las salmueras que contienen cloruro, tienden a ser más corrosivas que las que tienen Bromuros. La tasa de corrosión de las salmueras de alta densidad pueden ser disminuidas agregando aditivos como: inhibidores de corrosión, secuestrantes de oxigeno y/o bactericidas. Dado que las salmueras pesadas tienen valores de pH ácido, las medidas de seguridad usadas en el manejo de éstos fluidos son mas estrictos. Corrosividad de las salmueras.-La corrosión puede ser definida como la alteración y degradación del material por su ambiente. El principal agente corrosivo que afecta a los materiales de la tubería en fluidos base agua, son los gases solubles (O2, CO2, H2S) así como las disoluciones salinas y ácidas. El oxigeno es el agente corrosivo más común y en presencia de pequeñas cantidades de humedad causa oxidación al acero. El oxigeno causa corrosión uniforme y picaduras, rompimiento por torceduras y por fatiga. El Dióxido de Carbono soluble en agua forma un ácido débil (H2CO3) que corroe el acero, conocido como corrosión dulce y resulta la formación de escamas del acero provocando una pérdida de espesor en el cuerpo de la tubería, a menos que el pH sea mantenido arriba de 6. Cuando el CO2 y O2 están ambos presentes, es mayor la corrosión que estando cada uno solos. El CO2 en presencia de agua forma ácido carbónico que reacciona con el acero formando carbonato de fierro, el cual se desprende en escamas reduciendo su espesor de pared. El CO2 en los fluidos puede venir del gas de formación, por descomposición térmica de sales disueltas, los aditivos orgánicos de los fluidos de control o por la acción de las bacterias sobre los materiales orgánicos en descomposición. En general conforme la presión se incrementa, aumente la acción corrosiva del CO2. Cuando la presión parcial de CO2 es mayor de 30 psi, se tiene problemas de corrosión, cuando varía entre 30 y 7 psi, es posible la corrosión y cuando es menor de 7, es improbable. El ácido sulfhídrico disuelto en agua forma un ácido débil y menos corrosivo que el ácido carbónico, aunque puede causar picaduras, particularmente en presencia de oxigeno y/o dióxido de carbono. El estándar NACE MR-01-75 especifica los límites de presión parcial en un ambiente de gas amargo, si la presión total excede de 65 psi y la presión parcial del H2S en el gas excede de 0.05 psi, existe un problema ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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potencial. El H2S en fluidos de control puede venir del gas de formación, acción bacteriana sobre sulfatos solubles o degradación térmica de aditivos que contengan sulfuros en los fluidos de control. Las fracturas por esfuerzo y corrosión es causado por la presencia de un elemento corrosivo y esfuerzo de tensión. Los iones libres de hidrógeno penetran la estructura del metal causando pérdida de ductibilidad e incrementando la susceptibilidad a la fractura. Fe° + H2S ----------------- FeS + 2H° Como en el caso del CO2 y H2S los problemas asociados con cloruros se incrementan con la profundidad y la presión. Las soluciones concentradas de salmueras son generalmente menos corrosivas que las salmueras diluidas. Tipos de corrosión.-La corrosión puede tomar muchas formas y puede combinarse con erosión, Fatiga, Fractura, etc. y causar daños extremos. Varios tipos de corrosión pueden ocurrir al mismo tiempo, pero solo un tipo de corrosión predominará. Conociendo e identificando la forma de corrosión puede ayudar a la planeación de aplicar la correctiva. Durante el ataque uniforme, el material corroído usualmente deja una capa de los productos de la corrosión. El resultado es la pérdida de espesor de pared y reduce la capacidad de resistencia del material. La corrosión puede ser localizada en pequeñas áreas definidas de pared, causando agujeros. Su cantidad, profundidad y tamaño puede variar considerablemente. Las picaduras pueden causar fallas y servir con origen del rompimiento del tubo. Los cloruros, oxigeno, ácido sulfhídrico y especialmente la combinación de ellos, son la mejor contribución para la corrosión localizada. Adicionalmente al tipo de corrosión localizada, existe la fragilización del metal por hidrógeno atómico y molecular en los sitios catódicos. Los átomos de hidrógeno son muy pequeños y son capaces de penetrar el metal y alojarse en espacios vacíos intercristalinos de los componentes metálicos. Cuando dos hidrógenos atómicos llegan a estar en contacto se combinan para formar hidrógeno molecular, lo cual puede ocurrir dentro de la estructura del acero. La molécula de hidrógeno por su tamaño es difícil que salga de la estructura del acero, resultando en el desarrollo de presiones extremadamente altas dentro del espacio intergranular, lo cual puede causar la fragilización del metal. Los aceros de mas alta dureza son mas susceptibles a éste tipo de corrosión. Muchos metales resisten a la corrosión debido a la formación de una película protectora de oxido. Si esas películas o depósitos son removidos por alta velocidad de flujo del fluido, sólidos suspendidos abrasivos, exceso de turbulencia, acelera el ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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ataque a la superficie del metal fresca. Esta combinación de erosión-corrosión puede causar picaduras, extensiva demanda de fallas. Los inhibidores de corrosión.- son utilizados para retardar temporalmente el deterioro del metal causado por los agentes corrosivos (O2, CO2, H2S, ácidos, salmueras) los inhibidores de corrosión no suspenden la corrosión, pero si la disminuyen considerablemente. Los inhibidores de corrosión que forman película constituyen la mayoría de los aditivos para prevenir la corrosión en las salmueras. Un grupo general es llamado “Aminas formadoras de película” y pueden contener Aminas primarias, secundarias, terciarias y cuaternarias y son más efectivas en salmueras que no contienen ZnBr2. Dependiendo del tipo de Amina, su estabilidad térmica tiene un rango de 137°C. A 204°C. Los inhibidores de corrosión usados en la industria petrolera son principalmente compuestos de materiales orgánicos, debido a su alta eficiencia a la protección corrosiva bajo las condiciones del pozo. Los agentes con actividad superficial caen dentro de tres clasificaciones que son: catiónicos, aniónicos y no iónicos.

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VI.- PLANEACIÓN DE LA REPARACIÓN DE POZOS. La planeación de la reparación de pozos requiere de información preparatoria que al ingeniero de terminación le dará la pauta para decidir la forma de diseñar el programa del pozo, a esta información preparatoria se le conoce como Bases De Usuario. Estas son elaboradas por los Activos de PEP y deberán contener como mínimo la siguiente información: 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9

1 Nombre del pozo 2 Objetivo 3 Ubicación 4 Información del pozo a intervenir 5 Características del árbol de producción 6 Diseño del aparejo de producción 7 Limpieza de pozo 8 Selección del empacador 9 Diseño de fluidos de reparación 10 Diseño de disparos por intervalo 11 Diseño de estimulaciones 12 Programa de intervención 13 Selección de los equipos de servicio a pozos 14 Aislamiento de intervalos 15 Taponamiento temporal o definitivo del pozo 16 Selección del equipo de intervención 17 Costos estimados de la intervención

VI.1.-Programa reparación mayor. Como se definió en capítulos anteriores, la reparación mayor de un pozo involucra la modificación sustancial de las condiciones mecánicas del pozo. El Programa o secuencia operativa del pozo, a demás de contener la información proporcionada por el Activo, deberá ser complementada con las ingenierías requeridas para soportar el diseño y selección del sistema de disparos, la selección del diámetro y tipo de tubería que garanticé el correcto funcionamiento del aparejo de producción donde se simulen las condiciones de operación a que será sujeto. La secuencia operativa se apoyara en las guías de diseño y procedimientos operativos que la Gerencia de Ingeniería de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos tiene documentadas para tal efecto. Como control de pozos, cambio de medio árbol por preventores, recuperar aparejos, reconocer profundidad interior, escariado y lavado de pozo, obturamiento de intervalos, reentradas introducción de aparejos etc. ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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VII.-TERMINACIONES MULTIPLES Objetivo: que el participante sea capaz de planear la terminación de un pozo con diferentes técnicas para alargar la vida productiva del pozo y reducir costos de mantenimiento. 9 Tipos de terminación: 9 Sencilla selectiva 9 Terminación doble 9 Terminación triple 9 Accesorios utilizados en la terminación de pozos El diseño de los aparejos de producción en la terminación de pozos debe asegurar ciertos aspectos de operación, tales como seguridad, disponibilidad y eficiencia de los accesorios y equipo. Desafortunadamente no todas los diseños de las terminaciones de pozos alcanzan estos objetivos, en parte la falla se debe a la forma en la cual están diseñados los componentes que lo integran. Por otro lado el diseño de aparejos en la terminación de pozos algunas veces, se basa en diseños previos que han probado funcionalidad para diferentes campos, los cuales parecen satisfacer los requerimientos de diseño para los pozos actuales. El ingeniero utiliza estos diseños con algunas adaptaciones de acuerdo a ciertos criterios específicos y a la experiencia del área según la ubicación del pozo. Esta aproximación al diseño de los aparejos en la terminación de pozos es problemática debido a varias razones. La primera es las carencia de uso racional para desarrollar un diseño fácilmente discernible. Debido a que los ingenieros de terminación deben tener suficiente conocimiento y experiencia para aplicar correctamente el diseño. La limitación más significativa es que los diseños históricos no promueve la utilización de un rango amplio de alternativas en la terminación. Cuando no todas las opciones de diseño son exploradas, la selección no puede verificarse como óptimo. Aunque el diseño pudiera ser el mejor, no existen bases para demostrarlo. Una metodología alterna para diseñar aparejos de producción, es establecer diseños nuevos, mediante la aplicación de un razonamiento estructurado. La aplicación de esta metodología incluye el empleo de manuales de diseño y check list, los cuales idealmente deben ser aplicados en los modelos de diseño. Patton y Abbot (1985) introdujeron el primer concepto de diseño de aparejo de pozos formal, en el cual representan al pozo como un sistema cerrado consistente de componentes que interactúan unos con otros. Los componentes dentro del sistema de terminación incluyen cualquier objeto descrito por sus funciones, los ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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componentes exteriores al sistema son considerados parte del ambiente pero también influyen en el comportamiento de todo el sistema. Ambos componentes internos y externos actúan como restricciones o fuentes de las cuales depende el sistema. El proceso de diseño del aparejo de terminación de un pozo debe incluir las funciones y el razonamiento que cumplirá cada componente especifico, además de tomar en cuenta las necesidades de los ingenieros de producción, así como consideraciones operacionales. La figura VII.1.- Describe el proceso del diseño de la terminación.

Tipo de yacimiento

Tipo de terminación de pozo.

Requerimientos de funcionalidad Taponamiento

Disparos

Trabajos de reparación

Fluidos

Diámetro de aparejo e IPR

Trabajos de tomas de información

Alojamiento de herramientas de fondo

Instalacion de dispositivos de seguridad Estimulación

Figura No. VII.1.- Proceso del diseño del aparejo de producción. Como se ha mencionado no existe un procedimiento determinado para el diseño de la terminación del pozo ya que los puntos clave como diámetro de tubería selección de disparos son considerados, una vez que los requerimientos de funcionalidad del pozo ha sido establecido. Basados en el tipo de yacimiento y otros parámetros se pueden considerar diseños tipos generales de terminación (Pozo ademado, agujero abierto, pozo engrabado etc. ), estos sirven como una guía, para afinar el diseño final de terminación. ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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Identificar los tipos relevantes de terminación puede también ayudar a establecer los requerimientos funcionales para el diseño de la terminación del pozo. Este proceso de diseño inicial es señalado en la figura No. VII.1. y VII.2.

Ejemplos de tipos de terminación Tipo de yacimiento

Terminacion sencilla Terminación sencilla selectiva Terminación en agujero abierto Terminación en agujero entubado o ademado Terminacion con empacamiento de arena Estimulación Doble terminación Terminación en pozos costa afuera y tierra Terminación con aparejos para BN

Formulación de los requerimientos fundamentales Yacimientos estratificados Yacimientos estratificados Utilizacion de dispositivos de seguridad Prover al aparejo de producción con accesorios que permitan el BN en el futuro.

Figura No. VII.2.- Requerimientos funcionales y tipos de terminación.

VII.1.-Requerimientos funcionales de servicio. Son los requerimientos operacionales o funcionales que la terminación de un pozo debe satisfacer, actúan como una estructura, para el desarrollo del diseño. Estos pueden ser implícitos o explícitos. Los requerimientos implícitos son las funciones esperadas del pozo en ciertas áreas geográficas, mientras que los explícitos son los que el ingeniero de terminación especifica. En la practica la experiencia de los ingenieros satisface los requerimientos implícitos, sin necesidad de hacer muchos análisis, es su lugar se agrupan como ciertas decisiones de cómo realizar una operación, por ejemplo si se al utilizar un empacador permanente, se debe decidir la manera de anclar dicho empacador (con cable o con tubería), antes de introducir el aparejo de producción. La tabla VII.1.- menciona una lista de requerimientos aplicables al diseño de aparejos de producción. ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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Tabla No. VII.1.-Consideraciones en la terminación de pozos. Consideraciones en la terminación Importancia Gasto Alto Ninguno Moderado Alto Bajo Posible Presión Variable Critica Alta Ninguna Baja Problema Posible Características de Múltiple zonas Moderada producción Difícil acceso Alta Gasto estable Improbable Vida prolongada Otros Alta Monitoreo Pruebas frecuentes Moderada Mediciones de presión Registros especiales Algunas veces Tomas de información Frecuente Aplicación de BN Continuo Alto Intermitente Reparaciones Cementaciones Alto Disparos Control del pozo Difícil Alto Frecuente Moderado Problemas de Producción de arena Posible producción Parafinas Posible Emulsione Alto Incrustaciones Posible Problemas de corrosión Moderado Producción de agua Posible Finos. Moderado Alto

Diseños aplicables Posible terminación dual

Incluir accesorios p/BN Minimiza la posibilidad de reparaciones.

Estranguladores de fondo Acceso a herramientas de fondo. El BN es el método artificial de producción optimo. Futuras operaciones de reparación. Procedimientos de operación Empacamientos de arena Inyección de químicos Aplicación de BN carbono y Acero bajo considerar la inyección de químicos. Trabajos frecuentes de acidificación.

Los requerimientos operacionales también agrupan el conjunto de parámetros que son dependientes del tiempo, por ejemplo si la presión del yacimiento disminuye entonces será requerido un método artificial de producción. Al inicio del proceso de terminación el ingeniero de diseño puede simplemente elegir entre los diseños preliminares establecidos en la figura No. VII.2, y señalar los puntos clave entre las alternativas de diseño de terminación. Idealmente una lista completa de los requerimientos de terminación debería establecerse al inicio del diseño de la terminación, sin embargo aun los ingenieros con experiencia pueden tener dificultades para pronosticar todas las consecuencias operacionales de un diseño en particular.

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VII.2.-Vida del aparejo de producción. La vida del aparejo de producción, se establece como el tiempo que estará en servicio esté, sin que sufra modificaciones significativas. Los ingenieros de terminación, deben establecer este tiempo o al menos tener un periodo de servicio en mente cuando diseñan un aparejo. Idealmente el aparejo de producción debería permanecer en el pozo hasta que el yacimiento sea abandonado. Sin embargo, en muchos casos este objetivo no es factible, debido a la disponibles de accesorios y tecnología actual. En tales casos periodos de servicio cortos son especificados. En pozos fluyentes, un método común para determinar la vida de un aparejo es ajustar el diámetro de tubería dado el comportamiento de afluencia del pozo en un periodo de tiempo. Cuando el diámetro de la tubería debe reducirse a medida que la presión del yacimiento disminuye, entones la vida del aparejo de producción será el tiempo hasta el cual esté deba cambiarse, figura No VII.3.

Figura No. VII.3.- Diferentes comportamientos de afluencia en función del diámetro de la tubería de producción y tiempo.

El servicio del pozo puede ser otra consideración para determinar la vida de un aparejo, en pozos fluyentes esto no es un problema a menos que existan fugas en la tubería o perdida de hermeticidad que conduzcan a reducciones en la productividad del pozo. Sin embargo en pozos productores por BN o equipados con válvulas de seguridad, las cuales deben ser revisadas o probadas periódicamente, el tiempo perdido por fallas en las herramientas de fondo y equipo afectará la duración del aparejo en el pozo. En la practica los ingenieros de terminación ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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aplican esta consideración en base a la experiencia o estadística del área. La figura No. VII.4.- Ejemplifica una representación para diferentes tipos de aparejos fluyentes.

TIPO DE INSTALACIONES

TR

TR

TR

EA

EA

TP

EA

TP

CAMISA EMPACADOR

TP

CAMISA

BL

BL

EMPACADOR BL

INTERVALO

INTERVALO

ABIERTA

INTERVALO

SEMICERRADA

CERRADA

Figura No. VII.4.- Diferentes tipos de terminaciones para pozos fluyentes.

La necesidad de reparar el pozo, el aislar u obturar un intervalo para producir en otro yacimiento, la necesidad de estimular o fracturar el pozo sin tener que recuperar el aparejo de producción, puede también influir en la vida de un aparejo de producción. A menos que el diseño inicial genere problemas para realizar trabajos con línea de acero (tomas de información) o con tubería flexible como métodos para reparar el pozo, el aparejo deberá ser recuperado.

VII.3.-Fuentes de baja productividad A medida que la producción de agua se incrementa, puede presentarse la migración por finos además de generar la precipitación de incrustaciones, ambos pueden taponar parcialmente o por completo el intervalo disparado. Generalmente, dichas obstrucciones se presentan en lugares donde se generan caídas de presión ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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(en la vecindad del pozo, cambios de diámetro en la tubería de producción, árbol de válvulas y estrangulador), mismos que reducen la capacidad productiva del pozo, generando como resultado variación en la vida de servicio del aparejo de producción. En algunos casos se requiere de trabajos de estimulación, para pozos con sistema artificial de producción, no siempre es posible por ejemplo el bombeo mecánico o electro centrífugo estos trabajos no se pueden realizar.

Figura No. VII.5.- Representación esquemática de lugares de precipitación de incrustaciones orgánicas e inorgánicas.

Problemas de conificación de agua, generalmente se presentan como resultado de un deficiente sistema de disparos o por una excesiva caída de presión en la vecindad del pozo, estos problemas pueden predecirse cuando el intervalo a disparar se encuentra cerca al contacto agua aceite, en tales casos se recomienda la instalación de estranguladores de fondo. Requerimientos de reparación. Muchos pozos tienen yacimientos múltiples, y no todos pueden dispararse y ponerse a producción al mismo tiempo durante la ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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terminación, por lo que se deben considerar las presiones de cada yacimiento una forma de explotación es mediante terminaciones con aparejos múltiples. Aun cuando el pozo cuente dos o mas tuberías de producción pudiera requerirse de aislar u obturar intervalos para disparar nuevas zonas productoras. Figura No. I.5, representación de aparejos con terminación dual TIPO D E IN STA LAC IO NES TR

TR

EA

EA

TP

TP CA M ISA

CAM ISA

EM PA CADO R

EM PACA DOR

BL

BL

INTERV A LO

IN TERVA LO

CERRA DA

CERRAD A

Figura No. I.5.- Representación de aparejos con terminación dual Consideraciones mecánicas. Debido a que el diseño de aparejos de producción contempla la utilización de equipo o accesorios de producción estos no están

exentos de falla, las mas frecuentes son la imposibilidad de cambio de válvulas de tormenta (SCSSV), el colapso de tubería por malas operaciones en superficie, falla de empacadores y camisas de circulación y un sin numero de fallas en el equipo utilizado en los sistemas artificiales de producción.

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Durante la terminación del pozo, el ingeniero debe considerar que cada uno de los accesorios del aparejo de producción puede fallar, por lo que se deberán formular planes de contingencia para remediar cualquiera de esos eventos. Actualmente se deberá recuperar el aparejo de producción para cambiar una válvula de tormenta, empacador de producción y cambiar aparejos colapsados, en los demás casos se pueden corregir sin necesidad de su recuperación. (ver figura No. I.6) TR

EA

MANDRILES PARA BN

TP

CAMISA EMPACADOR BL

INTERVALO

SEMICERRADA

Figura No. I.6.- Ejemplificación de accesorios de producción en el aparejo sujetos a falla. Estudios de análisis de riesgos son técnicas que permiten predecir la frecuencia de fallas en un accesorio o sistema. Este tipo de análisis generalmente requiere de un examinen minucioso del aparejo de producción y una cuantificación estadística de las fallas presentadas en el sistema. Sin embargo estos estudios en la mayoría de los casos no están disponibles para los ingenieros de terminación por lo que estos se basan en experiencias practicas.

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VII.4.- Empacadores de producción. Un empacador es una herramienta de fondo, utilizada para proporcionar un sello entre el exterior y el interior de la tubería de producción y de revestimiento o liner. El sello del empacador es creado por los elementos sellantes que se expanden en la tubería de revestimiento, cuando en estos se aplica una fuerza. Una vez que el empacador es anclado el empacamiento o sello evita que exista comunicación del espacio anular y los fluidos que este contiene, los empacadores de producción, son aquellos empacadores que permanecen en el pozo junto con la tubería de producción durante la vida productiva del pozo, hasta que esta es recuperada. Existen otros tipos de empacadores que se definen como de servicio (RTT’s), los cuales son utilizados para realizar pruebas especiales y cementaciones forzadas, su función es proteger la tubería de revestimiento de altas presiones y los fluidos del pozo. Sin embargo, en este caso el tema se enfoca solamente a empacadores de producción. En algunas ocasiones el aparejo de producción puede no incluir un empacador de producción, esto se presenta en pozos con alta capacidad de producción, (Ver figura No. I.1.), ya que estos pueden fluir por la tubería de revestimiento o por ambas tuberías (producción y por el espacio anular), aunque algunos aparejos de bombeo mecánico pueden utilizar un empacador de producción estos nos son comunes, la mayoría de los diseños del aparejo de producción consideran al menos un empacador de producción. Sin embargo dependiendo de los requerimientos del pozo pueden utilizarse dos o mas empacadores. Una vez que el ingeniero de terminación determina que tipo de empacador de producción va a utilizar, debe considerar ciertas características físicas; tales como diámetro, numero de conductos o sartas a utilizar, así como la manera en la cual el empacador será introducido y anclado en el pozo. Existen diferentes empacadores para varias aplicaciones, la mayoría de ellos comparten características de diseño y operación similares. En general, un empacador incluye un mandril de flujo, un elemento de sello, un cono o buzamiento para asistir en el mecanismo de anclaje y un juego de cuñas. El mandril de flujo proporciona el conducto para que los fluidos sean producidos o inyectados, los elementos de sello, proporcionan hermeticidad al aislar el espacio anular y los fluidos contenidos en este, mientras el juego de cuñas y cono de anclaje evitan que el empacador se desancle o deslice en la pared de la tubería de revestimiento. La figura No. VII.3, representa un tipo de empacador con los elementos antes mencionados. ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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Figura No. VII.3.- Empacador de producción de anclaje hidráulico. (Cortesía de Halliburton Otis) Normalmente para anclar un empacador una fuerza compresiva es aplicada a el mandril de flujo entre el juego de cuñas y los elementos de sello, con la cual se mueve el mecanismo de anclaje hacia arriba fijando el juego de cuñas y transfiere la carga compresiva para expandir los elementos de sello.

VII.4.1.- Numero de mandriles de flujo en el empacador. El mandril de flujo de un empacador se refiere a un tubo cilindro maquinado en el interior del empacador que permite que los fluidos sean producidos o inyectados al pozo. Los conductos de flujo también se pueden utilizar para proporcionar acceso del espació anula hacia el interior del pozo ya sea de una sarta de inyección de gas o cable eléctrico. Normalmente, los empacadores cuentan con un mandril de flujo, pero existen empacadores con dos o tres mandriles para terminaciones dobles o triples, el numero depende de las sartas que se desean instalar en el pozo. Ejemplos de estos tipos de empacadores se presentan en la figura No. VII.4. ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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Figura No. VII.4.- Tipos de empacadores triple (Cortesía Halliburton-Otis)

para terminación sencilla, doble y

VII.4.2.- Métodos de anclaje en el empacador. La mayoría de los empacadores son anclados mediante la aplicación de una fuerza compresiva al mecanismo de cuñas y elementos sellantes, esta fuerza puede generarse de varías maneras incluyendo; la rotación de la tubería y la aplicación de peso, o tensión sobre el empacador. El anclaje hidráulico al aplicar presión a la tubería utiliza un tapón en el extremo del aparejo, otro mecanismo es mediante un impulso eléctrico a una herramienta soltadora, accionada mediante corriente eléctrica (Anclaje con cable). Las técnicas mediante la cual se aplica dicha fuerza compresiva definen el mecanismo de anclaje del empacador. ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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Los métodos de anclaje del empacador están clasificados como mecánicos, hidráulicos y eléctricos. Los métodos de anclaje mecánico son aquellos que requieren de manipulación física de la tubería de producción, tales como rotación tensión y aplicación de peso al empacador, mientras que los métodos de anclaje hidráulicos lo único que requieren de la aplicación de presión a la tubería de producción, la cual se traduce en fuerza a través de un pistón dentro del empacador. El tercer método, involucra el envío de un impulso eléctrico a través de un cable, el cual genera una presión en el ensamble de anclaje. La carga eléctrica inicia una detonación en un explosivo en el ensamble de anclaje, lo cual incrementa gradualmente la presión que proporciona la fuerza necesaria para anclar el empacador.

VII.4.3.-Anclaje y recuperación del empacador. Ciertos empacadores requieren de la aplicación de una fuerza para mantenerlos en su posición de anclaje, estos empacadores son conocidos como de tensión compresión, generalmente se anclan mecánicamente , por lo que la tubería de producción debe manipularse para proporcionar la tensión ó compresión requerida. Los empacadores de peso, requieren que una fuerza compresiva sea aplicada de manera continua sobre los hombros del empacador, suministrada normalmente por el peso del aparejo de producción, por lo que se conocen como empacadores de anclaje por peso, sin embargo la carga compresiva puede también ser proporcionada por un diferencial de presión a través del empacador, en este caso la presión arriba del empacador debe ser mayor a la inferior, en general este tipo de empacadores son aplicables a pozos inyectores, debido a que un empacador de este tipo no esta diseñado para soportar presiones diferenciales de abajo hacia arriba. Generalmente todos los empacadores que su mecanismo de anclaje es hidráulico o eléctrico, permiten dejar la tubería en tensión, compresión o en punto neutro, dependiendo de los requerimientos de servicio del pozo. Aunque algunos empacadores de anclaje mecánico pueden dejarse en compresión tensión o punto neutro las diferenciales de presión que estos aguantan son menores. Un punto importante es conocer las fuerzas requeridas para anclar y desanclar un empacador ya que estas pueden generarse y provocar el desanclaje no deseado del empacador.

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La manera en la cual los empacadores son bajados y anclados en el pozo representan otra forma para clasificar o agrupar los tipos de empacadores, en este caso se pueden tener empacadores integrales, cuando estos son corridos con la propia tubería de producción, pueden ser permanentes, semipermanentes y recuperables. En el caso de los empacadores integrales permanentes y semipermanentes cuentan con un mecanismo que permite la recuperación del aparejo arriba del empacador conocido como ancla de sellos

VII.4.5.-Tipos de conexiones de empacador a la tubería . Existen al menos cuatro formas de conectar el empacador a la tubería de producción, el primero de ellos incluye una conexión roscada , el segundo una ancla con ensamble de sellos, conectores tipo “J”, un juego de sellos con tope localizador conocido como multi “V”. Estos tipos de conectores son mostrados en la figura No. VII.5.

Figura No. VII.5.- Tipos de conectores para empacadores permanentes e integrales permanentes.

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VIII.- MODELO DE RIESGO Y COSTO. Objetivo: Definir la factibilidad para la realización de una reparación mayor y que al mismo tiempo el participante conozca las herramientas disponibles para su aplicación y cuantifique el costo de la intervención.

Métodos para definir riesgo y costo En base a experiencia del área. En base a valor esperado de recuperación En base a porcentaje de éxito. Ejemplos de Aplicación Métodos para recuperar tuberías Determinación del la longitud libre de tubería. Métodos para liberar tuberías atrapadas por pegaduras Liberación de tuberías mediante vibraciones Liberación de tuberías atrapadas por derrumbe de agujero. Liberación de tuberías mediante disparos puncher Liberación de tuberías mediante cortadores de tubería. Liberación de tuberías mediante herramientas de pesca Ejemplos de Aplicación VIII.1.- Métodos para definir tiempo optimo en operaciones de pesca. La pesca para la recuperación de herramientas del pozo no es una ciencia por lo que existen varias alternativas de solución. Sin embargo, las que mayor probabilidades de éxito tienen son aquellas que consideran todas las características del pescado. Por otro lado, la disponibilidad de pescantes es menor en la medida que el diámetro del pescado es más pequeño, mientras que para pescados grandes, se tienen varios pescantes disponibles, en ese caso la elección debe considerar la herramienta de mayor resistente a la tensión. Existen al menos tres métodos para determinar si es conveniente pescar o no cuando uno de estos problemas se presenta. a) El más popular de ellos es pescar por al menos dos días y si los resultados no son satisfactorios buscar otras alternativas. b) El segundo de ellos es construir una carta que valore el costo del equipo perdido, de los metros de agujero y las opciones de side track para recuperar la profundidad perdida contra el costo de pescar. ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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c) El tercer método esta basado en el valor esperado de la decisión tomada, el problema con esto es los datos requeridos para poder establecer el método.

VIII.1.1.- Determinación del tiempo de pesca en base a experiencia del área. La regla de pescar por no más de dos días es un método aplicado para pozos en perforación, debido a que a medida que transcurre el tiempo será más difícil su recuperación. Esta es una regla de dedo basada en la experiencia. En otros casos, se debe echar mano de datos estadísticos para decidir el tiempo de pesca a emplear para pozos que se encuentran en reparación.

VIII.1.2.- Determinación del tiempo de pesca basándose en el valor esperado de recuperación. Consiste básicamente en comparar el tiempo y costo de pescar contra el valor de la herramienta perdida y agujero, además del costo de hacer un side track y un nuevo agujero hasta la profundidad perdida. Ejemplo No.1. Considere que durante la perforación del pozo, ocurre un problema de perforación que genera una operación de pesca, se tienen los siguientes datos; el costo del equipo de perforación es de 6,000 dólares / día, el de la herramienta perdida es de 50,000 dólares, el del agujero perdido es de 12,000 dólares. En caso de decidir no pescar el de hacer un side-track y perforar un nuevo agujero hasta la profundidad perdida es de 28,000 dólares. Determinar el tiempo de pesca máximo a fin de perder la menor cantidad posible de dinero?. Solución: Costo de pesca directo = Costo de pesca Indirecto 6000* T T

pesca

pesca

=50,000+12,000+ 28,000

=90,000/6000=15 días

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VIII.1.3.- Determinación del tiempo de pesca basándose en porcentaje de éxito. Una variación del método anterior es el anticipar la recuperación del pescado basándose en el desarrollo de las operaciones de pesca por día. Es decir se desea conocer un grado de certidumbre sobre la recuperación de los mismos al transcurrir el tiempo. Ejemplo No.2. Determinar el grado de certidumbre sobre las operaciones de pesca presentadas en el ejemplo No. 1, considere que el pescado consiste de 20 lastra barrenas con un costo aproximado de 2,500 dólares cada uno. Solución: Esto es: Costo de pescar =6,000 *Tiempo Costo de recuperar el pescado =No. De dc recuperados*2,500*dias en pesca Resumen: Esta tabla presenta el dinero gastado y el dinero recuperado por cada día de pesca empleado. Número de Días en pesca

Costo de pescar USD

Costo de pescar USD Recupera un DC/día.

0 4 8 10 12 15 18 20

0 24,000 48,000 60,000 72,000 90,000 108,000 120,000

0 10,000 20,000 25,000 30,000 38,000 45,000 90,000

Costo de pescar USD Recupera dos DC/día. 0 20,000 40,000 90,000

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En esta tabla se puede observar que si se recupera un lastra barrena por día podríamos estar pescando durante 20 días sin perder dinero, por el contrario si durante la pesca no se recupera nada durante los viajes solo estaríamos en pesca 15 dais, y en el escenario mas optimista si se pescan dos lastra barrenas por día entonces se requerirían 10 días y se ahorraría 30,000 dólares ya que se elimina la necesidad de continuar pescando y la de hacer un side track.

VIII.1.4.- Determinación del tiempo de pesca basándose en el valor esperado de recuperación. Este método esta basado en promedios y probabilidades. Es decir el valor esperado de un evento es igual al costo de la probabilidad de veces que sucede más el costo de la probabilidad de veces que no sucede. En ambos casos la suma de las probabilidades de éxito o falla debe ser igual a la unidad. La formula para calcular el valor esperado de la pesca es: EV = Ps *Cs + Pf *Cf Ps + Pf =1

Donde: EV.- Es el valor esperado de recuperación del pescado. Ps.- Es la probabilidad de éxito de pescar C s.- Es el costo empleado en la pesca hasta obtener éxito. Pf.- Es la probabilidad de fallar en la pesca. Cs.- Es el costo empleado en la pesca hasta desistir por falta de éxito. Ejemplo No.3. Considerando los datos del ejemplo No.2, en el cual 20 lastra barrenas son recuperados en 27 viajes de 34 realizados esto en 10 días con un costo de 60,000 dólares. Los otros 7 viajes se utilizaron para realizar un side track debido a que ya no se pudo recuperar el pescado con un costo de 40,000 dólares

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Solución: Esto es la probabilidad de éxito en la pesca después de hacer el side track es de:

EV = 0.794*(60,000-25,000) + 0.206* 40,000 EV = 35,980 dólares Una comparación del valor esperado EV, muestra que 54,020 dólares sería ahorrado en promedio si se hacen intentos de pesca antes de decidir por hacer un side track directamente.

VIII.2.- Métodos para recuperar sartas de trabajo. El aspecto más importante de una operación de pesca es el conocimiento de las causas que generaron el pescado, sin esto la selección de la herramienta de pesca y los procedimientos de pesca adecuados será imposible de recuperar. Las pegaduras más comunes en sartas de trabajo y aparejos de producción son: a) b) c) d) e) f) g) h)

Pegado Pegado Pegado Pegado Pegado Pegado Pegado Pegado

por por por por por por por por

una condición mecánica. presión diferencial fraguado prematuro de cemento pérdida de circulación ojo de llave derrumbe de agujero producción de arena lodo

VIII.2.1.- Pegaduras por presión diferencial. Ocurren cuando la sarta de perforación se encuentra estática dentro del pozo. Los enjarres de lodo gruesos y la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo

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en exceso con la formación (Diferencial de presión grande) es un factor que tiende a generar este tipo de problemas. Cuando una pegadura por presión diferencial se presentan puede tenerse circulación normal, sin embargo el martillo no opera (golpea) debido a que no siempre se encuentra arriba del punto de pegadura. Por lo tanto, la fuerza requerida para sacar la tubería se encuentra ejemplificada en la figura No.VIII.1, y de forma algebraica por: T = C * F: F= P * A T = C* P* A Pd = Pm – Pp ; A = W * L

Figura No. VIII.1.- Diagrama de cuerpo libre para ejemplificación una pegadura por presión diferencial. Las ecuaciones que describen los parámetros son: M = R – Rc Rc sen θ = r sen β

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Rc cos θ = r cos β+(R-r) W = 2 r sen β

T C ∗ L ∗W ⎡ (D − 2M )2 − d 2 − (D − d )2 ⎤ W = d ∗ sen⎢a cos ⎥ 2 ∗ (D − d ) ∗ d ⎣ ⎦ Pd =

Donde: Dc.- Diámetro del agujero con el enjarre. L.- Longitud de la tubería en contacto con el enjarre. D.- Diámetro del agujero. d.- Diámetro de la tubería pegada. M.- Espesor del enjarre. W.- Amplitud del área de contacto proyectada. C.- Coeficiente de fricción T.- Tensión. Pd.- Presión diferencial.

Ejemplo No.4 Cual es la densidad equivalente del lodo para un pozo que se perfora a 4000 pies en un agujero de 12 ¼” con un enjarre de 0.5” y una tubería de perforación de 5”, la cual tiene un margen de jalón de 100,000 lbs, el coeficiente de fricción entre el agujero y la tubería es de 0.3, la longitud de la zona en la cual la tubería esta pegada es de 10 pies. Solución:

W=3.68 pg

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Considerando que el pozo tiene un lodo con densidad de 9 lbs/gal. Pm=0.052*9*4000+755 =2878 psi.

VIII.2.2.-Determinación de la longitud libre de tubería. La localización del punto en el cual la sarta se encuentra pegada puede ser asistido por herramientas especiales para detectar el punto libre. En la mayoría de los casos pude utilizarse un registro de detección de punto libre o de coples. Una vez que se detecta una pegadura de tubería es necesario tomar un registro de punto libre, con la finalidad determinar la profundidad o punto exacto de pegadura. Las herramientas usadas para la medición basan su funcionamiento en las propiedades de los materiales elásticos a deformarse al ser sometidos a un esfuerzo. Una condición indeseable en el pozo es el pegado o atrapamiento de la tubería, las cuales suceden en cualquier etapa durante la intervención de un pozo, o vida productiva. Un descuido humano o la falla mecánica de las herramientas y accesorios utilizados en la intervención pueden ocasionar este problema, por lo que las decisiones tomadas para resolverlo son determinantes para lograr la continuidad en las operaciones. La tubería de perforación o producción esta sometida a esfuerzo de tensión, ocasionado por el propio peso, dicho esfuerzo se distribuye linealmente por toda la tubería, desde un máximo en la superficie hasta un mínimo (cero) en el punto de atrapamiento. Cuando se aplica un jalón o tensión por arriba del peso de la tubería, esta sufre una elongación proporcional a la tensión aplicada. Por lo tanto, es posible hacer una estimación de la profundidad de atrapamiento, por medio de una prueba de elongación. Durante la determinación de la longitud de tubería libre hasta el punto de pegadura, existen dos factores que afectan contrariamente su localización, esto es ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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la fricción generada entre la tubería y las paredes del agujero el segundo es el grado de que la tubería tenga por el peso aplicado. La parte inferior de la tubería estará recargada si el peso flotado es mayor a la tensión o carga registrada en el indicador de peso. Esto significa que debemos aplicar mayor tensión en la sarta y mayor tensión corresponde a mayor fricción, por lo que un procedimiento razonable es cargar peso a la sarta hasta que se presente un buckle en la tubería, posteriormente tensionar para eliminar el buckle y continuar aplicando tensión hasta un 80% del esfuerzo de la resistencia a la tensión de la tubería, durante la tensión hacer una gráfica de la elongación sufrida por la tubería contra la tensión aplicada, la figura No. VIII.2 es una representación grafica. Las siguientes ecuaciones son una ayuda para la interpretación de la gráfica.

Figura No. VIII.2.- Gráfica representativa del comportamiento de una prueba de elongación.

El pandeo generado en la sarta esta dado por:

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Donde:

∆ LF

b

.- Elongación causada por el efecto del buckle o

pandeo. pg r.- Es el claro radial entre la tubería y el agujero pg. ∆Fb .- Es la tensión aplicada en lbs. E.- Modulo de elasticidad del acero 30,000,000 psi. I.- Es el momento de inercia del acero pg4 W.- Es el peso unitario de la tubería lbs/pie.

Al aplicar tensión a la sarta esta sufre una elongación que sigue la ley de Hook. Esto es, a un valor de tensión corresponde cierta elongación. Una prueba de elongación consiste en aplicar tensión de manera gradual sobre el peso de la tubería, midiendo la elongación producto de ese esfuerzo, la ecuación que representa dicho comportamiento esta dada por:

Donde: L= Longitud de tubería libre pies e = Elongación (pg) Ws = peso unitario de la tubería (lbs/pie) ∆ F = Sobre tensión aplicada a al tubería (lbs) ρ acero .- Densidad del acero 7.85 gr/cc o 0.2833 lbs/pg3o 65.39 lb/gal

La longitud de tubería libre se calcula entonces con la siguiente ecuación:

La longitud calculada con la ecuación anterior es la longitud libre en el pozo, debido a que los efectos de fricción crean puntos de seudo atrapamiento, los cuales son más severos en pozos desviados. El procedimiento para una prueba de elongación es el siguiente: ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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1. 2. 3. 4.

Calcular el peso flotado de la tubería hasta el punto de atrapamiento. Calcular una tensión adicional de acuerdo al tipo y diámetro de tubería. Marqué la tubería al nivel del piso de trabajo (mesa rotaría) Aplicar sobre tensión y medir la distancia entre la primera marca y la segunda. 5. Libere la tubería de la sobre tensión regresando la misma a la primera marca. 6. Aplique la ecuación para el cálculo de la longitud libre mostrada con la ecuación anterios. 7. Repita los pasos 4, 5, 6, y compare las longitudes calculadas, con el objeto de determinar con mayor precisión la longitud libre de tubería. Los valores de tensión recomendados para realizar pruebas de elongación en tubería de producción y de perforación son mostrados en la tabla No. VIII.1. Tabla No. VIII.1.- Tensión recomendada para pruebas de elongación. Diámetro Tipo de Tubería Tensión Recomendada (pg) (Lbs) 2 3/8 Producción 10,000-15,000 2 7/8 Producción 14,000-20,000 3½ Producción 20,000-30,000 4½ Producción 28,000-42,000 2 7/8 Perforación 20,000-25,000 3½ Perforación 30,000-35,000 4 1/2 Perforación 35,000-40,000 5 Perforación 37,000-50,000

Ejemplo No.5. Una sarta de perforación de 5” de diámetro exterior con 4.276 de diámetro interior y de 19.5 lbs/pie (21 lbs/pie peso ajustado) se encuentra atrapada en un agujero de 17 ½”, en un lodo de 9.5 Lb/gal. Los resultados de la prueba de elongación se muestran en la tabla No. VIII.2. Solución: La profundidad libre de tubería esta dada por: ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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L=

(29.1 − 13) * 21 * 735,389 (90,000 − 40,000) L= 4973 pies

Tabla No VIII.2.- Resultados de una prueba de elongación Tensión, arriba de su peso (Lbs) 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 50000 55000 60000 65000 70000 75000 80000 85000 90000

Elongación en (pg) 1.6 3.2 4.9 6.5 8.1 9.7 11.3 13 14.6 16.2 17.8 19.4 21 22.7 24.3 25.9 27.5 29.1

Peso de sarta flotada (lbs) 84,759 79,759 74,759 69,759 64,759 59,759 54,759 49,759 44,759 39,759 34,759 29,759 24,759 19,759 14,759 9,759 4,759 -241

Elongación debida al pandeo de la sarta (pg) 4.60 4.00 3.60 3.10 2.70 2.30 1.90 1.60 1.30 1.00 0.80 0.60 0.40 0.20 0.10 0.10 0.00 0.00

VIII.2.3.- Métodos para liberar tuberías atrapadas por pegadura diferencial. Existen varios métodos para liberar sartas de perforación pegadas por presión diferencial. El primero requiere que el enjarre de lodo sea removido o destruido, el segundo consiste en reducir la presión en el espacio anular esto es mediante la circulación o colocación de baches de aceite o diesel en el espacio anular. Este método es él mas conocido, el procedimiento consiste en circular una cantidad de diesel en el espacio anular a través de la zona de pegadura, el objetivo que es busca es crear una diferencial de presión suficientemente baja entre el lodo y la presión de poro de la formación.

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El primer método involucra la circulación de un volumen de aceite o diesel a través de la tubería pegada hacia el espacio anular a la altura de la tubería pegada. Esto reduce la diferencial de presión entre la zona de pegadura y el agujero. Considerando un pozo con diámetro a calibre el volumen a colocar esta dado por:

Vo = c an

19.25Pp − DWm Wo − Wm

Vd = C p * (L − l h ) + C an * H Ejemplo No.6. Suponga una tubería de perforación de 5” se encuentra pegada dentro de un pozo de 12.25” a una profundidad de 8,100 pies, la profundidad total del pozo es de 10,000 pies La presión de poro donde la tubería se encuentra pegada es de 4,100 psi, el peso del lodo dentro del pozo es de 11.3 ppg, el peso del fluido de desplazamiento es de 7.5 ppg. Solución: El volumen requerido de aceite o diesel considerando el pozo a calibre es de:

El volumen de lodo para desplazar el bache de diesel o aceite es de:

El peso del lodo equivalente requerido a 8,100 pies es

Sin embargo el peso equivalente del bache cuando este es circulado arriba de 5,000 pies el peso del lodo equivalente es del orden de: ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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El segundo método para liberar tuberías pegadas por presión diferencial. Consiste en el bombeo de agua, aceite o diesel dentro de la tubería de perforación para aligerar la columna hidrostática dentro del pozo. Este procedimiento disminuye el nivel de fluido en el espacio anular, con lo cual se reduce la presión del lodo en el punto de pegadura. El procedimiento es muy sencillo debido a que la caída del nivel del fluido en la practica se calcula hasta la zapata de la ultima TR. El volumen mínimo de aceite o agua que deberá ser bombeada se calcula de la siguiente manera:

El abatimiento del nivel del fluido cuando la presión de formación y del lodo son iguales es:

El peso del lodo equivalente a la profundidad donde bombeado es:

el agua o el aceite es

Donde: Vo = Volumen de aceite o fluido ligero bombeado bls. Vd = Volumen de lodo para desplazar el bache de fluido ligero( aceite o diesel). ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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Can = Capacidad del espacio anular en Bls/pie Cp = Capacidad de la tubería bls/pie Wm = Peso del lodo ppg. Wo = Peso del fluido ligero, ppg. Pp = Presión de poro psi. Pg = Presión dentro de la Tubería de perforación al bombear el fluido ligero psi. Pmg = Presión máxima psi D = Profundidad a la zona de pegadura o profundidad total de la sarta, pies. MWE = Peso del lodo equivalente a la profundidad de interés o pegadura. ppg Una vez liberada la sarta de perforación, el aceite bombeado dentro de la tubería debe removerse para llenar el espacio anular con fluido nuevo.

Ejemplo. No.7 Considere el ejemplo de pegadura del caso anterior y calcule el volumen de diesel requerido para liberarla, así como la presión máxima en superficie y la equivalente al punto de pegadura, utilizando este método.

El peso equivalente del lodo a 5000 pies después del abatimiento de nivel en el espacio anular es:

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MWE =8.76 Lb/gal El cuidado que se debe tener al aplicar este método es el observar zonas que pudieran presentar riesgo de un brote generado por el abatimiento de nivel en el espacio anular. El tercer método empleado para despegar tuberías. Es conocido como el método del jabón. Esto es por que un aditivo químico diseñado para lavar o romper el filtrado es bombeado y circulado por la zona de pegadura, dando un tiempo de reposo para permitir que el aditivo reaccione con el enjarre y filtrado. Después de darle el tiempo de reposo este es desplazado del pozo manteniendo la sarta de perforación en tensión y regresándola a su peso repetidamente. El cuarto método para liberar tuberías atrapadas por derrumbe de agujero. Es uno de los mas rápidos de todos, consiste en cargar una porción o todo el peso de la sarta arriba de la zona de pegadura Incrementar la presión de bombeo hasta valores seguros de resistencia de la junta. Recuperar la sarta de perforación una vez que esta es liberada. El proceso consiste en generar un pandeo por el peso cargado a la sarta de perforación, para posteriormente extenderla al incrementar la presión de bombeo.

VIII.2.4.- Liberación de sartas de trabajo mediante vibraciones de sarta. Una condición indeseable en el pozo es el pegado o atrapamiento de la tubería, que suceden en cualquier etapa durante la intervención de un pozo, o vida productiva. Un descuido humano o la falla mecánica de las herramientas y accesorios utilizados en la intervención pueden ocasionar este problema, por lo que las decisiones tomadas para resolverlo son determinantes para lograr la continuidad en las operaciones. Una técnica ampliamente usada en estos casos es la detonación de una carga explosiva (cordón detonante o vibración), en una junta de tubería que se encuentra con torsión arriba del punto de atrapamiento, el golpe proporcionado ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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por la explosión afloja la unión, cuando se tiene torsión inversa, se logra la desconexión. Las aplicaciones de vibraciones de sarta se dan en: a) b) c) d) e) f) g) h)

Pegado por presión diferencial Pegado por fraguado prematura de cemento Pegado por perdida de circulación Pegado por ojo de llave Pegado por derrumbe de agujero Pegado por producción de arena Pegado por lodo Pegado por condición mecánica (empacadores pegados, Tubería pegada, por tornillos dados de cuñas y en general objetos extraños en el pozo)

Una vez que se detecta una pegadura de tubería es necesario tomar un registro de punto libre, con la finalidad determinar la profundidad o punto exacto de pegadura. Las herramientas usadas para la medición basan su funcionamiento en las propiedades de los materiales elásticos a deformarse al ser sometidos a un esfuerzo. El torque en superficie se relación con el desplazamiento angular o giro, el cual varia linealmente con la profundidad, es decir desde un máximo en la superficie hasta un mínimo en el punto de atrapamiento, este es función de la longitud libre de tubería, del torque, del modulo de elasticidad transversal y momento de inercia de la tubería. Es decir:

Donde: θ = Desplazamiento angular o giro(grados9 T= torqué de tubería (Lbs/pie) Es = Modulo de elasticidad transversal(psi) I = Momento de inercia de la tubería (pg4) El momento de inercia esta dado por:

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Donde. De = Diámetro exterior de la tubería (pg) Di = Diámetro exterior de la tubería (pg) En otras palabras el torque impartido a la sarta esta dado

Donde: N.- es el numero de vueltas L.- Longitud de tubería libre pies Torque.- Torque generado por la rotación de la sarta el lbs-pie.

VIII.2.5.- Determinación de la cantidad de explosivo para una vibración de sarta. Para desenroscar la tubería en el punto deseado , un paquete de cordón explosivo se detona cerca del cople para proveer la fuerza necesaria para desconectar la tubería. La cantidad de cordón explosivo depende principalmente de la profundidad (presión hidrostática), y del diámetro de la tubería, La tabla No. VIII.3, proporciona la cantidad de cordón explosivo recomendado para diferentes diámetros de tubería y profundidades. Dicha tabla supone una densidad promedio del fluido de control de 1.2 gr./cc, además de tener el pozo lleno de fluido. (no existe condición de perdida de fluido). Tabla No. VIII.3.- Numero de hilos de cordón explosivo de 8 granos/pie. Tubería Diámetro Profundidad( m) Tipo Producción

Perforación

Drilles

(pg) 2 3/8 2 7/8 3½ 4 ½” 2 3/8-2 7/8 3 ½- 4 4 ½-6 9/16 6 5/8 3½ 4 1/8-5 ½ 5 ¾-7 7 ¼-8 1/2 Arriba de 9

0-1000 1 1 1 2 1 2 2 3 2-4 2-4 3-6 4-6 6

1000-2000 1 1 1 2 2 3 4 4-5 2-5 3-6 4-8 5-9 6-12

2000-3000 1 2 2 2 3 4 4-6 5-7 3-7 4-8 5-10 6-12 6-12

3000-4000 2 2 2 3 4 4-6 5-9 6-10 3-8 4-10 6-12 7-15 8-15

40002 3 3 3 4-6 5-8 6-12 7-14 4-9 5-12 7-15 8-18 8-18

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Consideraciones en la desconexión de tuberías. Antes de efectuar un trabajo de string shot o vibración de tubería es recomendable tener en cuenta las siguientes consideraciones: 1. 2. 3. 4.

Tener la tubería (cople por desconectar) en tensión. Tubería apretada. Aplicar torqué izquierdo al cople a desconectar. Posicionar el cordón con la cantidad de explosivo adecuado.

Teóricamente la junta por desconectar debe encontrarse en una condición de punto neutro (sin tensión ni compresión). Sin embargo, la experiencia demuestra que es mejor tenerla ligeramente a tensión. Para determinar la cantidad de tensión aplicada a la tubería se tienen: a)

Primero calcular el peso flotado de la tubería hasta el punto de desconexión (Longitud mínima libre), adicionar un sobrejalon, se recomienda el 10% del peso calculado. Sin embargo este método tiene el inconveniente de que la longitud mínima pudiera ser errónea, por la fricción ocasionada por la tubería , en los puntos de contacto con las paredes del pozo por lo que otra alternativa es, el que tiene que ver con el peso marcado por el indicador de peso antes de pegarse la tubería, restar el peso flotado del pescado a dejar en el pozo y agregar el 10%, de sobretensión.

b)

El segundo factor para asegurar el éxito de la desconexión es el apriete de la tubería, ya que esto evita que se desconecte al momento de aplicar torsión izquierda, por lo que se recomienda apretar la tubería con un 30% adicional al torque optimo de apriete, o al que se usara para la desconexión. El numero de vueltas a la derecha (apriete), depende del diámetro peso y profundidad. Sin embrago, una regla de campo es aplicar una vuelta por cada 300 m, en tuberías de perforación, mientras que en tuberías de producción se recomienda de 1 ½ vueltas.

c)

El tercer factor en la desconexión de tuberías tiene que ver con la torsión izquierda en la junta por desconectar, cuando se tienen pozos desviados, esta hace difícil el transmitir la torsión hasta la junta por desconectar, en estos casos se recomienda transmitir la torsión por etapas. Una practica recomendable es aplicar ½ vuelta por cada 300 m de longitud de tubería de perforación, y 1 vuelta para tuberías de producción

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VIII.2.6.- Procedimiento Operativo. a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l)

Hacer una prueba de elongación y determinar la longitud mínima. Tomar un registro de punto libre, en base a resultados del registro ajustar pesos. Calcular la cantidad de cordón explosivo. Determinar el numero de vueltas para el apriete y desconexión. Verificar el apriete de tubería. Introducir la varilla con el cordón explosivo, se recomienda de 200 a 300m Aplicar el troqué izquierdo a la tubería y dejarla en el peso calculado para la desconexión. Registrar el troqué aplicado. Bajar el cordón explosivo hasta el punto a desconectar y disparar. Observar en el torquimetro algún cambio en la torsión registrada. Tomar un registro de coples antes de sacar la varilla. Levantar o bajar la tubería para comprobar la desconexión, en caso necesario completar la misma con torsión izquierda.

VIII.2.7.- Liberación de tuberías mediante perforación de tuberías La utilización de cargas puncher o amortiguadas es recomendado para perforar la tubería de perforación o de producción, sin dañar la tubería de revestimiento circundante, es decir cuando se desea tener una penetración controlada del disparo, son bajadas dentro de un tubo conductor recuperable, su empleo se recomienda en los siguientes casos: a) b) c)

Para establecer circulación cuando la tubería de perforación esta atrapada. Para perforar la tubería de producción cuando no es posible abrir la camisa de circulación. Para perforar la tubería de producción arriba del empacador cuando el aparejo no cuenta con camisa de circulación.

Las pistolas puncher o amortiguadas están disponibles en varios diámetros siendo los más comunes los de 1 ½”, 1 3/8” y 1 9/16”, y resistentes a diferentes condiciones de temperatura, se consideran estándar aquellos que trabajan hasta 350° F (Tipo RDX), y de alta temperatura hasta 470° F (Tipo PSF). La tabla No. VIII.4 y VIII.5 presenta las características de estas para diámetro de 1 9/16”.

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Debido a que las cargas puncher requieren de poca penetración y un diámetro de agujero relativamente grande, su diseño cambia ligeramente con respecto a las cargas tradicionales, esto es, en la forma del revestimiento a un diseño parabólico. La figura No. VIII.3, presenta un diseño típico de una carga amortiguada o puncher.

Figura No. VIII.3- Carga tipo puncher o amortiguada. Tabla No. VIII.4.- Cargas puncher para temperatura estándar en diámetro de 1 9/16” Tipo de carga Pequeña (Naranja) Mediana (Blanco) Grande (Azul)

Espesor de Diámetro Tubería( pg) promedio(pg) 0.19 0.37 0.37 0.19 0.38 0.37 0.49 0.22 0.50 0.23 0.60 0.21

Penetración máx. en la tubería exterior(pg) 0.10 0.04 0.07 0.04 0.05 --

Tabla No. VIIII.5.- Cargas puncher para alta temperatura en diámetro de 1 9/16” Tipo de carga

Espesor de Tubería ( pg)

Diámetro promedio(pg)

Pequeña (Verde) Mediana (Café) Grande (Verde)

0.15 0.34 0.34 0.49 0.49 0.55

0.37 0.25 0.34 0.18 0.24 0.22

Penetración máx. en la tubería exterior(pg) 0.02 -0.02 -0.03 --

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La selección de la carga puncher depende principalmente del espesor de tubería que se pretende perforar y la temperatura del pozo. El espesor de tubería, influye en el diámetro de la carga, debido a que espesores grandes necesitaran mayor cantidad de explosivo y por consiguiente mayor diámetro de carga, mientras que la temperatura determina el tipo de explosivo en la carga. Consideraciones en la selección y operación de cargas puncher. Debido a que las pistolas puncher son similares a las pistolas entubadas para disparos de producción, es recomendable hacer las siguientes recomendaciones. 1.

Usar un dispositivo posicionador para pegar la pistola contra la tubería, con el objeto de eficientar la operación de disparo, ya que en caso contrario la tubería pudiera no ser perforada.

2.

Debe tratar de dispara lo mas cercano al cople, debido a que el up-set de la tubería centra la misma y evitar causar daños a la de revestimiento. Sin embargo debe evitarse dispara sobre un cople.

3.

Verificar el nivel y densidad de fluidos dentro del pozo, en caso de existir una diferencial de presión grande se requerirá utilizar equipo de control de presiones.

4.

Determinar el numero de disparos en función del área total de flujo requerida, para la caída de presión a manejar en los disparos. Normalmente 4 cargas por metro son suficientes, sin embrago en puntos donde la carga esta cerca del limite se recomienda aumentar la densidad de los disparos.

Ejemplo. No. 8. Se requiere establecer circulación en un pozo cuya sarta de perforación se encuentra atrapada a una profundidad de 3 400m, el diámetro de la tubería es de 3 ½”, grado X, de 13.3 lbs/pie, la temperatura en el pozo es de 200° F. Solución: De acuerdo con el diámetro, temperatura del pozo y peso de tubería, se tiene un espesor de pared de 0.368 pg, de la tabla No.VIII.4, se puede emplear una carga pequeña con código naranja, cuya penetración es de 0.37 pg. Sin embargo, es

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recomendable manejar un margen de seguridad para asegurar el éxito de la operación, se recomienda 12.5% del espesor, es decir: Espesor de carga = 0.368x1.125=0.414 pg Por lo que la carga seleccionada tendría que ser una carga mediana con código blanco.

VIII.2.8.- Liberación de tuberías mediante cortadores de tubería (Químicos y Térmicos). Es básicamente la liberación de tuberías por este medio se lleva a cabo por una carga moldeada revestida de forma circular, que al detonar produce un corte limitado en la tubería, las forma del tubo en el corte queda ligeramente abocinada (corte térmico) por lo que puede requerirse conformar la boca del pez, como requisito es necesario que la tubería sea calibrada previamente al drift de esta, para su utilización. La figura No. VIII.4, muestra este tipo de cortador y la forma del corte que produce.

Figura No. VIII.4.- Cortador térmico (Superior), forma del corte efectuado (Inferior)

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Cortador De Tubería Químico. A diferencia del cortador térmico, estos dejan un corte limpio sin protuberancias dentro y fuera del tubo. El principio de operación se basa en expulsar un liquido corrosivo violentamente de la herramienta hacia la tubería, el cual corta la tubería, normalmente consta de un iniciador, un propelente sólido, un catalizador y trifluoruro de bromo ( BrF 3), Cuando se inicia la explosión, el propelente forza al BrF 3 a través del catalizador y una cabeza de corte a alta presión y temperatura. El BrF 3 es expulsado a través de varios orificios de la herramienta contra la pared de la tubería a cortar. La figura No. VIII.5, muestra la herramienta y el corte efectuado A continuación se mencionan algunas consideraciones que se deben tomar en cuenta al operar un cortador químico: 1. 2. 3. 4.

La herramienta debe permanecer inmóvil durante el corte, para lo cual consta de un dispositivo de anclaje. El rango de corte en tuberías mínimo es de 0.742 pg. Es necesario contar con fluido dentro de la tubería para efectuar el corte. En lodos densos se tienden a tapar los agujeros de la herramienta y puede operar deficientemente.

Figura No. VIII.5.- Cortador de tubería químico (Superior), Corte efectuado (Inferior). ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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VIII.2.9.- Liberación de tuberías mediante herramientas de pesca La selección apropiada de las técnicas y sarta de pesca depende de la naturaleza configuración del pez, estado mecánico del pozo y las condiciones de flujo del equipo superficial. Las técnicas de pesca pueden clasificarse, en dos tipos( Ligeras y pesada), la tabla No. VIII.6, muestra una clasificación de las mismas y sus ventajas para la selección adecuada del equipo para una operación de pesca. Tabla VIII.6.- Técnicas y aplicaciones de pesca

Debido a que durante una operación de pesca se pueden utilizar diferentes equipos y herramientas para llevar a cabo una operación de este tipo, la tabla VIII.7, presenta los datos requeridos para el diseño de una sarta de pesca y para la ejecución del mismo. Tabla VIII.7.- Datos requeridos para el diseño de trabajos de pesca Pez:

Profundidad de la boca del pez. Diámetro interior y exterior del pez. Longitud del pescado. El pez se encuentra libre o pegado. Se puede circular a través del pez?

Estado mecánico del poz:o Obtención del diagrama del estado mecánico del pozo. Localización de restricciones. Detalle de las desviaciones del pozo.

Equipo superficial:

El diámetro interior y longitud del equipo de control de presión deberá ser compatible con el diámetro exterior de la sarta de pesca y pescado.

Sarta de pesca:

Elaboración de un diagrama completo de la sarta de pesca con el pez. El diámetro interior y exterior de la sarta de pesca deberá ser compatible con el diámetro interior del equipo superficial, y el diámetro interior, exterior del pescado.

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El diámetro interior y exterior de la sarta de pesca deberá ser compatible con el diámetro interior del equipo superficial, y el diámetro interior, exterior del pescado. Características del pez: Existen detalles precisos en un pez y sus dimensiones que a menudo no se disponen de las herramientas de pesca en variedad solamente agarran en un rango y tamaño limitado (diámetro exterior e interior) que tienen que prepararse de acuerdo a lo siguiente: Un diagrama exacto de las dimensiones del pez y la localización, de restricciones, etc. En la selección de herramientas de pesca intervienen varios factores como: Condiciones del pez .- (si está libre o empacado) generalmente el pez pegado para su recuperación se requiere de herramientas más fuertes y complejas, en cambio el que se encuentra libre es menos complicado su recuperación. Cuando se tiene sedimentos finos o escorias en la superficie del pez, se tiene la ventaja de circular mientras se pesca. En este caso, es importante la compatibilidad de los fluidos con la formación y materiales finos. Las propiedades del material de las herramientas pueden tener alguna relación con el material del pez, como ejemplo de pequeños objetos ferrosos que pueden ser recuperados por equipo magnético. Estado mecánico del pozo.-Las restricciones contenidas en el pozo, obviamente determinarán los máximos diámetros exteriores de la sarta de pesca que podrán ser usados. La remoción de los finos pueden también ser considerados para valorar el espacio (drift) existente. La geometría del agujero puede ser determinante el sobre jalón disponible en el pez. Tal información es requerida por la selección de un ensamble apropiado como martillos o aceleradores. Equipos de control de presión.-En general las operaciones de pesca complejas requerirán más equipo. La longitud total del diámetro del pez por recuperar y la sarta de herramientas determinarán la longitud la sarta que será requerida. La selección adecuada de herramientas de pesca, depende de la naturaleza y perfil del pez, Ejecución de los trabajos.- El equipo, la tubería y el pescante en si, deberá reunir las características de capacidad de tensión necesaria que se espera durante las operaciones para determinar la factibilidad de su empleo.

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VIII.2.10.-.Preparación del pozo. Antes de iniciar las operaciones de pesca, se realizarán algunas actividades como parte de los procedimientos, que tiene como finalidad la revisión del cuello de pesca, profundidad, posicionamiento en el pozo y llevar a cabo los trabajos de rehabilitación necesarias para incrementar el grado de éxito en la recuperación del pez como pueden ser: la conformación de la boca del pez, limpieza superficial del cuello, zapateado del pescado, colocación de cuello de pesca conocido sobre el pez etc. así como la utilización de los accesorios adecuado para cada trabajo en particular como se muestra en la figura VIII. 6.

Figura No. VIII.6.- Ejemplificación de una operación de pesca con sarta de tubería flexible. Tipo de pesca.- La clave para las operaciones de pescas es la información obtenida del pozo. Existen muchas decisiones y selecciones para tomarse en el curso de un trabajo de pesca y todo esto es la base en la disponibilidad de la información. Tipo del pescante.- En las operaciones cuando no se tiene disponible la información de la descripción exacta del pez o se tiene una “boca” o cuello de pez irregular o desconocido, se puede intentar la operación con la ayuda de algunas herramientas con un determinado rango de agarre, seleccionándolo de acuerdo a la experiencia y escasa información disponible. En algunos de estos trabajos de pescas, normalmente se modifican las herramientas a las necesidades específicas para la ejecución del trabajo, por ser materialmente imposible la disponibilidad de herramientas especialmente para cada tipo de pescado. La mayoría de las herramientas de pesca están diseñada para introducirse con tubería, estas son operadas con rotación y movimientos reciprocantes, o una combinación de ambos. La manera en la cual se atrapa o suelta un pescado, las ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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bocas de los mismos, así como las condiciones de atrapamiento de estos, indicaran la herramienta de pesca adecuada para su recuperación, las cuales se clasifican dentro de los siguientes grupos: 1. 2. 3. 4.

Pescantes Pescantes Pescantes Pescantes

de agarre exterior. de agarre interior. para herramientas y materiales sueltos. para línea y cable de acero.

VIII.2.11.-Pescantes De Agarre Exterior. Son herramientas diseñadas para agarrar el pescado exteriormente, su afianzamiento se basa en el mecanismo de cuñas que tiene en el interior del pescante, ejemplos de este grupo son los Bowen y las Tarrajas. Se fabrican para ser operados con rotación derecha o izquierda y en diferentes tipos de tamaños, pueden aplicarse a pescados sueltos o fijos (Tarrajas). Cuando el pescado esta suelto se recomienda un pescante Bowen serie 150, el cual es bajado con tubería hasta la boca del pescado, este es introducido en el interior del pescante, hasta la sección de cuñas, cuando la sarta de pesca es levantada, las cuñas o grapas afirman el pescado, para entonces trabajarlo con tensión, hasta liberarlo y sacarlo a la superficie, en el caso de que este no pueda ser recuperado, la sarta de pesca puede girarse a la derecha y el pescado se suelta. Los pescantes de agarre externo como los Bowen, utilizan cuñas de canasta o de espiral, la selección del tipo de cuñas depende de las condiciones del pescado, ya que las cuñas de canasta por su forma y fabricación son de agarre corto, debido a un labio superior que evita que el pescado entre en la totalidad del barril en el pescante, 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 homogénea, debidos a que el pescante penetra unas cuantas pulgadas sobre la boca del pescado, la condición en la boca del pescado no es critica cuando se usan cuñas de espiral, ya que el pescado entra en el interior del pescante hasta la cima del barril. Varios tipos de guías de pescantes están disponibles en la actualidad, incluyendo zapatas guías, molinos de control, los cuales son empleados para guiar la boca del pescado hacia el interior del pescante. La figura No VIII.7, muestra estas herramientas.

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Figura No. IV.7.- Pescante de agarre exterior Bowen (Cortesía Bowen oíl tools)

Figura No. IV.8.- Pescante de agarre exterior tipo Tarraja (Cortesía de Houston Engineer Inc).

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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 se posible su recuperación se puede recuperar la sarta de pesca con tensión hasta barrer las cuerdas o en su defecto hasta accionar la herramienta de percusión. La figura No. VIII.8, presenta este tipo de herramientas.

VIII.2.12.-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. Los arpones, están diseñados para operar en tensión, tienen la particularidad de que al correrse en el interior del pescado las cuñas están en posición retraída, al posicionarse dentro del pescado el mecanismo de “J” , es operado con rotación izquierda de 2 a 3 vueltas por cada 1000 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. La figura No. VIII.9, presenta la herramienta mencionada. 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. La figura No. IV.10, presenta la herramienta mencionada.

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Figura No. VIII.9.- Pescante de agarre interior tipo arpón (Cortesía Bowen oíl tools).

Figura No. VIII.10.- Pescante de agarre interior Houston Engineer Inc).

tipo Machuelo (Cortesía de

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VIII.2.13.-Pescantes Para Agarrar Herramientas Sueltas. Estas herramientas se utilizan para agarrar materiales sueltos en el interior del pozo, tales como; cuñas de tubería, dados de llaves rotos, pedazos de cable, conos y baleros de barrenas. 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 la superficie. La figura No. VIII. 11, presenta una canasta de circulación inversa.

Figura No. VIII.11.- canasta de circulación inversa (Cortesía Bowen oíl tools)

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VIII.2.14.-Herramientas adicionales para operaciones de pesca. Martillos.-Es una herramienta por medio de la cual se transmite un golpe súbito hacia arriba o hacia abajo al aparejo de herramientas, con el objeto de liberar la sarta En aplicaciones de operaciones de pesca el martillo permite la aceleración rápida de la sarta arriba del martillo, el viaje del mandril esta limitada por la longitud de carrera de éste, el cual golpea el freno en el exterior del mandril. (Figura No. VIII.12), normalmente se corren en compañía de otra herramienta de percusión conocida como aceleradores, estos están clasificados en dos grupos: 1. 2.

Aceleradores mecánicos. Aceleradores hidráulicos.

Figura No. VIII.12.- Martillo y acelerador utilizados en operaciones de pesca. ________________________________________________________________________________ M. en I. Alfonso Mora Ríos

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Tabla VIII.5.- Especificaciones de Martillos

VIII.2.15.-Pescantes Para Línea y Cable De Acero. Se emplean para recuperar alambre acerado, cable eléctrico y cable de acero, su diseño es sencillo y practico, la mayoría constan de gavilanes, en el caso de arpones para línea además llevan una arandela o disco de diámetro igual al interior de la tubería de revestimiento donde se pretende pescar, esto con el objeto de evitar que el pescado de línea pase por arriba del arpón, su operación consiste en detectar a través del indicador de peso cualquier resistencia y bajar con rotación a partir de ese punto cargando peso de 0.5 a 1 ton, hasta observar incremento en la torsión, en ese momento se suspende la rotación y se elimina la torsión permitiendo regresar las vueltas necesarias, para posteriormente levantar la sarta de pesca y tensionar y recuperar el pescado. Otro tipo de herramienta para pescar estos materiales es la zapata de fricción, la cual se construye a partir de un tramo de tubería, preparando su interior con puntas o ranuras, son operadas por fricción, al aplicar peso atrapan una porción de la herramienta por recuperar.

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Pulling tool.- Es una herramienta para recuperar pescados, los cuales tienen un cuello de pesca bien definido, pueden ser internos o externos y ser operados hidráulica o mecánicamente con liberación tipo “J”. (Figura VIII.13)

Figura No. VIII.13..-Pulling tool Lavadores de tubería.- son empleadas para lavar exteriormente el cuerpo de tubería en un pozo como parte de la preparación de la pesca, fabricados generalmente de cuerpo de tubería de revestimiento de resistencia especial y conexión resistente a la torsión, la cantidad de tubería lavador es función de los espacios anulares existente entre la tubería lavador, el agujero y el pescado a lavar. Zapatas lavadoras.- forman parte del aparejo de lavado de tuberías, son manufacturadas de tuberías lavadoras revestidas en su parte inferior con material especial para moler sobre la boca del cuerpo tubular a pescar, 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. La figura No. VIII.14, presenta varios tipos de zapatas para diferentes condiciones de pesca.

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Figura No. VIII.14.- Zapata lavador recubierta con carburo de tungsteno para lavar tuberías en pozos ademados y agujero abierto (Cortesía de Gotco International)

VIII.2.16.-Moliendas. Una operación de molienda puede emplearse en casi todos las operaciones de pesca, sin embargo algunas moliendas resultan infructuosas, ya que dependen de

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la cantidad a moler del pescado, el tipo de molino usado y las condiciones de operación. Los molinos deben diseñarse para trabajos específicos, estos son herramientas que no tienen partes movibles en su cuerpo que se pudieran quedar en el pozo, como resultado de la molienda y desgaste del mismo, para su operación se requiere de cierto troqué, que depende del diámetro del molino y del material que se va a moler, el ritmo de penetración y el peso sobre el molino. Sin embargo excesivo troqué puede ocasionar daño en las juntas de la sarta de trabajo, que a la postre originan otro problema. Los molinos son construidos de una pieza de metal tubular, recubierta en el fondo con cortadores de diferentes materiales como carburo de tungsteno, o metal muncher, la selección del tipo de cortados depende del material a moler, con la finalidad de exponer la mayor cantidad de cortadores, son construidos en tres diferentes configuraciones del fondo (Plano, Cóncavo, Cónicos de Aletas). Además deben diseñarse con canales o puertos de circulación que no restrinjan el flujo de fluido, que impidan levantar los recortes molidos, Molinos tipo JUNK MILL.- es el mas versátil debido a su capacidad para moler cemento, y todo tipo de tubería y empacadores de producción, están revestidos por carburo de tungsteno o metal muncher, se disponen con fondo plano, cóncava y convexa, y con cuello de pesca y estabilizadores. Ejemplos de estos molinos son mostrados en la figura No. VIII.15.

Figura No. VIII.15.- Molino tipo JUNK MILL (Cortesía Gotco International)

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