rehabilitacion de pozos

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA“UNIDAD DE POSTGRADO”

DIPLOMADO

REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

INTEGRANTES:

Álvaro Fernández Aliaga

Fernando Santos Serrudo

Daniel Arteaga

Neven Matijasevic Contreras

Bryan Claros Tordoya

SANTA CRUZ DE LA SIERRA - BOLIVIA

REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOSDIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS

INDICE

REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOS.-

1.- PROBLEMAS DE POZOS PETROLEROS .-

Arenamiento de pozos.-.....................................................................................................4

Daño de Formación.-..........................................................................................................4

Emulsiones agua-petróleo.-................................................................................................5

Corrosión en pozos petroleros.-..........................................................................................5

INTRODUCCION.-................................................................................................................6

OBJETIVO ESPECIFICO.-.......................................................................................................7

ANALISIS DE POZOS PROBLEMAS .-.....................................................................................7

1.-TASA DE PRODUCCION LIMITADA .-................................................................................7

1.1.- BAJA PERMEABILIDAD DE LA FORMACION:.................................................................8

1.2.-BAJA PRESION DEL YACIMIENTO .-...............................................................................8

1.3.- DAÑO DE LA FORMACION :.........................................................................................91.3.1.-INDICADORES DE DAÑO :..........................................................................................................91.3.2.- ALGUNAS SITUACIONES :.......................................................................................................10

1.4.- TAPONAMIENTO DE LA VECINDAD DEL POZO O DE LA TUBERIA DE PRODUCCION .-..11

1.5.- ALTA VISCOSIDAD DEL PETROLEO .-..........................................................................11

1.6.- EXCESIVA CONTRAPRESION SOBRE LA FORMACION.-................................................12

1.7.- INADECUADO SISTEMA DE LEVANTAMIENTO.-.........................................................12

2.- ALTA PRODUCCION DE AGUA :....................................................................................13ADEDAMIENTO DE AGUA:................................................................................................................14CONIFICACION DE AGUA.-................................................................................................................15

3.- ALTA PRODUCCION DE GAS.........................................................................................16

GAS DISUELTO EN EL PETROLEO:.......................................................................................17


CAPAS DE GAS PRIMARIAS O SECUNDARIAS:....................................................................17

FLUJO DE GAS A ZONA INFRA O SUPRAYACENTES:............................................................17

3.-PROBLEMAS MECANICOS:............................................................................................18

FALLA EN LA CEMENTACION PRIMARIA............................................................................19

FILTRACION DEL REVESTIDOR , TUBERIA DE PRODUCCION Y DE EMPACADURAS:..............19

FALLAS DEL EQUIPO DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL:....................................................19

COMUNICACION POR COMPLETACIONES MULTIPLES:......................................................19

TIPOS DE REPARACION -GENERACION DE POTENCIAL:......................................................19

1.-REPARACIONES MENORES:...........................................................................................20OPERACIONES CON GUAYA..............................................................................................................20

TIPOS DE GUAYA:.............................................................................................................21Guaya Fina (Monofilamento). -.........................................................................................................21Guaya Gruesa (Multifilamento)........................................................................................................21

TRABAJOS CON COILED TUBING........................................................................................22Ventajas Generales:..........................................................................................................................22APLICACIONES :.................................................................................................................................22

TRABAJOS CON SNUBBING UNIT.......................................................................................23Unidades Hidráulicas (Snubbing Unit):.............................................................................................23Clasificación de las Unidades Hidráulicas:.........................................................................................23Aplicaciones Snubbing Unit:.............................................................................................................23

2.-REPARACIONES MAYORES.-..........................................................................................24

3.- ESTIMULACION DE POZOS...........................................................................................24Determinación y tipo de daño a la formación...................................................................................25Componentes del daño.....................................................................................................................25Efectos del daño...............................................................................................................................26Origen del daño................................................................................................................................26Tipos de daño...................................................................................................................................27Daño por invasión de fluidos............................................................................................................27Daño por invasión de sólidos............................................................................................................29Daño asociado con la producción.....................................................................................................29Evaluación del daño..........................................................................................................................30Selección del tipo de tratamiento.....................................................................................................31Datos del yacimiento........................................................................................................................31Curvas de incremento y decremento................................................................................................32Análisis de muestras y pruebas de laboratorio.................................................................................32Análisis de muestras.........................................................................................................................32

Pruebas de laboratorio.....................................................................................................33Pruebas de compatibilidad...............................................................................................................33Prueba de emulsión..........................................................................................................................34Software técnico para el diseño de las estimulaciones.....................................................................34


TECNICAS BÁSICAS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS.............................................................35Estimulación Matricial......................................................................................................................35Estimulación no ácida.......................................................................................................................36Fenómenos de superficie..................................................................................................................36Surfactantes......................................................................................................................................38..........................................................................................................................................................39Clasificación de los surfactantes.......................................................................................................39Utilización de los surfactantes..........................................................................................................39Requerimiento de los surfactantes...................................................................................................40Fluidos de tratamiento.....................................................................................................................41Estimulación ácida............................................................................................................................41

4 .-LIMPIEZA DE POZOS .-..................................................................................................44Arenamiento.....................................................................................................................................44Acumulación de parafina..................................................................................................................47

5.- Reacondicionamiento de pozos .-................................................................................50Tareas para reacondicionamiento de pozos.....................................................................................51

BIBLIOGRAFIA...................................................................................................................53


1.- PROBLEMAS DE POZOS PETROLEROS .-

Los problemas comunes del pozo son: arenamiento, daño de formación,

acumulación de parafina, emulsiones agua-petroleo y corrosión.

Arenamiento de pozos.-

En pozos que producen a partir de formaciones de arenisca suelta consolidada,

una cierta cantidad de arena es generalmente producido con petróleo. Aunque

parte de esta arena se produce en la superficie, la mayor parte se acumulan en

el fondo del pozo o bottom-hole. la acumulación continua de arena en el pozo

con el tiempo reduce la tasa de producción de petróle o o caudal y puede

incluso detener la producción por completo. Cuando se produce este problema,

conocido como el lijado o arenamiento, se utiliza comúnmente la bomba de

arena que es una herramienta especial que elimina la arena del pozo.

Si bien sigue presentando problemas de arenamiento, la acción preventiva

puede ser necesaria. Varios tipos de plásticos o ranurados se pueden utilizar

para consolidar o compactar la arena. El principal problema es disponer de un

plástico que consolidará la arena todavía permitir que el aceite fluya a través de

los resultados.

Daño de Formación.-

Este problema común ocurre cuando algo le sucede a la formación cerca del

pozo, disminuyendo la producción de petróleo. Por ejemplo, la acumulación

excesiva de saturación de agua en las proximidades del pozo impide el flujo de

petróleo. Un bloque de barro, una acumulación de lodo de perforación alrededor

de la zona del pozo de producción, también puede reducir la tasa de flujo de

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aceite, en una formación arcillosa de producción, el lodo de perforación utilizado

en una operación de reparación de pozos de barro puede causar inflamación y

parar completamente el flujo de aceite.

Pozos con daño de la formación pueden ser tratados con ácidos, agentes

de limpieza de lodo, agentes humectantes, y/u otros productos químicos

para usos especiales. Se trata de operaciones altamente especializadas, que

requieren camiones cisterna y equipos especiales y son generalmente

realizadas por empresas de servicios de pozo de petróleo que se especializa en

este tipo de trabajo.

Emulsiones agua-petróleo.-

Las emulsiones de petróleo y agua son un problema de producción común. Bajo

ciertas condiciones, elpetroleo y el agua puede formar una emulsión que no se

separará de la superficie sin tratamiento especial. Este es un problema porque

el proceso para romper la emulsión es muy caro. Métodos de romper tales

emulsiones incluyen tratamiento térmico, tratamiento químico, y varias

combinaciones de tratamiento químico. Dado que la composición química del

aceite crudo varía de un campo a otro, la naturaleza de los productos químicos

utilizados para romper las emulsiones también varía.

Corrosión en pozos petroleros.-

La corrosión de los equipos es uno de los problemas más costosos que plagan

la industria del petróleo. El agua salada producida con petróleo es muy

corrosivo, y la mayoría de los petróleos crudos contienen cantidades variables

de sulfuro de hidrógeno que también es muy corrosivo. Medidas anticorrosivas

incluyen la inyección de un inhibidor de corrosión química por el

casing/tubing, el uso de tubos recubiertos de plástico, y el uso de aleaciones

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especiales resistentes a la corrosión y la tubería de cemento revestidos. Cada

uno de estos métodos tiene sus ventajas y desventajas. Con frecuencia, el

costo de reducir la velocidad de corrosión es tan alta que no puede justificarse,

en cuyo caso no hay medidas contra la corrosión de todo tipo se toman y se

sustituye el equipo al final de su vida útil.

2 .- ANALISIS DE PROBLEMAS Y REPARACION DE POZOS .-

INTRODUCCION.-

El análisis de pozos puede llevarse a cabo sobre un nivel de yacimiento , área o

pozo individual .Sin embargo , de las conclusiones de estos análisis

generalmente resultan recomendaciones como las siguientes: Reparar el pozo,

continuar produciendo hasta un límite económico , mantener presión con

inyección , recobro mejorado o abandonar.

La reparación de pozos representa la alternativa d alargar la vida de los

yacimientos con menor o ninguna inversión y de la posibilidad de evaluar y

producir varios horizontes por el mismo pozo; así como mantener un control

sobre los diferentes problemas de producción (agua , gas , baja presión , daños

de formación , etc.) que se presentan.

De aquí la necesidad de mantener una constante planificación sobre los pozos

por reparar , para la cual se deben analizar los problemas específicos en cada

pozo e identificar el pozo problema y el tipo de reparacion que se ha de realizar

para el mantenimiento o generación del potencial.

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OBJETIVO ESPECIFICO.-

Identificar los tipos de Trabajos de reparacion de acuerdo con el problema que

se presenta en el pozo.

ANALISIS DE POZOS PROBLEMAS .-

Un pozo problema es aquel que , dentro de un marco economico particular

presnta limites predeterminados.

Los Tipos de problemas que presentan los pozos son :

1. Tasa de Producción Limitada

2. Alta Producción de Agua

3. Alta Producción de Gas

4. Problemas Mecánicos

1.-TASA DE PRODUCCION LIMITADA .-

Los factores de baja tasa de producción pueden resultar de varios factores, a

nivel de Yacimiento o del mismo pozo , que alteran la normal producción del

sistema Pozo-Yacimiento . Estos factores son :

1.1).-Baja permeabilidad de la Formación

1.2).-Baja presión del Yacimiento.

1.3).-Daño de la Formación.

1.4).-Taponamiento de la vecindad del Pozo o de la Tubería de

Producción.

1.5).-Alta viscosidad del Petróleo

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1.6).-Excesiva contrapresión sobre la formación.

1.7).-Inadecuado sistema de Levantamiento.

1.1.- BAJA PERMEABILIDAD DE LA FORMACION:

Esta puede ser una características regional o local (pozo o área) de un

yacimiento. Cuando se ha determinado que una de las causas de baja

productividad es la baja permeabilidad , debe ser considerado siempre junto a

otras posibles causas de baja productividad.

La características básica de un yacimiento de baja permeabilidad es que existe

una rápida declinación de producción . De no existir suficiente información

Petrofísica para definir la baja productividad, las pruebas de producción y

presión pueden servir para diferenciar entre baja permeabilidad o daño de la

formación , como causa de aquella.

1.2.-BAJA PRESION DEL YACIMIENTO .-

El nivel de presión de un yacimiento este estrechamente relacionado con los

mecanismos de producción presentes en el yacimiento .Por ello , se debe tener

un buen control de las mediciones de presión que permitan definir a tiempo el

comportamiento de esta , lo cual ayudaría a definir los mecanismos dominantes

de la producción.

Cuando se ha definido la causa de la baja presión en el yacimiento , se debe

buscar una solución que permita restituir esta , por métodos de recuperación

adicional , por estimulación o utilizando métodos artificiales de producción ,

tales como : Levantamiento por gas , Bombeo mecánico , Bombeo Hidráulico,

Bombas Electro sumergibles. etc.

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La Fig. muestra el comportamiento tipico de varios mecanismos de Producción.

1.3.- DAÑO DE LA FORMACION :

El daño de formación se puede describir como una disminución de la

productividad o inyectividad de un pozo , por defecto de restricciones en la

vecindad del pozo , en las perforaciones , en el yacimiento o en la

comunicación de las fracturas con el pozo.

1.3.1.-INDICADORES DE DAÑO :

Cuando existe algún tipo de daño en un pozo , este debe ser determinado , así

como el grado o magnitud del mismo , para dar una solución que corrija sus

efectos.

Los daños de formación son indicados por : pruebas de producción , pruebas de

restauración y/o declinación de presión , y comparación con el comportamiento

de producción del pozo o pozos vecinos ; para esto debe considerar las

completaciones previas , los trabajos de reparación y las operaciones de

servicios que se hayan realizado.

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1.3.2.- ALGUNAS SITUACIONES :

A continuación se presentan algunas situaciones de daños a la formación :

Cuando existen varias zonas abiertas a producción a través de la misma

completacion , se requiere de un registro de producción que permita

determinar las zonas permeables que están contribuyendo o no a la

producción . Zonas de mayor permeabilidad (zonas con fracturas

naturales o inducidas), pudieran estar taponadas.

Para diferenciar la declinación de producción , por defecto de

taponamiento de la formación , se requiere de un estudio de yacimiento

más detallado , ya que una comparación con los pozos vecinos podría no

resultar suficiente debido a que todos los pozos podrían estar en las

mismas condiciones de daño.

Para un pozo sin aparente daño de formación con baja permeabilidad ,

existe una lenta estabilización de la presión , esto requiere de días o

semanas para lograr estabilizarla.

Para un pozo con daño de formación y con alta permeabilidad de presión

del yacimiento , podría estabilizar en poco tiempo, y el efecto del daño

podría determinarse mediante pruebas de restauración o declinación de

presión

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La Fig. muestra la diferencia entre la caida de Presion de un Yacimiento con o sin Daño.

1.4.- TAPONAMIENTO DE LA VECINDAD DEL POZO O DE LA TUBERIA DE PRODUCCION .-

Cuando existe una baja en la productividad de un pozo , la primera opción es

revisar el sistema de levantamiento artificial y , como segunda opción , verificar

el posible taponamiento de la tubería , perforaciones o vecindad del pozo.

El taponamiento puede ser causado por factores como :

Inadecuado empaque de grava , fracturamiento con arena , lodo , roca de

formación , tubería de producción o revestidor colapsado, etc.

Antes de Cualquier trabajo en un pozo , se le debe hacer una revision para

determinar las restricciones que pueden existir , para ello se toman muestras de

petroleo y agua para analizar las causas de las mismas y aplicar los correctivos

necesarios.

1.5.- ALTA VISCOSIDAD DEL PETROLEO .-

La tasa de producción es inversamente proporcional a la viscosidad del petróleo

, por lo tanto , cuando se aumenta la viscosidad , disminuye aquella.

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Es normal observar alta viscosidad de petróleo cuando se está produciendo un

yacimiento bajo el mecanismo de empuje por gas en solución , ya que a medida

que se libera gas , la viscosidad tiende a incrementar. La solución para este tipo

de problema puede ser el levantamiento artificial.

Si el problema de producción del pozo es por efecto de alta viscosidad debido a

la presencia de una emulsión de agua en petróleo en la vecindad del pozo , la

solución en este caso sería un tratamiento con surfactantes para romper o

invertir la emulsión.

1.6.- EXCESIVA CONTRAPRESION SOBRE LA FORMACION.-

La excesiva contrapresión sobre la formación puede causar una apreciable

reducción de la producción de petróleo o gas y más aun la inactividad del pozo.

Este problema puede ser causado por taponamiento de las

perforaciones ,reductores en fondo y en superficie , separadores Gas-Petróleo ,

Taponamiento de linea de Flujo , Tubería de producción o revestidor de baja

medida , excesiva contrapresión en la línea de flujo ,en el sistema de flujo o

separador Gas-Petróleo.

1.7.- INADECUADO SISTEMA DE LEVANTAMIENTO.-

Si el levantamiento artificial ya está instalado , puede existir un diseño

inadecuado , un método inadecuado , o mal funcionamiento del equipo como

causa de la declinación de producción.

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Según el método que se esté aplicando (Bombeo mecánico, Levantamiento con

gas o bombas electro sumergibles ), se debe hacer el análisis del problema

que está ocasionando la declinación de producción.

2.- ALTA PRODUCCION DE AGUA :

La alta producción de agua en pozos de petróleo o gas , puede ser causada por

los siguientes razones:

Empuje natural del agua o influjo de agua debido al adedamiento o

conificacion de agua.

Fuentes extrañas de agua , lo que incluye : roturas del revestidor , fallas

del equipo de completacion o de la cementación primaria.

Fracturamiento o acidificación de zonas de agua adyacentes a la zona de

petróleo.

Contacto Agua - Petróleo .-

Para yacimientos donde existe un empuje de agua , se podrian definir tres

niveles o contactos agua - petróleo :

Contacto original Agua-Petróleo .-Se define como la profundidad bajo la

cual no existe petróleo.

Contacto Agua-Petróleo Productor.- Se refiere a la profundidad bajo la

cual no existe petróleo producible .Para este nivel la saturación de agua

avanzada con producción.

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Contacto Agua-Petróleo de completacion.- Se define como la

profundidad bajo la cual se encuentra la zona de transición o la zona

donde la primera agua de producción aparece (Alta Saturacion de Agua).

Este nivel igualmente avanza con la producción del Yacimiento.

La Fig. muestra la distribución de fluidos de un yacimiento de arena uniforme contenido agua

connata , petróleo y capa de gas.

ADEDAMIENTO DE AGUA:

Para yacimientos estratificados , donde las características petrofísicas difieren ,

presentándose algunos estratos con mejor permeabilidad que otros , el empuje

de agua se hace presente en estos estratos o lentes más permeables ,

formando adedamientos.

Para estos tipos de yacimientos , se presentan varias alternativas para

completar los pozos , dándose el caso de completaciones con selectividad de

producción para cada lente o estrato , lo cual da flexibilidad de producción y

hace menos costosa la operación de producción ; pero complica

operacionalmente las condiciones mecánicas del pozo.

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Otra manera de completacion podría ser en forma sencilla en una zona , lo cual

facilita el drenaje homogéneo de cada lente , pero con mayores costos de

operación.

La Fig. muestra el empuje regular de agua en un yacimiento heterogéneo.

CONIFICACION DE AGUA.-

Otro problema que se presenta en yacimientos con acuíferos asociados , es la

conificacion de agua , la cual se define como el movimiento preferencialmente

vertical del agua que ha entrado a la zona productora.

La conificacion de agua no traspasa barreras de permeabilidad verticales a

menos que estas sean rotas , bien sea por fracturas naturales o inducidas.

Estos problemas severos en yacimientos con buena permeabilidad vertical , por

lo cual se debe mantener un buen control de las diferenciales de presion

generadas en un pozo debido a las altas tasas de producción , ya que , cuando

esto sucede , mejora la permeabilidad relativa al agua.

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La evaluación de la conificacion requiere un estudio del yacimiento que permita

definir el avance del frente de Agua-Petróleo o Gas-Agua, para determinar la

procedencia del agua.

La eliminación de un cono de agua requiere reducir la tasa de producción o del

cierre temporal para aliviar por un tiempo la entrada de agua.

Otra causa de que existía entrada de agua al pozo , es por la canalización o

conificacion vertical, por falta de adherencia del cemento al revestidor o la

formación.

Una recompletacion puede aliviar el problema si la conificacion es por mala

cementación o a través de fracturas verticales.

Conificacion de Agua.

3.- ALTA PRODUCCION DE GAS

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El comportamiento de la relación gas-petróleo típica, para cada mecanismo de

producción debe tomarse en cuenta en el análisis de pozos problemas.

Las principales fuentes de gas en pozos de petróleo son :

Gas Disuelto en el Petróleo.

Capas de gas primarias o secundarias.

Flujo de gas a zona infra o supra yacentes.

GAS DISUELTO EN EL PETROLEO:

En yacimientos con empuje por gas disuelto , la saturación de gas se

incrementa por la continua producción de petróleo y la declinación de presión

del yacimiento . Cuando el gas en solución se libera , fluye y tiende a ser el

fluido principal movible en el yacimiento.

CAPAS DE GAS PRIMARIAS O SECUNDARIAS:

Si no existen barreras para flujo vertical en un yacimiento con capa de gas ,

cuando la presión del yacimiento declina , se genera una expansión de la capa

de gas ,invadiendo el intervalo productor, Al hacer altas caídas de presión en la

vecindad del pozo , el gas tiende a conificarse en los pozos.

FLUJO DE GAS A ZONA INFRA O SUPRAYACENTES:

En yacimientos estratificados , también puede ocurrir barridos preferenciales

del gas adedamientos con altas caídas de presion . Los adedamientos de gas

ocurren por altas diferenciales de permeabilidad entre zonas.

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En yacimiento lenticulares el flujo de gas de zonas, por encima o por debajo de

la zona de petróleo, puede ocurrir por filtración del revestidor , falla del

cemento , comunicación de fracturas con la zona de gas , acidificación de la

zona de gas.

La Fig. muestra el comportamiento característico de la relación gas-petróleo para varios

mecanismos de producción.

3.-PROBLEMAS MECANICOS:

Un gran número de tipos de fallas mecánicas pueden causar pérdidas de

producción y/o incremento en los costos de operaciones de un pozo . Algunas

de las fallas más comunes son:

Falla en la cementación Primaria.

Filtración del revestidor , Tubería de producción y de empacaduras.

Fallas del equipo del levantamiento artificial.

Comunicación por completaciones múltiples.

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FALLA EN LA CEMENTACION PRIMARIALas fallas de la cementación entre revestidor -cemento-formacion, son

frecuentemente causadas por la aplicación de presiones de fractura durante

trabajos de acidificación / estimulación.

FILTRACION DEL REVESTIDOR , TUBERIA DE PRODUCCION Y DE EMPACADURAS:

Para la localización de filtración del revestidor los análisis de agua son de uso

común para diferenciar si la producción del agua es por filtración o por empuje

normal del agua de formación . Los registros de temperatura y otros registros de

producción son útiles para este fin.

FALLAS DEL EQUIPO DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL:

Se deben a malos asentamientos a averías de las válvulas.

COMUNICACION POR COMPLETACIONES MULTIPLES:

Debido a completaciones de múltiples zonas pueden ser detectadas por

pruebas de filtración de empacaduras, por cambios abruptos en las

características de producción , u observando igual presión de cierre en dos o

más zonas completadas.

TIPOS DE REPARACION -GENERACION DE POTENCIAL:

Los tipos de reparaciones que deben realizarse en un pozo dependerá de la

magnitud del problema que lo afecte. De esta forma, existen dos tipo de

reparaciones:

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1. Menores

2. Mayores

1.-REPARACIONES MENORES:

Su objetivo principal es trabajar el pozo , sin sacar la tubería de producción .

En este tipo de reparación se pueden incluir trabajos como: Estimulaciones ,

Cambios de Zonas , Cañoneo adicional o Re cañoneo , trabajos de pesca,

apertura de pozos, cambios del método de producción , cambio de reductor ,

trabajos para individualizar el pozo(LAG,Lineas de Flujo,etc.),Limpieza optimizar

el LAG.

OPERACIONES CON GUAYA. Una vez verificada todas las condiciones antes expuestas, se puede

proceder a realizar todo trabajo menor al pozo productor y/o inyector

seleccionado. Cabe destacar que aunque el programa contempla todas

las acciones por efectuar, frecuentemente existen desviaciones, que se

deben a situaciones imprevistas y obligan a una rápida corrección, con el

fin de continuar con el programa de actividades.

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TIPOS DE GUAYA:

Guaya Fina (Monofilamento). -

Son las guayas finas mas usadas en la operaciones de subsuelo, por su

resistencia y flexibilidad. Su diámetro es de 0.092”, 0105” y 0.108”. Su tensión

de ruptura esta entre 1500 y 2000 lbs.

Guaya Gruesa (Multifilamento).

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Son guayas gruesas comúnmente empleadas para reemplazar las finas, tienen

un diámetro mayor y pueden ser de 3/16”, 1/2” y 5/16”, esto cuando se requiera

de mayor resistencia. Se usan generalmente en trabajos de achiques, pesca

(cuando no hay alta presiones), bajar tubería de extensión y otros.

Guaya Eléctrica

TRABAJOS CON COILED TUBING.

Unidad integrada que permite viajar dentro y fuera del hoyo con una

Sarta Contínua de Tubería, a altas velocidades y altas presiones

Consta principalmente de varios equipos de superficie potencialmente

hidráulicos, los cuales pueden ser colocados en una plataforma portátil,

camiones o en plataformas de agua (gabarras)

Ventajas Generales: No requiere tiempo de taladro

Permite trabajar a través de empacaduras de producción

Circulación mientras se baja o se saca

Trabaja en pozos con presión

Menor tiempo de trabajo

APLICACIONES : Limpieza de pozo: Limpieza de arena, remoción de parafina y sal,

remoción de asfalteno

Estimulación de formación: Acificación, fracturamiento hidráulico

asistido, inyección de inhibidores

Cementación: Forzamiento de cemento, tapones de abandono

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Control de arena: Empaque con grava convencional, empaque con

grava con resina,etc.

Perforación: Perforación de pozos verticales, direccionales,

mecanismos de jetting o con motor de fondo

Completación: Colocación de un coiled tubing dentro de una tubería de

producción.

Registros y cañoneo: Instalación de guaya eléctrica dentro del coiled

tubing, registros de producción, de cementación, de inspección de

revestidor, cañoneo de zonas.

Pesca: Circulación y pesca simultánea, pesca con guaya, pesca con

unidades hidráulicas (snubbing unit)

TRABAJOS CON SNUBBING UNIT.

Unidades Hidráulicas (Snubbing Unit):

Equipos involucrados en el proceso de meter o retirar tubulares, equipos,

herramientas, dentro o fuera de un pozo con presión. En otras palabras,

movimiento de la tubería en contra de la presión del pozo, debido a que

la misma es mayor que el peso de la tubería

Clasificación de las Unidades Hidráulicas: Unidades convencionales

Unidades hidráulicas asistida por el aparejo

Aplicaciones Snubbing Unit:

Limpieza mecánica / química

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Eliminación de comunicación

I/R: BES, BCP, LAG y bombas de subsuelo

Reemplazar colgador en cabezal

Operaciones de Pesca

Asegurar o abandonar un pozo

Reemplazo de sellos primarios y secundarios

Levantar cabezal

Otros (Fresado, desplazamiento de fluidos, etc)

MAQUINAS DE SERVICIO

2.-REPARACIONES MAYORES.-

Este tipo de trabajo se realiza con taladro en sitio y consiste en sacar la tubería

de producción , con el propósito de corregir fallas como : Mala cementación ,

Aislar zonas , Eliminar zonas productoras de agua y/o gas.

REPARACIONES.

REACONDICIONAMIENTOS.

3.- ESTIMULACION DE POZOS

Entre los mas importantes desarrollos tecnológicos con que cuenta la industria

petrolera están los métodos de Estimulación de Pozos. Tal es su importancia

que no existe pozo en el mundo en que no se haya aplicado uno o mas de

estos métodos.

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El proceso de estimulación de pozos consiste en la inyección de fluidos de

tratamiento a gastos y presiones bajas que no sobrepasen ala presión de

fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los

fluidos a la formación durante las etapas de Perforación y Terminación del pozo.

Dependiendo del tipo de daño presente enla roca y la interacción de los fluidos

para la remoción de este, las estimulaciones se pueden realizar por medio de

dos sistemas. Estimulaciones no reactivas y reactivas.

Determinación y tipo de daño a la formación

El daño a la formación es un fenómeno que causa una distorsión en el flujo

lineal en dirección al pozos debido a restricciones en el tamaño de los poros de

la roca, ocasionando una caída de presión extra en las inmediaciones del pozo.

Componentes del daño

Los tratamientos de estimulación en la mayoría de los casos reducen el factor

de daño, sin embargo, el efecto total de daño involucra varios factores, donde

algunos de ellos no pueden ser alterados, el daño total se representa por la

siguiente ecuación:

St = S c +Θ + Sp + S d + ∑ pseudodaño

S c +Θ es el daño por terminación parcial y ángulo de desviación, S p es el daño

por efectos del disparo y S d es el daño por invasión de los fluidos.

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Efectos del daño

Con la finalidad de evaluar en forma teórica y cuantitativa los efectos de los

daños susceptibles de removerse a través del tratamiento de estimulación, para

conocertal efecto, se debe considerar un yacimiento que no presenta ningún

tipo de daño (S=0) para estimar el potencial natural del pozo. Sin embargo,

cuando se tiene un agujero revestido y disparado, el flujo debe converger hacia

las perforaciones de los disparos.

Los efectos producidos por los disparos originan un compactamiento de la

formación sufriendo alteraciones en sus características físicas, las cuales

propician el inicio de los problemas asociados con la restricción al flujo a través

de las perforaciones, y estas se ven incrementadas por los detritos de las

pistolas, la tubería, el cemento y la propia formación.

Una vez eliminada las restricciones causadas por los disparos, es conveniente

estimar cual sería el efecto de la productividad del pozo por la presencia del

verdadero daño a la formación. Para tal caso, es necesario determinar el

comportamiento de flujo, obtenido de la presión de pozo fluyente y el gasto de

producción a esa presión. Esto se determina para las diferentes condiciones de

permeabilidad, tanto para la zona virgen y la zona alterada o dañada

.

Origen del daño

El daño a la formación puede ser causado por procesos simples o complejos,

presentándose en cualquiera delas etapas dela vida de un pozo.

El proceso dela perforación del pozo es el primery tal vez el mas importante

origen del daño, el cual se agrava con las operaciones de cementación de

tuberías de revestimiento, las operaciones de terminación y reparación de

pozos e incluso por las operaciones de estimulación. La fuente de daño la

propicia el contacto e invasión de materiales extraños en la formación.

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Además, durante el proceso natural de producción debido a las alteraciones de

las características originales de los fluidos o las de los minerales que

constituyen la roca.

Los mecanismos que gobiernan el daño a un formación pueden ser:

Reducción dela permeabilidad absoluta de la formación, originada por un

taponamiento del espacio poroso o fisuras naturales.

Reducción de la permeabilidad relativa a los fluidos de la formación, resultado

de la alteración en las saturaciones de los fluidos o del cambio de la

mojabilidad.

Aumento dela viscosidad de los fluidos del yacimiento debido a la formación de

emulsiones o alteraciones en sus propiedades.

Tipos de daño

La eficiencia de un tratamiento de estimulación depende principalmente de la

caracterización y remociónndel daño que restringe la producción. Varios tipos

de daño pueden existir durante las diferentes etapas de desarrollo del pozo.

A continuación se describen los tipos de daño que se pueden presentar durante

las diferentes operaciones que se realicen en un pozo petrolero.

Daño por invasión de fluidos

Este tipo de daño se origina por el contacto de fluidos extraños con la formación

y el radio de invasión depende del volumen perdido, de la porosidad y

27


permeabilidad de la formación y de su interacción con los fluidos contenidos en

ella o con los componentes mineralógicos dela roca.

La fuente principal de este tipo de daño es la perforación misma, ya que el Iodo

forma un enjarre debido a la filtración de fluidos a la formación y su penetración

depende del tipo de lodo, tiempo de exposición y la presión diferencial. Esta

invasión de fluidos genera alguna diversidad de daño, como:

Daño por arcillas.- La mayoría de las formaciones productoras contienen en

mayor o menor cantidad arcillas, siendo estos minerales potencialmente

factores de daño por su alta sensibilidad a fluidos acuosos, lo que provoca su

hinchamiento y/o migración.

Las arcillas presentes en la formación proviene por dos tipos de proceso, el

primero se presenta de manera mecánica, la cual ocurren en el deposito

simultáneo con los otros minerales que conforman la roca, y el segundo de

manera química, en que estos minerales se forman en el espacio poroso como

el resultado de precipitados o reacciones de otros minerales con el agua

deformación.

Bloqueo de agua.- La invasión de fluidos acuosos propicia que en la vecindad

del pozo se promueva una alta saturación de la misma, disminuyendo la

permeabilidad relativa a los hidrocarburos. Lo que provoca una área mojada por

agua e incrementando la adsorción de esta a las paredes de los poros.

Bloqueo de aceite.- Cualquier fluido base aceite que invada yacimientos de gas,

especialmente en zonas de baja permeabilidad, causaran reducciones en la

permeabilidad relativa del gas.

28


Bloqueo por emulsiones.- esto sucede cuando los fluidos de invasión se

entremezclan con los contenidos en la formación. Los filtrados con alto pH o

ácidos pueden emulsificarse con aceites deformación, estas emulsiones suelen

teneralta viscosidad. Cambio de mojabilidad: Un medio poroso se encuentra

mojado por agua facilita el flujo de aceite, y los fluidos de invasión a la

formación tiene la tendencia de mojar la roca por aceite debido al uso de

surfactantes catatónicos o no iónicos, lo cual repercute en una disminución dela

permeabilidad relativa al aceite.

Daño por invasión de sólidos

Uno de los más comunes tipo de daño se debe al obturamiento del sistema

poroso causado por los componentes sólidos de los fluidos de perforación,

cementación, terminación , reparación y estimulación.

Estos sólidos son forzados a través del espacio poroso de la roca, provocando

un obturamiento parcial o total al flujo de fluidos causando un daño severo en la

permeabilidad de la roca.

Este daño en lo general esta limitado a unos cuantos centímetros de la pared

del pozo y su penetración depende principalmente del tamaño de las partículas

y los poros.

Dependiendo del tamaño, comportamiento y tipo de sólidos, estos pueden

removerse en contraflujo, sin embargo muchas veces no se alcanzan presiones

diferenciales suficientes y el daño puede ser mas severo.

Adicionalmente las perdidas de volúmenes considerables de fluido de control, a

través de fisuras, cavernas o fracturas inducidas propician invasión

considerable de sólidos a la formación siempre son difíciles de remover.

Daño asociado con la producción

29


La producción de los pozos propicia cambios de presión y temperatura en o

cerca dela vecindad del pozo, provocando un desequilibrio de los fluidos agua,

aceite y/o gas, con la consecuente precipitación y deposito de sólidos orgánicos

y/o inorgánicos, generando obturamientos de los canales porosos y por lo tanto,

daño a la formación.

Otra fuente común de daño asociado con el flujo de los fluidos de la formación

es la migración de los finos, presentándose generalmente en formaciones poco

consolidadas o mal cementadas, provocando obturamientos de los canales

porosos.

Otro tipo de daño es el bloqueo de agua o gas por su canalización o

conificación, provocando una reducción enla producción del aceite e incluso

dejando de aportar el pozo.

Evaluación del daño

Todo pozo a su inicio de su explotación o durante la misma, se encuentra

dañado en menor o mayor grado y se hace imprescindible la remoción del

mismo para restituir las condiciones naturales de producción.

Esta remoción puede resultar difícil y costosa, por lo que el enfoque básico

debe ser su prevención o por lo menos su minimización.

Para lograr la remoción del daño es necesario avaluarlo esto se puede realizar

tomando en consideración Ios siguientes puntos:

Revisión de operaciones previas ala actual del pozo.-

Se basa fundamentalmente en las condiciones en que se perforo la zona

productora, teniendo relevancia el tipo y características del fluido de

perforación, así como sus perdidas; manifestaciones de los fluidos del

yacimiento; análisis dela cementación de la tubería de revestimiento, así como

de las operaciones subsecuentes de reparación, limpieza y estimulación.

30


Análisis del comportamiento de producción: esto desde la terminación hasta las

condiciones actuales, incluyendo el análisis de las pruebas de formación y

producción. Lo anterior se debe comparar con el comportamiento de los pozos

vecinos.

Pruebas de laboratorio: Los estudios de laboratorios permitirá definir la

mineralogía y la distribución de los minerales de la roca y reproducir las

condiciones de daño. Para la determinación del daño probable de la formación y

del tipo de tratamiento para la remoción del mismo. Cuantificación del daño.- Se

hace con la finalidad de definir las condiciones del daño en la formación y

perforaciones. Para tal efecto debe tomarse en consideración de datos de

producción así como de curvas de variación de presión y del análisis nodal,

herramientas con lo cual se podrá cuantificar el daño y estimar el efecto de su

remoción.

Selección del tipo de tratamiento

Dependiendo del tipo y caracterización del daño, los tratamientos de

estimulación de pozos pueden ser de dos formas : estimulación matricial y

estimulación por fracturamiento hidráulico, la diferencia entre estos dos tipos de

estimulación recaen en el gasto y presión de inyección.

Las estimulaciones matriciales se caracterizan por gasto y presiones de

inyección por debajo dela presión de fractura, mientras que los fracturamientos

hidráulicos se utilizan gastoy presiones de inyección superiores ala presión de

fractura.

Datos del yacimiento

Los parámetros mas importantes de análisis para diseñar

31


un tratamiento de estimulación son:

a) Permeabilidad

b) Presión de yacimiento

c) Porosidad

d) Mineralogía de formación

e) Densidad de los fluidos de la formación

f) Saturación de los fluidos de formación

g) Temperatura del yacimiento

h) Profundidad de la formación

i) Factor de daño

Curvas de incremento y decremento

El registro de presiones durante la producción de un pozo productor es de suma

importancia, ya que dependiendo del comportamiento de las mismas durante su

vida productiva se puede determinar que el yacimiento esta dañado, y para la

comprobación del mismo se hecha mano de herramientas para la determinación

de parámetros como la permeabilidad, factor de daño y conductividad del

yacimiento.

Estos parámetros se pueden determinar mediante el análisis de presiones

registradas en el fondo del pozo tanto como fluyente como cerrado.

Análisis de muestras y pruebas de laboratorio

Análisis de muestras

el éxito de un tratamiento en su gran porcentaje depende de los análisis y

pruebas de laboratorio, que sirven para determinary conocer el mecanismo de

32


daño presente en la formación a estimular, para ello se enlista una serie de

análisis y pruebas mas comunes.

Análisis composicional. Esta prueba nos permite detectar la presencia de

emulsiones, sedimentos organicos y/o inorgánicos, etc., que puedan estar

provocando el daño al yacimiento.

De este análisis se puede determinar la densidad, el contenido de parafinas y/o

asfáltenos y resinas asfálticas contenidas en el crudo.

En forma similar para el agua se determina la densidad, ph y sales disueltas en

ella (cloruros).

Además de las posibles emulsionesy sedimentos de origen organicos o

inorgánicos (fierro).

Análisis mineralógico. Este análisis se realiza para determinar el contenido de

minerales y su proporción enla roca del yacimiento, es de suma importancia

conocerla mineralogía ya que dependiendo de ello se seleccionan el tipo de

tratamiento y sus aditivos.

Este análisis se puede determinar de dos formas, fluorescencia y difracción de

rayos X, de los cuales se obtiene la distribución en forma cualitativa de los

minerales presentes enla roca analizada.

Pruebas de laboratorio

Pruebas de compatibilidad

De esta prueba se determina la mezclabilidad, homogeneización, dispersión y

solubilidad, rompimiento de emulsiones y la mojabilidad por agua, de los fluidos

de tratamiento con los fluidos contenidos en la formación productora.

33


Prueba de emulsión

Estas pruebas se realizan para determinar la cantidad de ácido separada en el

menor tiempo, la calidad de las fases ácido hidrocarburos (aceite) y latendencia

a precipitados de asfáltenos o lodo asfáltico. Prueba de análisis de agua de

formación

Se realiza esta prueba para determinar la tendencia de generación de

incrustaciones de sales en los aparejos de producción y la precipitación de

estas enla formación.

Software técnico para el diseño de las estimulaciones

El software debe contemplar los siguientes aspectos:

a) Selección de candidato. Establecer en esta etapala validación de los datos

de tratamiento y la cuantificación de producción postfractura, teniendo como

meta principal la selección de pozos con bajo riesgo y alto potencial.

b) Establecer la naturaleza y localización del daño. El software debe ser capaz

de identificar el daño y su posible origen, ya que de esto se desprendela

selección adecuada de los fluidos de tratamiento.

c) Selección de los fluidos de tratamiento y sus aditivos en función del daño

pronosticado.

d) Determinación de la presión y gasto de inyección.

e) Determinación de los volúmenes de los fluidos detratamiento.

f) Desarrollar cédulas y estrategias de colocación de los fluidos de tratamiento.

34


g) Definir etapas de limpieza del pozo.

h) Análisis económico y rentabilidad del tratamiento.

TECNICAS BÁSICAS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS

Después de la terminación de un pozo, en un mantenimiento mayoro en el

desarrollo dela vida productiva de los pozos, generalmente se requiere

restaurar o mejorar las condiciones de flujo del intervalo productor o inyector.

Para lograr esto existen dos técnicas principales de estimulación de pozo: la

estimulación matricial y porfracturamiento, diferenciándose por los gastos y

presiones de inyección. En esta sección se describirán los aspectos relevantes

sobre las estimulación matricial.

Estimulación Matricial

Los procedimientos dela estimulación matricial son caracterizados por gastos

de inyección a presiones por debajo de la presión de fractura, esto permitirá una

penetración del fluido ala matriz en forma radial para la remoción del daño en

las inmediaciones del pozo.

El éxito de una estimulación matricial depende primordialmente de la selección

apropiada del fluido de tratamiento y el procedimiento de selección es muy

complejo, ya que se involucran diversos factores que varían ampliamente, entre

los mas importantes están: el tipo, severidad y localización del daño, y su

compatibilidad con el sistema roca fluido de la formación.

35


Dependiendo de la interacción de los fluidos de estimulación y el tipo de daño

presente enla roca, se divide en dos grandes grupos:

- Estimulación matricial no ácida

- Estimulación matricial ácida.

Ambos grupos incluyen estimulaciones de limpieza y matriciales.

Estimulación de limpieza. Es la que permite restituir la permeabilidad natural de

la formación al remover el daño.

Estimulación matricial. Llamada también acidificación intersticial, es la que sirve

para incrementar la permeabilidad natural de la formación al disolver el ácido

parte del material calcáreo, agrandando los poros comunicados de la roca.

Estimulación no ácida

Es en la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los

materiales dela roca, utilizándose para la remoción de daños ocasionados por

bloqueos de agua, aceite o emulsión, perdidas de fluido de control o depósitos

organicos. Los fluidos a utilizar son: soluciones oleosas o acuosas, alcoholes o

solventes mutuos, acompañados principalmente de surfactantes u otros aditivos

afines. El éxito de estos tratamientos consiste enla buena selección del

surfactante.

Fenómenos de superficie

El flujo de los fluidos a través del medio poroso esta gobernado por los

fenómenos de superficie que representan las fuerzas retentivas de los fluidos

en la roca, la acción dela estimulación no ácida concierne principalmente con la

36


alteración de estas fuerza retentivas, manifestadas en los fenómenos detensión

superficial e interfacial, mojabilidad y capilaridad.

a) Tensión superficial

La materia en sus diferentes estados esta compuesta por moléculas, las cuales

presentan una tracción mutua llamada fuerza de cohesión y es una

combinación de fuerzas electrostáticas y de Van der Walls. El desbalance de

estas fuerzas en la interfaces crea

energía libre de superficie. Entonces la tensión superficial la podemos definir

como el trabajo por unidad de área equivalente para vencer la energía libre de

superficie y se mide en dina/cm.

b) Mojabilidad

En la interfaces entre un liquido y un sólido también existen fuerzas

intermoleculares en desequilibrio que generan el concepto de mojabilidad. El

sólido causa un fuerza de adhesión por lo que el liquido es atraído al sólido.

Cuantitativamente la mojabilidad se define como el producto de la tensión

superficial por el ángulo de contacto en la interfase. El fenómeno de mojabilidad

es importante para el flujo de aceite en un medio poroso, ya que si la roca se

encuentra mojada por agua, la permeabilidad al

aceite es mayor en el caso de que la roca este mojada por aceite.

c)Capilaridad

Otro fenómeno de superficie es la capilaridad. Si un tubo de vidrio capilar es

sumergido en agua, el agua se eleva en el tubo, en este caso la presión capilar

37


será la fuerza requerida para soportar la columna de agua en el tubo dividida

entre el área del capilar. Entonces Ia presión capilar se define como la

diferencia de presiones en la interface.

La estimulación no ácida se emplea para remover daños relacionados con las

fuerzas retentivas del yacimiento y bajo estas condiciones se pueden atacar

problemas de bloqueos de agua, emulsiones, daños por tensión interfacial, por

mojabilidad, por depósitos orgánicos, entre otros.

Los agentes de superficie (surfactantes) son los productos químicos que

principalmente se utilizan enla estimulación matricial no reactiva, debido a su

eficiente acción que permite alterar los fenómenos de superficie.

Surfactantes

Los agentes de superficie son compuestos de moléculas orgánicas formados

por dos grupos químicos, uno afín al agua (hidrofilico) y el otro afín al aceite

(lipofilico). Dada esta estructura tienden a orientarse en un liquido, el grupo

hidrofilico es mas soluble en agua que el grupo lipofilico, entonces las

moléculas del surfactante se orientaran en la interfase agua aire con el grupo

afín al aceite en aire y el grupo afín al agua en el agua.

El hecho de que un surfactante busque una interfase implica que la tensión

superficial o interfacial, presión capilary la mojabilidad de un liquido en un sóli-

do se altere en mayor o menor grado y estos efectos se manifiestan en

cualquier interfase, yá seá entre dos líquidos inmiscibles, entre un liquido y un

sólido,etc.

Por otra parte, dado que Iás rocas de formaciones productoras de hidrocarburos

son silicas o calcáreas, los surfactantes actuarán de acuerdo con el carácter

38


eléctrico de estos minerales, pudiendo alterar las condiciones de mojabilidad de

un liquido en un sólido

.

Clasificación de los surfactantes

Lá tabla 2 muestra lá clasificación con sus descripción esquemáticá, Iás

características de cárgá del grupo soluble en águá, los grupos químicos más

importantes y su uso principal.

Utilización de los surfactantes

Lá utilización de los surfactantes se manifiesta principalmente en los siguientes

fenómenos:

á) Disminución de Iás fuerzas retentivas de los fluidos en el medio poroso. Lá

acción bájotensorá de los surfactantes permite reducir Iás fuerzas capilares en

el medio

poroso, este efecto tiene mayor importancia en formaciones de bájá

permeabilidad, de pequeños poros, donde Iás fuerzas retentivas cáusán que los

hidrocarburos no fluyan con lá energía disponible.

39


b) Mojámiento de lá roca

Cuándo lá formación en lá vecindad del pozo llegá á ser mojada por aceite, este

se adhiere á

lá páred del poro incrementando el espesor de lá película que moja lá roca

disminuyendo el áreá libre ál flujo y eliminando el efecto de resbálámiento que

produce una película de águá absorbida en lá páred del poro. Todo esto trae

como consecuencia una reducción en lá permeábilidád á los hidrocarburos.

c) Rompimiento de emulsiones

Cuándo dos líquidos entran en contacto y se mezclan se llegá á formar una

esfera que ofrece un áreá de superficie mínima y una fuerte tensión interfáciál.

Los surfactantes actúan en Iás emulsiones reduciendo lá tensión interfacial, lo

cuál permite romper lá rigidez de lá película, o neutrálizá el efecto de los

agentesemulsificántes.

Requerimiento de los surfactantes

Un surfactante debe cumplir con los requisitos siguientes:

Reducir la tensión superficial e interfáciál.

Prevenir la formación de emulsiones o romper las existentes.

Mojar de agua á la roca del yacimiento considerando la salinidad y el pH

del agua utilizada.

No hinchár o dispersar Iás arcillas de lá formación.

Mantener lá actividad de superficie á las condiciones de yacimiento.

Ser compatible con los fluidos de tratamiento y los fluidos de lá

formación.

Ser solubles en el fluido de tratamiento á la temperatura del yacimiento.

40


Fluidos de tratamiento

Los fluidos báse utilizados en los tratamientos son oleosos, acuosos, alcoholes,

solventes mutuo y soluciones miceláres.

En los tratamientos en que se utilizan fluidos oleosos como ácerreádor del

surfactante, se emplean diesel, xileno, aromáticos pesados o kerosiná con 2 o 3

% en volumen de un surfactante miscible o dispersáble en aceite.

Párá tratamientos de estimulación usando águá como fluido ácárreádor, se

debe utilizar águá limpia con 2 % de KCI o águá sáládá limpia, con 2 o 3 % en

volumen de un surfáctántá soluble o dispersarle en agua. Lá utilización de

alcoholes, solventes mutuos o soluciones miceláres como fluidos base en lá

estimulación, han demostrado su efectividad en lá remoción de bloqueos de

agua, aceite o emulsión y depósitos orgánicos. En general estos fluidos se

utilizan ál 10 % mezclados con fluidos oleosos o acuoso.

Estimulación ácida

Es en lá cuál los fluidos de tratamiento reaccionan químicamente disolviendo

materiales que dáñán lá formación y á los sólidos contenidos en lá roca.

UtiIizándose párá lá remoción de daño por partículas de sólidos (arcillas),

precipitaciones inorgánicás. Los fluidos á utilizar principalmente son los

sistemas ácidos.

El éxito de estos tratamientos se básá en lá selección del sistema ácido.

41


Tipos de ácido

Todos los ácidos tienen algo en común, se descomponen en ion hidrogeno y en

un anión cuando se encuentra disuelto en el agua. El ion hidrogeno

generalmente se representa por el símbolo H+ y reaccionan con los carbonatos

de lá siguiente manera:

H+ + CáCO3 ® Cá++ ® H2O + CO2

Además los ácidos tienen sabor amargo y un pH menor a siete.

Acido Clorhídrico (HCI)

El ácido clorhídrico es el más utilizado pará la estimulación de pozos, es una

solución de hidrocloro en forma de gas en agua y se disocia en agua

rápidamente y completamente hasta un límite del 43 % en peso á condiciones

estándar esto le dá lá condición de ácido fuerte. En el mercado se encuentra

hasta una concentración del 32 % en peso y se l conoce como ácido muriático.

Lá reacción básica entre el ácido clorhídrico y lá cá- Iizá es lá siguiente:

2HC| + CáCO3 CaC|2 + H2O + C02

y lá reacción con lá dolomita es similar pero lá composición

química es ligeramente diferente:

4HC| + CáMg(CO3)2 CaC|2 + MgC|2 + 2 H2O +2C02

Acido Fluorhidrico

Este ácido es el unico que permite lá disolucion de minerales silicos como Iás

arcillas, feldespátos cuarzo, etc. En el mercado se puede obtener en soluciones

ácuosás del 40 ál 70 % en peso o como un materiál puro en forma de ánhidritá.

42


Acidos orgánicos

Otro de los ácido áutilizádos en forma individual o en conjunto con el ácido

clorhídrico son el ácido acético y el fórmico, estos ácidos orgánicos son

considerados mucho más débiles que el ácido clorhídrico.Entre estos podemos

citar entre los más comunes:

Acido ácetico. Su utilizacion principal por su lenta reaccion con los cárbonátos y

el metal es lá remosion de incrustaciones calcáreas y en lá estimulacion de

cálizás y dolomítas á áltás temperaturas.

Acido formico. Es más fuerte que el ácido ácetico y suprincipál uso es en lá

estimulacion de rocas calcáreas en pozos de áltá temperatura.

Aditivos

Entre estos se encuentran comúnmente:

á) Surfactantes

b) Inhibidores de corrosión

c) Agentes no emulsificántes

d) Agentes controladores de fierro

e) Reductores de fricción

f) Agentes emulsificántes

g) Agentes espumantes

h) Solventes mutuos

i) Agentes retardadores de reacción, entre otros.

43


4 .-LIMPIEZA DE POZOS .-

Desde el comienzo de la etapa de producción hasta la fecha en que cesa de ser

productor comercial, cada pozo requiere de limpieza y reacondicionamientos,

según los síntomas y dificultades mecánicas que presentan sus instalaciones

hoyo abajo y/o el mismo estrato productor. Los programas de limpieza y

reacondicionamiento de pozos en los campos petroleros son partes importantes

del esfuerzo de cada día para mantener la producción de hidrocarburos a los

niveles deseados.

Además, estos programas, de por sí y conjuntamente con todas las otras

actividades de apoyo que requieren, representan un alto porcentaje del

presupuesto de operaciones, especialmente si los pozos producen

mayoritariamente por bombeo mecánico y los yacimientos tienen años

produciendo.

Arenamiento

A medida que el yacimiento descarga petróleo hacia el pozo, con el tiempo se

va acumulando arena y sedimento en el fondo del pozo. Esta acumulación

puede ser de tal magnitud y altura que puede disminuir drásticamente o impedir

completamente la producción del pozo.

Los casos de arenamiento son más graves y más frecuentes cuando los

estratos son deleznables. Cuando se dan estratos de este tipo, la terminación

del pozo se hace de manera que, desde el inicio de la producción, el flujo de

arena y sedimentos sea lo más leve por el más largo tiempo posible. Para lograr

esto, el tramo de la sarta de revestimiento y de producción que cubre el estrato

productor es de tubos ranurados especialmente. Las ranuras, cortadas de

afuera hacia adentro y de apariencia cuneiforme, tienen una abertura lo

suficiente estrecha, según análisis granulométrico de la arena, para retener la

44


arena y lograr que el apilamiento de los granos sea compacto y estable y, por

ende, no fluyan junto con el petróleo hacia el pozo.

Además del método anterior, existen otras modalidades para contener el flujo

de arena.

Hay tuberías ranuradas y preempacadas, o sea que la tubería ranurada interna

viene cubierta

por otras tuberías internas y el espacio anular entre estas dos tuberías está

relleno de arena o material granular, lo que en sí forma un filtro y retenedor

prefabricado. Otra es, a semejanza de la anterior, que el empaque con grava

especialmente seleccionada se hace en sitio. Para eso, la sarta de

revestimiento y de producción se hinca y cementa por encima del estrato

productor. Luego se hace el ensanche del hoyo frente al estrato productor. Para

revestir el hoyo ensanchado se utilizará una tubería calada (ranurada), la cual al

final quedará colgada del revestidor cementado por encima del estrato

productor. Antes de colgar la tubería calada, se bombea la cantidad

determinada de grava para rellenar el espacio entre el estrato productor y la

tubería calada. Hecho esto, se cuelga la tubería calada y se continúa con las

otras faenas para poner el pozo en producción.

45


Fig. 4-52. Bombeo de fluido para limpiar un pozo arenado.

El arenamiento de los pozos es de ocurrencia muy común. Y para mantener los

pozos en producción plena se recurre a desarenarlos y limpiarlos utilizando

fluidos debidamente acondicionados que se bombean progresivamente hasta el

fondo para extraer la arena y sedimentos hasta la superficie por circulación

continua.

Algunas veces no es suficiente la circulación de fluidos y hay que utilizar

achicadores o bombas desarenadoras en el fondo del pozo para poder hacer la

limpieza. Además de disminuir la capacidad productiva del pozo, la presencia

de arena en el pozo es dañina porque a medida que fluye

46


Fig. 4-54. Tuberías caladas concéntricas preempacadas.

con el petróleo causa cacarañeo, corrosión o abrasión de las instalaciones en el

pozo y en la superficie. En el caso de pozos de flujo natural, la velocidad del

flujo hace que la arena y sedimentos acentúen su poder de desgaste sobre las

instalaciones. En los pozos de bombeo mecánico, a veces, es muy serio el

daño que la arena causa a la bomba y sus partes, principalmente a las varillas

de succión, al vástago pulido y a la sarta eductora.

Acumulación de parafina

Cuando se habla de la densidad de los petróleos se dice, en sentido general,

que son extrapesados, pesados, medianos, livianos o condensados. Cuando

se habla de su composición, se dice que son de base parafínica, asfáltica o

mixta. Ambas clasificaciones se emplean para apuntar las características físicas

de los crudos: densidad o gravedad API, viscosidad o fluidez, hasta el color y

47


posibles contenidos de sal, azufre y metales, su flujo en el yacimiento,

expectativas de extracción y modalidades de la producción primaria y

subsecuentes aplicaciones de métodos de extracción vigorizada.

Los crudos parafínicos tienen algo de asfalto y viceversa, de allí la catalogación

debase mixta.

La temperatura es factor importante que afecta el comportamiento de la

viscosidad del crudo, desde el yacimiento hasta la superficie. A medida que el

crudo fluye del yacimiento al pozo y hasta la superficie, la disminución de la

temperatura hace al crudo más viscoso, especialmente si el crudo es pesado o

extrapesado, los cuales generalmente son de tipo asfáltico o nafténico. La

disminución de temperatura o enfriamiento causa el desprendimiento de

partículas de parafina. Esta cera o parafina que no arrastra el flujo tiende a

obstruir los canales de flujo en la periferia del estrato productor alrededor de la

pared del hoyo, reduciendo así la productividad del pozo. De igual manera, el

flujo hacia la superficie va depositando parafina en la pared de la tubería, con la

consiguiente reducción del diámetro interno y, por ende, merma en el volumen

de producción.

La parafina y residuos que se desprenden del crudo y que lentamente se van

depositando en los canales de flujo del pozo tienen que ser removidos por

medios mecánicos, químicos o térmicos. Por ejemplo, se utilizan:

• Raspadores, succionadores, cortadores, tirabuzones o escariadores, que se

introducen en la tubería de educción o en el revestidor para efectuar la limpieza

mecánicamente, o

• Se recurre a la utilización de solventes como petróleo caliente, querosén,

gasóleo o gasolina o substancias químicas que produzcan generación de calor

para ablandar y desplazarlas por medio de circulación continua, o

48


• Muchas veces se utiliza vapor o agua caliente, o se inyecta aire comprimido

caliente o gas, o

• Cuando las adhesiones son muy rebeldes en la pared del hoyo del estrato

productor

y en la misma periferia del pozo, entonces se recurre a escariar o ensanchar el

hoyo en el estrato productor.

Como podrá apreciarse, la necesidad de mantener los pozos en buen estado

para que produzcan diariamente su cuota de hidrocarburos, es tarea diaria que

ocupa a cierto número de personal de producción.

Fig. 4-55. Adhesiones de parafina que obstruyen la produccióndel pozo y merman su potencial.

49


5.- Reacondicionamiento de pozos .-

Las razones por las cuales se propone el reacondicionamiento de un pozo son

muy variadas. Estas razones involucran aspectos operacionales que justifican la

continua utilización del pozo en el campo y, por ende, las inversiones y/o costos

requeridos.

El reacondicionamiento es una tarea de mayores proporciones y alcances que

el mantenimiento, la estimulación o limpieza corrientes. Puede exigir la

utilización de un equipo o taladro especial para reacondicionamiento o un

taladro de perforación.

Generalmente, los pozos de un campo petrolero se clasifican según su

mecanismo y mecánica de producción como de flujo natural, de levantamiento

artificial por gas, de bombeo mecánico o bombeo hidráulico, de flujo por

inyección alterna o continua de vapor, o como inyectores de gas o de agua, o

como pozos de observación. Así que durante su existencia como pozo

productor, el pozo puede cambiar de estado una o varias veces, y ese cambio o

cambios puede requerir varios reacondicionamientos.

Por ejemplo, un pozo puede haber comenzado como pozo productor por flujo

natural pero al correr del tiempo puede ser convertido a flujo por levantamiento

artificial por gas o bombeo hidráulico o mecánico. Quizás en la etapa final de su

vida útil puede ser convertido a inyector o a pozo de observación. O, a lo mejor,

requiere que el estrato productor original sea abandonado y el pozo reterminado

en un estrato superior como productor de un yacimiento distinto. También

puede darse el caso de que al abandonar el yacimiento donde fue originalmente

terminado el pozo, no existan posibilidades de una reterminación

50


hoyo arriba y el pozo pueda ser utilizado para desviarlo y ahondarlo para

explorar horizontes desconocidos más profundos o hacer una terminación más

profunda en yacimientos ya conocidos.

Todas las alternativas antes mencionadas exigen estudios y evaluaciones

precisas que desembocan en inversiones y costos mayores, los cuales deben

ser justificados técnica y económicamente con miras a la rentabilidad requerida.

Fig. 4-56. Abandono del estrato inferior A y reterminación del

pozo en el estrato B.

Tareas para reacondicionamiento de pozos

Para realizar el reacondicionamiento de los pozos es necesario preparar

programas cronológicos de operaciones que describen la selección y ejecución

51


apropiadas de una variedad de tareas, ajustadas a una secuencia técnica y

seguridad requeridas para evitar accidentes.

El reacondicionamiento propuesto puede ser sencillo o complejo, según las

condiciones

y estado físico del pozo y el contenido del programa a seguir. Sin embargo, un

reacondicionamiento sencillo puede tornarse complicado por imprevisiones.

Entre la variedad de tareas que puede tener un programa de

reacondicionamiento, sin que la lista que sigue sea exhaustiva, cabe mencionar

las siguientes:

• Estudio minucioso del archivo del pozo, para apreciar y dilucidar sobre

aspectos:

- Geológicos.

- Perforación original.

- Terminación original.

- Trabajos posteriores de limpieza, estimulación o reacondicionamiento.

- Estado físico actual y disposición de las sartas y otros aditamentos en el

pozo.

• Proposición y detalles del programa de reacondicionamiento y/o cambio de

estado del pozo, que deben incluir:

- Nuevos objetivos y razones técnicas y económicas que apoyan el programa.

-Detalles de las operaciones:

Tipo de equipo requerido.

Tiempo de las operaciones.

Inversiones y/o costos.

52


Estado físico y condiciones mecánicas de las instalaciones dentro del pozo.

Tipo y características de los fluidos requeridos para la

limpieza/reacondicionamiento o perforación.

Control del pozo.

Extracción de sartas y otros aditamentos del hoyo.

Circulación del fluido y limpieza.

Recañoneos (intervalos).

Inyección de fluidos.

Forzamiento de arena.

Cementación forzada.

Taponamientos.

Corte y extracción de revestidor.

Abandono de la parte inferior del hoyo original.

Desportillar el revestidor. Perforación direccional, de largo alcance, horizontal o

inclinada.

Registros.

Núcleos.

Revestidores y cementación.

Pruebas.

Conclusión de las operaciones.

• Solicitudes previas de permisos ante los organismos gubernamentales, y

participaciones, reseñas, notas o informes posteriores sobre el resultado de las

operaciones.

BIBLIOGRAFIA

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rehabilitacion de pozos

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