TECNICAS EN POZOS DE PETROLEO Y GAS PARA LA EVALUACION DE RESERVORIOSLa Paz, 03 de marzo de 2008BOLIVIAMINISTERIO DE HIDROCARBUROS Y ENERGIAING. DAVID LINARES C.UNIDAD DE EXPLORACION Y PRODUCCIN

MODULO IFUNCION DEL POZO: Proveer un conducto desde el Reservorio hasta superficie a travs del cual se puede producir o inyectar fluidos.COSTOS DEL POZO: Constituye el gasto principal en el desarrollo del Reservorio.LA TERMINACION es la fase operativa ms importante en la vida del pozo.TERMINACION Y REPARACION DE POZO

TECNICA DE TERMINACIONLAS TECNICAS DEPENDE DE , E INFLUYE SOBRE:Tcnicas de produccin.Posibilidades de reparacin futuras.Productividad del pozo.Problemas mecnicos de fondo y otros.

TECNICAS EN POZOS DE PETROLEO Y GAS PARA LA EVALUACION DE RESERVORIOSEl mejor diseo proveer la operacin mas rentable de un pozo de petrleo o gas a lo largo de su vida til.

Un diseo deficiente llevara a elevados costos operativos, abandono prematuro, y reservas no recuperadas.

METODOS DE TERMINACIONPozo abierto.Entubado y baleado.Con liner.Hay tres mtodos bsicos para terminar un pozo:Pozo AbiertoFormacin productoraCementoCaera de aislamientoFig. 1: Terminacin a pozo abierto

METODOS DE TERMINACIONBaleos o punzadosFormacin productoraCaera de aislamientoFig. 2: Terminacin con entubacin y baleoTubing de produccinSustituto para medicionesNiple No-GoBaleos o punzados(a) Sin Tubing(b) Con tubing de produccin

METODOS DE TERMINACIONFormacinproductoraCaera de aislamientoFig. 3: Terminacin con liner no cementadoNiple AsientoBaleos o punzadosFig. 4: Terminacin Tubingless

CONFIGURACIONES Caera 7N-80, P-110,26-29 #/ft

Zap. 2961 m.2677 m.2680.7 m.2686.26 m. Taig Y. Caera 9.5/8N-80, 40, 43 Lb/ftC.F. 2701.8 -2 702 m. 2830 m.

T.T.C. 2890 m.CF. 2900-1.5 m.2788 m..

P.F. 2964 m.Taig W Inf. Taig W Sup. ESTADO SUB SUPERFICIALUnin de flujoNiple asiento selectivoCamisa de circulacinPacker de produccinFig. 5: Configuracin Tubing-PackerTerminacin SimpleTubing

CONFIGURACIONES Caera 7N-80, P-110,26-29 #/ft

Zap. 2961 m.2226.7 m.2631 m.NACCESORIOS LINEA LARGAACCESORIOS LINEA CORTA12345678Niple Sello JRed. 2.7/8 Hyd. x 2.3/8 HydNiple asiento N 9 Pzas. Tub. 2.3/8 cs. 4.7 #/ft. N-80Pup J. 2.3/8 cs.2 Pzas. Blas Joint 2.3/8 Hyd. cs. Camisa Otis XO 2.3/8 Hyd.cs.Sust 2.3/8 Hyd. cs. x 2.3/8 8RD.Pup J. 2.3/8 8RD.Sust. 2.3/8 8RD. x 2.3/8 Hyd.cs.Camisa Otis XO 2.3/8 Hyd. cs.Red. 2.3/8 Hyd. cs. x 2.7/8 cs.

9101112

1314152677 m.2680.7 m.2686.26 m. Niple Sello ( OD.cupla 2.15/16 )Red. ( OD. 2.11/16 )5 Pup J. 2.3/8PACKER SUPERIORMarca: OtisTipo: Recup.Tamao: 7 Modelo:RDH PACKER INFERIORMarca: OtisTipo: Recup.Tamao: 7Modelo: BK-D OD 2.7/8 Grado: N-80 Peso: 6.5 #/ft

Tipo: Hydril csPiezas: 264 OD 2.3/8 Grado: N-80 Peso: 4.7 #/ft

Tipo: Hydril cs Piezas: 274 Taig Y. Caera 9.5/8N-80, 40, 43 Lb/ftC.F. 2701.8 -2 702 m.NPACKER INTERMEDIOMarca: OtisTipo: Recup.Tamao: 7 Modelo:PW TUBERIAS

L.L.L.C. 2830 m.

T.T.C. 2890 m.CF. 2900-1.5 m.2788 m..

P.F. 2964 m.8611Prof (m)

27042690.72641.8

2686.2

2674

2652

2765

2786.5

Taig W Inf. Taig W Sup. ESTADO SUB SUPERFICIALFig. 6: Configuracin Tubing-PackerTerminacin Dual

DAO DE FORMACION: IDENTIFICACION, PREVENCION Y TRATAMIENTOCualquier restriccin al flujo en torno al pozo se denomina Skin, e indica algn tipo o combinacin de tipos de dao de formacin.Este dao puede ocurrir y de echo ocurre durante las operaciones de:Perforacin.Terminacin.Reparacin.Produccin.Inyeccin.

REDUCCION DEL DAO DE FORMACIONCada operacin del programa de perforacin, terminacin o reparacin debera someterse a un anlisis de identificacin y prevencin (o inhibicin) del dao de formacin potencial.Si el dao no se puede evitar, y las medidas de prevencin adoptadas, deben hallarse soluciones viables e incorporarlas a las sucesivas fases de la terminacin (o reparacin) del pozo.La minimizacin o eliminacin del dao deformacin comienza con el programa de perforacin.

REDUCCION DEL DAO DE FORMACIONSe debe recordar que un tratamiento de diseo inadecuado o una limpieza incorrecta puede favorecer o crear un dao adicional.Si un pozo no produce de acuerdo a lo esperado, es importante determinar:Si las expectativas son excesivas o irreales para la terminacin empleada.Si hay dao de formacin.Si es as, de qu tipo?.Que tratamiento debe ser usado?.

REDUCCION DEL DAO DE FORMACIONAlguien dice Tomen equipo y arrglenlo, oSe instala apresuradamente algn sistema de produccin artificial.Con demasiada frecuencia, cuando un pozo deja de producir ocurre dos cosas:El primer recurso es costoso, y esta destinado al fracaso.El segundo posiblemente incremente la produccin por un tiempo, pero intensificara la mayora de los tipos de dao por afluencia al aumentar la deplecin.

TABLA 1. Restricciones; Presencia, Inhibicin y tratamiento del dao de formacin

PSEUDODAOLa turbulenciaLa terminacin parcialLa penetracin parcialLa tcnica de los baleos punzados.A estos factores se los llama PSEUDODAO porque, si bien Inhiben el flujo no Reducen el tamao poral ni lapermeabilidad. Normalmente consideremos que elVerdadero dao de formacin es una restriccinsobre el sistema que podramos llegar a controlar.

No todos las restricciones al flujo de petrleo o gas hacia el pozoson provocadas por el daos de formacin.Por este motivo es necesario realizar un anlisis de todo el sistemade flujo para Identificar el dao.

TABLA 1ESTADO DEL POZOVALOR APROXIMADO DEL EFECTO SKINDEL DAO REAL DE FORMACION, Sfd

Severamente daadoMayor que 10

DaadoMayor que 0

Terminacin natural 0

Acidificacin -1 a -3

Facturacin -2 a -4

Fractura hidrulica masiva Menor que -5

COMPONENTES DE UN SISTEMA DE AFLUENCIA TIPICAZona productivahCaeraZona daadaFormacin sin daoBaleos punzadosrw

TERMINACION PARCIAL Y PENETRACION PARCIALFig. : 4. Terminacin NormalBaleos o punzados4b. Terminacin ParcialFormacinproductorahPozo terminado (baleo)en toda la formacinCaeraBaleos o punzadosFormacinproductorahPozo terminado (baleo)Solo parte de la formacinCaeraFormacinproductorahEl pozo penetra parcialmenteDentro de la formacinCaera4c. Penetracin Parcial

Las tcnicas de terminacin y operaciones causantes del pseudodao estn regidas por:= elReservorio= objetivosde produccin= condicionesgeolgicasUna vez que comienza el Pseudodao se convierteen parte del medio ambiente sobre el que no tenemosningn control.En todos los casos su efecto es requerir una cadade presin adicional entre la presin del reservorio,Ps y la presin dinmica de fondo, Pwf, para uncaudal determinado.

SISTEMA DE FLUJOLa cada de presin asociada al pseudodao, el dao real y la cada de presin dentro de la formacin controlan la afluencia al pozo.El sistema analizar est compuesto por la formacin no daada, la zona daada, la caera baleada y el pozo mismo.La cada de presin total que controla la afluencia es:DPtotal = DPfm + DPfd + DPt + DPpc + DPperfDPtotal = Ps - Pwf

Donde:DPtotal = Cada de presin total, psi.DPfm = Cada de presin necesaria para mover los fluidos a travs de la formacin (excluyendo la zona daada), psi.DPfd = Cada de presin necesaria para mover los fluidos a travs de la zona daada, psi.DPt = Cada de presin producida por la turbulencia, psi.DPpc = Cada de presin asociada a la terminacin parcial o penetracin parcial de la zona productiva, psi.DPperf = Cada de presin asociada al flujo a travs de los baleos, psi.Ps = Presin media del reservorio en el limite de drenaje cada de presin total, psi.Pwf = Presin dinmica de fondo dentro del pozo, psi

La cada de presin total que controla la afluencia es:DPtotal = DPfm + DPfd + DPt + DPpc + DPperfDPtotal = Ps - Pwf

FACTOR SKINEl dao se expresa cuantitativamente mediante un factor SKIN; ST determinado a partir de los ensayos de Build-up o Draw-down, el factor skin obtenido por ensayo describe el dao total o cada de presin total requerido para la produccin desde la zona daada hasta el pozo. Esta cada de presin se llama Pskin. (Fig. 2)

Fig. 2: PERFIL DE PRESIONES PARA POZOS DAADOSP estticaP* wf: Presin de fondo fluyente para St = 0

Pwf: Presin de fondo fluyente para St = 0Si S < 0 Pwf < P*wfSi S > 0 Pwf > P*wfP* wfPwfPskinrwrsrsSt = Factor skin de turbulencia, adimencionalCada de presin skin

FLUIDOS DE INTERVENCION DE POZOSLos fluidos de terminacin o reparacin de pozos fluidosde intervencin o servicio Son aquellos que se colocan contrala formacin productiva durante el ahogo, la limpieza, eltaponamiento de fondo, la estimulacin o el baleo (punzado).El contacto de los fluidos de intervencin con la formacinser una fuente primaria de dao por influjo. Este contactofluido/pozo no puede ser evitado. Por tal motivo el Supervisorde campo debe elegir fluidos que minimicen la posibilidadde dao.

FLUIDOS DE INTERVENCION DE POZOSUbicacin.Presin de fondo.Temperatura (fondo y boca de pozo).Disponibilidad de los fluidos.Costo de obtencin o preparacin del fluido.Caractersticas de las rocas y fluidos de formacin con los que nos vamos a encontrar.

Los fluidos de intervencin usados en terminaciones, estimulaciones,y reparaciones incluyen lodos, cidos, fluidos de fractura, de baleo,de desplazamiento, lavadores qumicos, solventes y surfactantes. Debemostener en cuenta muchos factores antes de decidir que fluido de intervencinse va a usarDebemos considerar el ambiente en que vamos a operar:

Hay dos objetivos primarios que se aplican sea cual fuere la operacin emprendida:Proteger la formacin productiva del dao.Controlar el pozo durante las operaciones.El primero es probablemente el mas importante a nivel mundial,ya que algunos pozos necesitan poco control pero todos requieren proteccin.El fluido propuesto podra ser incompatible con la formacin especialmentesi hay presencia de arcillas. El uso de fases liquidas de base hidrocarburoEliminara el inchamiento. En el caso de salmueras, las siguientes concentraciones salinas normalmente inhiben las arcillas.

SALMUERACONCENTRACION SALINA % EN PESO

NaCl5 a 10 CaCl21 a 3 KCl1 a 3

FLUIDOS DE INTERVENCION DE POZOSSi se va usar petrleo de tanques de almacenaje, se lo debe extraer de la parte superior, donde los sedimentos sern minios.

Si un ensayo por tamizado indica presencia de sedimentos, el petrleo deber ser filtrado.

Si se elige agua de formacin como fluido de intervencin, deber ser filtrado y almacenado en tanques especiales con revestimiento plstico.

El transporte de los fluidos desde su fuente hasta la locacin es importante. Si el equipo usado para acarrear el fluido no esta limpio, entonces la inversin realizada para lograr un fluido limpio, sin contaminacin, ha sido desperdiciada. Un fluido de intervencin sucio puede reducir la permeabilidad taponandolos canales de flujo. Aun los fluidos relativamente limpios pueden provocardao de formacin por inyeccin de micropartculas.

PLANTEO SISTEMATICO APLICADO AL BALEO Evaluar los intervalos productivos.Optimizar la produccin y recuperacinOptimizar la inyeccin.Aislar (Cementar a presin) ciertas zonasEl objetivo del baleo es lograr un flujo efectivo entre el pozo y el reservorioque permite al operador:El baleo es esencialmente irreversible. Esto obliga a una buena planificacinSe debe examinar a fondo:El ambiente en el que se va realizar el baleo.Los recursos disponibles para ejecutar el trabajo.El objetivo de la terminacin o reparacin especifica (de la que el baleo es solo una parte).Los atributos y restricciones del equipo de baleo disponible.

Para lograr cualquiera de los objetivos principales, los baleos deben:Atravesar la caera mas halla del cemento, llegando a la formacin portadora de hidrocarburos.Los baleos deben ser limpios.Tamao y profundidad uniformesLa operacin no debe daar la caeras ni la adherencia de cemento.

RECURSOS Y ATRIBUTOSUn liner metlico cnico.Un indicador.Carga explosiva principal (ciclonato).La caja o recipiente.

El recurso principal para balear es la carga moldeada, operada por cable,que se usa en mas del 90% de las operaciones de baleo que se realizaen el mundoLa carga moldeada tpica es un dispositivo sencillo (Fig. 1). Por lo generalest formado por cuatro componentes bsicos:

Carga primariaCarga principalCaja o recipienteLinerRanura de la cuerdadetonante.Punto de iniciacin.Fig. 1: CARGA MOLDEADA TIPICA

El proceso de baleo JET es sensible a una secuencia de eventos, comenzando con el disparo del detonador elctrico, que inicia una reaccin en cadena:Detonador Primacord booster explosivo principal

El metal del liner comienza a fluir bajo la alta presin de la explosin. Este flujo de material se convierte en un chorro aguzado alta velocidad de finas partculas metlicas, que surge del cono de la carga aprximamente 20000 ft/sec. La presin en la punta del chorro se ha estimado en 5 millones de psi. Orificios irregularesTamao de orificio inadecuado.Penetracin deficiente.Falta de penetracin (ausencia de orificios)Este proceso debe trabajar en una secuencia exacta, cualquierfalla en el sistema puede provocar un mal funcionamiento, como:Para lograr una buena operacin, se deben observar cuidadosamente lasnormas de armado, bajado y disparo de las cargas.

El baleo con presin reducida es otro recurso usado para optimizar el rendimiento de la operacin.A travs del tiempo se ha considerado normal Dp de 200 psi, recientemente se ha aumentado a 500 psi, con mejor resultado. El valor optimo depender del reservorio que se este terminando.En alguna terminaciones de pozos gasiferos se usan diferenciales de presin aun mas elevados, con valores de Dp de hasta 4000 psi. El motivo es que los baleos en reservorios gasiferos son mas difciles de limpiar. Balear con menos presin en el pozo en la formacin ayuda a obtenerun sistema efectivamente baleado.

TIPOS DE CAONESEl portador hueco recuperable.El can descartable o no recuperableEl can semi descartable.Los distintos caones disponibles en el presentese pueden clasificar en tres categoras:

CONTROL DE PROFUNDIDADPara una ubicacin correcta de la herramienta de baleo, se corre un perfil a pozo entubado que se correlaciona con medidas de pozo abierto. En casos tpicos, se usa un perfil de rayos gama neutrn (GR/N) junto a un indicador de uniones de caera (CCL) para relacionar la ubicacin de los intervalos productivos a las cuplas de la caera.La importancia de un buen control de profundidad como recursoprimordial de la operacin de baleo no puede ser sobreestimada.

Muestreo de fluidos del Reservorio y Anlisis PVTPara analizar los fluidos mediante las relaciones PVT hay variastcnicas. Primeramente hay que obtener la muestra, que puede ser:1) MUESTRA DE FONDO: Se selecciona un pozo que sea representativo del reservorio, y tan nuevo como sea posible. Se lo prepara a fin de estabilizar el flujo con el objeto de alcanzar una relacin gas-petrleo constante, y luego se lo cierra por 2, 3 y hasta 70 horas para permitir una recuperacin de presin en la formacin adyacente al agujero. Se hace un reconocimiento mediante medicin de presin en el tubing a fin de localizar los contactos gas-petrleo y agua-petrleo. Luego baja una bomba que es activada desde la superficie a fin de tomar la muestra. Cuando se trae a superficie se examina cuidadosamente para chequear que no haya prdidas, etc.Battery PackClockAir ChamberHydraulic OilFloalingPistonPort HolesSealingPistonFlangeSample Fluid

2) MUESTRA RECOMBINADA: Para combinar una muestra se toma los fluidos en superficie, del separador de petrleo y del gas, y recombinan en el laboratorio en proporciones apropiadas, determinadas por las caractersticas de produccin medidas en la superficie. La seleccin y preparacin del pozo es la misma. La muestra de gas y liquido deben ser colectadas del mismo separador, a las mismas mediciones de flujo. Hay varias maneras de colectar estos fluidos, pero en todos ellos debe registrarse los siguientes datos:

Volumen de petrleo en el separador comparado con el volumen de petrleo en el tanque de almacenamiento. Esto permite calcular el factor de merma para el petrleo del separador.Temperatura y presin del separador.Temperatura y presin del tanque de almacenamiento.Gravedad del especifica del tanque de almacenamiento.Gas producido en el separador por barril de tanque de almacenamiento (GOR).Gravedad del gas del separador obtenido en campo o laboratorio para corregir las medidas.Presin y temperatura de pozo, fluyente.Presin y temperatura de pozo cerrado.

Este mtodo de muestreo es tan bueno como el muestreo de fondo, para reservorios donde la presin excede la presin del punto de burbuja del fluido del reservorio. Cuando la presin fluyente de fondo es menor que la presin del punto de burbuja, el reservorio produce gas libre.Estos errores pueden encontrarse, y hacerse las correcciones, tomando en cuenta otros datos medidos al colectar la muestra.

3) MUESTRA DE CORRIENTE DIVIDIDA: Se usan mayormente al muestrear pozos de condensado de gas. Todos los datos anteriores, los del 2 mtodo, tambin se registran como as mismo la T y la P de la corriente del flujo en el punto en donde se colecta la muestra.Un tubo de pequeo dimetro se inserta en el medio de la corriente, 8 a 10 pies por debajo de la conexiones de superficie del cabezal, o en la corriente aguas arriba del separador. El tubo debe estar en el centro de la corriente. La velocidad de fluido en el tubo debe ser mantenida igual a la de la tubera. Se conecta con la botella de muestra y se recoge una cantidad que no exceda la cantidad de fluido que est fluyendo en un rea igual a la de la corriente principal.Una mayor exactitud se obtiene separando la corriente de muestra yColectando el gas y el liquido. Pierde su exactitud con fluidos de altocontenido liquido.

Fig. 3: Ensayo de equilibrio Flash. (PVT)

Vt4Vt115432Pet.HgPet.Pet.Pet.Pet.HgHgHgHgGasGasVt2Vt3 = VbVt5P1>>PbP3

Hay tres pruebas de laboratorio que se le practican a todas las muestras de gas y petrleo.Factor volumtrico de formacin total por liberacin flash, los factores de volumen por liberacin diferencial, el factor de compresibilidad del gas, las relaciones gas petrleo en solucin, y un estudio del efecto de las condiciones del separador sobre los factores de volmenes obtenidos por flash.

Con estas pruebas se determinan:

Medida de volumen de slidos:Trituracin de la muestra. Se mide el volumen de los granos usando el volumetro de Russell a empuje, o por desplazamiento de los fluidos usados en la medida del volumen total.Conociendo la densidad de los granos, se puede determinar el volumen de slidos mediante:V= Wa/rsSiendo: Wa = el peso en el aire. rs = la densidad del slido

Porosimetro de Stevens: Permite medir el volumen efectivo de los gramos mediante la determinacion de la reduccion del volumen total de una camara donde se coloca una muestra porosa. Este metodo es una adaptacion del procedimiento de Washburm-Bunting.

Medida del Volumen Poroso:Sturacion de Barnes: Se determina el volumen poroso mediante la medida del volumen poroso mediante la medida del volumen de fluido de densidad conocida, requerida para saturar una muestra seca a la cual se le ha efectuado el vacio. De ese modo:Vp = (Ws Wa)/r1

donde: Ws = peso de la muestra saturada Wa = peso de la muestra seca en el aire r1 = densidad del liquido saturadoWashburn-Bunting: Determina el volumen poroso de las muestras midiendo el volumen de aire atrapado en la muestra al cubrirla con Hg; este aire se libera al bajar la presion y se mide en un tubo graduado adecuadamente. Iyeccion de mercurio: Se determina el volumen de mercurio inyectado en una muestra a presion elevadas. La muestra no puede volver a utilizarse para otros anlisis.

Medida del Volumen Poroso:Porosmetro de expansin del Bureau of Mines: La prueba consiste en colocar una muestra en la cmara y se introduce gas hasta alcanzar una cierta presin. El nivel de mercurio en la bureta debe estar en el cero, y el volumen en el circuito por sobre la bureta debe ser despreciable. Se abre la vlvula entre la cmara y la bureta, y se mide el volumen de gas en la bureta, Vb a presin atmosfrica bajando el bulbo hasta que los niveles de mercurio estn a la misma altura en la bureta y en el bulbo. De ese modo la presin final en la bureta y en la cmara va a ser la atmsfera.Porosimetro Ruska: Consiste en inyectar Hg, a la muestra (ncleo) hasta alcanzar la saturacin; ver figura. NcleoTestigo(Core)Ncleo saturado con HgManmetroRep. De NcleoManivelaCmara de Hg.FIG. : POROSIMETRO RUSKA

EJEMPLOSDemostrar el empaque cbico que la F = 47.6%Vb = (2r)3Vs = (4/3)pr3F = 8r3 - (4/3)*pr3) 8r3

F = 0.476 = 47.6 %*(100)

Practico 1Demostrar el empaque ortorrmbicoqq = 60Sol. F = 39.5%rr

Practico 2Demostrar el empaque rombodrico

q = 60Sol. F = 25.9%2r2rhqqrrrr

EJEMPLOSCalcular la porosidad (F) de una muestra de arenisca donde la siguienteInformacin es evaluada de un anlisis de ncleo:

Tamao del volumen de muestra= 9.9 ccPeso de la muestra seca= 20 grDensidad del grano de arena= 2.67 gr/ccSol. F = 24.34%

PRACTICO 3Calcular la porosidad (F) efectiva. :

A = Peso de la muestra seca en el aire= 20 grB = Peso de la muestra saturada en el aire= 22.5 grC = Densidad del fluido que satura (agua)= 1.0 gr/ccComentarios sobre el curso