teoria produccion de pozos

7/16/2019 Teoria Produccion de Pozos

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UNIDAD I

TERMINACION DE POZOS

1.1 HISTORIA DE LA PRODUCCIN DE HIDROCARBUROS

La produccin petrolera registra los mismos antecedentes que lo pozos de agua, as loschinos aplican los primeros sistemas de extraccin en pozos perforados; el equipo inicialde produccin recibe su mayor influencia con la implementacin del equipo de percusinusados en la perforacin; as el balancn es adaptado para accionar un mbolo de unabomba ubicada en el fondo. Las aplicaciones posteriores de las tcnicas de produccin selimitaron a mejorar los equipos que eran rudimentarios, a medida que se progresaba enpozos cada vez ms profundos.

Los pozos que empezaban su produccin lo hacan espontneamente a travs de hoyosdesnudos, gracias a la presencia de formaciones compactas, pero no se hicieronesfuerzos para el control del caudal a producir, ni de volmenes de gas que se los perda

por lo que el pozo tena corta vida. Cuando un pozo atravesaba formaciones acuferas,obligaba el uso de tuberas de madera, lo cual interes a la bsqueda de mejoresalternativas para evitar la prdida del pozo. De la misma forma el uso obligado de tuberashizo ver que los pozos fluan ms que aquellos terminados solo en revestidor, sin duda yase daba lugar al uso mas eficiente de la energa del yacimiento. Al igual que otrasmejoras, se descubri accidentalmente a travs de las operaciones del campo que elcierre de un pozo permita una mayor eficiencia de produccin principalmente en lareduccin del factor gas (RGP).

Despus de perforarse varios pozos en un yacimiento los primeros ya cesaban de fluir ylos ltimos tampoco fluan con la misma energa que sus antecesores. La bsqueda deuna explicacin y la necesidad de produccin determinaron la investigacin de medios

para elevar el petrleo a superficie. Los procedimientos graduales fueron: La adecuacin oextraccin de petrleo mediante poleas rudimentarias cuya energa la provea un caballo;despus se consigui la tcnica de agitar el petrleo del subsuelo con una longitud detubera y posteriormente la tcnica del pistoneo o suabeo, en la que en una etapa inicialse disearon e improvisaron muchos dispositivos.

La transicin a los mtodos de bombeo fue gradual. Al principio se utiliz la bomba de lospozos de agua, la cual se fueron introduciendo mejoras hasta conseguir bombas convlvula. Los mtodos de elevacin artificial por gas se usaron muy poco en los primerosaos de la industria, ya que resultaron costosos aplicados a pozos individuales,comnmente se utilizaban con xito el aire comprimido.

La industria petrolera creca a grandes pasos y la situacin de equipos en los campospetroleros era crtica, por la diversidad de sistemas, por lo que era necesario unaestandarizacin y simplificacin, para lo cual se organiz el API (Instituto Americano dePetrleo), creando varios comits de estandarizacin, cuyos trabajos requirieron cantidadde detalles de ingeniera para que a la fecha, a travs de un trabajo metdico ycoordinado, el Instituto Americano del Petrleo logre desarrollar estndares aplicables atodos los equipos que se utilizan en la industria del petrleo.


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En Bolivia, se tiene noticia de que el petrleo era una sustancia conocida por losaborgenes, incluso antes que llegaran los primeros exploradores espaoles y se loconoca por sus propiedades medicinales y como combustible para iluminar sus viviendaspor la noche.

El primer pozo perforado en Bolivia por la Standard Oil Co. Fue el Bermejo-1 y resultseco. Sin embargo, el pozo Bermejo-2 perforado el ao 1924 fue el primer pozo productor

de Bolivia, con una produccin de 500 BPD (Barriles Por Da) y contina produciendoincluso hasta nuestros das con una produccin de 6 BPD. La Standard descubri los tresprimeros campos de Bolivia que son: Bermejo, Sanandita y Camiri.

1.2 EL PROCESO PRODUCTIVO

Fig. 1.1

El proceso de produccin empieza en el pozo, una vez que ste ha sido perforado ydeterminado sus niveles productores, se tiene que bajar un arreglo sub-superficialadecuado y tambin colocar el arreglo superficial apropiado.

Luego, la produccin es enviada a una batera de separadores, donde se separan el gasde los lquidos. El agua que sale del separador, si es que hay agua, es enviada a una fosade eliminacin de agua por evaporacin o a un pozo sumidero. El petrleo o condensadova a una torre estabilizadora y luego es enviada a los tanques de almacenamiento desdedonde despus sale al oleoducto de ventas, (Refinera).

El gas que sale de los separadores se dirige a una planta de gas donde debe seradecuada para su transporte y venta. Una etapa imprescindible es eliminar el agua que se

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GASODUCTO OLEODUCTO

GLP

`LNG

GAS DE CABEZA

GAS HUMEDO

AGUA

VENTAS

GASOLINA NATURAL

PET/CONDBATERIA

PLANTA DE GAS

ELIMINACION DE

AGUA

ESTABILIZACION

SEPARACION

PROCESO DE PRODUCCION

RESERVORIO

P

O

Z

O


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encuentra atrapada por el gas, en estado de vapor, ya que cuando se enfre puede formarhidratos semejantes al hielo, taponando las lneas y/o gasoductos en forma peligrosa. Elagua se elimina mediante el proceso de deshidratacin y luego, el gas seco puede seguirdiferentes procesos segn sea necesario, generalmente para cumplir condiciones decompra-venta:

Si solo se requiere ajustar el punto de roco de los hidrocarburos, para entregar al

gasoducto, se instalar una Planta Dew Point donde se emplea la refrigeracin, (Sepuede usar propano), para extraer los hidrocarburos mas pesados del gas.Generalmente a partir de los pentanos y mas pesados. En ste caso, el lquidoresultante es la Gasolina Natural que es enviada a la torre de estabilizacin y semezcla con el petrleo o el condensado.

Si se pretender producir GLP y/o Gasolina natural, tambin se puede emplear larefrigeracin, en forma similar a una Dew-point.

Si el gas contiene demasiado Dixido de carbono o componentes sulfurosos, sedeber instalar un equipo de endulzado para extraer los elementos indeseables.Finalmente, el gas adecuado es enviado a un gasoducto para su transporte al

mercado que puede ser interno o externo.

Las Plantas de agua tienen como objetivo fundamental efectuar tratamientos fsicos yqumicos al agua, para acondicionarla a las especificaciones requeridas para serreinyectada a los reservorios, ya sea como pozos sumidero, para evitar la contaminacinambiental o para emplear el agua en sistemas de recuperacin secundaria. El aguaempleada puede ser de formacin o de otra fuente.

1.3 COMPORTAMIENTO DE LOS YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS

El conocimiento adquirido por la geologa del petrleo, y la fsica de los yacimientos nosda a conocer a un reservorio como la formacin sub-superficial, porosa y permeable que

contiene una acumulacin natural e individual de hidrocarburos (petrleo y/o gas)producidos, los que estn confinados por una barrera de roca o de agua y se caracterizanpor ser un sistema de presin natural simple. Este reservorio est constituido por 3elementos esenciales que son: Roca recipiente, espacio poroso y trampa petrolfera.

Las rocas recipientes son las que almacenan los hidrocarburos presentandocaractersticas propias de continuidad, textura y composicin. Entre las ms indicadas setiene las arenas y areniscas.

La capacidad de una roca para almacenar y producir hidrocarburos est delimitada por laporosidad y permeabilidad de la roca.

Una de las caractersticas de un reservorio es que debe serporoso. La porosidad es lamedida de las aberturas en una roca, aberturas donde puede existir el petrleo. Aunque lapiedra de estos yacimientos parezca slida a la vista, un examen microscpico revela laexistencia de espacios pequesimos en la piedra. Estos espacios se llaman poros. Espor esto que una roca con aberturas se dice que es porosa. La porosidades la relacinentre el volumen interporal libre con el volumen total de la roca y viene expresada enforma porcentual, as un yacimiento comercial tiene una porosidad de 5 a 30 %. Cualquierroca con porosidad inferior al 5% es descartable para una explotacin comercial dehidrocarburos.

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Otra caracterstica de un reservorio, es que se debe serpermeable. Es decir, los poros dela misma deben conectarse unos con otros para que los hidrocarburos puedan moversede un poro a otro. Si los hidrocarburos no pueden moverse de un poro a otro, semantienen encerrados y no pueden salir de la formacin hacia el pozo. La permeabilidades la propiedad que permite el movimiento y pasaje de los fluidos a travs de los porosinterconectados y es una medida de la conductividad de los fluidos en el interior de la

roca. Su unidad de medida es el Darcy, aunque se emplea con ms frecuencia el milidarcyque es la milsima parte de un Darcy. Una roca con permeabilidad menor a 5 milidarcyses compacta y se la considera inadecuada para una explotacin comercial.

1.3.1 TRAMPAS

La trampa petrolfera es un elemento esencial, capaz de mantener al petrleo y gas dentrode la roca hasta llegado el momento de la perforacin en que se liberan estoshidrocarburos; las trampas son combinacin de factores estructurales y estratigrficos, ensu composicin se presenta la parte impermeable llamada Cap Rock y por la parteinferior existe la delimitacin del agua.

Los gelogos han clasificado trampas de petrleo en dos grupos bsicos: trampasestructurales y estratigrficas:

Trampas Estructurales(Fig. 1.2): Son trampas formadas por una deformidad en capa depiedra que contiene los hidrocarburos. Dos ejemplos de trampas estructurales comunesson las trampas de falla y los anticlinales:

Fig. 1.2

a) Una trampa falla ocurre cuando las formaciones a cada lado de la falla han cambiadosu posicin de manera que el petrleo no puede seguir escapando. Por ejemplo, unaformacin impermeable que forma parte de la falla puede moverse hacia arriba o haciaabajo sellando entre paredes impermeables la migracin del petrleo. La formacinimpermeable no permite que el petrleo escape.

b) Una trampa anticlinal Las trampas ms comunes son las debidas a plegamiento,conocidas comoanticlinales, sucede cuando las formaciones se doblan hacia arribaformando un arco. El petrleo se mueve hacia la parte ms alta del plegamiento y escontenido por la capa impermeable que le queda encima.

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Trampas estratigrficas (Fig. 1.3):

Fig. 1.3

Resultan cuando la capa que contiene el yacimiento es sellada por otras capas o por uncambio en permeabilidad o porosidad de la capa misma. Hay muchos tipos diferentes detrampas estratigrficas. En un tipo, una capa inclinada que contiene petrleo es truncadapor una capa impermeable ms o menos horizontal. En otro tipo de trampa estratigrfica,se forman pozos de petrleo segregados por capas que los cubren. Otra trampa ocurre

cuando una capa permeable porosa es rodeada por roca impermeable. An otra trampaocurre cuando la porosidad e impermeabilidad de la misma capa cambian. La cima de unyacimiento puede ser impermeable y no porosa mientras que el fondo puede serpermeable, poroso y contener hidrocarburos.

1.3.2 TIPOS DE YACIMIENTOS

Frecuentemente, los yacimientos o reservorios se clasifican en reservorios de petrleo oreservorios de gas por una agencia regulatoria. En ausencia de la autoridad regulatoria, laclasificacin se basa en el criterio subjetivo del operador.

Sin embargo, un criterio particular que fue empleado para definir si un reservorio es

gasfero o petrolfero para un pozo en particular se basa en la Relacin Gas-Petrleo(RGP o GOR por sus siglas en ingls Gas Oil Ratio) en condiciones de superficie, deacuerdo a la siguiente descripcin:

Si el GOR esta encima de 100000 cu ft / stb es gasferoSi el GOR es de 5000-100000 cu ft / stb es gas-condensadoSi el GOR esta debajo de los 5000 cu ft / bbl es petrolfero.

1.3.3 DISTRIBUCION DE FLUIDOS EN EL RESERVORIO.-

Bajo condiciones iniciales del yacimiento, los hidrocarburos se encuentran bien sea enestado monofsico (una sola fase) o en estado bifsico (dos fases). El estado monofsico

puede ser lquido, caso en el cual todo el gas est disuelto en el petrleo o puede sergaseoso donde presente yacimientos de gas seco o de gas condensado; cuando existe laacumulacin en estado bifsico, al estado de vapor se denomina capa de gas y al estadolquido zona de petrleo, recordndose adems que todos los yacimientos monofsicosy bifsicos presentan la delimitacin inferior del agua de formacin.

Antes de ser perforados los pozos, los fluidos en el reservorio, que incluyen al petrleolquido, gas y agua, son distribuidos de acuerdo a sus densidades. Sin embargo,variaciones estructurales y capilaridad selectiva tienen su influencia en determinar la

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distribucin de los mismos. Si existe el gas libre, se concentrar en el llamado casqueteo en puntos estructurales altos. La distribucin del petrleo, gas y agua, no estn definidoscomo tres zonas con fases definidas, as mismo en funcin del tiempo de produccin estadistribucin tiende a cambiar.

Por la perforacin de pozos al desarrollar un campo, se lograr clasificar a los pozoscomo: productores, en casquete, en flanco del anticlinal o marginales.

1.3.5 ENERGIAS QUE PERMITEN LA ENTRADA DE HIDROCARBUROS AL POZO.-

Completada la perforacin de un pozo, el objetivo que se busca es conectar el yacimientoa la superficie para lo cual los hidrocarburos deben entrar en el pozo por la presindiferencial creada y por la misma energa de los fluidos. Este desplazamiento del petrleoy gas que se busca se logra por: Expansin, desplazamiento de fluidos natural oartificialmente, drenaje gravitacional y expulsin capilar. En muchos yacimientos, loscuatro mecanismos de recuperacin pueden funcionar simultneamente pero por logeneral uno o dos predominan. As mismo, estos mecanismos por medios artificiales selos puede estimular y cambiar de predominio durante la vida productora de un yacimiento,como resultado de programas de ingeniera.

Se crear expansin cuando se tiene gas en solucin o como casquete de gas, cuando setiene intrusin de agua del acufero, el mecanismo de recuperacin se deber aldesplazamiento. Si la presin de yacimiento cae, la produccin se deber principalmenteal drenaje gravitacional. La expulsin capilar afecta notoriamente, cuando el yacimientoest sujeto a un programa de recuperacin secundaria, donde por efecto de fuerzasintermoleculares se desplazan a los fluidos o zonas de menor presin.

1.4 OBJETIVOS DE UNA TERMINACION DE POZOS

Un pozo petrolero es nuestra nica comunicacin con el o los reservorios. La efectividad

de sta comunicacin es un factor importantsimo en el drenaje apropiado de losreservorios.

Asimismo, los pozos representan el mayor costo econmico en el desarrollo de losreservorios. Las condiciones de operacin de estos pozos presentan problemasoperativos que pueden determinar un buen o mal manejo de los reservorios. Estosproblemas operativos dependen grandemente de las terminaciones de los pozos

Por tanto, es de gran importancia poder determinar claramente los objetivos de lacompletacin o terminacin de los pozos. Dichos objetivos son:

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1.5 OPERACIONES DE TERMINACIN DE POZOSEn la terminacin o Completacin de pozos, se deben programar una serie deoperaciones para lograr determinar los mejores arreglos superficiales y subsuperficialesadecuados a las caractersticas del pozo.

Dichas operaciones inician juntamente con la perforacin del hueco, cuando se debedeterminar todas las caractersticas de los casings: Dimetro, peso, grado, etc.Posteriormente las operaciones de logging o de perfilajes del pozo, los punzados obaleos a realizar en los niveles seleccionados, las pruebas de formacin, el diseo de losarreglos subsuperficiales y superficiales, llegando a determinar las capacidades mximasde produccin de cada reservorio y los caudales ptimos de produccin

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1.6 PLAN DE OPERACIONES

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Por todo lo anotado, es necesaria la elaboracin de un Plan de Trabajo basado en todala informacin obtenida con relacin al pozo perforado y la de otros pozos similares,adems de toda la informacin geolgica tanto de superficie como de reservorio.

Asimismo, se debe considerar, si se trata de un pozo de desarrollo, todas lascaractersticas determinadas en el Plan de Desarrollo del Campo.

Fundamentalmente, se deben considerar las posibles formaciones productoras, susprofundidades y sus espesores.

La planificacin de un pozo comienza con la seleccin de un programa caera /trepano.

Del dimetro de trepano a ser usado en cada fase depender el dimetro externo de lacaera a ser bajada en el pozo. A su vez del dimetro interno de esta caera dependerel dimetro del siguiente tipo de trepano a ser usado y as sucesivamente.

En el proceso de produccin de los pozos se tiene el concurso de :

a) Materiales y equiposb) Personal especializadoc) Tecnologas operativas

a) entre los materiales y equipos se tienen:- las caeras del pozo

- las tuberas en el pozo- el cabezal de produccin- sistemas de control y seguridad- los packers u obturadores- los manifols y chokes de pruebas

b) en el personal especializado se cuenta con:* el ingeniero de produccin- el operador de produccin

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- el tcnico instrumentista- los encargados de pruebas, caistas, medidores, ayudantes y

auxiliares

c) En cuanto a Tecnologas operativas, existe una gran diversidad de las mismas

1.7 DISEO DE TERMINACION DE POZOS

La completacin de un pozo representa la concrecin de muchos estudios que, aunquerealizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la obtencin de hidrocarburos.La Ingeniera Petrofsica, Ingeniera de Yacimientos y de las ciencias de produccin yconstruccin de pozos; han venido realizando, en los ltimos aos, un trabajo en equipopermitiendo una interaccin de las ramas que conforman la ingeniera de petrleo.

La eleccin y el adecuado diseo de los esquemas de completacin de los pozosperforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeo operativo, productivo ydesarrollo de un Campo. La eficiencia y la seguridad del vnculo establecido entre elyacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratgica disposicin de todos losparmetros que lo conforman, de esta manera podra hablarse de la productividad delpozo en funcin de la completacin, que incluye un anlisis de sus condiciones mecnicasy la rentabilidad econmica que justifique su existencia.

La terminacin de un pozo permite habilitar el mismo a produccin para la cual se debeprogramar con anterioridad la instalacin de fondo del pozo. Tomando en consideracin laprofundidad del pozo, presiones esperadas y caudales de produccin, la instalacin defondo de pozo deber estar enmarcada en un programa de terminacin que compatibilicetodos los detalles de control.

Generalmente, en pozos poco profundos o aquellos que presenten una formacincompacta, (sin el peligro de arenamiento), se puede tener una terminacin a agujeroabierto a fin de evitar daos por cementaciones. En estos pozos, se coloca la caera de

revestimiento por encima de la formacin productora.En pozos con mayor profundidad se requiere de varias caeras que son cementadasaislando niveles acuferos, y por ltimo se efectan las perforaciones, punzados o baleosen la caera de revestimiento en las zonas de mayor expectativa como productoras dehidrocarburos.

1.7.1 TIPOS DE TERMINACION

Simples: (Fig. 1.4). Son aquellos cuyo arreglo subsuperficial permite la produccin poruna sola tubera de produccin, (tubing). Existen dos clases de arreglos simples:

a) Convencionales:Son los que tienen un solo tubing y solo pueden producir de unsolo reservorio

b) Selectivos: Son los que a pesar de contar con solo una sarta de produccin,pueden producir de dos o ms formaciones productoras, las mismas que sonaisladas con packers y adems deben estar provistos de camisas deslizables quepueden ser abiertas con equipo de cable (wire line o slick line).

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http://www.monografias.com/trabajos16/objetivos-educacion/objetivos-educacion.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml#hidrohttp://www.monografias.com/trabajos14/historiaingenieria/historiaingenieria.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos11/concient/concient.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos16/estrategia-produccion/estrategia-produccion.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos35/materiales-construccion/materiales-construccion.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos34/el-trabajo/el-trabajo.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos901/interaccion-comunicacion-exploracion-teorica-conceptual/interaccion-comunicacion-exploracion-teorica-conceptual.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos35/petroleo/petroleo.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos13/diseprod/diseprod.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos15/indicad-evaluacion/indicad-evaluacion.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos12/desorgan/desorgan.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos11/veref/veref.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos/seguinfo/seguinfo.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos6/prod/prod.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos7/mafu/mafu.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos11/metods/metods.shtml#ANALIThttp://www.monografias.com/trabajos12/rentypro/rentypro.shtml#ANALIShttp://www.monografias.com/trabajos16/objetivos-educacion/objetivos-educacion.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml#hidrohttp://www.monografias.com/trabajos14/historiaingenieria/historiaingenieria.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos11/concient/concient.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos16/estrategia-produccion/estrategia-produccion.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos35/materiales-construccion/materiales-construccion.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos34/el-trabajo/el-trabajo.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos901/interaccion-comunicacion-exploracion-teorica-conceptual/interaccion-comunicacion-exploracion-teorica-conceptual.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos35/petroleo/petroleo.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos13/diseprod/diseprod.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos15/indicad-evaluacion/indicad-evaluacion.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos12/desorgan/desorgan.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos11/veref/veref.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos/seguinfo/seguinfo.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos6/prod/prod.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos7/mafu/mafu.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos11/metods/metods.shtml#ANALIThttp://www.monografias.com/trabajos12/rentypro/rentypro.shtml#ANALIS


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Dobles: (Fig. 1.5) Como su nombre lo indica, cuentan con dos tuberas de produccino lneas, lo que les permite producir de dos formaciones diferentes al mismo tiempo.La lnea que produce del reservorio ms superficial se llama Lnea Corta y la lneaque produce del reservorio ms profundo se llama Lnea Larga. Al igual que en elcaso de los simples pueden ser convencionales o selectivos, pudiendo darse unavariedad de variantes en la seleccin del reservorio y de la lnea productora.

Triples: Son aquellas que cuentan con tres lneas productoras lo que les permiteproducir de tres formaciones productoras al mismo tiempo. Este tipo de arreglos noexisten en Bolivia.

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UNIDAD II

TUBERIAS DE PRODUCCION

2.1 TUBERIAS DE PRODUCCION

2.2 CLASIFICACION DE LAS TUBERIAS DE PRODUCCION

2.2.1 CASING Y TUBING (Fig. 2.1)

Los casings o caeras, son retenedores estructurales que evitan derrumbes, excluyenfluidos indeseables y actan para confinar y conducir petrleo y gas. Podemos decir queson las paredes del pozo. En la primera etapa de perforacin se baja el cao gua quees el de mayor dimetro y el mas superficial. Luego vienen una o varias caerasintermedias que se van colocando de acuerdo a la profundidad del pozo, es decir, que amayor profundidad se colocarn mayor nmero de caeras intermedias. Finalmente vienela caera de produccin, que es la de menor dimetro y que generalmente llega hasta elfondo del pozo. En algunos casos, cuando el pozo es demasiado profundo, se coloca unacaera llamada liner, colgada de la anterior caera. En la parte inferior de cada caera

se encuentra un dispositivo llamado zapato de la caera y es el lugar desde el cual secementa externamente la caera. (Ver Fig. 2.1)

Fig. 2.1

Los distintos tipos de Casings o caeras son: (Fig. 2.2)

El cao gua. Un pozo productor de petrleo y/o gas, usualmente requiere tres arreglosconcntricos de material tubular o caera. El CAO GUIA que es inicialmentecolocado y cementado en el primer tramo del pozo perforado y tiene por fin consolidarla base del pozo y conjuntamente con el antepozo forma una especie de cimiento ofundacin tanto para la plataforma de perforacin como para todo el arreglosubsuperficial de caeras que se instalaran posteriormente. Usualmente tiene unalongitud entre 6 a 30 metros y sus dimetros pueden oscilar entre 20 hasta 9 5/8.

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La caera intermedia. La segunda caera denominada CAERIA INTERMEDIArecubre toda la parte intermedia del pozo con extensiones desde 200 a miles demetros y provee proteccin para prevenir la contaminacin de agua de formaciones deagua salada, evita derrumbes de areniscas y arcillas, facilitando asimismo lacirculacin de los fluidos de perforacin para atravesar los niveles mas profundos yalcanzar los objetivos de la perforacin. Sus dimetros pueden variar de 9 5/8 a 5.

La caera de produccin. La tercera caera denominada la CAERIA DEPRODUCCION es bajada en el caso de tener seguridad de la potencial productividaddel pozo perforado en base a evaluaciones previas de registros y pruebas en agujeroabierto. Esta caera cubrir los tramos a ser explotados o se colocarainmediatamente encima del tramo perforado del nivel productor. Para los fines degarantizar la produccin de petrleo y gas sin contaminacin de agua y/o arena, lacementacion de esta caera en toda la zona de niveles productores sea con un 100%de aislamiento.

Liner El lineres una caera que no se extiende hasta la cabeza del pozo, sino que secuelga de otra caera que le sigue en dimetro y sta hasta la boca del pozo. La

caera colgada permite reducir costos y mejorar la hidrulica en perforaciones msprofundas. Los liners pueden funcionar como caera intermedia o de produccin,normalmente cementada en toda su longitud.

Los casings vienen en diversos dimetros y grados de acero. Sus dimetros pueden variardesde 4.5 hasta 30. Los grados de acero, que soportan diversos tipos de presiones, hansido estandarizados por el API para la construccin de caeras de pozos. Sondesignados por una letra y un nmero que representa el punto yield de mnima resistenciaa esfuerzo en PSI

SIMBOLO DEL GRADO API F- 25 H 40 J 55 N 80 P 110

VALOR ESFUERZO MINIMO (psi) 25 000 40 000 55 000 80 000 110 000MAXIMA INTENSIDAD TENSION (psi) 40 000 60 000 75 000 100 000 125 000

Existen Tablas API que ayudan al diseo rpido de Casings, con las caractersticas masimportantes para Casings de hilo corto o largo y para todos los dimetros que se emplean,en los mismos se pueden observar: Pesos, Dimensiones, propiedades de Colapso,Tensin y Presiones internas

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Fig. 2.2

Las Tuberas o tubingsson las que conducen los fluidos producidos por el pozo, desdeel fondo del mismo hasta la superficie. Se instalan como un medio para permitir el flujovertical hacia la superficie, son diseados de acuerdo a los requerimientos de esfuerzosque se establecen en el curso de produccin de un pozo. De acuerdo a las condiciones decaudal y resistencia, tambin varan en dimetro y grados de acero. Los dimetros varande hasta 4.5.

Estos Tubings, tambin llamados Eductores o sartas de produccin, constituyenarreglos de tubulares y equipos de fondo; pueden ir desde arreglos sencillos hastaarreglos muy complicados. Su objetivo primordial es conducir los fluidos desde la boca delas perforaciones hasta la superficie.

El dimetro del tubing es reducido ( 2 a 3) permite una fcil operacin de bajada al pozodentro de las caeras instaladas y asimismo una eficiente produccin del petrleo o gas,siendo asimismo fcilmente removible al surgir algn problema de produccin.

Los Grados API para tubera mayormente empleados son: J-55, C-75, C-95 y P-105. Losgrados C-75 y C-95 son diseados para soportar ambientes cidos, son ms resistentes ycostosos que el J-55, este ltimo presenta un buen comportamiento en ambientesbsicos. Existen dos tipos de conexiones, para tuberas de produccin, avaladas por la

American Petroleum Institute (API). La conexin API "NU" (NON-UPSET), que consta deuna rosca de 10 vueltas, siendo la conexin menos fuerte que la tubera. La conexin detubera "EUE" (EXTERNAL UPSET) o 8RD, dicha conexin posee mayor resistencia queel cuerpo de la tubera y es ideal para los servicios de alta presin.

Entre las tuberas especiales tenemos los pup joint y los blast joint. Los pup joint sonTuberas pequeas de distintas longitudes que sirven para dimensionar la longitud total dela sarta de tubera. Los blast joint son tuberas reforzadas para soportar grandes presionesy que se colocan frente a los baleos.

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http://www.monografias.com/trabajos5/aciba/aciba.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos16/comportamiento-humano/comportamiento-humano.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos10/restat/restat.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos14/verific-servicios/verific-servicios.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos11/presi/presi.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos5/aciba/aciba.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos16/comportamiento-humano/comportamiento-humano.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos10/restat/restat.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos14/verific-servicios/verific-servicios.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos11/presi/presi.shtml


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2.3 FACTORES IMPORTANTES PARA LA SELECCIN DE LAS CAERAS

Resistencia a la tensin: Cada unin de caera debe soportar todo el peso de la sartaque esta debajo, o sea que las mayores tensiones estn en la parte superior del arreglo.Los efectos de flotacin son ignorados y el clculo del diseo se hace para soportar pesoscomo si estuviera colgando en el aire. Si se tomara en cuenta solo este aspecto, setendra que colocar la caera ms resistente en el tope de la columna.

Resistencia a la presin de colapso: O sea considerando el desbalanceo de presionesen la caera emergente de la presin hidrosttica de la columna de lodo. Si se tomara encuenta solo este aspecto, se debera colocar la caera ms resistente en el fondo de lacolumna.

La resistencia al colapso es la presin exterior mxima que puede soportar la caera sinaplastarse. La resistencia al estallido es la mxima presin interior que puede soportar sinreventar. Se miden en PSI o kg/cm2 .

Resistencia a la presin geoestatica: Se refiere a una condicin de desbalance depresiones en funcin del efecto de la presin de las formaciones rocosas tanto en funcin

de la profundidad y peso de la masa rocosa como del contenido de fluidos entrampados.El criterio comn es asumir que la presin de formacin es ejercitada en toda la extensindel arreglo de caeras

2.4 RANGOS DE LONGITUD Y ESPECIFICACIONES DE CASINGS

Las caeras de pozos estn especificadas por rangos de longitud, tipo de construccin,tipo de cupla, grado del acero, dimetros externos y peso por pie de longitud. Lasespecificaciones detalladas corresponden a las normas API (API Standard 5 y Bulletin5C2.

Los rangos establecidos por las normas API son:

RANGO DE LONGITUD 1 2 3 LONGITUD MINIMA Y MAXIMA (PIES) 16 - 25 25 - 34 34 MAS LONGITUD MAS USADA (PIES) 18 28 36

2.5 ENROSCADO API

Las conexiones entre pieza y pieza son efectuadas mediante roscas macho y hembra, quepueden ser de hilo largo o hilo corto. Se pueden emplear cuplas que son accesorios queunen dos piezas de casing presentando una rosca interna o rosca hembra, en cuyo caso,las roscas de las piezas sern siempre externas o rosca macho. Cuando las piezas usancuplas se llaman no integrales y cuando no se llaman integrales.

Las cuplas de caera ms usadas en las operaciones petroleras corresponden a:

Cupla tipo API de hilo largo Cupla hilo Buttress Cupla hilo fino extremo

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Tambin podemos mencionar las roscas Hidril, en las cuales no se emplean las cuplas ylas piezas presentan en un extremo una rosca interna y en el otro una rosca externa. Lasroscas Hidril pueden ser: FJ, FJ40, EU, Tripleseal.

2.6 REGLAS PARA DESARROLLAR UN DISEO DE CAERIAS EN UN POZO

a) Determinar los dimetros y longitudes de arreglos de caera a ser corridos en el pozo

b) Calcular el tipo y magnitud de los esfuerzos y cargas para la caera, que se estimaencontrar en el pozo.

c) Seleccionar el peso y grado de la caera adecuados para soportas las condicionesextremas de esfuerzos y fatigas esperados en el pozo, (emplear Tablas API).

Las condiciones de esfuerzos y fatigas que deber afrontar la caera ser bajada en elpozo se resumen en tres factores: la presin de colapso, el efecto de la presin deformaciones rocosas y la tension

PROBLEMA DE DISEO

Un pozo posee una sarta de tubing lleno con gas metano de peso molecular : M = 16 y suprofundidad es : D = 10.000 pies.

El espacio anular est lleno con agua tratada (brine) de una densidad rw = 9,0 libras/galn.

Asumiendo que el gas metano se comporta como un gas ideal, se requieren efectuaralgunas verificaciones tcnicas de la situacin.

El tubing tiene una resistencia al colapso de: P colapso = 8.310 psi.

Las unidades estn en sistema ingls

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a) Determinar la diferencia por la cual la presin exterior al tubing ( P2 ) excede la presininterior del mismo ( P1 ), a 10.000 pies de profundidad, si la presin de superficie en eltubing es 1.000PSI y la temperatura promedio del gas es 140 F.

La diferencia de presiones fuera y dentro del tubing a la profundidad de 10.000 piesser :

DP = P2 P1

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b) Existen riesgos de que el tubing se colapse, debido a la alta presin exterior ?.

No existen riesgos de que el tubing colapse, en razn de que su resistencia es de8.310 psi y la presin exterior a que est sometido es de 3.507 psi.

c) Cul sera la densidad del gas alojado en el tubing en superficie ?.

La densidad del gas en el tubing en superficie se determina con :

d) Qu es el gas metano, que utilidad le dara en un campo petrolero y como regularael caudal de produccin en boca de pozo ?

El gas metano, es gas natural y es un combustible. La utilidad en un campo petroleroes usarlo para uso domstico ( base de operaciones ), uso industrial ( calentadores depetrleo, circuitos neumticos, etc) o disponer para su venta a terceros. El caudal de

produccin se regula con la instalacin de una restriccin en superficie ( orificio ). Seensaya la produccin con varios orificios y se determina el ms adecuado al caudalrequerido o necesario.

2.7 DISEO DE MATERIAL TUBULAR

En el numeral 2.6 vimos las reglas para el diseo de material tubular, las mismasestablecen que en funcin de los dimetros y longitudes y de los esfuerzos y cargas sepueden seleccionar el peso y grado de la caera adecuados empleando las Tablas API.

Asimismo, vamos a emplear ecuaciones para el clculo de las Presiones de Colapso,

Presin de estallido y Tensiones y elongaciones.PRESIONES DE COLAPSO(Para Casing y Tubing)

a) Para grado F-25:

]386,1))/(670,86[(75,0 = eODPc 2

Donde:

Pc = Presin de Colapso, en PSIOD = Dimetro externo del casing, en pulg.

e = Espesor nominal de pared, en pulg.b) Para todos los dems Grados:

Pc = 0,75 x 2Ya [(OD/e)-1] / (OD/e)2

Donde:

Ya = Factor cedente promedio al colapso en PSI (Ver Tabla 2.7.1)

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TABLA 2.7.1

VALORES DE Ya

H-40. 50.000J-55.. 65.000N-80. 85.000

P-105 (Tubing)115.000P-110123.000V-150163.000

PRESION INTERNA CEDENTE (Para Casing y Tubing)

Pi = 0,875 (2 Ym e / OD)

Donde:

Ym = Esfuerzo cedente mnimo, en PSI (ver Tabla 2.7.2)

TABLA 2.7.2

VALORES DE Ym

F-25. 25.000H-40. 40.000J-55.. 55.000N-80. 80.000P-105 (Tubing)105.000P-110110.000V-150150.000

UNIDAD III

PACKERS U OBTURADORES

INTRODUCCION

Llamados tambin obturadores o empacadores, son herramientas diseadas a fin de ayudar enla eficiente produccin del petrleo y gas de un pozo con uno o ms niveles productores,aislando los niveles de inters. Se utilizan packers con el propsito de efectuar un sello entre elexterior de la tubera y el interior de la caera de produccin a fin de evitar el movimientovertical de fluidos desde el packer por el espacio anular hacia arriba, debido a la presin

diferencial sobre y debajo el punto sellado.3.1 PACKERS DE PRODUCCION

Los packers de produccin se emplean en los arreglos sub-superficiales para brindar elmecanismo ms apropiado para direccional los fluidos de produccin por la trayectoriams apropiada determinando una produccin eficiente.

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El packer asla y ayuda en el control de la produccin de fluidos a altas presiones,protegiendo el casing y otras formaciones por encima y por debajo del nivel productor.

MECANISMO BSICO.

Para que una empacadura realice el trabajo para el cual ha sido diseada, dos cosasdeben suceder: primero un cono debe ser empujado hacia las cuas a fin de que ellas se

peguen a la pared del revestidor y segundo el elemento de empaque (gomas) debe sercomprimido y efectuar un sello contra la pared del revestidor. Sus componentes bsicosson:

a) Elementos sellantes: Estos elementos son normalmente construidos de un productode goma de nitrilo y se usan en aplicaciones tales como: instalaciones trmicas, pozoscretcicos y pozos productores de gas seco. Se ha comprobado que los sellos degoma de nitrilo son superiores cuando se utilizan en rangos de temperaturas normalesa medias. Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime demanera tal que forma un sello contra la pared de la tubera de revestimiento. Duranteesta compresin, el elemento de goma se expande entre el cuerpo de la empacaduray la pared de la tubera. Esta expansin junto con la maleabilidad del mencionado

elemento ayudan a que estos vuelvan a su forma original al ser eliminada lacompresin sobre la empacadura. Algunas empacaduras incluyen resortes de aceroretrctiles moldeados dentro del elemento sellante para resistir la expansin y ayudaren la retraccin cuando se desasiente la empacadura. Existen cuatro tipos deelementos sellantes que se usan de acuerdo al tipo de servicio: ligero, mediano, duro yespeciales. (I, II, III y IV, respectivamente).

Tabla 3.1.1. Tipo de Elementos Sellantes.

b) Cuas: Las cuas existen en una gran variedad de formas. Es deseable que poseanun rea superficial adecuada para mantener la empacadura en posicin, bajo losdiferenciales de presin previstos a travs de esta. Las cuas deben ser reemplazadassi ya se han utilizado una vez en el pozo.

c) Elementos de asentamiento y desasentamiento: El mecanismo ms simple deasentamiento y desasentamiento es el arreglo de cerrojo en "J" y pasador decizallamiento que requiere solamente una ligera rotacin de la tubera de produccin alnivel de la empacadura para el asentamiento y puede, generalmente, ser desasentadapor un simple levantamiento sobre la empacadura. Este procedimiento es aplicable alas empacaduras recuperables.

d) Dispositivos de friccin: Los elementos de friccin son una parte esencial demuchos tipos de empacaduras para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas.

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http://www.monografias.com/trabajos12/elproduc/elproduc.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos10/hidra/hidra.shtml#fahttp://www.monografias.com/trabajos14/verific-servicios/verific-servicios.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos12/elproduc/elproduc.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos10/hidra/hidra.shtml#fahttp://www.monografias.com/trabajos14/verific-servicios/verific-servicios.shtml


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Pueden ser flejes, en resortes o bloque de friccin, y si estn diseadosapropiadamente, cada uno de estos proporciona la fuerza necesaria para asentar laempacadura.

e) Anclas hidrulicas: Las anclas hidrulicas o sostenedores hidrulicos proporcionanun mtodo confiable para prevenir el movimiento que tiende a producirse alpresentarse una fuerza en la direccin opuesta de las cuas principales. Por ejemplo,

una empacadura de cuas simples que se asiente con peso puede moverse haciaarriba en el hoyo, cuando se lleva a cabo una acidificacin o fractura, sin embargo,este movimiento se puede evitar mediante el uso de sostenedores hidrulicos o de unaancla hidrulica.

3.1.1 TIPOS DE PACKERS

Los diferentes tipos de packers pueden agruparse en clases principales, luego se puedensubdividir de acuerdo a mtodos de asentamientos, direccin de la presin a travs delpacker y nmero de orificios a travs del packer.

Existen alrededor de 10 fabricantes de packers, sin embargo en la industria petrolera

nacional las ms utilizadas son de las marcas: Backer, Otis y Camco en dimetros de 4 ,5 , 7 y 9 5/8 de pulgadas.

3.2 CLASIFICACION

Por la de recuperar: Recuperables, Permanentes, permanentes-recuperables.Por los esfuerzos de asentamiento: De compresin y de TensinPor el sistema de asentamiento y sello:Mecnicos, Hidralicos

Recuperables: Son aquellas que se bajan con la tubera de produccin o tubera deperforacin y se pueden asentar: por compresin, mecnicamente e hidrulicamente.Despus de asentadas pueden ser desasentadas y recuperadas con la misma tubera.

Las empacaduras recuperables son parte integral de la sarta de produccin, por lo tanto,al sacar la tubera es necesario sacar la empacadura.Las empacaduras recuperables se pueden clasificar tomando en cuenta la direccin deldiferencial de presin en:

a. Empacaduras recuperables de compresin: Una empacadura de compresin seasienta aplicando el peso de la tubera de produccin sobre la empacadura y serecupera tensionando. Por estas razones, no se desasienta aplicando una fuerza haciaabajo, bien aplicando peso de la tubera de produccin (compresin) o bien aplicandopresin por el espacio anular sobre la empacadura. Sus caractersticas particulares lashacen apropiadas para resistir diferenciales de presin hacia abajo. Sonprincipalmente utilizadas en pozos verticales, relativamente someros y de baja presin.

Pueden soportar presiones diferenciales desde abajo si se les incorpora un anclajehidrulico de fondo dentro del ensamblaje de la empacadura.

b. Empacaduras recuperables de tensin: Estas empacaduras se asientan rotando latubera de produccin de vuelta a la izquierda y luego tensionando. Pararecuperarla, se deja caer peso de la tubera de manera tal de compensar la tensin yluego se rota la tubera a la derecha de vuelta, de manera que las cuas vuelvan asu posicin original. Se usan en pozos someros y donde se anticipen presionesdiferenciales moderadas desde abajo. Las presiones desde abajo solo sirven para

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incrementar la fuerza de asentamiento sobre la empacadura. Son usadaspreferiblemente en pozos de inyeccin de agua y en pozos someros, donde el peso dela tubera de produccin no es suficiente para comprimir el elemento sellante de unaempacadura de asentamiento por peso o empacadura a compresin.

c. Empacaduras recuperables de compresin tensin: Estas empacaduras seasientan por rotacin de la tubera ms peso o con rotacin solamente. No se

desasientan por presiones aplicadas en cualquier direccin, por lo tanto puedensoportar un diferencial de presin desde arriba o desde abajo. Para recuperarlas,solamente se requiere rotacin de la tubera de produccin hacia la derecha. Cuandose usan en pozos de bombeo mecnico se dejan en tensin y actan como anclas detubera. Cuando se utilizan en pozos de inyeccin de agua permiten mantener latubera de produccin en peso neutro, lo que elimina la posibilidad de que sedesasienten debido a la elongacin de la tubera o por contraccin de la misma. Sumayor desventaja se debe a que como deben ser liberadas por rotacin de la tubera,si hay asentamiento de partculas slidas sobre el tope de la empacadura se haceimposible realizar cualquier trabajo de rotacin, sin embargo, eso se soluciona usandoun fluido libre de partculas slidas como fluido de empacadura.

d. Empacaduras recuperables sencillas y duales de asentamiento hidrulico: Elasentamiento de las empacaduras sencillas se realiza cuando existe un diferencial depresin entre la tubera de produccin y la tubera de revestimiento. La principalventaja de las empacaduras recuperables con asentamiento hidrulico, es que latubera eductora puede ser corrida en el pozo y el cabezal de produccin instaladoantes del asentamiento de la empacadura. Estas empacaduras son particularmenteapropiadas en pozos altamente desviados donde la manipulacin de la tubera deproduccin puede presentar dificultades. Las empacaduras duales se utilizan encompletaciones mltiples cuando se requiere producir una o ms arenas.

Empacaduras Permanentes: Estas se pueden correr con la tubera de produccin o sepueden colocar con equipos de guaya fina. En este ltimo caso, se toman como referencia

los cuellos registrados en el perfil de cementacin para obtener un asentamiento preciso.En caso de formaciones con temperatura de fondo alta (400F-450F), el mtodo msseguro de asentamiento consiste en utilizar un asentador hidrulico bajado junto con latubera de produccin. Una vez asentada la empacadura, se desasienta el asentadorhidrulico y se saca la tubera junto con la tubera de produccin. Las empacaduraspermanentes se pueden considerar como una parte integrante de la tubera derevestimiento, ya que la tubera de produccin se puede sacar y dejar la empacadurapermanente asentada en el revestidor. Usualmente para destruirla es necesario fresarla,por lo que frecuentemente se denomina empacadura perforable.

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Unidades Sellantes para Empacaduras Permanentes.

Las unidades sellantes que se corren con la tubera de produccin, se empacan en elorificio de la empacadura permanente Tabla 1-3. Adicionalmente existen los niplessellantes con ancla. Este ltimo arreglo permite que la tubera de produccin sea colgadabajo tensin.

Tabla 1-3. Unidades Sellantes para Empacaduras Permanentes.

3.3 OBJETIVOS DE LOS PACKERS

Los objetivos que debe cumplir un packer son:

a) Proteger la tubera de revestimiento del estallido bajo condiciones de altaproduccin o presiones de inyeccin.

b) Proteger la tubera de revestimiento de algunos fluidos corrosivos

c) Aislar perforaciones o zonas de produccin en completaciones mltiples

d) En instalaciones de levantamiento artificial por gas

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e) Proteger la tubera de revestimiento del colapso mediante el empleo de unfluido sobre la empacadura, en el espacio anular entre la tubera eductora y elrevestimiento de produccin.

3.4 METODOS DE CONEXIN TUBERIA-PACKER

Hay tres mtodos para conectar un packer y un arreglo de tubera, estando el tubing en

tensin o en comprensin o en posicin neutral (sin tensin ni compresin):

La tubera es empotrada o fijada sobre el packer, no permitiendo movimiento.(packerrecuperable) La tubera puede estar asentada ya sea en tensin, compresin o neutral.

La tubera es asentada con un arreglo sello y localizador que permite movimientoslimitados (packers permanentes o semipermanentes )

La tubera es enchufada dentro del packer con un largo arreglo de sello que permitemovimientos ilimitados (packers permanentes o semipermanentes) La tubera esdejada en posicin neutral y no puede ser tensionada o comprimida.

Los packers a compresin recuperables, son usados cuando la presin anular encimadel packer excede la presin debajo del packer, como es el caso de un pozo productor

con el espacio anular lleno de fluido de intervencin mas pesado. Esta situacin esmostrada en el diagrama anexo . La operacin de este tipo de packers se basa en:El packer es anclado y pegado a la caera por la alta presin diferencial alrededor delpacker.El packer puede ser desanclado si algn cambio en la modalidad de operacin dalugar a un decrecimiento de la temperatura del tubing.Tubing puede quedar deformado en espiral permanentemente si algn cambio en laoperacin da lugar a un incremento de la temperatura del tubing.

3.5 SELECCIN DE PACKERS.

Para la seleccin de empacaduras es necesario considerar diversos factores tanto

tcnicos como econmicos. Generalmente, se escoge la empacadura menos costosa quepuede realizar las funciones para la cual se selecciona. Sin embargo, el costo inicial de laempacadura no debe ser el nico criterio de seleccin. Es necesario tomar en cuenta losrequerimientos presentes y futuros de los pozos para la seleccin de la empacadura, porejemplo, las empacaduras ms econmicas son generalmente las de compresin y las detensin. Las empacaduras hidrulicas suelen ser las ms costosas. Es necesario tomar encuenta facilidades de reparacin y disponibilidad. Las empacaduras con sistemascomplejos para el asentamiento y desasentamiento deben evitarse, as por ejemplo, lasempacaduras recuperables que se liberan con simple tensin son deseables en muchoscasos.

La seleccin de una empacadura para un trabajo en particular, debe basarse en el

conocimiento de las diferentes clases de empacaduras. Sin embargo, para hacer unaseleccin preliminar es necesario recabar la siguiente informacin y verificar que laempacadura seleccionada cumpla con cada uno de los siguientes aspectos:

a. Tipo de empacadura (Recuperable, Permanentes, Permanentes Recuperables).b. Tipo de completacin.c. Direccin de la presin.d. Procedimiento de asentamiento de la empacadura.e. Procedimiento de desasentamiento de la empacadura.

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La seleccin final de la empacadura se basar en un balance entre los beneficiosmecnicos y las ganancias econmicas, resultando preponderante de dicho balance loque genere mayor seguridad para el pozo.

Los packers de tipo permanente o semipermanente, son anclados con precisin mediante

cable con conductor electrnico y control de profundidad. Tambin pueden ser ancladosmecnica e hidrulicamente con arreglo de tubera.

Este packer permite tres mtodos de conexin: fajamiento, movimiento limitado omovimiento libre. Es ideal para pozos en reacondicionamiento donde el tubing esfcilmente recuperable. Estos packers permanentes son muy tiles en operacionesdonde la temperatura de la tubera puede variar. Ver diagrama anexo

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a) Debe estar conectado a la tuberab) Su dimetro externo debe ser menor al de la caera a fin de poder desplazarlo yc) Debe estar diseado de tal manera que llegado al punto requerido pueda ser

accionado a fin de que selle el espacio entre tubera y caera.

. los packers usados en la industria petrolera cumplen con uno o mas de los siguientesobjetivos operativos:

Asla en el pozo, fluidos y presiones Guarda el gas mezclado con liquido, usando la energa del gas para el flujo natural. Separa niveles productivos, previniendo contaminaciones de fluidos y presiones.Ayuda a preservar el volumen anular (casing /tubing / packer) requerido en el sistema

subsuperficial de B.H. Limita el control del pozo a la tubera hasta superficie, para fines de seguridad. Guarda los fluidos de servicio (para ahogar el pozo, para operar el packer) en el espacio

anular casing - tubera.

El packer mecanico recuperable es anclado mediante operaciones de ligero giro a laizquierda (direccion opuesta a la de enrosque de cuplas) y aplicacin de tension o pesosegn los casos. son muy usados en operaciones de workover y pruebas previas a laterminacion final

Hay tres mtodos para conectar un packer y un arreglo de tubera, estando el tubing entensin o en comprensin o en posicin neutral (sin tensin ni compresin):

La tubera es empotrada o fijada sobre el packer, no permitiendo movimiento.(packerrecuperable) La tubera puede estar asentada ya sea en tensin, compresin o neutral.

La tubera es asentada con un arreglo sello y localizador que permite movimientoslimitados (packers permanentes o semipermanentes )

La tubera es enchufada dentro del packer con un largo arreglo de sello que permitemovimientos ilimitados (packers permanentes o semipermanentes) La tubera es dejadaen posicin neutral y no puede ser tensionada o comprimida

Los packers a compresin recuperables, son usados cuando la presin anular encima delpacker excede la presin debajo del packer, como es el caso de un pozo productor conel espacio anular lleno de fluido de intervencin mas pesado. Esta situacin es mostradaen el diagrama anexo . La operacin de este tipo de packers se basa en:

El packer es anclado y pegado a la caera por la alta presin diferencial alrededor delpacker.

El packer puede ser desanclado si algn cambio en la modalidad de operacin da lugar aun decrecimiento de la temperatura del tubing.

Tubing puede quedar deformado en espiral permanentemente si algn cambio en laoperacin da lugar a un incremento de la temperatura del tubing.

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La variacin de presin y/o temperatura estira o acorta la tubera, pero en el caso de queest la tubera anclada a un packer se produce peso o tensin sobre el packer,

respectivamente.

Existen cuatro diferentes efectos que son originados por estos cambios de longitud yfuerza, la combinacin de estos da UN efecto total sobre la instalacin del packer. 1.-Efecto Pistn

2.- Efecto Pandeo 3.- Efecto Ballooning 4.- Efecto Temperatura

El efecto pistn, pandeo y balloning resulta de los cambios de presin en el sistema. ElEfecto Temperatura solo es funcin del cambio de temperatura.EFECTO PANDEO O BUCKLING.- Este efecto es causado por la distribucin de dosfuerzas , la una al final de la tubera y la otra a lo largo de las paredes de esta. La tubera

que se encuentra en el piso de la torre se encorva por su propio peso, la una fuerza separece a esto; y la otra fuerza se debe a la diferencia de presin entre el interior y exteriordel tubing. En definitiva el pandeo es el encurvamiento de la tubera.

EFECTO BALLOONING.- Se produce la concavidad o convexidad de la tubera debido adiferencia de presiones. Cuando la presin dentro del tubing es mayor a la externa seproduce un embalonamiento,produciendo tensin sobre el packer asentado, caso contrario se produce unestrechamiento de la tubera induciendo peso sobre el packer.

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El resultado final de los mecanismos de asentamiento de un packer es: dirigir un cono detrs del dispositivo de agarre, para forzar al sistema de agarre

contra las paredes interiores de la caera y evitar movimiento del packer. Comprime el elemento del packer para completar el sello

Algunos packers requieren dos o mas bajadas de herramienta, otros requieren servicio dewire line y finalmente otros simplifican procesos de bajada y sacada de herramienta conun simple anclaje hidrulico

2.3 PUNZADOS O BALEOS

Las perforaciones, punzados o baleos de caera, representan el medio ms comn parainterconectar una formacin de hidrocarburos con el pozo. Este sistema inicia sudesarrollo en 1932, encontrndose a la fecha con un amplio conocimiento en cuanto apotencia y penetracin. Entre los equipos de perforacin mas empleados tenemos:

a) Perforadores a balab) Perforadores a Jetc) Perforadores a Jet Convencionales y a travs del Tubingd) Perforadores Hidrulicos, etc.

El sistema de perforaciones a bala emplea caones de 3 de OD o mayores convelocidades de aproximadamente 3,300 pies /seg. con las cuales se asegura lapenetracin en la caera de revestimiento y en la formacin hasta profundidades de 11plgs. de longitud.

Los perforadores tipo jet, emplean un detonador o fulminante que es accionado

elctricamente, la carga principal de alto poder explosivo, y una camisa de cobre cnicadiseada para guiar la onda explosiva. Las partculas mas finas del explosivo alcanzanvelocidades de aproximadamente 20,000 ft/seg. La tcnica desarrollada en la perforacino baleos de caera establece que el rgimen de 4 baleos por pie, es lo indicado, Losproyectiles estn distribuidos radialmente al pozo. La Fig. 2.2 muestra el comportamientotpico de un baleo con un perforador de 1 11/16en fases de 90, dentro de una caera de7

Entre los principales efectos contrarios a la produccin mediante los baleos efectuados setiene: los slidos del lodo, el bloqueo por agua, el inchamiento de arcilla y los precipitadosqumicos que ocasionan taponamiento de las perforaciones.

2.4 HERRAMIENTAS SUBSUPERFICIALES

PACKERS:

Existen dos tipos de packers: Recuperables y Permanentes. Los packers recuperablesse clasifican de acuerdo a su mecanismo de anclaje y pueden ser con anclaje de:Peso,

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FIG. 2.2

Tensin, Mecnicos e Hidrulicos. La Fig. 2.3 muestra un packer recuperable conanclaje mecnico y la Fig. 2.4 muestra un packer permanente.

TAPONES y NIPLES ASIENTO: Los Tapones son herramientas empleadas paraaislarcompletamente algunos niveles dentro de la caera de produccin o dentro delTubing. En ste ltimo caso se necesitan los nples asiento donde se insertan y anclanlos tapones. Entre los tapones tenemos los de cemento y los mecnicos. Asimismo

existen los permanentes y recuperables.

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ESTRANGULADORES DE FONDO

Son choques instalados en el fondo del pozo, en la terminacin de la tubera, puedenasentar sobre un niple y ser instalados y retirados con herramientas de cable.

El propsito de estos estranguladores de fondo es: a) reducir la presin de superficie yatenuar la cada de temperatura causada por las grandes reducciones de presin a

travs del estrangulador en superficie, reduciendo la tendencia al congelamiento, b) Seaumenta la vida de flujo de un pozo mediante la disminucin de salida de gas,reduciendo la RGP, c) La presin de fondo se mantiene ms constante retardando laposible invasin de agua.

Estos estranguladores de fondo son usados en dimetros mayores como 1 1.1/2 ypueden utilizarse combinados con un estrangulador de superficie.

CAMISAS DESLIZABLES Las camisas deslizables son ventanas en el tubing y sirven para comunicar o aislar el

interior del tubing con el espacio anular entre el tubing y el casing de produccin. Sondispositivos de circulacin que contienen interiormente una camisa deslizable que se

abre o cierra con un equipo de cable.

2.5 EQUIPO SUPERFICIAL

CABEZALES DE POZO Y ARBOLITO DE NAVIDAD.- El equipo de cabezal de pozoest constituido por las partes ensambladas en la parte superior de las caeras derevestimiento de un pozo, sirviendo para soportar las sartas, aportando aislamientoentre ellas estn diseados con factores de seguridad que se basan en normastcnicas, por lo que no se debe someter a mayores presiones que las recomendadas.Entre las partes de cabezales de pozo podemos anotar: a) cabezal de cao qua y sucolgador de caera, b) cabezal de caera intermedia y su colgador y c) cabezal decaera de produccin y el colgador de tubera. Todos los cabezales presentan salidaslaterales para los correspondientes espacios anulares.

El rbol de navidad es un ensamblaje de vlvulas y conexiones que se usan paracontrolar la produccin y suministrar acceso a la sarta de tubera de produccin,incluye a todo el equipo instalado sobre la brida tope del cabezal de produccin,disponindose de muchas variaciones en los arreglos de estas conexiones a fin desatisfacer las necesidades de cualquier aplicacin (Ver Fig. 2.6).

ESTRANGULADORES.- Conocidos como choques son dispositivos del arbolito que seinstalan corriente debajo de la vlvula de surgencia para restringir controlar y regular elflujo del pozo. El estrangulador puede ser del tipo positivo o regulable: El positivo estcompuesto de un cuerpo o caja porta choque en cuyo interior se instalan los orificioscon el dimetro requerido; el choque regulable es similar al positivo con la excepcinde que para ajustar el dimetro de flujo, posee un vstago con graduaciones queindican el dimetro efectivo del orificio (Ver Fig. 2.7).

2.6 CONTROL DE PRESIONES EN POZOS FLUYENTES

El objetivo de mantener un control de la presin permitir regular la cuota de produccin ycontrolar la incursin de agua o arena, el mantenimiento de una alta contrapresin evita el

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escape de fracciones ligeras del petrleo por lo que se aumentar la recuperacin total yla vida fluyente del pozo. Cuando se aplica contrapresin por medio de regulacin depresin o un estrangulador, aumentamos artificialmente la presin del pozo. Esta presinadicional, ejercida contra la formacin reduce la presin diferencial de modo que elpetrleo se mueve al pozo con mayor facilidad y menos prdida de presin, estosignificar que la velocidad del petrleo y gas esta reducida con relacin a lo que setendra sin contrapresin. Tambin, debido a la velocidad ms lenta del petrleo a travs

de la roca, la resistencia de los poros disminuye. Un rgimen de flujo lento de los fluidoscon menos prdida de energa permitir que el trabajo se haga con el gasto reducido degas por lo que se incrementa la recuperacin total.

Otra ventaja de la regulacin de presin es que manteniendo la presin en un pozo seretiene en solucin una mayor cantidad de gas y tericamente la viscosidad del petrleo yla torsin superficial se conservan en valores ms bajos.

El control de presin de pozos fluyentes se aplic primero en campos de arena que tenanpoca consolidacin y que tendan a fluir dentro del pozo. Aplicando contrapresin serestringe a la arena a desintegrarse, de la misma forma se ha encontrado que la

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contrapresin es efectiva para limitar la incursin del agua de formacin evitando laconificacin.

Las diferentes presiones que se registran tanto en cabeza de pozo como en el fondo,representan a condiciones en las cuales se manifiesta la energa del yacimiento. Estosvalores varan con la profundidad de los pozos, salvo de contarse con yacimientos depresiones anormales donde los gradientes de presin difieren a 0,9-1,1 Psi/pie de

profundidad.

La presin de yacimiento, conocida como presin esttica de fondo se refiere a la energaconfinada en los espacios porales cuando el pozo no est en produccin. La presin delyacimiento es diferente de la presin geosttica de una formacin.

La presin fluyente o dinmica es la presin registrada en el fondo de un pozo cuandoeste est en produccin.

La presin acumulada es la presin registrada en boca de pozo cuando este encuentra sinproduccin.

La presin de surgencia se refiere a la presin de flujo anotado en manmetro de boca depozo.

Es necesario conocer en todo momento las presiones y temperaturas de un reservorio yde un pozo para tener un control permanente de todas las caractersticas tanto en elreservorio como dentro y fuera del pozo. Uno de los requerimientos ms importantes espoder predecir la productividad o el Potencial de Flujo Abierto Absoluto (cuyas siglas eningls son AOF, Absolute Open Flow Potencial), en un pozo gasfero.

En la Fig. 2.8 podemos observar el perfil de un pozo. Cuando el pozo esta cerrado, laspresiones y temperaturas son Estticas y cuando el pozo esta abierto estas magnitudesson fluyentes. El reservorio productor tiene una presin PR y una temperatura TR. En el

fondo de pozo, tendremos una Presin de fondo de pozo PF (o BHP, Bottom HolePressure) y una Temperatura de Fondo TF (BHT, Bottom Hole Temperature), los valorescorrespondientes en boca de pozo son: La presin de boca de pozo o de superficie PS(WHP, Well-head pressure) y la temperatura de boca de pozo Ts (WHT, Well-headtemperature).

Vamos analizar la relacin de las presiones para tres momentos diferentes:

a) Cuando el pozo todava no ha iniciado su produccin, (usamos i para designar lacondicin de inicial):

La presin de boca de pozo es menor que la presin de fondo de pozo

PSi < PFiLa presin de fondo de pozo, prcticamente es igual a la presin de reservorioPFi = PRi

b) Cuando el pozo a sido abierto a produccin, es decir, es un pozo fluyente, (usamosf para designar la condicin de pozo fluyente):

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La presin de boca de pozo es menor que la presin de fondo de pozoPSf< PFf

La presin de fondo de pozo es menor a la presin de reservorioPFf< PRf

Adems, podemos comparar cada una de stas presiones con sus presionescorrespondientes, antes de abrir el pozo. Todas las presiones fluyentes son inferiores

a las presiones iniciales (estticas): PSf < PSiPFf< PFiPRf


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Fig. 2.9

2.8 INDICE DE PRODUCTIVIDAD

ndice de productividad, conocido como factor de productividad, es una propiedad de lospozos y es una medida del potencial o capacidad productiva de un pozo. Se define comoel nmero de barriles (o M3) de petrleo por da que el pozo es capaz de producir por psi(o Kg. /cm2) de presin diferencial mantenida entre el yacimiento y el fondo del pozo. Elndice de productividad para un pozo en un momento dado, se puede determinar con laayuda de la grfica presin diferencial Vs. Rgimen de produccin: Para su determinacin

sin ayuda de grfica tenemos que medir la presin esttica de fondo y la presin de fondofluyente, siendo el ndice de productividad el cociente del caudal producido por ladiferencia de presiones, por la frmula:

FF

PEY

P

QP

=

Psi

daBbl/

Ejemplo: Un pozo X produce 500 bbls/da, la presin de yacimiento es 5000 psi y lapresin de flujo en fondo es 4000 psi el ndice ser:

IP = 500 / (5000 4000) = 0.500 (BPD / PSI)

Conociendo este valor, si se quiere estimar la produccin con una presin de flujo de

fondo de 4200 psi. El caudal de produccin ser:

(5000-4200) * 0.5 = 400 Bbls/da

Si el pozo pudiera producir con presin de flujo de fondo de 3500 psi el caudal ser:

(5000-3500) * 0.5 = 750 Bbls/da

2.9 LA GOR COMO EFICIENCIA DE PRODUCCIN

La relacin gas petrleo RGP o GOR, llamada tambin el factor gas, es la cantidad de gasproducido por cada unidad de volumen. Puede ser utilizada en Ft cbicos/barril o metroscbicos de gas por metro cbico de petrleo, cuya relacin puede variar desde 150 Pc/bblhasta miles de Pc/bbl donde a travs del tiempo esta relacin tender a incrementarse. Unrgimen de produccin se considera eficiente cuando permite una relacin gas petrleomnima preservando la conservacin de la energa del yacimiento. Un mtodo convenientepara el control de produccin es el de anotar el caudal de produccin contra la RGP demanera que registre las variaciones en la grfica. El incremento acentuado del factor gas

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V

W P

H


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nos puede indicar que existe canalizacin del gas en el lquido, lo cual resulta perjudicialcausando la prdida de energa. Por otra parte, un decremento del factor gas indicar unafalta de gas y por lo tanto ser seal de una revisin en el sistema de explotacin ya quepuede ser que el petrleo no est siendo bien drenado.

2.10 REGISTROS ELCTRICOS

Antiguamente, cuando se perforaba un pozo petrolfero, si es que apareca petrleo ensuperficie, se sacaba un Testigo de la formacin productora, (consistente en un trozo deroca que daba una idea del tipo de reservorio). Si dicho testigo contena petrleo, serealizaba un ensayo de formacin (DST). Sin ninguna informacin adicional, no se sabadurante cuanto tiempo el pozo podra producir, antes de agotarse.

Actualmente, gracias a los perfilajes que se realizan durante y despus de la perforacinde un pozo se puede recoger abundante y valiosa informacin que sirve para distintospropsitos.

En la Fig. 2.10 podemos ver una herramienta tpica de perfilaje y la Fig. 2.11 nos muestrael equipo empleado para bajar la herramienta de perfilaje.. Algunos de los perfiles ms

importantes son los siguientes:a) Perfil Elctrico o de Induccin: Sirve para medir la resistividad elctrica de laformacin. Emplea una corriente elctrica que se genera en la superficie y que luegoes trasmitida por el agua salada de la formacin.

b) Perfil Acstico o Snico: Determina la porosidad de la formacin y la adherencia delcemento que existe entre la caera y las paredes de la formacin. Emplea ondassonoras que son trasmitidas por las rocas, variando la velocidad del sonido cuandoste atraviesa distinta constitucin o composicin de rocas.

c) Perfil de Potencial Espontneo: Proporciona informacin sobre las proporciones dearena-lutita, resistividad del agua de formacin y la calidad y grado de porosidad ypermeabilidad del reservorio. Este perfil se basa en la medicin del potencial decorriente contnua natural que se genera por el contacto de agua de formacin con el

lodo de perforacin.d) Perfil Radioactivo: Determinan la litologa de las rocas, su porosidad y el contenidode agua e hidrocarburo de la formacin. Dentro de las rocas, adems de arenas,arcillas y lutitas, existen pequeas cantidades de materiales nucleares como ser:Uranio, Potasio y Torio. Dichos materiales emiten radiacin que es medida por stetipo de perfil.

e) Perfil de Rayos Gamma: Sirven para distinguir la lutita de la arenisca y de las rocasde carbonato que pueden producir hidrocarburos. Se basan en la emisin de rayosgamma de algunas rocas radioactivas.

f) Perfil de Neutrones: Determina el tipo de roca que hay en la formacin. Registra lacantidad de hidrgeno presente principalmente en los fluidos, debido a que losneutrones existen en todos los elementos, menos en el hidrgeno.

g) Perfil de densidad: Proporciona informacin sobre la densidad de las rocas. Estaherramienta bombardea la formacin con rayos gamma.h) Perfil Trazador: Sirve para determinar la cementacin por detrs de la caera.

Emplean la carnosita que es mineral que emite radiaciones nucleares. Tambin seusan los trazadores para fracturar formaciones, para empaque de grava y paradeterminar si existe comunicacin entre pozos.

i) Perfiles de Temperatura: Registran las temperaturas de las rocas que aumentan conla profundidad.

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j) Perfil Localizador de Uniones: Como indica su nombre, se usa para determinar lasuniones de la caera y de la tubera, es decir, para determinar la profundidad a la quese encuentran cada una de las cuplas.

Fig. 2.11

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UNIDAD IIIPRUEBAS DE PRODUCCION E INTERVENCION DE POZOS

PRUEBAS DE PRODUCCIN DE POZO

3.1 ANTECEDENTES

Dentro de las actividades ms importantes de la Ingeniera de Produccin, se encuentra lade predecir el comportamiento y analizar la capacidad o potencial productivo de un pozo.Una vez efectuados los diferentes ensayos en campo y obtenidos los resultados, seprocede a la interpretacin y el anlisis de las pruebas, determinndose de esta formaparmetros importantes tales como: la variacin del caudal de Produccin a diferentespresiones de cabezal y el gasto permisible al que deber sujetarse la explotacin racionaldel reservorio.

Las llamadas pruebas de pozo o Deliverability Test, en la etapa inicial de produccin de unpozo sirven para predecir el comportamiento y para analizar la capacidad o potencialproductivo de un pozo. Consisten de por lo menos tres o ms flujos con presiones,caudales y otros datos registrados como funcin del tiempo. Estas pruebas proporcionan

la base para: Pronsticos de produccin, simulacin de reservorios, determinacin delnmero de pozos y su ubicacin para el desarrollo del campo y muchsimos estudios ms.

Desde el inicio de la Industria petrolera, siempre fue una inquietud el querer determinar lacapacidad productiva de todo pozo perforado, este se lo abra a la atmsfera sinrestriccin de flujo alguno y el caudal resultante se lo denominaba potencial prctico del

pozo.

3.2 BREVE RESEA HISTORICA

Desde el inicio de la Industria petrolera, siempre fue una inquietud el querer determinar lacapacidad productiva de todo pozo perforado. Como an se encontraba en sus inicios la

Ingeniera de Reservorios, no se consideraba los efectos que sufra la formacin al sersometida a este tipo de pruebas dirigidas mas que todo a visualizar el comportamiento delpozo, este se lo abra a la atmsfera sin restriccin de flujo alguno y el caudal resultantese lo denominaba POTENCIAL PRACTICO DEL POZO.

A medida que la tecnologa en la industria avanzaba, se establecieron ciertasregulaciones y se fueron desarrollando una serie de pruebas cada vez restringiendo mslos volmenes y los tiempos de flujo, dentro de estos ensayos podemos distinguir laspruebas de multipunto o contrapresin que comprenden: los ensayos, FLOW AFTERFLOW y los ensayos isocronales con sus modalidades; estos ensayos sern descritosdetalladamente en el prximo captulo. Citaremos como autores principales a los

estudiosos que han aportado al desarrollo de este tema, nombres como TV MOORE(1930), CULLENDER (1995), KATZ (1952), FETKOVICH, MUSKAT y otros. Estos autoresconsideraron que el denominado POTENCIAL PRACTICO DEL POZO, no era el msadecuado, debido a que este potencial dependa entre otras cosas del dimetro de tuberade produccin utilizada.

Adems por las caractersticas de flujo impuestas, se quemaban grandes cantidades degas y los pozos eran daados a menudo por el arenamiento y la conificacin del agua deformacin. Estos tipos de daos eran efectos de las altas velocidades de flujo impuestas

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en las proximidades del pozo. Factores as llevaron a desarrollar una serie de alternativasbasadas esencialmente en reducir la cantidad de gas quemado y adems en preservar lascondiciones de reservorio originales.

As se desarrolla la denominada Prueba convencional de contrapresin, que consista enfluir el pozo con diferentes estranguladores hasta conseguir estabilizacin

3.3 PRUEBAS DE MULTIPUNTO CONTRA-PRESION

Existen dos tipos de pruebas de multipunto:

a) Ensayos de flujo tras flujo (FAF): (Fig. 3.1 y 3.2)

Tambin llamados de multipunto o de contrapresin convencional, comienzan con unacondicin de cierre al trmino del cual se desarrolla una serie de incrementos de flujo(Secuencia Normal), o decremento de los mismos (Secuencia Inversa), entre cadaperiodo de flujo no existen periodos de cierre o si los hay son muy pequeos (porcambio de estrangulador).

Los tiempos de flujo son generalmente arbitrarios, pero se toma como regla general de3 o 4 horas para cada estrangulador.

Si se obtienen flujos Estabilizados, la prueba puede ser considerada buena,condicin alcanzada generalmente en reservorios de alta permeabilidad. La condicinde estabilizacin esta definida como una presin constante de columna esttica ocomo una presin de flujo constante en cabeza y estabilizacin en los caudales deproduccin, para el periodo de la presin de flujo estabilizada.

Empricamente se observ que en una grfica logartmica, la diferencia de los

cuadrados de la presin esttica del yacimiento y la presin de fondo fluyente (Pr2 Pwf2) versus el caudal resulta una lnea recta. Esta grfica de flujo estabilizado sepuede emplear para determinar la capacidad del pozo a cualquier valor de presin defondo, incluyendo el valor cero, y de aqu surge el concepto de Potencial absoluto deun pozo productor de gas. El potencial absoluto a flujo abierto (AOF) se define comoel caudal que un pozo producira si hubiera una contrapresin de cero frente alintervalo productor. Esta definicin sirve en algunos pases para regular la produccinde un pozo, del 10 al 35% del AOF.

La ecuacin que vincula el caudal de produccin con la diferencial de los cuadrados delas presiones mencionadas anteriormente es:

Q = K x (Pr2 Pwf2)n

Donde:Q = Caudal del pozo (en MPCD)K = Constante o coeficiente de comportamiento (adimensional)Pr = Presin de reservorio (PSIA)Pwf = Presin de fondo fluyente (PSIA)

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n = medida del grado de turbulencia ( en flujo laminar es = 1 y en turbulento es = 0.5)

Para hallar el AOF de un pozo, primero se tabulan los valores de q y de (Pr2 Pwf2),luego secalcula el valor del exponente n, considerando dos puntos de la grfica , demodo que:

n = (log Q2 log Q1) / (log P 22 - log P 21)

Despus se determina el valor de K con la ecuacin:

K = Q / (Pr2 Pwf2)n

Finalmente se halla el valor de AOF con la ecuacin:

AOF = K x (Pr2 14.72)n

Ejercicio para clase: En un ensayo FAF se han obtenido los siguientes valores decaudal y de presin de fondo fluyente:

PERIODO DE FLUJO Q (MPCD) Pwf (PSIA)

Cierre 0.00 3884 = Pr 1 2190 33872 2570 32683 3160 30924 3400 3015

a) Determine el exponente n

b) Calcule el valor del coeficiente Kc) Encuentre el valor del AOF

b) Ensayos Isocronales: Son de dos tipos: Ensayo Isocronal Verdadero y EnsayoIsocronal Modificado.

Ensayo Isocronal Verdadero (Cullender - 1955) (Fig. 3.3)Segn Fetkovich, el ensayo isocronal, es el nico mtodo real para obtener curvas decomportamiento dignas de confianza.

Cada flujo comienza de una condicin de cierre comparable al FAF, este cierre debeser bastante prximo a una condicin ntegra de restriccin la misma que no ser

afectada por el periodo de flujo/subsecuente, es decir no existe trnsito anteriordurante cualquier periodo de flujo.

La palabra isocronal, implica tiempos iguales y los ensayos isocronales estnbasados en el principio de que, el radio de drenaje establecido durante un periodo deflujo es funcin solamente del tiempo adimensional e independiente del caudal de flujo;por ejemplo, para tiempos de flujo iguales y diferentes caudales, se establece unmismo

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radio de drene, es decir que una prueba Isocronal puede producir una curva decomportamiento vlida, si es conducida ya sea con caudal constante o con presin deflujo constante.

En efecto, muchos pozos de baja permeabilidad, que muestran severas declinacionesde caudales son casos de verdadera presin de flujo constante y pueden seranalizados como tales.

Ensayo isocronal modificado : (Katz - 1959) (Fig 3.4)En periodos de muy baja permeabilidad se puede requerir periodos de cierre extensospara obtener una presin final de restitucin, an despus de periodos de flujorelativamente cortos (2-3 horas).

En un intento de acortar el tiempo de prueba, se propuso el denominado ensayoISOCRONAL MODIFICADO. Los periodos de cierre para este ensayo son iguales alos periodos de flujo, las presiones de cierre no estabilizadas, son utilizadas paracalcular las diferencias en la relacin de presin usada con el prximo caudal de flujo.En el ensayo ISOCRONAL MODIFICADO, cada periodo de flujo comienza en unacondicin de cierre. Se recomienda antes de dar inicio a la prueba dejar fluir el pozo alcaudal mximo permisible para obtener una limpieza adecuada del pozo con el objetode que los resultados obtenidos del ensayo sean representativos y no den lugar a larepeticin de la prueba.

Estas operaciones de perodos de flujo y cierres alternados como indicamos

anteriormente, estn pre-establecidos, a fin de que en la evaluacin efectuada atravs de ensayos se tenga buena informacin, en la prctica se utiliza comnmenteun flujo a travs de chokes 16, 20, 24 y 28/64 por un perodo de 6 u 8 horas.

Los registros de datos de caudales y presiones de flujo deben ser tomados yreportados en forma horaria, teniendo especial cuidado en la relacin gas-lquido y lagravedad API del condensado recuperado.

En pozos de alta presin y baja permeabilidad, normalmente en el transcurso delensayo, no se tiene el GOR constante, esto debido a que el pozo acumula lquidosdurante la prueba o descarga lquidos, siendo aconsejable fluir a regmenes altos paramantener el pozo libre de lquidos.

3.4 INTERVENCION DE POZOS (WORKOVERS)

Son operaciones destinadas a mejorar la productividad de un pozo. A veces se trata deproblemas en el equipo subsuperficial lo cual requiere de una reparacin del mismo, aveces pueden presentarse dificultades en el flujo de los fluidos dentro del reservorio opuede haber necesidad de cambiar de nivel productor. Para la ejecucin de estasoperaciones se requiere de equipos especiales como ser los equipos de workover y losequipos de cable o wireline. Las tres operaciones de intervencin son las siguientes:

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REPARACION DE POZOS: Consisten en la extraccin y mantenimiento, reparacin ycambio de algn componente del arreglo subsuperficial del pozo.

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RETERMINACION DE POZOS: Se trata del cambio de las areniscas productoras poragotamiento de las antiguas o para probar otros niveles productores. Puede requeriruna cementacin forzada (CF) de los niveles agotados y el baleo de otros niveles deinters o tambin se puede tratar de un cierre y apertura de camisas deslizables parahabilitar niveles en un arreglo selectivo.

REACONDICIONAMIENTO: Son operaciones destinadas a mejorar la productividad deun pozo mediante estimulacin del reservorio, control de arena y aislamiento de zonasacuferas.

Los problemas de taponamientos o de baja permeabilidad se pueden presentar de lasiguiente manera:

Wellbore o borde de pozo: En las caeras o punzados se suelen presentardepsitos o costras con el paso del tiempo. Estos depsitos pueden ser producidospor: Bacterias, corrosin, asfaltos, parafinas, sales no solubles en el agua deformacin, etc. Todos estos depsitos reducen la capacidad productiva de un pozo

al actuar como tapones que impiden el flujo de los hidrocarburos dentro del pozo.

Matrix o piel: (Fig. 3.5). En la parte de la formacin que est pegada a la caerade produccin se puede presentar una piel o skin que es un rea daada porlos fluidos de perforacin o de intervencin, hinchamiento de arcillas, cementacin,emulsiones y bloqueo por agua, reduciendo la permeabilidad del reservorio.

Baja permeabilidad natural: (Fig. 3.6). Existen reservorios que presentan unabaja permeabilidad, es decir, los canales por donde circula el flujo de loshidrocarburos son muy estrechos, perjudicando la produccin del pozo.

Las Estimulaciones son las tcnicas empleadas para aumentar la capacidad deproduccin de un pozo mediante procesos qumicos o mecnicos sobre un reservorio.Las tcnicas de estimulacin pueden ser de tres tipos: Tratamientos con qumicos,acidificacin y fracturamiento.

Tratamientos con qumicos: Se emplean algunos productos qumicos paralimpieza cuando hay depsitos de asfalto en el borde del pozo. En ste caso, seevita la inyeccin de stos qumicos dentro de la formacin. Tambin se puedeutilizar un tratamiento qumico cuando hay bloqueo por emulsin de petrleo yagua, inyectando dentro de la formacin, pero evitando la fractura de la zona. Losproductos qumicos que se emplean son: Surfactantes, solventes orgnicos,estabilizadores de arcillas, bactericidas, removedores de restos slidos y

dispersantes de arcillas. Acidificacin: El principal propsito de los cidos es el de disolver minerales. Se

emplean cidos con aditivos para remover restos slidos en el borde del pozo.Tambin se puede emplear para recuperar la permeabilidad de la formacin enzonas daadas, pero a un caudal menor al de la gradiente de fractura. Los cidos

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ms empleados son: Clorhdrico, clorhdrico-fluorhdrico, actico, frmico y fluorbrico. Fracturamiento: (Frac). Se emplea para incrementar la produccin cuando la

permeabilidad es pobre o para recobrar pozos viejos. Esta tcnica consiste eninyectar dentro de la formacin, un fluido a gran presin y con un caudal mayor delque la formacin puede absorber, ocasionando un rompimiento ocasionado por lala presin que se aplica para separar la fuerza de estrechamiento que existe en la

roca. Los fracturamientos pueden ser: Hidrulicos y con cido.Los hidrulicos se emplean exclusivamente en areniscas empleando un fluidosuficientemente viscoso para llevar arena.El frac con cido es empleado en las formaciones de gran solubilidad con el cidoclorhdrico como ser las calizas. En ste caso, el cido carcome las paredes de lafractura, dejando un canal por el cual puedan fluir los hidrocarburos.

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UNIDAD IVMETODOS DE EXTRACCION O RECUPERACION

4.1 RECUPERACIN PRIMARIA (CONVENCIONAL)

Cuando el pozo esta iniciando su produccin, ste tipo de recuperacin puede ser:Surgencia Natural o de levantamiento artificial.

4.1.1 SURGENCIA NATURAL

Se emplea al iniciar la produccin en reservorios de gas o de gas-condensado,donde las presiones generalmente son altas.

Levantamiento artificial: Cuando el pozo deja de fluir, por que su energa naturalse agot, significa que se produjo casi todo el gas que contena el reservorioproductor, pero an permanece en su interior la mayor parte del petrleo ocondensado (75%), de la cantidad original.

Entonces, es necesario emplear algn mtodo artificial para ayudar a que loslquidos salgan del pozo, los ms importantes son: Gas lift, bombeo mecnico,bombeo electro-sumergible, por cavidad progresiva y extraccin plunger lift.

4.1.2 GAS LIFT. (GLS)

(Fig. 4.1). Consiste en bajar un arreglo sub-superficial con vlvulas en distintasprofundidades y al final del tubing, una vlvula de pie. El gas lift es inyectado en elespacio anular y va abriendo en forma paulatina cada una de las vlvulas paraingresar dentro del tubing. Entonces, empieza a empujar los baches de petrleoque se encuentran encima de cada vlvula y lo sacan a la superficie.

Los equipos necesarios para recuperar fluidos por el sistema gas lift los cualesson: Vlvulas de gas lift, Mandriles, Packers y Equipos de superficie para controlde inyeccin de gas.

Vlvulas de Gas Lift: Herramientas que permiten la inyeccin de gas a altaspresiones a la tubera de produccin donde se encuentran los fluidos que serntrasladados a la superficie. La instalacin de ms de una vlvula de gas lift en unarreglo facilita el arranque y la operacin del sistema. Estas vlvulas vanincorporadas en la tubera de produccin a distintas profundidades.

Mandriles: Material que sirve de proteccin a las vlvulas que se alejan en elbolsillo del mismo. Debido a esto se considera que su construccin debe ser de unmaterial resistente al colapso hasta 6000 Psig y que el flujo de gas que entra a latubera de produccin a travs de la vlvula debe tener un ngulo de deflexin detal manera que toda la energa del gas se transmita para elevar el fluido a lasuperficie.

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Estos mandriles al igual que las vlvulas pueden ser utilizadas para la inyeccin deproductos qumicos, agua y otros.

Packers: Son elementos de aislamiento que permiten seleccionar zonasproductivas o roturas existentes en la caera de produccin. En el sistema gas liftse utilizan varios tipos que se deben seleccionar segn el tipo de arreglo que sequiera instalar el pozo.

Equipos de superficie para el control de gas de inyeccin: El control de lainyeccin de gas en superficie se realiza m

teoria produccion de pozos

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