1.6.
REACONDICIONAMIENTO, RECOMPLETACIÓN (Ra/Rc) Y SERVICIOS A
POZOS[3].
El reacondicionamiento y recompletación se
refieren a todos aquellos trabajos que se realizan a los pozos
activos o
inactivos, cuyo objetivo
principal es mejorar las condiciones productivas de los mismos
(producción de hidrocarburos e inyección de fluidos).
Estos trabajos modifican las condiciones de:
- Pozo: entre estas actividades se encuentran
el cañoneo, control de
arena, gas y
agua,
apertura o cierre de arenas, perforación de ventanas
horizontales ("Reentry") o verticales ("Redrill"),
profundización, lavado de perforaciones, cambios de
método de producción,
conversión de productor a inyector y
viceversa. - Yacimiento: entre estas actividades se
encuentran las estimulaciones con inyección alternada
de vapor, acidificación de zonas, bombeo de
químicos, fracturamiento y recañoneo.
Todas estas actividades antes mencionadas se pueden
realizar con o sin taladro. Esto depende de si el trabajo
necesita el manejo de la tubería o si solo se necesita
hacer uso de una guaya fina.
Los servicios se refieren a todos aquellos trabajos
que se realizan a los pozos activos o inactivos, cuyo objetivo
principal es mejorar las condiciones productivas de los mismos
(producción de hidrocarburos e inyección de
fluidos), sin modificar las condiciones físicas/
mecánicas del pozo y/o yacimiento. Entre estas
actividades tenemos: sacar las varillas y tuberías de
producción, reemplazar el equipo subterráneo,
trabajo de
limpieza de pozos, trabajos de inducción a producción,
conexión del cabezal del pozo y los trabajos de
guaya.
- Fallas en el equipo: Muchas veces las fallas
mecánicas están asociadas con el equipo del
pozo instalado, tales como: filtraciones en la tubería
y la empacadura; fallas del revestimiento y la tubería
y el mal funcionamiento del levantamiento artificial. Las
indicaciones de la presión de superficie generalmente
indicarán la fuente del problema, pero los estudios de
presión y temperatura son útiles donde se puedan
aplicar.
- Pozos no problemáticos.
Aunque la corrección de pozos
problemáticos constituye una gran parte del programa de
reacondicionamientos, hay muchas razones por las cuales se
hacen reacondicionamientos. Los de mayor importancia son: (1)
reterminación o terminación múltiple;
(2) evaluación del yacimiento; (3)
instalaciones de servicios.
- Reterminación, terminación
múltiple: Estos reacondicionamientos son hechos
para obtener producción adicional en zonas nuevas o
para drenar más efectivamente un yacimiento
desarrollado. La revisión periódica del
comportamiento del yacimiento, mapas de
subsuelo y las capacidades de producción del pozo,
conducirán frecuentemente a reacondicionamientos
económicamente atractivos en esta categoría. La
selección del intervalo de
producción debe ser considerada cuidadosamente, como
se discute bajo la sección de selección del
intervalo, para prevenir una producción prematura de
gas o agua y para minimizar reacondicionamientos
futuros. - Evaluación del yacimiento: Un control
geológico y del yacimiento, muchas veces requiere
pruebas
exploratorias para localizar contactos o probar arenas de
contenidos desconocidos. El análisis cuidadoso de todos los
datos
disponibles es necesario para asegurar que el costo de
este tipo de reacondicionamiento sea justificado. - Instalaciones de servicios: Los pozos de
inyección de gas y agua, pozos de eliminación y
de fuentes de
agua, están incluidos en este grupo.
Asociado generalmente con proyectos
adicionales de recuperación o requerido por otras
razones, el análisis generalmente está limitado
a la designación del pozo óptimo para lograr el
resultado deseado. La disponibilidad del pozo, la
localización estructural, desarrollo
de arena y la selección del equipo, están entre
las mayores consideraciones.
1.7.
TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA.
1.7.1. REJILLAS O "LINERS"
RANURADOS[10].
Las rejillas o "liners" ranurados sin empaques con
grava, constituyen la manera más sencilla de controlar
la producción de arena en pozos horizontales dependiendo
lógicamente del grado de consolidación de la
arena a producir. Este mecanismo debe emplearse, sólo si
se tiene una arena bien distribuida y limpia, con un
tamaño de grano grande, porque de lo contrario la
rejilla o forro terminará taponándose. Las
rejillas y "liners" actúan como filtros de superficie
entre la formación y el pozo, puesto que el material de
la formación se puentea a la entrada del "liner". Las
rejillas y los "liners" ranurados previenen la
producción de arena basados en el ancho de las ranuras o
aperturas para el flujo, denominado también calibre,
creando así un filtro que permite la producción
de petróleo.
Existen varios criterios para diseñar las
aberturas del "liner" ranurado, en algunos casos, se
dimensionan de manera que su tamaño duplique el
diámetro del grano de arena de formación en el
percentil cincuenta de la arena (D50), en otros casos, se
diseñan para que su tamaño triplique el percentil
diez más pequeño de la arena (D10). Estos
criterios de dimensionamiento se derivan de varios estudios, en
los cuales se determinó que un grano de arena de
formación forma un puente en la abertura de una ranura
cuyo tamaño sea dos o tres veces el diámetro del
grano, siempre y cuando dos partículas traten de entrar
en la ranura al mismo tiempo.
Evidentemente, la formación de estos puentes requiere
que haya una concentración suficiente de arena de
Formación que trate de penetrar la rejilla o "liner" al
mismo tiempo.
Evidentemente, la formación de estos puentes
requiere que haya una concentración suficiente de arena
de Formación que trate de penetrar la rejilla o "liner"
al mismo tiempo. En otras palabras funcionan como filtros de
superficie, puesto que el material de la formación se
puentea en su superficie. Las rejillas y "liners" ranurados
previenen la producción de arena basados en el ancho de
las ranuras[10]. La Fig. 1-25 presenta un
"liners" ranurado típico.
Para ver el gráfico seleccione
la opción "Descargar" del menú superior
Fig. 1-25. Rejilla o "Liner" Ranurado.
1.7.1.1. Limitaciones de las Rejillas o "Liners"
Ranurados.
Uno de las limitaciones más rápidamente
identificables de las rejillas solas o "liner" ranurado como
una técnica de control de arena, es la corrosión de las ranuras antes de que
ocurra el puenteo.
Si los puentes que se han formado no son estables,
pueden romperse cuando cambie la tasa de producción o
cuando se cierre el pozo. Ahora bien, debido a que los puentes
pueden romperse, es posible que la arena de la Formación
se reorganice, lo cual, con el tiempo, tiende a ocasionar la
obstrucción de la rejilla o "liner". Por tanto, cuando
se utilice esta técnica para controlar arena de
Formación, el diámetro de la rejilla o "liner"
debe ser lo más grande posible, con el fin de minimizar
la magnitud de la reorganización de los granos que pueda
ocurrir. Para que una rejilla o "liner" ranurado sean eficaces,
deberán utilizarse exclusivamente en formaciones de
permeabilidad relativamente elevada, que contengan poca o
ninguna arcilla y cuyos granos de arena sean grandes y
estén bien distribuidos. Si la formación presenta
suficiente arcilla, los puentes de arena que se forman en la
rejilla o en el "liner" podrían obstruirse. Si el rango
de tamaño de las partículas de arena es amplio
y/o diverso, es posible que la rejilla o "liner" ranurado se
obstruya con granos de arena.
Los pozos de petróleo y/o gas con arenas bastantes
sucias y con tamaños de granos pequeños, son
normalmente formaciones no-uniforme. Esto no permitirá
un apropiado puenteo de la arena de la formación sobre
la rejilla o "liner". En la mayoría de los casos
algún puenteo ocurrirá pero con una
reducción de la producción debido a la
invasión de las partículas más
pequeñas en las aberturas de las rejillas de alambre
enrollado. Esto en efecto limita el uso de rejilla sola o
"liner" como una técnica para controlar la arena de la
formación. Otro factor sería el tipo de
formación (friable, parcialmente consolidada ó no
consolidada). Las Formaciones friables posiblemente nunca
colapsaran alrededor de la rejilla o "liner", pero
producirán cantidades pequeñas de arena durante
la producción del fluido. Las arenas parcialmente
consolidadas y las arena no consolidadas se derrumbarán
y llenaran las perforaciones y el espacio entre el revestidor y
la rejilla con la subsecuente reducción de la
permeabilidad en las perforaciones y en el espacio del
revestimiento/rejilla. La experiencia indica que las
completaciones con rejillas solas en hoyo abierto, la
formación rara vez colapsa totalmente sobre la rejilla,
lo que pueda permitir el transporte
de material taponante a la superficie de la misma.
La productividad
inicial de las completaciones con rejillas solas es
generalmente buena, pero la declinación de
producción subsecuente es típica. Las rejillas
suelen no ser muy exitosas en muchos pozos consecuencia del
taponamiento de las ranuras de la rejilla y posterior
declinación de la producción.
La selección entre rejilla y "liner" ranurado
se basa fundamentalmente en factores económicos. El
"liner" ranurado es menos costoso, pero presenta limitaciones
de anchura de las ranuras y, por lo general, tiene menos
área de flujo disponible. Por su parte, las rejillas
pueden tener aberturas mucho más grandes y un
área de flujo mayor, pero resultan más
costosas.
Ventajas de las rejillas solas o "liners"
ranurados.
- Fáciles de correr.
- Pueden ofrecer un control de arena razonablemente
bueno en condiciones adecuadas.
Desventajas de las rejillas solas o "liners"
ranurados.
- Si el puente que se ha formado no es estable, y se
rompe, el "liner" o rejilla puede obstruirse con el tiempo
debido a la reorganización de la arena de
Formación. - En pozos de alta tasa hay la posibilidad de que
ocurra una falla del "liner" o rejilla por erosión antes de que se forme el
puenteo. - Adecuados únicamente para formaciones de
granos grandes y bien distribuidos, alta permeabilidad y poca
o ninguna arcilla.
A continuación la Tabla 1-5presenta los
diámetros máximos y óptimos de rejillas
para los distintos tamaños de
revestidor[11]:
Tabla 1-5. Diámetros
Recomendados de Rejillas para el Interior del
Revestidor.
1.7.2. REJILLAS
PRE-EMPACADAS[12].
Las rejillas pre-empacadas son un filtro de dos-etapas
con las envolturas externas e internas de la rejilla que
entrampan el medio filtrante. El medio filtrante
(típicamente grava) no deja pasar los granos de la
Formación más pequeños, esta arena
actúa como agente puenteante cuando se produce arena de
Formación mientras que la envoltura exterior de la
rejilla filtra los granos de la Formación más
grandes, las rejillas pre-empacadas se aplican en zonas donde
la utilización del empaque con
grava es difícil (zonas largas, pozos muy desviados,
pozos horizontales y Formaciones heterogéneas). Las
ventajas y desventajas de usar rejillas pre–empacadas
son:
Ventajas del método:
- A pesar de ser pre-empacadas no se aumenta el
radio externo
de las rejillas. - En algunos casos son menos costosas que las
tuberías ranuras de gran diámetro. - Poseen mayor capacidad de flujo por
pie.
Desventajas del método:
- Es muy propensa a daños físicos
durante su asentamiento en el pozo. - La grava consolidada es poco resistente a la
erosión. - La grava consolidada al igual que los sistemas
de consolidación plástica son poco resistentes
a la acción de ácidos, vapor, etc. - Productividad de los pozos se reduce cuando las
aberturas se taponan.
La utilización de las rejillas pre-empacadas
implica tener presente dos posibles problemas:
- Taponamiento: si la rejilla no se encuentra
protegida es muy probable que la misma se tapone con finos de
la Formación durante el proceso de
formación del puente arena. - Daños de la grava pre-empacada: si el pozo
es demasiado inclinado, o las rejillas se colocan en pozos
horizontales de radio corto se generan fracturas en la grava
consolidada que generarán un bajo desempeño de la misma.
Las pautas a seguir para utilizar rejillas
pre-empacadas son prácticamente las mismas que rigen el
empleo de
rejillas solas o "liners" ranurados, Formaciones altamente
permeables de granos de arena grandes y bien distribuidos, con
poco o ningún contenido de arcillas u otros finos. Debe
considerarse la aplicabilidad de las rejillas pre-empacadas en
pozos de radio corto, en los cuales, la grava recubierta de
resina y consolidada podría agrietarse mientras se
empuja a través de los grandes ángulos de
inclinación del pozo. Este agrietamiento podría
afectar la capacidad de filtración de arena que posee la
rejilla, lo cual resulta particularmente cierto en el caso de
la rejilla pre-empacada simple, donde el agrietamiento de la
grava recubierta de resina y consolidada puede hacer que la
grava se salga de la camisa perforada, exponiendo directamente
la rejilla interior a la producción de arena de
Formación.
Existen diferentes diseños de rejillas
pre-empacadas, los más comunes incluyen rejillas
pre-empacadas de rejilla doble, rejillas pre-empacadas de
rejilla sencilla y slim-pak.
- La rejilla doble: consiste en una rejilla
estándar y una camisa adicional sobre la primera
camisa. El espacio anular entre las dos camisas se rellena
con grava revestida con resina. Todo el ensamblaje de la
rejilla se coloca en un horno y se calienta para permitir que
la grava revestida se consolide. - La rejilla pre-empacada sencilla: posee, en
primer lugar, una rejilla estándar. En este caso, se
instala un tubo perforado especial sobre la camisa. Este tubo
está envuelto en un papel especial para sellar los
orificios de salida, y la región anular entre la
camisa y el tubo perforado se llena con grava revestida con
resina. El ensamblaje se cura en un horno y se saca el papel
que está alrededor del tubo exterior. - La rejilla Slim-Pak: es similar a la rejilla
estándar, con dos excepciones importantes. En primer
lugar, alrededor de la parte exterior de la base de
tubería perforada se enrolla una rejilla de malla muy
fina y se asegura antes de instalar la camisa. En segundo
lugar, el espacio entre la camisa y la rejilla de malla fina
se llena con arena de empaque revestida con resina.
Después se lleva la rejilla a un horno, para curar la
grava revestida y obtener una capa fina de grava consolidada
entre la camisa de la rejilla y la tubería
base.
En la Fig. 1-26, se muestran los tres tipos de
rejillas ya mencionadas.
Para ver el gráfico seleccione
la opción "Descargar" del menú superior
Fig. 1-26. Tipos de Rejillas
Pre-Empacadas.
1.7.3. COMPLETACIONES A HOYO REVESTIDO CON EMPAQUE
CON GRAVA[10].
El empaque con grava en "Hoyo Revestido" es una de las
técnicas de control de arena más
comúnmente utilizada por la industria
petrolera. Este método de control de arena utiliza una
combinación de rejilla y grava para establecer un
proceso de filtración en el fondo del pozo. La rejilla
es colocada a lo largo de las perforaciones y un empaque de
grava con una distribución adecuada de arena es
colocado alrededor de la rejilla y en las perforaciones.
Después de esto, la arena del empaque de grava en las
perforaciones y en el anular de la rejilla-revestidor filtra la
arena y/o finos de la formación mientras que la rejilla
filtra la arena del empaque con grava. La Fig. 1-27
muestra una
completación típica a hoyo revestido con empaque
con grava:
Para ver el gráfico seleccione
la opción "Descargar" del menú superior
Fig. 1-27. Esquema de un Empaque con Grava en Hoyo
Revestido.
Una variedad de técnicas son usadas para
colocar la rejilla frente a las perforaciones y controlar la
colocación de la grava. La elección de la
técnica más adecuada dependerá de las
características particulares del pozo tales como
profundidad, espesor del intervalo, presión de la
Formación, etc. Los numerosos sistemas de fluidos y
herramientas
están disponibles para mejorar la producción
final del pozo empacado con grava. Las diferentes
técnicas más conocidas se listan a
continuación:
- Circulación en reverso.
- Circulación Crossover.
- Técnica de Washdown.
- Sistemas convencionales – Empacados con
agua. - Sistemas de empaque por lechada de cemento.
- Técnica de Squeeze.
- Técnica de un viaje.
- Técnica de Washdown.
Desafortunadamente, la eficiencia de
una completación con empaque con grava,
independientemente de la técnica que se utilice, genera
daño
al pozo en muchos casos. El daño cercano a la boca del
pozo como un resultado de la completación con empaque
con grava podría atribuirse a varios mecanismos o
más probablemente, es el resultado acumulativo de una
variedad de ellos. Estos podrían incluir el taponamiento
del empaque y la pérdida del fluido durante la
completación. El taponamiento del empaque ocurre
principalmente por la migración de finos desde la
formación, que invaden el empaque con grava cuando el
pozo es colocado en producción. Asimismo, la
pérdida de fluido durante el empaque con grava es un
problema serio, sobre todo en zonas de alta permeabilidad. Esta
pérdida de fluido puede producir una variedad de
mecanismos de daños tales como:
- Problemas de depositación de escama por la
interacción del agua de la
Formación con los fluidos perdidos durante la fase de
completación. - Daño debido a la alta viscosidad de
los fluidos perdidos. - Daño debido a la presencia de
partículas sólidas como carbonato de calcio o
sal usados como aditivos para controlar pérdidas de
fluidos, bombeados antes del empaque con grava, que pueden
crear problemas de taponamiento del medio poroso por
sólidos. Esto también crea otros problemas como
potencial puenteo en el empaque.
Ventajas de una completación a hoyo
revestido con empaque con grava.
- Existen facilidades para completación
selectiva y para reparaciones en los intervalos
productores. - Mediante el cañoneo selectivo se puede
controlar con efectividad la producción de gas y
agua. - La producción de fluidos de cada zona se
puede controlar y observar con efectividad. - Es posible hacer completaciones
múltiples.
Desventajas de una completación a hoyo
revestido con empaque con grava.
- Se restringe las perforaciones del cañoneo
debido a la necesidad de dejar la rejilla en el
hoyo. - Taponamiento debido a la formación de
escamas cuando el agua de
inyección se mezcla con el fluido de
completación a base de calcio usado durante el empaque
con grava. - Pérdida de fluidos durante la
completación causa daño a la
formación. - Erosión / corrosión de la rejilla
debido a la arena que choca contra cualquier superficie
expuesta.
1.8.4. COMPLETACIONES A HOYO ABIERTO AMPLIADO CON
EMPAQUE CON GRAVA[10].
El empaque con grava en "Hoyo Abierto Ampliado"
implica perforar por debajo de la zapata o cortar el
revestimiento de producción a la profundidad de interés,
repasar la sección del hoyo abierto, ampliándolo
al diámetro requerido, para luego colocar una rejilla
frente al intervalo ampliad o, y posteriormente circular la
grava al espacio entre la rejilla o "liner" ranurado y el hoyo
ampliado, de tal forma que la rejilla o "liner" ranurado
funcione como dispositivo de retención de la grava y el
empaque con grava como filtro de la arena de la
Formación[10]. La Fig. 1-28muestra un
esquema genérico de una completación a Hoyo
Abierto Ampliado.
Para ver el gráfico seleccione
la opción "Descargar" del menú superior
Fig. 1-28. Completación a Hoyo Abierto
Ampliado.
La operación descrita, permite aumentar las
dimensiones del hoyo. La razón fundamental que justifica
esta operación en un hoyo abierto es la de remover el
daño presente en la zona más cercana al pozo. El
hoyo de mayor diámetro también aumenta
ligeramente la productividad del pozo, pero esta mejora no es
muy significativa en la mayoría de los casos. La
ampliación del hoyo se puede llevar a cabo simplemente
para lograr una mayor holgura entre la rejilla y el hoyo
abierto. En cualquier caso, deberá realizarse con un
fluido que no cause daño a la Formación.
Los lodos de perforación tradicionales sólo
deberían ser utilizados como última alternativa y
se deberán planificar tratamientos para la
remoción del daño antes de empacar con grava o
poner el pozo a producir.
Los problemas de la ampliación de hoyo tienen
que ver más con problemas operacionales que con aspectos
referentes al tiempo de realización, costos o
productividad.
Los empaques con grava en Hoyo Abierto Ampliado
permiten evitar todas las dificultades y preocupaciones
asociadas con el empaque de las perforaciones en Hoyos
Revestidos y reducen las operaciones de
colocación de grava a una tarea relativamente simple, de
empacar el espacio anular entre el "liner" y el hoyo ampliado.
Debido a que estos empaques no tienen túneles de
perforación, los fluidos de perforación pueden
converger hacia y a través del empaque con grava
radialmente (360º), eliminando la fuerte caída de
presión relacionada con el flujo lineal a través
de los túneles de perforación. La menor
caída de presión que ocurre a través del
empaque en un Hoyo Abierto Ampliado garantiza
prácticamente una mayor productividad, en
comparación con el empaque en Hoyo Revestido para la
misma Formación y/o condiciones.
Ventajas de los empaques con grava en Hoyo Abierto
Ampliado.
- Bajas caídas de presión en la cara de
la arena y alta productividad. - Alta eficiencia.
- No hay gastos
asociados con tubería de revestimiento o
cañoneo. - Menos restricciones debido a la falta de
túneles de perforación.
Desventajas de los empaques con grava en Hoyo
Abierto Ampliado.
- Es difícil excluir fluidos no deseables como
agua y/o gas. - No es fácil realizar la técnica en
Formaciones no consolidadas. - Requiere fluidos especiales para perforar la
sección de hoyo abierto. - Las rejillas pueden ser difíciles de remover
para futuras re-completaciones. - La habilidad para controlar la colocación de
tratamientos de estimulación es
difícil.
La Fig. 1-29muestra las caídas de
presión teóricas de los Empaques con Grava en
Hoyo Revestido y Hoyo Abierto Ampliado, suponiendo los
siguientes casos: completamente empacado (Pre-empacado),
parcialmente empacado (Sin pre-empaque), perforaciones que se
llenan con arena de formación y hoyo abierto ampliado
con empaque con grava. Como la Fig. 1-29 indica, los
empaques con grava en hoyos abiertos ampliados no originan
prácticamente ninguna caída de presión
adicional, y los fluidos de formación convergen en el
pozo, mejorando la productividad en comparación con los
casos de pozos revestidos con
empaque[11].
Fig. 1-29. Diferenciales de
Presión Debido a los Diferentes Tipos de
Empaque.
1.7.4.1. Pautas para la Selección de Pozos
Candidatos al Empaque con Grava en Hoyo Abierto
Ampliado[10].
A pesar de su potencial para lograr pozos de alta
productividad, los empaques con grava en hoyo abierto ampliado
no son apropiados para todos los yacimientos y Formaciones. La
mayor desventaja de la completación en Hoyo Abierto
Ampliado es la imposibilidad de aislar fácilmente la
producción no deseada de agua y/o gas. A diferencia de
las completaciones en Hoyo Revestido, las cuales pueden ser
cañoneadas de manera precisa y selectiva sólo en
las zonas de interés, las completaciones en Hoyo Abierto
Ampliado ofrecen un control bastante menor sobre cuáles
son los fluidos (agua, petróleo o gas) que están
fluyendo del frente de la Formación. Además, en
un pozo de Hoyo Revestido, las operaciones correctoras (como la
cementación forzada, el taponamiento o empaques dobles)
para aislar la producción no deseada de fluido, pueden
llevarse a cabo con una probabilidad de
éxito
razonablemente buena. Estas operaciones correctoras, descritas
anteriormente, en un Hoyo Abierto Ampliado (con la posible
excepción del taponamiento) son más arriesgadas y
con mayores probabilidades de fracaso. Considerando esto, las
completaciones en hoyo abierto ampliado son más
apropiadas para formaciones que producirán un fluido
monofásico (petróleo o gas) durante un
período largo de tiempo, debido al bajo riesgo que
representa el reacondicionamiento para eliminar la
producción no deseada de algún fluido.
Un requerimiento esencial de los empaques con grava en
hoyo abierto ampliado es mantener la estabilidad del hoyo
durante la fase de completación. La falta de estabilidad
del hoyo es una razón principal por la cual se dificulta
grandemente el procedimiento
de empacar con grava un Hoyo Abierto Ampliado, con mayor
frecuencia en Formaciones no consolidadas y que se dilatan
fácilmente. Los hoyos inestables dificultan la corrida
del ensamblaje para el empaque con grava y pueden evitar una
colocación correcta de la grava si la Formación
se derrumba alrededor de la rejilla. Es necesario evitar los
empaques con grava en Hoyo Abierto Ampliado para las
Formaciones con limitaciones de arena y lutitas, especialmente
si las últimas tienden a hincharse y/o derrumbarse.
Durante la colocación de la grava, la lutita
podría mezclarse con la arena del empaque, lo cual
reduce la permeabilidad de la grava y afecta el comportamiento
del pozo. También en este caso, la escogencia del fluido
de completación apropiado puede generar algunos de los
problemas asociados con Formaciones que tienen limitaciones de
arena y lutita.
El fluido utilizado para la perforación del
Hoyo Abierto es decisivo en el éxito de la
completación. Los siguientes son los requerimientos
generales de un fluido de perforación ideal:
- Compatible con la roca yacimiento (no
dañino). - Buenas propiedades de suspensión de
sólidos. - Baja pérdida de fricción.
- Baja pérdida de filtrado.
- Densidad fácilmente controlable.
- Fácilmente disponible.
- Bajo costo.
- No tóxico.
- Removible fácilmente de la
formación.
Si bien la mayoría de los fluidos de
perforación no cumplen con todas esta propiedades,
algunos de ellos, como los sistemas a base de agua y saturados
con sal y los de carbonato de calcio, presentan buenos
resultados durante la perforación. El aspecto decisivo
es que el fluido de perforación debe causar un
daño mínimo en la cara de la formación.
Los fluidos de perforación cargados de sólidos
deben formar rápidamente un revoque muy impermeable para
así minimizar las pérdidas de filtrado. Es
necesario que el revoque se remueva fácilmente antes y
después del empaque con grava. En algunos casos, las
salmueras limpias han demostrado ser excelentes fluidos de
perforación no dañinos. Cuando el Hoyo Abierto
vaya ser ampliado, se puede utilizar el lodo estándar
como fluido de perforación, siempre y cuando la
operación de ampliación remueva la porción
de la Formación invadida por el lodo y
dañada.
En un Hoyo Abierto Ampliado, la rejilla ó
"liner" se asienta, generalmente, a un pie o dos del fondo del
pozo. Se debe evitar asentar la rejilla en condiciones de
compresión, para evitar su pandeo, el cual sería
perjudicial para la centralización. Si la rejilla no se
asienta en el fondo, o si el fondo del pozo es "blando", las
presiones hidráulicas creadas durante la
colocación de la grava pueden generar fuerzas
suficientes como para hacer que la rejilla se desplace hacia
abajo.
1.8.5. EMPAQUE DE LAS PERFORACIONES.
Llenar completamente los túneles de
perforación con grava del empaque es un requisito
esencial para una completación exitosa en hoyo
revestido. Empacar las perforaciones asegura la longevidad de
la completación, al evitar que la arena de
formación entre y tapone los túneles y/o el
empaque con grava en el espacio anular. Al empacar las
perforaciones, el material de mayor permeabilidad se ubica en
el área crítica de flujo lineal, a través
del túnel de perforación, lo cual lleva a una
caída de presión mínima.
1.8.6. EMPAQUES CON GRAVA
"CORRECTORES".
Con frecuencia se plantean dudas con relación
al éxito de los empaques con grava, en formaciones que
ya han producido arena de formación con empaques con
grava colocados en la completación inicial. Estos
empaques con grava "correctores" se llevan acabo, generalmente,
en pozos que no fueron empacados originalmente, pero que han
comenzado a producir arena de manera incontrolable.
EJEMPLOS DE REPORTES DE DATOS DE POZOS QUE MUESTRAN
ALGÚN TIPO DE COMPLETACIÓN
Para ver los gráficos seleccione la opción
"Descargar" del menú superior
. Ejemplo de Costo de Completaciones por
Reacondicionamiento
Tabla 2-20. Costo Asociado Para un
Hoyo Revestido con Empaque con grava, Completación
sencilla.
Para ver la tabla seleccione la
opción "Descargar" del menú superior
Tabla 2-21. Costo Asociado Para un Hoyo Revestido con
Rejilla Pre-Empacada, Completación
selectiva.
Para ver la tabla seleccione la
opción "Descargar" del menú superior
Ejemplo de Reporte Económico y Tipo de
Completación
Para ver la tabla seleccione la
opción "Descargar" del menú superior
Ejemplo de un Procedimiento de trabajo para completar
un pozo (problema especifico):
- Verificar presiones y condiciones de
superficie. - Revisar cabezal y probar sellos primarios y
secundarios, sin taladro. - Controlar el pozo con agua fresca de 8,33
lb/gal. - Desasentar empacaduras hidráulicas a 4084 y
a 4158 pies. - Recuperar la completación existente y
realizar limpieza del hoyo. - Aislar con cemento el intervalo cañoneado de
4220 – 4232 pies. - Realizar limpieza de los restos de cemento en el
pozo. - Bajar tubería con fresa cónica para
eliminar el tapón de hierro
colocado a 4245 pies. - Aislar con cemento los intervalos cañoneados
de 4422 – 4435, 4451 – 4454, 4459 – 4472 y 4475 – 4492
pies. - Realizar limpieza de los restos de cemento en el
pozo. - Bajar tubería con fresa cónica para
eliminar el tapón de hierro colocado a 4502
pies. - Aislar con cemento el intervalo cañoneado de
4511 – 4522 pies. - Realizar limpieza de los restos de cemento en el
pozo. - Asentar tapón de hierro a 4530
pies. - Cañonear el intervalo 4507 – 4519 pies
perteneciente a la arena U2U y el intervalo 4451 –
4491 pies perteneciente a la arena U1M,L. - Recompletar sencillo selectivo en las arenas
U2U y U1M,L con tubing de 2 7/8" EUE y 6,5
Lb/pie, con intervalos de rejillas pre-empacadas sencillas
(grava de YxZ" y ranuras de W") a 4446 – 4496 y 4502 –
4524 pies, con empacaduras hidráulicas Bkr "N" a 4446,
4496 y 4502 pies, con camisas deslizantes a 4464, 4476 y 4513
pies, y con equipo de levantamiento artificial de Bombeo de
Cavidad Progresiva (BCP). - Probar espacio anular con 300 lppc.
- Mantenimiento general y refacción del
árbol del pozo. - Avisar al departamento o equipo de
producción para realizar la conexión de la
línea de flujo y dar comienzo a la
producción.
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superior
Fig. 3-2. 1º Diagrama
Propuesto Pozo ES-417.
EJEMPLO DE POZO COMPLETADO
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Fig. 3-4. Diagrama Actual Pozo
ES-419.
- FLORES H. Len U. y PACHECO. Juan C.
Evaluación de Pozos con Fines
de Reactivación de la Producción en el
Área Mayor de Socororo Zona Oeste.
Trabajo Especial de Grado, Universidad Central de Venezuela.
Caracas, Noviembre 2003. - PEÑARANDA, J y TREJO, E. Estudio y
Diseño de Esquemas de
Completación para los Pozos a ser Perforados en el
Área Mayor de Socororo. Trabajo Especial de Grado,
Universidad Central de Venezuela. Noviembre,
2002. - Ingeniería de Producción Sistema de
Completación. PDVSA CIED. 1995. - Curso de Completación de Pozos. LAGOVEN
S.A. Tamare, Edo. Zulia.1990. - Rondón, M. y Marques, D. Estudio para el
Mejoramiento de la Productividad de los Pozos del Área
Mayor de Socororo mediante la Aplicación de Métodos de Levantamiento
Artificial. Trabajo Especial de Grado, Universidad
Central de Venezuela. Octubre, 2002. - Brown, K. The Technology of Artificial Lift
Methods. Oklahoma; Penwell Publishing Company, 1984. 445
p. - American Petroleum Institute. API RP 11L: Design
Calculations for Sucker Rod Pumping Systems. American
Petroleum Institute: Division of Production, Texas.
1967. - Reyes, Y. Optimización del Sistema
Experto de Levantamiento Artificial. Tesis de
Grado, Universidad Central de Venezuela,
1999. - Revard, J. The Progressing Cavity Pump
Handbook. Oklahoma; Penwell Publishing Company, 1995. 157
p. - Martínez, S. Análisis del Bombeo
Hidráulico Tipo Jet como Método de
Levantamiento Artificial de Crudo. Informe de
Pasantía. Universidad Simón Bolívar, 1997. - Fonseca, F. Estudio Técnico
Económico de las Completaciones Hoyo Entubado con
Empaque con Grava, Hoyo Entubado con Fracturas Altamente
Conductivas y Hoyo Abierto Ampliado con Empaque con Grava
para los Pozos SOC-3 y SOC-5 del Campo Socororo Área
Mayor de Socororo Trabajo Especial de Grado Universidad
Central de Venezuela, Facultad de Ingeniería, Escuela de
Petróleo. Julio, 2002. - McKinzie Howard. Sand Control. Tulsa,
Oklahoma; Ediciones OGCI, 2.001. 250p. - Díaz, C y Díaz Yoslery.
Diagnóstico del Problema de Producción de
Arena y Desarrollo de una Metodología para la Selección
del Método más Adecuado para su Control en el
Área Mayor de Socororo. Trabajo Especial de Grado
Universidad Central de Venezuela, Facultad de
Ingeniería, Escuela de Petróleo. Abril,
2002. - Shechter Jr. Oil Well Stimulation. Editorial
Prentice Hall, New Jersey 1992. - Essenfeld, M. Sistema pozo/yacimiento.
Guía para ingeniería de yacimientos IV.
Universidad Central de Venezuela. Facultad de
ingeniería. Escuela de Petróleo.
1995. - Corpomene C.A. Estudio para la
Reactivación del Área Mayor de Socororo.
Caracas, 1999. - PetroUCV S. A. Plan de Desarrollo del
Área Mayor de Socororo 2002 – 2021, Fase I.
PetroUCV S. A. Caracas, 2001. - PÉREZ, P y OBREGÓN, A.
Aplicación de Técnicas Especiales de Control
y Seguimiento de Yacimientos para el Diagnóstico del Área Mayor de
Socororo Asignada a PetroUCV. Trabajo Especial de Grado
Universidad Central de Venezuela, Facultad de
Ingeniería, Escuela de Petróleo. Marzo,
2003.
b o Factor Volumétrico
del petróleo.
r Densidad del
fluido (gr/cm3, lb/gal, etc).
µo Viscosidad del petróleo
(cps).
$/Bbl Dólares por barril.
% AyS Porcentaje de Agua y Sedimentos.
AMS Área Mayor de Socororo.
API American Petroleum Institute.
Bbl Barril.
BCP Bombeo de Cavidad Progresiva.
BMC Bombeo Mecánico Convencional.
BN Barriles Normales.
BNA Barriles Normales de Agua.
BNP Barriles Normales de Petróleo.
BNPD Barriles Normales por día.
Bot Botella.
BPD Barriles por día.
BPPD Barriles de Petróleo por
Día.
Bs Bolívares.
C.A. Compañía Anónima.
CBL-VDL Registros de
evaluación de cemento.
CF Cuello Flotador.
COORD Coordenadas.
cp Centipouse.
D Día.
DE Diámetro externo.
DI Diámetro interno.
EI Eficiencia de Inversión.
Emp Empacadura.
EMR Elevación Mesa Rotaria.
ET Elevación del Terreno.
EUE "External Upset".
°F Grados Fahrenheit.
FDC Perfil eléctrico y de densidad.
FR Factor de recobro.
GOES Gas Original en Sitio, PCN.
Gp Gas producido.
h Espesor del Yacimiento.
Hr Horas.
HP Horse Power.
ISLR Impuesto Sobre
La Renta.
Ko Permeabilidad del
Petróleo.
LAG Levantamiento Artificial por Gas.
Lb Libras.
LOC Localización.
LPG Libras por Galón.
Lppc Libras por pulgada cuadrada.
MMMPCN 1×109 Pies Cúbicos
Normales.
N/S/E/O/E Norte/Sur/Este/Oeste (rumbos
variados).
Np Petróleo producido.
UN "Not-Upset".
P Presión, Lpc.
pbnm Pies bajo el nivel del mar.
PCN Pies Cúbicos Normales.
PDVSA Petróleos de Venezuela, Sociedad
Anónima.
Pe Presión Estática, Lpc.
PF Profundidad Final.
POES Petróleo Original en Sitio, BN.
Pr Presión de Yacimiento, Lpc.
Pulg. Pulgadas.
Pwf Presión de Fondo Fluyente.
Qo Tasa de Petróleo.
Ra / Rc Rehabilitación /
Reacondicionamiento.
re Radio efectivo de Drenaje.
Rev Revestimiento.
RGL Relación Gas – Líquido,
PCN/BN.
RGP Relación Gas – Petróleo,
PCN/BN.
Rs Relación gas petróleo
(PCN/BN).
rw radio del Pozo.
S.A. Sociedad
Anónima.
SP Registro
eléctrico de Potencial Espontáneo.
T Temperatura.
TDC Tapón de Cemento.
TDH Tapón de Hierro.
TIR Tasa Interna de
Retorno.
VPN Valor
Presente Neto.
Wp Agua producida.
- API: "American Petroleum
Institute", formada en 1917 para organizar la industria
petrolera, a fin de ordenar la demanda de
petróleo durante la primera guerra
mundial. Es una organización sin fines de lucro, que
sirve para coordinar y promover el interés de la
industria petrolera en su relación con gobierno y
otros. - Arcillas: son minerales muy
pequeños con una micro estructura
en capas y un gran área de superficie, los materiales
arcillosos están formados por pequeñas
partículas que son clasificadas según su
estructura dentro de un grupo específico denominado
minerales arcillosos. - Área: división
geográfica de mayor escala,
donde se realizan operaciones de exploración y/o
producción. - Arenamiento: fenómeno donde material
de la formación viaja hacia el pozo y la superficie
como parte de los fluidos producidos. - Arenisca: roca sedimentaria clástica
formada por granos de arena cuyo tamaño varía
entre 2 – 0,0625 mm. - Asfaltenos: Son depósitos
orgánicos que provienen de la perturbación del
equilibrio
de los crudos, y pertenecen al grupo de los bitúmenes,
en el cual se encuentran también los maltenos y las
resinas. - Buzamiento: mide el ángulo entre el
plano a estudiar y el plano horizontal. - Campo: proyección en superficie del
conjunto de yacimientos de hidrocarburos con
características similares y asociados al mismo rasgo
geológico. - Cañoneo: método que consiste
en perforar la tubería de revestimiento para hacer
fluir gas natural
y/o petróleo del yacimiento hacia el
pozo. - Cizallamiento: fuerza paralela a la
superficie de los cuerpos. - Compactación: es el proceso
físico donde los sedimentos son consolidados,
resultando una reducción de los poros entre los
granos. - Completación: es la
preparación de un pozo para ponerlo en
producción económicamente. Después que
un pozo es entubado y cementado, cada horizonte productivo es
puesto en contacto permanente con el pozo, permitiendo el
flujo de fluidos del reservorio hacia la superficie a
través de la tubería de producción y el
equipo apropiado para controlar la tasa de flujo. El contacto
con cada horizonte puede ser alcanzado directamente (a hueco
abierto) o por cañoneo a través de la
tubería de revestimiento. Otra definición.-
Trabajos posteriores a la perforación que tienen por
objeto poner el pozo en condiciones de producir. - Compresión: es el proceso donde se
obliga a un cuerpo a reducir su volumen. - Consolidación: este término
está relacionado con los sedimentos que se han
compactado y cementado hasta el grado de convertirse en un
sólido. Las consecuencias típicas de
consolidación incluyen un aumento en la densidad y la
velocidad
acústica, y una disminución en la
porosidad. - Corte de agua: representa el porcentaje de
agua que se produce con un barril de
petróleo. - Diferencial de presión: (pe-pwf)
(Drawdown). Es la diferencia entre la presión
existente en el límite exterior de un pozo y la
presión de fondo de producción del
mismo. - Emulsión: es la formada cuando un
líquido inmiscible disperso en otro y usando un
químico, reduce la tensión interfacial entre
los dos, logrando la estabilidad. - Esfuerzo: es la fuerza
aplicada a un cuerpo pudiendo éste resultar deformado
o tensionado. - Estimulaciones: técnicas de
rehabilitación aplicadas a los pozos, para estimular
su capacidad productora. Entre estas técnicas se
encuentran: forzamiento de arena con petróleo,
forzamiento de arena con agua, fracturamiento,
acidificación, lavado de perforaciones y frac
pack. - Fino: es aquella partícula que posea
un tamaño entre el rango de 44 a 74
micrones. - Formación: se refiere a estratos
rocosos homogéneos de cualquier tipo, usados
particularmente para describir zonas de roca penetrada
durante la perforación. - Fracturamiento: es una forma de permitir el
acceso a los poros de la formación que contiene
hidrocarburos. Se dirige fluido a alta presión hacia
la roca, causando su ruptura. Para mantener la ruptura
abierta se emplean aditivos (agentes de
sostén). - Gas natural: una mezcla de hidrocarburos
gaseosos que se encuentra en muchos tipos de roca
sedimentaria y estrechamente relacionadas a petróleo
crudo, diferenciándose de ésta en el rango de
hidrocarburos y sus constituyentes. El gas natural es
principalmente parafínico, consiste principalmente de
metano,
con proporciones significativas de etano, propano, butano y
algo de pentano, y usualmente nitrógeno y
dióxido de carbono.
Otra definición.- Es el gas natural asociado y no
asociado, en su estado
natural. Puede ser húmedo si tiene condensado, o ser
seco si no tiene condensado. - Grado API: clasificación para
petróleo con propósitos particulares en
función de su densidad.
Numéricamente el valor es obtenido de la
fórmula: [141.5 / Grav. Espec. A 16° C] –
131.5. - Petróleo: una mezcla líquida
de muchas sustancias, principalmente compuestas de hidrógeno y oxígeno. El
petróleo crudo varía en apariencia desde
incoloro hasta completamente negro, tiene una capacidad
calorífica entre 18,300 a 19,500 Btu
por libra y una gravedad específica entre 0.78 y 1.00
(correspondiente a 50° API y 10° API,
respectivamente). De acuerdo a su gravedad se clasifican
en: - Crudo Liviano > 30° API.
- Crudo Medio 22-30°API.
- Crudo Pesado < 22° API.
- Poro: es el espacio vacío que posee
la roca donde se puede almacenar aire, agua,
hidrocarburo u otro fluido. El porcentaje de espacio
vacío es la porosidad de la roca. - Pozo: hoyo que ha sido terminado
apropiadamente con los aditamentos requeridos, para traer a
la superficie la producción de gas y/o petróleo
de un yacimiento. - Pozo abandonado: un pozo que actualmente no
está produciendo, debido a que fue originalmente seco
(dry hole) o debido a que ha cesado de producir. La
regulación peruana requiere que los pozos abandonados
sean taponados para prevenir la
contaminación de petróleo, gas o agua desde
un estrato hacia otro. - Pozo de gas: hoyo que tiene como objetivo de
extraer gas natural y llevarlo hasta la
superficie. - Presión de poro: es la presión
del yacimiento. - Rehabilitación de Pozos (RA/RC):
operación programada que se realiza con fines de
reestablecer y/o mejorar la capacidad del intervalo productor
de un pozo, o de cambiar el horizonte de producción
por otro ubicado a mayor o menor profundidad. Presenta el
esfuerzo requerido para ejecutar trabajos de estimulaciones,
reparaciones, recañoneo y/o terminación a
pozos. - Reparación: trabajos que se hacen
únicamente en las instalaciones de superficie o de
subsuelo de los pozos con fines de corregir inconvenientes o
desperfectos mecánicos que disminuyan o impidan la
producción de pozos. - Reservas posibles: estimado de reservas de
petróleo o gas en base a datos geológicos o de
ingeniería, de áreas no perforadas o no
probadas. - Reservas probables: estimado de las reservas
de petróleo y/o gas en base a estructuras penetradas, pero requiriendo
confirmación más avanzada para
podérseles clasificar como reservas
probadas. - Reservas probadas: la cantidad de
petróleo y gas que se estima recuperable de campos
conocidos, bajo condiciones económicas y operativas
existentes. - Reservas recuperables: la proporción
de hidrocarburos que se puede recuperar de un yacimiento
empleando técnicas existentes. - RGP: es la proporción de
petróleo y gas obtenida en un pozo productor bajo
condiciones de presión y temperatura
dadas. - Viscosidad: la resistencia de un líquido al movimiento
o flujo; normalmente se abate al elevar la
temperatura. - Yacimiento: acumulación de
petróleo y/o gas en roca porosa tal como arenisca. Un
yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos
(petróleo, gas y agua) que se separan en secciones
distintas debido a sus gravedades variantes. El gas siendo el
más ligero ocupa la parte superior del yacimiento, el
petróleo la parte intermedia y el agua la parte
inferior.
AGRADECIMIENTOS
Agradecimientos
al Ingeniero Juan Carlos Pacheco por facilitar el material para
la elaboración de este informe de "Completación
de Pozos Petroleros", y a la empresa
PETROUCV por su apoyo en todo lo que estuvo a su
alcance.
Agradecimientos
al Profesor
Albano Azocar por su apoyo brindado en el curso de Operaciones
en Plantas
Petroleras y proponer el tema de este
informe.
Los
Autores……
Aguirre Eduardo A.
Vivas P. Yoel A.
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