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COMPLETAMIENTO DE POZOS.

MECANISMO DE EMPUJE: FLUJO NATURAL.

ING. HERNEY DELGADO MARTINEZ.

Docente

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

BUCARAMANGA, SANTANDER

2012

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COMPLETAMIENTO DE POZOS.

MECANISMO DE EMPUJE: FLUJO NATURAL.

INTEGRANTES:

MARIO TORRES LOPEZ – 2012764.

EMMANUEL ROBLES ALBARRACÍN– 2082287.

LEONARDO ANDRES VALBUENA LUNA – 2090657

LUIS HERNANDO DUARTE RINCON – 2093264.

DIEGO ALENCER RANGEL RENDON – 2093557.

ING. HERNEY DELGADO MARTINEZ.

Docente

GRUPO: D1.

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

BUCARAMANGA, SANTANDER

2012

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TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN.

2. OBJETIVOS.

3. MARCO TEÓRICO

3.1. FLUJO NATURAL.

3.2. COMPONENTES DE UN COMPLETAMIENTO.

3.3. CONFIGURACIÓN MECANICA DEL POZO.

3.4. CABEZALES DE POZO.

3.5. SARTAS DE PRODUCCIÓN.

3.6. OPERACIONES DE POZO.

4. CONCLUSIONES.

5. BIBLIOGRAFIA.

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1. INTRODUCCION

Durante las primeras etapas de la producción de crudo y gas, los reservorios

proporcionan un empuje natural que se utiliza para recuperar los hidrocarburos.La

recuperación de petróleo por flujo natural o “recuperación primaria” es el proceso

mediante el cual el crudo fluye de forma autopropulsada desde la parte inferior del

pozo a superficie debido a un diferencial de presión a favor del depósito que le

permite vencer la gravedad. Hasta el final de la Segunda Guerra Mundial, la

recuperación de petróleo primario fue el único método de producción de petróleo.

Durante la recuperación primaria, típicamente sólo 5-15% de hidrocarburos

iniciales se producen para yacimientos de aceite.

Las compañías de petróleo y gas gastan menos dinero en recuperación de los

recursos de la tierra durante esta fase inicial. Dado que la producción continúa la

presión del depósito disminuye y por lo tanto disminuye la presión diferencial, lo

que puede requerir el uso de una bomba para aumentar la producción. El límite

para la recuperación primaria es generalmente alcanzado ya sea cuando la

presión del depósito es demasiado baja, o la mezcla de gas o de agua en la

corriente de salida es demasiado alta. La siguiente etapa implica el uso de

técnicas de recuperación secundaria, tales como la inyección de gas o la

inundación

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2. OBJETIVOS

Reconocer y determinar cada uno de los mecanismos del reservorio que

contribuyen en el empuje por flujo natural o empuje primario.

Conocer que herramientas son utilizadas en el completamiento de un pozo

que produce mediante el mecanismo de flujo natural.

Describir algunas operaciones que se aplican a un pozo durante su vida

productiva, como: mantenimiento, estimulación, limpieza y

reacondicionamiento

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3. MARCO TEÓRICO

3.1. FLUJO NATURAL

Existen varias formas de clasificación de los tipos de completamiento. Dentro de

los criterios más comunes se tiene por ejemplo: la clasificación por la estructura

del hueco, como el hueco abierto o el entubado; según la cantidad de zonas

productoras como sencilla o múltiple; y una de las formas de clasificación que

depende del método de producción que se empleará, como levantamiento

artificial o el tema del flujo por medios naturales o “Flujo natural”.

Se denomina como pozo en flujo natural a aquellos pozos completados en

yacimientos que tienen la capacidad de producir fluidos sin asistencia externa, es

decir por medio de su propia energía. Es decir que para que un yacimiento

petrolífero produzca, debe tener suficiente energía innata capaz de expulsar los

hidrocarburos desde cada punto en el yacimiento hasta el fondo de los pozos que

lo penetran, y desde aquí hasta la superficie y las estaciones de recolección.

Las fuentes naturales de energía están representadas por la presión a la cual se

encuentra la roca y sus fluidos (petróleo, gas y agua) en el yacimiento. Estas

energías y fuerzas disponibles, se crearon durante el proceso de formación y

acumulación de petróleo, las cuáles ayudan a desplazar el crudo a través de los

poros de la formación.

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De acuerdo a las características de los yacimientos, existen diferentes

mecanismos de producción en el yacimiento como:

a) Empuje por agua:

Es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción del crudo.

Se debe mantener una relación muy ajustada entre el régimen de producción del

crudo y el volumen de agua que se mueve en el yacimiento pues el frente de

contacto entre el agua y el petróleo debe mantenerse unido para que el espacio

que va dejando el crudo producido sea ocupado uniformemente por el agua.

b) Empuje por gas en solución:

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A medida que la presión disminuye, el gas disuelto en el crudo se libera y se

expande arrastrando el crudo hacia los pozos durante cierta parte de la vida

productiva del yacimiento.

c) Empuje por capa de gas:

Si la presión original del yacimiento se encuentra por debajo de la presión de

burbuja, entonces existe la presencia de una capa de gas original. A medida que

la presión disminuye, el gas disuelto en el crudo se libera formando parte de la

capa de gas y contribuye con la expansión.

d) Compresibilidad de la roca y los fluidos:

La producción de fluidos de un yacimiento, incrementa la diferencia entre la

presión de sobrecarga y la presión del poro, lo que origina una reducción del

volumen poroso del reservorio y un empuje de los fluidos en dirección de los

pozos. La recuperación de crudo mediante el empuje por compactación es

significativa sólo si la compresibilidad de la formación es alta.

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e) Drenaje por gravedad:

Este mecanismo se produce cuando existe suficiente permeabilidad vertical para

permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas

dentro del yacimiento. Ocurre únicamente bajo condiciones especiales en las

cuales el yacimiento tiene alto buzamiento y favorece la segregación por gravedad

del petróleo y gas. Es el mecanismo de empuje primario más eficiente.

En general, los pozos de flujo natural requieren de componentes y equipos de

fondo menos complicados y por lo tanto son más económicos de producir así

como la confiabilidad y la durabilidad de los componentes de fondo es

generalmente mejor que en completamientos que requieren de bombeo. Sin

embargo a altas temperaturas y altas presiones se requiere de grandes esfuerzos

de ingeniería y diseño especializado para asegurar el cumplimiento de los

requerimientos de calidad.

En muchos casos, el pozo puede fluir naturalmente durante la fase inicial de su

vida y posteriormente requerir de la ayuda de métodos artificiales de

levantamiento a medida que el yacimiento se depleta. Tal consideración se debe

revisar al momento del diseño del completamiento para evitar gastos posteriores

innecesarios y la posible interrupción de la producción.

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3.2. COMPONENTES DE UN COMPLETAMIENTO

La selección de los componentes y partes de un completamiento se derivan de los

requerimientos operacionales del campo, pozo o yacimiento para poder lograr

eficiencia, seguridad y una producción económica.

Existen muchos tipos de componentes disponibles, y cada uno es especifico

debido a su función o Variaciones dimensiónales, (ejemplo: servicio H2S o

normal).

Los componentes Primarios de un completamiento se categorizan dela siguiente

forma:

a. Arboles:

El llamado árbol de navidad es un sistema de control de presión localizado en el

cabezal del pozo. Consiste de una serie de válvulas que proveen una interfase

entre el yacimiento, el completamiento y a través de las instalaciones de

producción.

b. Cabezal de pozo:

El cabezal del pozo transfiere las cargas de la tubería de revestimiento y del

completamiento a la tierra por medio de la tubería de revestimiento superficial y

provee un sistema de sello y válvulas para controlar el acceso a la tubería de

producción y el espacio anular. Está hecho de uno o más carretes de tuberías de

revestimiento, carretes de cabezal de tubería (head spool), el colgador y el árbol

de navidad.

c. Colgador de tubería de producción:

La función del colgador de la tubería de producción es la de transferir el peso de la

tubería al cabezal del pozo y contener el fluido del espacio anular entre el

revestidor y la tubería de producción.

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d. Empaques de producción:

La empaquetadura generalmente se considera la herramienta más importante del

pozo en la tubería de producción. Los tipos de empaquetaduras de

completamiento varían grandemente y están diseñadas para cubrir condiciones

específicas del pozo o del reservorio (ejemplo: sencillas o en configuración

agrupada, con sartas sencillas, duales o triples).

Las empaquetaduras de producción pueden tener varias funciones, sin embargo,

su principal función es la proveer la forma de sellar el espacio tubular del espacio

anular. Este sello debe proveer una barrera duradera compatible con los fluidos y

gases de yacimiento al igual que los fluidos y gases de casing.

Las empaquetaduras de producción al mismo tiempo tienen que permitir un flujo

eficiente (de producción o inyección) de la formación a la tubería o conducto de

producción, además una función secundaria, pero siempre importante de la

mayoría de las empaquetaduras, es la de servir de anclaje y soporte de la tubería.

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Empaquetaduras de copa y/o aislamiento no anclan o sostienen la tubería de

producción.

e. Equipos de Gas Lift:

Mandriles de bolsillos laterales con válvulas ciegas se utilizan en completamientos

de pozos de flujo natural donde los costos de workover son altos y el yacimiento

requerirá de métodos de levantamiento artificial para su máximo drenaje.

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f. Válvulas de seguridad de subsuelo:

Estas Válvulas de control de flujo, operadas por fluido hidráulico o flujo del pozo se

utilizan Costa-afuera o en locaciones criticas (pozos próximos a poblados) y su

función es la de proteger el ambiente, el yacimiento, las facilidades y el personal.

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g. Equipos de control de flujo:

Válvula de seguridad recuperable por tubería .

Niples de flujo:

Estos equipos expanden el valor del completamiento ya que introducen

flexibilidad. Niples, Camisas, Tapones, chokes, test tools, standing valves,

Colgadores de Herramientas de registro, etc. se pueden utilizar.

Equipos permanentes y recuperables:

Empaque recuperable sencillo de asentamiento hidráulico.

Empaque recuperable sencillo de asentamiento hidrostático Hidro-8.

En la mayoría de los pozos, la tubería de casing o de Liners es un componente

permanente del sistema de completamiento. Ya que el reemplazo del casing o los

procedimientos de reparación son complicados y costosos, se han diseñado

sistemas (usando empaquetaduras) para proteger el casing de presiones

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diferenciales y condiciones corrosivas. Las empaquetaduras y la tubería de

producción son en general más fáciles de reemplazar que el sistema de casing.

Empaque permanente de asentamiento hidráulico.

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h. Accesorios de completamiento:

A la tubería de producción se le puede anexar una gran variedad de accesorios de

flujo y otros más que están diseñados para incrementar la versatilidad del

completamiento. Algunos de estos accesorios se corren como parte de la tubería

mientras que otros se instalan y recuperan por métodos de Alambre fino (Slickline)

o coiled Tubing. Los que se instalan con slickline deben tener en la tubería un

complemento, que les permita a estos accesorios recuperables, anclarse de una

forma segura.

Cuando el casing está dañado, dos empaquetaduras se pueden utilizar para aislar

el área dañada. Con el uso de equipos accesorios de completamiento, como un

separador sellante On-Off, se puede recuperar la tubería para reparar y/o

reemplazarla sin necesidad de recuperar la empaquetadura.

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3.3. CONFIGURACIÓN MECÁNICA DE POZOS

De acuerdo a la configuración mecánica del pozo, el completamiento del mismo

puede clasificarse como convencional y permanente.

Se entiende por completamiento convencional a aquella operación en la cual

existe una tubería mayor de 4.5 pulgadas de diámetro externo dentro del pozo y a

través de la cual fluyen los fluidos de la formación hacia la superficie. La mayoría

de las partes mecánicas o equipos de subsuelo pueden ser removidos, es decir no

tienen carácter permanente.

Respecto al completamiento permanente, son aquellas operaciones en las cuales

la tubería de producción y el cabezal del pozo o árbol de navidad, se instalan de

tal manera que todo trabajo subsiguiente se lleva a cabo a través de la tubería de

producción con equipo manejado a cable.

Factores que determinan la configuración mecánica:

Tipo de pozo (productor, inyector, etc).

Número de zonas a completar.

Mecanismo de producción (Natural o artificial)

Procesos de recuperación secundaria (inyección de agua, gas, etc).

Grado de compactación de la formación.

Posibilidades de futuros reacondicionamientos.

Costos de los equipos.

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Ejemplo de estado mecánico para un pozo en flujo natural

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3.4. CABEZALES DE POZO

El cabezal de pozo es la base en la superficie sobre la cual se construye el pozo

durante las operaciones de perforación. Una cabeza de pozo es el componente en

la superficie de un pozo de aceite o de gas que proporciona la interfaz estructural

y sometida a presión para la perforación y los equipos de producción.

Deben estar diseñados para:

Soportar cargas de tensión de tubulares suspendidos.

Tener la capacidad de sellar a presión.

o Aislar el pozo del ambiente exterior

o Aislar entre casings y formaciones del pozo

o Mantener presión durante operaciones de control de pozo, pruebas

de pozo o periodos de cierre.

Permanecer durante la vida del pozo.

o Perforación

o Producción

o Rehabilitación

o Suspensión

o Abandono

Ofrecer una base para el árbol de navidad.

Normatividad Para Cabezales De Pozo Y Árbol De Navidad

API SPEC 6A: Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment.

Incluye equipos de Cabezales de Pozos y árboles de navidad.

o Principalmente la manufactura y especificaciones.

o Realmente no cubre sus aplicaciones o la instalación

Materiales

o Para condiciones estándar y para condiciones con H2S (Norma

NACE)

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Especificación de Temperatura y Presiones Nominales.

Accesorios roscados vs bridados / esparragados / con grapas de acople.

Requisitos de soldadura sobre los equipos de cabezales de pozo.

QUÉ ENCONTRAMOS EN SUPERFICIE?

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Existen varios tipos de cabezales de pozo tales como:

Sistema convencional en carretel.

Sistema de carretes compactos.

Sistema de suspensión en el lecho marino.

Cabezal submarino del pozo.

SISTEMA EN CARRETEL CONVENCIONAL

CUBIERTA DEL CABEZAL DEL REVESTIDOR (CASING HEAD)

Ubicado en la parte inferior del ensamblaje del cabezal de pozo, es el primer

elemento del cabezal de pozo.

Sus principales funciones son:

Permanecer conectado al casing de superficie.

Soporta la siguiente sarta de casing.

Al estar conectado o adaptado al equipo de control de pozo:

o Sella el agujero de la atmósfera.

o Controla la presión en el pozo.

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Descripción

Al usarse en conjunto con una placa base para lograr una distribución más eficaz

del peso, como se muestra a continuación:

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Éstas a su vez, pueden ser:

Fundidas o forjadas de manera integral con el cabezal del revestidor.

Fabricada y unida al cabezal del revestidor con platinas verticales soldadas.

Identificación según Normatividad API

Tamaño nominal ( brida superior nominal )

Presión nominal ( Presión de trabajo )

Ejemplo: 20 3/4 „‟ x 3000 psi

CABEZAL DEL REVESTIDOR TIPO CARRETE (CASING SPOOL)

Sus principales características son:

Sellar la sarta de casing de superficie.

Ofrecer soporte o lugar de asentamiento a la siguiente sarta de casing.

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Descripción

Identificación según Normatividad API

Tamaño nominal ( Bridas superior e inferior nominales )

Presión nominal ( Presión de trabajo superior e inferior )

EJEMPLO: 13 5/8 „‟ x 5000 psi Sup – 20 3/4 „‟ x 3000 Inf.

Colgadores del Revestidor

Sus principales funciones son:

Suspender las sartas de revestimiento intermedio o de producción.

Centrar la sarta de casing en la cubierta del cabezal o en el carretel.

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Sellar el espacio anular del casing.

Existen dos tipos principales de colgadores:

Tipo Cuña con/sin capacidad de sello en el anular.

Tipo Mandril.

CABEZAL DE TUBERÍA TIPO CARRETE (TUBING SPOOL)

Sus principales características son:

Sellar la sarta de revestimiento de producción.

Ofrece apoyo y retención para el colgador de tubería.

Ofrece apoyo para la posterior colocación del Árbol de Navidad.

Posee una especificación típica de presión de trabajo de 10000 psi.

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Descripción

Identificación según Normatividad API

Tamaño nominal ( Bridas superior e inferior )

Presión nominal ( Presión de trabajo superior e inferior )

EJEMPLO: 11‟‟ x 10000 psi Sup – 13 5/8‟‟ x 5000 psi Inf.

Colgadores de tubería

Sus principales funciones son:

Suspender la tubería de producción / inyección.

Sella el espacio anular entre la tubería y el revestimiento.

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Ofrece un apoyo para el montaje del árbol de navidad.

Ubicación

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ÁRBOL DE NAVIDAD (CHRISTMAS TREE)

El propósito del Árbol de Navidad es proveer un control de válvulas de los fluidos

producidos o inyectados al pozo. Es normalmente bridado al sistema de cabezal

de pozo después de correr el tubing de producción. El diseño mostrado es uno de

los más simples y comunes diseños, en él brevemente se puede ver que

comprende 2 válvulas laterales de salida, normalmente una para la producción y

otra para la inyección. Adicionalmente una tercera válvula de salida provee acceso

vertical al tubing mediante herramientas de cable concéntricas o coiled tubing

tools.

La válvula inferior es la válvula máster y controla todo el acceso mecánico e

hidráulico al pozo. En algunos casos, la importancia de esta válvula para brindar

seguridad al pozo es tan alta que es duplicada. Todas las válvulas son en algunos

casos tanto manualmente operadas como controladas remotamente

hidráulicamente como en el caso de las plataformas marinas.

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3.5. SARTAS DE PRODUCCIÓN.

Al discutir los diferentes tipos de completación de pozos, aparece la utilización de

una, dos y hasta tres sartas de producción, según el número de estratos que

ameriten ser producidos independientemente. Tan importantes son las

especificaciones y diseño de cada sarta de producción como las de las sartas de

revestimiento; pues ambas por sí y en conjunto, además de representar una gran

inversión para cada pozo, son el pozo mismo. Por tanto, el funcionamiento eficaz y

durabilidad de cada sarta son garantía de la seguridad y permanencia del pozo.

La manufactura y características de los tubos para sartas de producción se rigen

por normas y propiedades físicas recomendadas por el Instituto Americano del

Petróleo (API), que cubren los siguientes parámetros:

• Diámetro nominal

• Diámetro externo

• Peso nominal, con acoplamiento liso o excéntrico (EUE)

• Espesor

• Grado (H-40, J-55, C-75, N-80, P-105, P-110)

• Resistencia a la tensión, colapso y estallido

• Esfuerzo de torsión de enroscado

• Inspección, transporte, mantenimiento y uso

Para satisfacer la variedad de necesidades y condiciones en los pozos, los

diámetros externos nominales disponibles son: 19,5; 25,40; 31,75; 38,10;

52,39;60,32; 73,02; 88,90; 101,60 y 114,30 milímetros, que corresponden

respectivamente a 3/4, 1, 1 1/4, 1 1/2, 2 1/16, 2 3/8, 2 7/8, 3 1/2, 4 y 4 ½ pulgadas.

Generalmente, la longitud de cada tubo para el Rango 1 es de 6,1 a 7,42 metros

(20 - 24 pies, inclusive) y para el Rango 2 de 8,54 a 9,76 metros (28 – 32

pies, inclusive). Para cada diámetro hay una serie de grados (H-40, J-55, etc.) y

sus correspondientes espesores, según la resistencia a la tensión, colapso y

estallido requeridos, que se relacionan con el peso integral de cada tubo.

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Todo es importante en cada tubo, pero al elegir la “sarta” hay una parte que

requiere especial atención, como lo es el acoplamiento o enrosque de los

extremos delos tubos entre sí para “formar la sarta”.

Cada tubo tiene en un extremo (macho) un cordón de roscas externas y en el otro

(hembra) una unión o niple, de mayor diámetro que el cuerpo del tubo, con su

cordón interno de roscas. Como el enroscamiento delos tubos debe formar un

empalme integral que no filtre, las roscas juegan un papel muy importante y por

ello el número de roscas, generalmente de 3 a 4 por centímetro lineal,

aproximadamente, tienen configuraciones variadas para que junto con el hombrillo

donde se asienta el borde del macho en la hembra se produzca un sello de metal

a prueba de fuga. Además, de la fortaleza del acoplamiento depende que la carga

colgada que representa la sarta no se desprenda.

Por eso, la resistencia del acoplamiento es esencialmente igual a la que posee la

totalidad del tubo. Para darle a la unión la fortaleza requerida es que el metal es

más grueso en ese punto y el recalce se hace externamente. También se fabrican

conexiones sin recalce. Las tuberías para revestimiento de pozos, las tuberías

de producción y las tuberías ranuradas se fabrican sin costura, de piezas

integrales o soldadas eléctricamente, de acuerdo con normas y especificaciones

que rigen el aspecto químico-metalúrgico de los aceros escogidos; así como

también el proceso térmico empleado en la manufactura de las tuberías; el control

de calidad de fabricación, que incluye pruebas químicas y físicas de tensión,

colapso y estallido.

Aditamentos para la sarta de producción

Debido a los requerimientos y opciones de la completación, el diseño de la sarta

de producción puede ser sencillo o complejo. Habida cuenta de la

profundidad, presiones, estratos a producir y características de la producción, hay

disponibles una variedad de aditamentos complementarios para la instalación y

fijación de la sarta en el pozo y otros que, formando parte integral de la sarta,

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sirven para ciertas funciones y acciones mecánicas que de vez en cuando deban

hacerse en el pozo por medio de la sarta o a través de ella.

En el primer caso, se tiene la válvula de “charnela”, que se enrosca en el extremo

inferior de la sarta. La zapata guía, en caso de circulación o cementación, que

también puede enroscarse en el extremo inferior. Centralizadores, que pueden

ser ubicados a profundidades escogidas para centrar la sarta en el hoyo.

Obturadores o empacaduras para fijar la sarta en diferentes sitios o para aislar

zonas diferentes de producción, como en el caso de completación con varias

zonas. Niples o válvulas deslizables, que por medio de su manipulación con

herramientas colgadas de una guaya o cable pueden abrirse o cerrarse desde la

superficie para cerrar o iniciar el flujo, inyectar fluidos, etc. Válvulas de seguridad

para controlar el flujo del pozo en caso de averías en el cabezal. Estranguladores

de fondo. Mandriles para el asiento de válvulas para levantamiento artificial por

gas. Además, hay disponibles algunos otros dispositivos para medición

permanente de temperatura, presión de fondo, medidores de corrosión, o tuberías

de muy pequeño diámetro para circulación de diluente o aditivos anticorrosivos.

Tubería continua o devanada de producción (Coiled Tubing)

En la década de los años sesenta se hicieron intentos por establecer en la

industria petrolera el uso de la tubería continua de producción o tubería enrollada,

especialmente en tareas de servicio y mantenimiento de pozos que necesiten una

tubería de diámetro pequeño. Los esfuerzos de entonces no echaron raíces. La

utilización de tubería continua (o sea la tubería que a semejanza de un cable se

enrolla en un carrete) nació de las necesidades de suministros rápidos y de flujos

constantes de combustibles para los ejércitos aliados durante la invasión

de Normandía, Francia, en junio de 1944, Segunda Guerra Mundial.

El servicio logrado con estos poliductos, de 76,2 milímetros de diámetro interno (3

pulgadas), fue extraordinario. Desde la costa inglesa, 23 tuberías cruzaron el

Canal de la Mancha para llegar a cada playa de desembarque dominada por las

tropas invasoras de la costa francesa. Individualmente, 17 tuberías alcanzaron

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48kilómetros de longitud y otras seis se extendieron 112 kilómetros tierra adentro.

Desde 1976 en adelante se avanzó en la técnica de fabricación de tubería

enrollada y ya para 1980 se habían logrado establecer las categorías técnicas

deseadas. A partir de noviembre de 1991 hasta junio de 1993, Alexander Sas-

Jaworsky II et al. escribieron para la revista World Oil una serie de 16 artículos

sobre “Tubería enrollada... operaciones y servicios”, que cubren detalladamente

los logros y los siguientes aspectos:

• Seguridad en el trabajo con tubería enrollada

• Diámetro del tubo, resistencia y comportamiento (pandeo y dobladuras

residuales)

• Capacidad de la tubería enrollada en operaciones y servicios

• Lavado de arena y limpieza de pozos, descarga de sólidos a chorro

• Empleo de la tubería enrollada en el hoyo en trabajos con guaya fina y registros

de pozos

• Estimulaciones de pozos, inyección de ácido y lavado a través de

las perforaciones a bala

• Consolidación de arena deleznable

• Cementación

• Ensanchamiento del hoyo

• Rescate de piezas y fresado a través de la tubería de producción

• Perforación con tubería enrollada

• Tubería enrollada utilizada como tubería de achique y tubería de producción

• Uso futuro de la tubería enrollada.

• Por las aplicaciones actuales de la tubería enrollada se pueden apreciar los

adelantos que han enriquecido y ampliado la tecnología de reacondicionamiento

de pozos, tarea a la que han contribuido empresas petroleras, empresas de

servicio y fabricantes de material tubular, de herramientas y de equipos requeridos

para las diferentes etapas de las operaciones de campo. Las propiedades y

características de la tubería enrollada responden a determinadas especificaciones

técnicas incluidas en la serie de publicaciones, que se ha indicado.

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Los procedimientos de fabricación de tubería enrollada son básicamente los

mismos que se emplean cuando para este tipo de tubería se utiliza el acero

convencional al carbono pero después la tubería se somete a calibración del

diámetro y al proceso de templado rápido. Las propiedades mecánicas de la

tubería se ajustan a las especificaciones divulgadas por el API en su Boletín 5C3,

“Fórmulas y Cálculos para Tuberías de Revestimiento, de Producción, de

Perforación y de Ductos”.

Por las características de fabricación y por sus propiedades mecánicas, la tubería

enrollada de hoy puede utilizarse como tubería de permanente producción

del pozo, bajo ciertas condiciones de la modalidad de flujo del yacimiento y otros

aspectos de funcionamiento de la sarta en el hoyo. Hay tuberías hasta de 3,5

pulgadas de diámetro normal (88,9 mm). Como la sarta no tiene conexiones, es

toda hermética y no hay fugas. Sin embargo, el procedimiento mecánico de meter

y sacar tubería continua del hoyo conlleva que se hagan seis pasos que implican

doblar y desdoblar la tubería en la distancia entre el carrete y el cabezal del pozo,

tres a la metida y tres ala sacada. El arco de dobladura depende del diámetro del

eje del carrete y del radio dela guía sobre el cabezal. Ejemplos de otras muy

variadas aplicaciones de tubería enrollada en trabajos de campo se han efectuado

en diferentes regiones petrolíferas del mundo, con marcado énfasis en los Estados

Unidos (Alaska, Texas y la costa estadounidense del Golfo de México), Canadá,

Noruega y otras áreas del Mar del Norte.

De los avances tecnológicos logrados hasta hoy en la manufactura y aplicaciones

de la tubería enrollada en actividades de perforación y producción, se aprecia que

se obtendrán en el futuro mayores contribuciones en la medida en que se

generalice el uso de este tipo de tubería.

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3.6. OPERACIONES DE POZO.

Durante su vida productiva, todos los pozos requieren de mantenimiento, estimulación, limpieza y reacondicionamiento. 1. Mantenimiento Generalmente, el mantenimiento de los pozos de flujo natural redunda en hacer inspecciones programadas para verificar que el cabezal y sus aditamentos: manómetros, válvulas, flujoductos y estranguladores están en buen estado, para evitar fugas y desperfectos indeseables. Frecuentemente se toman muestras de petróleo en el cabezal para verificar la gravedad del crudo, porcentaje de agua y sedimentos producidos. Se observa la presión de flujo y presión en el espacio anular para determinar anomalías. A fechas determinadas se les hacen estudios de presión de fondo (estática y fluyente) y el pozo se pone en prueba especial de producción, a través de la estación de flujo, para determinar su comportamiento.

2. Estimulación de pozos Durante el preciso período de la terminación del pozo, o durante la vida productiva del pozo, se presentan situaciones en las que el estrato productor no descarga fácilmente el supuesto volumen de hidrocarburos hacia el pozo. Algunas veces esta inconveniencia puede se sencilla y de fácil corrección, pero otras veces se puede presentar muy difícil y casi insoluble.

Succión Durante la terminación, la estimulación más sencilla es la succión. Mientras dura la perforación y la terminación, el fluido de perforación impone contra la pared del hoyo una presión algo mayor que la mayor presión que pueda tener cualquier estrato. Esta diferencia de presión hace que la parte líquida del fluido así como partículas micrométricas de sus componentes sólidos se filtren hacia la periferia del hoyo. Si esta invasión es muy severa y extensa deteriora marcadamente la permeabilidad del estrato productor en las inmediaciones del hoyo. Por tanto, cuando se hagan los intentos de poner el pozo a producir no se logrará el flujo anticipado. Entonces, para remediar la situación se trata de inducir el pozo a fluir succionándolo. Para esto se utiliza la tubería de educción y un cable en cuyo extremo va colgado un émbolo especial de succión. El émbolo se introduce a una cierta profundidad en la tubería, y al sacarlo facilita la extracción de cierto volumen de fluido de la tubería y a la vez impone una fuerza de succión al estrato productor. La succión del estrato se va haciendo más fuerte a medida que el émbolo va achicando el pozo a mayor profundidad.

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La aplicación de la succión tiene como propósito limpiar la periferia o zona invadida del pozo y establecer la permeabilidad e inducir el flujo del pozo utilizando la energía natural del yacimiento. En la práctica, un mínimo de succiones pueden ser suficientes para lograr el flujo, pero a veces se succiona durante muchas horas o días sin éxito y entonces hay que recurrir a otros medios.

Disposición de los elementos requeridos para succionar e inducir el flujo de petróleo de un estrato

cuya permeabilidad está obstruida.

Inyección de fluidos Si durante las tareas de terminación el estrato productor no permite que el petróleo fluya con facilidad, esto significa que el daño a la permeabilidad en la periferia del hoyo debe ser corregido.

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La inyección de fluidos como petróleo liviano, querosén o destilados puede lograr arrancar o desplazar las obstrucciones y facilitar la limpieza de los canales de flujo durante el contraflujo que se produce al poner el pozo en pruebas de producción. Para coadyuvar la acción desplazante del fluido inyectado, se puede optar por agregarle desmulsificantes o agentes que activen su desplazamiento y su acción de barrido del material que obstruye los poros. El volumen de fluidos y aditivos y la presión de inyección dependerán del espesor del estrato, de la competencia y características de la roca, según las apreciaciones derivadas de los datos logrados por análisis de ripio, núcleos y registros petrofísicos.

Estimulación de la productividad del pozo por la inyección de fluido y fracturamiento del estrato

mantenido por cuñas.

Fracturamiento de estratos En ciertas ocasiones, la inyección de fluidos a un determinado estrato puede hacerse con la deliberada intención de fracturarlo, o sea abrir canales de flujo de

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mayor amplitud y penetración alrededor de la periferia y más allá del hoyo, debido a que la baja permeabilidad natural, más la invasión del filtrado y partículas del fluido de perforación depositadas en el estrato, imposibilitan que pueda existir flujo hacia el pozo. Para estos casos es muy importante tomar en cuenta la viscosidad, peso y composición del fluido, como también la presión de ruptura que debe aplicarse para fracturar el estrato. Como la inyección debe concentrarse en determinado intervalo y la prolongación del resquebrajamiento del estrato debe ser radial, es muy importante que la cementación entre el revestidor y el estrato, por encima y por debajo del intervalo escogido para hacer la inyección, sea sólida y fuerte para evitar canalización y fuga del fluido hacia arriba y/o hacia abajo, a lo largo de la cementación, o que el fluido fracture intervalos no escogidos. Como podrá apreciarse, el fluido inyectado a alta presión penetra en el estrato como una cuña que abre canales de flujo. Sin embargo, al descartar el fluido, durante el flujo desde el estrato al pozo, puede ser que desaparezcan los canales al disiparse la presión de ruptura y asentarse el estrato, o quizás se haya logrado que permanezcan los canales estables y abiertos. Otra modalidad de fracturamiento es que al fluido se le agrega, en relación de volumen por volumen, un material sólido y competente, generalmente arena de determinadas especificaciones con respecto a tamaño de granos, circularidad, distribución del agregado, resistencia, densidad y calidad. Al inyectarse la mezcla al estrato, la arena va depositándose en los canales como una cuña estable, porosa y permeable, que impedirá el asentamiento del estrato al desvanecerse la presión de ruptura y, por ende, mantendrá los canales de flujo abiertos.

Fracturamiento del estrato e inyección de material sólido para lograr mejor productividad del pozo.

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Acidificación La acidificación de estratos petrolíferos constituye una de las aplicaciones más viejas empleadas por la industria petrolera en la estimulación de pozos. Empezó a utilizarse desde 1895. Como las rocas petrolíferas pueden contener carbonato de calcio (CaCO3, caliza), el ácido clorhídrico (HCl) en solución de 15 %, ha sido un buen disolvente que ayuda a abrir canales de flujo en el estrato productor. La reacción química se realiza según la siguiente fórmula: 2HCl + CaCO3 = CaCl2 + H2O + CO2 Después de la reacción se obtiene cloruro de calcio, agua y dióxido de carbono, como resultado de la descomposición del carbonato de calcio por el ácido. La cantidad de ácido requerida está en función del volumen de roca que se propone tratar. Para apreciar ese volumen se recurre a ensayos de laboratorio, utilizando ripio y/o núcleos del estrato, como también otros datos petrofísicos y experiencias de acidificaciones anteriores en el área o sitio de operaciones. Durante los años, el diseño y realización de tareas de acidificación de pozos petrolíferos han evolucionado en todos los aspectos. Los análisis básicos de laboratorio son más extensos y fundamentales para determinar las características físicas y químicas de las rocas y sus reacciones a los diferentes tipos de ácidos aplicables como: puros, concentrados, diluidos o gelatinosos. Factores como la viscosidad, densidad, temperatura, presión, penetración y celeridad o amortiguación de la reacción son evaluados con miras a obtener el mejor resultado posible. Como los ácidos clorhídricos y fórmicos son corrosivos, se dispone de inhibidores y otros aditivos que permiten aminorar su corrosividad en el equipo de acidificación y las tuberías del pozo mismo.

Disposición de los elementos requeridos para estimular el pozo mediante la inyección de ácido.

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3. Limpieza de pozos Desde el comienzo de la etapa de producción hasta la fecha en que cesa de ser productor comercial, cada pozo requiere de limpieza y reacondicionamientos, según los síntomas y dificultades mecánicas que presentan sus instalaciones hoyo abajo y/o el mismo estrato productor. Los programas de limpieza y reacondicionamiento de pozos en los campos petroleros son partes importantes del esfuerzo de cada día para mantener la producción de hidrocarburos a los niveles deseados. Estos se centran en dos problemas principales:

El arenamiento El arenamiento de los pozos es de ocurrencia muy común. Y para mantener los pozos en producción plena se recurre a desarenarlos y limpiarlos utilizando fluidos debidamente acondicionados que se bombean progresivamente hasta el fondo para extraer la arena y sedimentos hasta la superficie por circulación continua. Algunas veces no es suficiente la circulación de fluidos y hay que utilizar achicadores o bombas desarenadoras en el fondo del pozo para poder hacer la limpieza. Además de disminuir la capacidad productiva del pozo, la presencia de arena en el pozo es dañina porque a medida que fluye con el petróleo causa corrosión o abrasión de las instalaciones en el pozo y en la superficie. En el caso de pozos de flujo natural, la velocidad del flujo hace que la arena y sedimentos acentúen su poder de desgaste sobre las instalaciones.

Bombeo de fluido para limpiar un pozo arenado.

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La Acumulación de parafinas La temperatura es factor importante que afecta el comportamiento de la viscosidad del crudo, desde el yacimiento hasta la superficie. A medida que el crudo fluye del yacimiento al pozo y hasta la superficie, la disminución de la temperatura hace al crudo más viscoso, especialmente si el crudo es pesado o extrapesado, los cuales generalmente son de tipo asfáltico o nafténico. La disminución de temperatura o enfriamiento causa el desprendimiento de partículas de parafina. Esta cera o parafina que no arrastra el flujo tiende a obstruir los canales de flujo en la periferia del estrato productor alrededor de la pared del hoyo, reduciendo así la productividad del pozo. De igual manera, el flujo hacia la superficie va depositando parafina en la pared de la tubería, con la consiguiente reducción del diámetro interno y, por ende, merma en el volumen de producción. La parafina y residuos que se desprenden del crudo y que lentamente se van depositando en los canales de flujo del pozo tienen que ser removidos por medios mecánicos, químicos o térmicos.

Adhesiones de parafina que obstruyen la producción del pozo y merman su potencial.

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4. Reacondicionamiento de pozos

Las razones por las cuales se propone el reacondicionamiento de un pozo son muy variadas. Estas razones involucran aspectos operacionales que justifican la continua utilización del pozo en el campo y, por ende, las inversiones y/o costos requeridos. El reacondicionamiento es una tarea de mayores proporciones y alcances que el mantenimiento, la estimulación o limpieza corrientes. Puede exigir la utilización de un equipo o taladro especial para reacondicionamiento o un taladro de perforación. Generalmente, los pozos de un campo petrolero se clasifican según su mecanismo y mecánica de producción como de flujo natural, de levantamiento artificial por gas, de bombeo mecánico o bombeo hidráulico, de flujo por inyección alterna o continua de vapor, o como inyectores de gas o de agua, o como pozos de observación. Así que durante su existencia como pozo productor, el pozo puede cambiar de estado una o varias veces, y ese cambio o cambios puede requerir varios reacondicionamientos. Por ejemplo, un pozo puede haber comenzado como pozo productor por flujo natural pero al correr del tiempo puede ser convertido a flujo por levantamiento artificial por gas o bombeo hidráulico o mecánico. Quizás en la etapa final de su vida útil puede ser convertido a inyector o a pozo de observación. O, a lo mejor, requiere que el estrato productor original sea abandonado y el pozo reterminado en un estrato superior como productor de un yacimiento distinto. También puede darse el caso de que al abandonar el yacimiento donde fue originalmente terminado el pozo, no existan posibilidades de una reterminación hoyo arriba y el pozo pueda ser utilizado para desviarlo y ahondarlo para explorar horizontes desconocidos más profundos o hacer una terminación más profunda en yacimientos ya conocidos. Todas las alternativas antes mencionadas exigen estudios y evaluaciones precisas que desembocan en inversiones y costos mayores, los cuales deben ser justificados técnica y económicamente con miras a la rentabilidad requerida.

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Abandono del estrato inferior A y reterminación del pozo en el estrato B.

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4. CONCLUSIONES

La recuperación de petróleo Primaria es el primer paso esencial del proceso

de producción de petróleo debido a que la presión natural debe ser

desplazado con el fin de introducir las bombas y otras herramientas de

extracción de petróleo. Una vez que se haya completado la recuperación

primaria, otras medidas de extracción de aceite se debe introducir a seguir

para recuperar el petróleo.

Uno de los mayores Inconvenientes de este método es que solo alrededor

del 10 por ciento del aceite original en sitio se recupera en la mediante la

recuperación primaria de petróleo, de ahí la necesidad de medidas

secundarias y terciarias. Según el Laboratorio Nacional de Tecnología

Energética del Departamento de Energía de EE.UU., de los 600 millones de

barriles de petróleo disponible en los Estados Unidos, más de 400 mil

millones de barriles son irrecuperables por los procedimientos de

recuperación primaria y secundaria de petróleo. Medidas terciarias, sin

embargo, son caros, y es imposible de predecir el éxito de una medida

determinada será terciaria.

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5. BIBLIOGRAFIA

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Hall.1962.

Bradley, B. Howard. “Petroleum Engineering Handbook Tomo 1”. Society of

Petroleum Engineers.1988.

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Schlumberger. “Manual de Completación”.2003.

Barberii, Efraín E. “El Pozo Ilustrado” PDVSA. 1985.

Schlumberger. Programa de entrenamiento acelerado para supervisores.