Guia de Completacion de Pozos

8/17/2019 Guia de Completacion de Pozos

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Capítulo 9

Tipos de Reacondicionamiento de pozos

9.1. Tipos de Reacondicionamiento de pozos y generalidades

Reacondicionamiento permanente

Son aquellos trabajos adicionales que se realizan en el pozo, que ocasionancambios del yacimiento productor o dentro del mismo yacimiento. Ejemplos:

Conversiones (inyector/productor) Cañoneo/Recañoneo

Side track Grass-Root Recompletación Tapones de metal

Reacondicionamiento temporal

Son aquellos trabajos adicionales que se realizan en el pozo mediante dispositivosmecánicos que permiten la apertura o cierre de intervalos en un mismo yacimientoproductor o cambios para otro yacimiento Ejemplos:

Abrir/cerrar/aislar zona Apertura de pozos inactivos acidificación Inyección de geles

Trabajos adicionales: son aquellos trabajos que se efectuan durante la faseproductiva del pozo, con la finalidad de mantener o aumentar la eficiencia deproducción.

Recompletación: son aquellos trabajos adicionales que se realizan en el pozo, con

el propósito de incluir uno o varios yacimientos.

Trabajos Menores: Se refiere a los trabajos que se realizan, con cualquier otroequipo diferente al de perforación / reparación, generalmente con barcaza o gabarrade compañía de servicio


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Operaciones con guaya. Trabajos con Coiled Tubing. Trabajos con Snubbing Unit. Máquinas de servicio

Trabajos Mayores: Se refiere a los trabajos que se realizan utilizando equipos deperforación / reparación.

Reparaciones. Reacondicionamientos

Reparaciones

Son aquellos trabajos adicionales efectuados en el pozo, con el propósito deinstalación del equipo de subsuelo para restaurar la condición mecánica del pozou otra actividad que amerite el reemplazo de tubería de producción.

Estimulación

Son aquellos trabajos efectuados al pozo, con la finalidad de restaurar/aumentar laproducción de hidrocarburos mediante el uso de algún dispositivo mecánico omediante estímulo a la formación que ocasione un incremento en la permeabilidadefectiva a los fluidos que se producen o se inyectan. Ejemplos:

Inyección de surfactante Inyección de bacterias Acidificación Acidificación/fracturas Fracturamiento Hidráulico Cambio de método de producción

Potencial de producción

Es la capacidad máxima de producción estabilizada de petróleo de un pozo, medidode forma individual en la estación de flujo a condiciones óptimas de operación,completación y método de producción.

Restauración del potencial

Es la producción de petróleo que restaura el nivel base de potencial, a través deactividades de reacondicionamiento, reparaciones y estimulaciones.


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Generación del potencial

Es la generación de petróleo adicional, con respecto al nivel base de su potencial, através de actividades de reacondicionamiento, reparaciones y estimulaciones.

Disminución de la tasa

Tasa bruta y neto disminuyen. El resto de los parámetros se mantienen constantes.

Problema de alta producción de agua

Tasa bruta se mantiene, tasa neta disminuye y el % AyS aumenta; el resto de losparámetros se mantienen constantes.

Problema de alta producción de gas

Tasa bruta disminuye un poco, tasa neta disminuye y la RGP aumenta; el resto delos parámetros se mantienen constantes.

9.2. Trabajos Menores (Operación con guaya)

Actividad que se realiza, con el propósito de colocar equipos y herramientas en elpozo, a fin de diagnosticar y permitir la producción del mismo en forma eficiente,minimizando o anulando los riesgos.

Tipos de Actividades con Guaya Fina:

CalibraciónChequeo de fondoLimpieza general (obstrucciones, arena, escamas, asfalto)TaponesMangasInstalación de Separation ToolInstalación de Pack offHerramientas de apertura generalLocalización de fugasPesca de guayaPesca de Herramientas y EquiposTrabajo de levantamiento por succión


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Toma de Registros de PresiónToma de Registros de Temperatura

Tipos de Actividades con Guaya Gruesa/Eléctrica: Guaya Gruesa

Operaciones de Pesca.Operaciones de Suabeo.

Guaya Eléctrica:Bajada y asentamiento de Empacaduras Permanentes.Operaciones de Cañoneo.Registros de Producción.Registros de Cementación.

Registros de Saturación. (Carbono/Oxigeno)Trabajo de levantamiento por succión.Bajada y asentamiento de Tapones (Paraguas)

Condiciones operacionales

Presión del pozo: permite seleccionar las características físicas del equipo desuperficie (lubricador, valvula de seguridad)Profundidad: para determinar la longitud de la guaya y peso de las herramientas.Tipo de yacimiento y completación: esto para evitar atascamiento por la

configuración mecánica y/o presencia de escamas, parafinas, asfaltenos, etc.).Fluidos de producción: la producción de H2S Y CO2 incide directamente sobre laguaya.

Factibilidad de efectuar el trabajo con guaya

Una vez verificada todas las condiciones antes expuestas, se puede proceder arealizar todo trabajo menor al pozo productor y/o inyector seleccionado. Cabedestacar que aunque el programa contempla todas las acciones por efectuar,frecuentemente existen desviaciones, que se deben a situaciones imprevistas yobligan a una rápida corrección, con el fin de continuar con el programa de

actividades.


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Tabla 20. Equipo de Guaya

Figura 91. Equipo de Guaya

Equipo de GuayaCabeza de guaya

Es un dispositivo en forma cilíndrica, con un cuello de pesca que forma la primeraparte del juego de herramientas básicas, que permite la interconexión entre estas y laguaya.


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Componentes:

Aro: Disco metálico que sujeta la guaya. Espaciador: Pieza metálica cóncava que separa el resorte del nudo. Resorte: Espiral de acero que actúa como amortiguador entre el nudo de la

guaya y el tope interno del “rope socket”

Figura 92. Cabeza de guayaBarra de peso

Es un dispositivo cilíndrico y de acero al carbono, por su longitud y peso refuerza laacción del martillo. También es el segundo componente del juego de herramienta.Tiene como función: Instalar y remover los equipos de control de flujo y vencer a lavez el diferencial de la presión del pozo para poder llegar a la profundidad requerida.

Figura 93. Barra de peso

Martillos

Son los dispositivos encargados de transmitir las fuerzas y los golpes que ejercen lasbarras de peso al instalar o remover los equipos de control de flujo en el subsuelo.

Clasificación: Mecánicos Hidráulicos


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Figura 94. Martillos

Muñeco

Es similar a un pedazo de barra, con las mismas dimensiones. Está formado por unabola y un cilindro hueco, donde gira la bola que da flexibilidad al conjunto. Esparecido a una unión universal. Tiene como función dar flexibilidad a la barra y que laherramienta tenga más movimiento mientras ésta trabaja dentro de la tubería (conlos mandriles de LAG, enganche de alguna herramienta u otro equipo que seencuentre recostado a la tubería).

Figura 95. Muñeco

Verificador de fondo y de punta de tubería

El chequeo de fondo y la localización de punta de tubería tienen gran importancia,debido a que se obtiene información de las obstrucciones que puede tener un pozopor arenamiento, formación de escamas y sedimentación orgánica. Con estosprocesos se puede detectar la posibilidad de utilizar equipos mayores para lareparación del pozo o para su limpieza, estimulación o servicios con unidad detubería continua.


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Esta operación que permite conocer la profundidad exacta donde se encuentra lapunta de la tubería, con el fin de correlacionar. Para ubicar la punta de la tubería seutiliza como herramienta el localizador de punta de la tubería. Para el chequeo defondo, también se utilizan los denominados: Calibrador/cortador, Calibrador/Pasadory Toma muestra.

Figura 96. Verificador de fondo y de punta de tubería

Calibrador/cortador

Es una herramienta metálica con ranuras longitudinales de diferentes medidas, lacual se coloca a lo largo de un cuerpo para verificar los diámetros de la tubería. Sufunción es calibrar la tubería y servir como herramienta para cortar o limpiarsustancias adheridas a su pared interna, tales como parafinas, asfáltenos,carbonatos y arena/finos de arena.

Figura 97. Calibrador/cortador

Calibrador/pasador

Es una herramienta cilíndrica metálica cónica en sus extremos. Posee un sistema decomunicación a través del cuerpo que le permite bajar dentro del fluido del pozo paraverificar el colapso de la tubería. Tiene como función abrir restricciones menores que


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puedan haber sido causadas por daños mecánicos de la tubería, tales como colapsoo aplastamiento.

Figura 98. Calibrador/pasador

Bloque de impresión

Es una pieza cilíndrica plana de acero relleno de plomo, constituida por un pin y uncuello de pesca para conectarse a las herramientas de guaya. Este se baja en elpozo y se detiene sobre el pescado, cuando sale a superficie la impresión queda enel plomo indicando el tamaño, forma y posición del tope del pez. Con estainformación se determina el tipo de herramienta que se necesita para la operación depesca y limpieza de obstrucciones.

Figura 99. Bloque de impresión

Toma muestra

Es una herramienta cilíndrica metálica y hueca por dentro, en su parte superior tieneun gancho (pin) para acoplarse, y en la inferior una zapata especial con bola quefunciona como retenedor. Su función es recuperar las muestras del material sólido enla máxima profundidad alcanzada en el pozo.


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Figura 100. Toma muestra

Bomba de arena “sand bailer”

Es una herramienta cilíndrica hueca conformada por un pistón viajero que en suparte inferior posee un cheque y en su parte superior un “pin” para conec tarse a lasherramientas básicas de guaya. Cuando la esta descansa sobre el puente de arenase cierra y el pistón abre dentro del cilindro succionando la arena, quedando de estamanera dentro del cilindro.

Figura 101. Bomba de arena “sand bailer”

Caja ciega

Es una pieza de acero sólido con un pin para conectarse a las herramientas deguaya. Es utilizada cuando se requiere golpear una herramienta o un pedazo de

metal para sacarlo fuera de la tubería, o llevarlo hasta una posición que permitatrabajar con mayor facilidad, también se emplea para cortar la línea en el nivel de lacabeza de guaya.


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Aplicaciones

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

Estimulación de formación: Acificación, fracturamiento hidráulico asistido,

inyección de inhibidores Cementación: Forzamiento de cemento, tapones de abandono

Control de arena: Empaque con grava convencional, empaque con grava concerámica, con resina.

Perforación: Perforación de pozos verticales, direccionales, mecanismos de jetting o con motor de fondo

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

Registros y cañoneo: Instalación de guaya eléctrica dentro del coiled tubing,registros de producción, de cementación, de inspección de revestidor,cañoneo de zonas.

Pesca: Circulación y pesca simultánea, pesca con guaya, pesca con unidadeshidráulicas (snubbing unit).

9.4. Unidades Hidráulicas (Snubbing Unit)

Equipos involucrados en el proceso de meter o retirar tubulares, equipos,herramientas, dentro o fuera de un pozo con presión. En otras palabras, movimientode la tubería en contra de la presión del pozo, debido a que la misma es mayor queel peso de la tubería.

Clasificación de las Unidades Hidráulicas

Unidades convencionales Unidades hidráulicas asistida por el aparejo

Tipos de Unidades Hidráulicas

Unidades de “ayuda con perforador” (rig assist) o convencionales (perforadorde fuerza motriz)

Unidades múltiple de cable de cilindro sencillo o múltiple de carrera larga Unidades de jack hidráulico de carrera corta (shortstroke) de cilindro sencillo o

múltiple


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Aplicaciones Snubbing Unit

Limpieza mecánica / química Eliminación de comunicación I/R: BES, BCP, LAG y bombas de subsuelo

Reemplazar colgador en cabezal Operaciones de Pesca Asegurar o abandonar un pozo Reemplazo de sellos primarios y secundarios Levantar cabezal Otros (Fresado, desplazamiento de fluidos, etc)

Equipo de Unidades Snubbing Montaje de cabeza estacionaria Montaje de cabeza móvil Sistema de cables Contrapesos Sistema de control de cuña Consola del perforador Consola de control de impide reventón Cuñas móviles Cuñas estacionarias Cabillas rotatorias Bloque de montaje del perforador Torre de sondeo Cable “snub” principal

Ventajas

Utiliza tubería de diámetro pequeño Permite intervenir el pozo a través de la

tubería con el pozo vivo Reducción del daño a la formación Puede trabajar con presión de 15000 lpc

Desventajas

Manejo tubo a tubo Espacios físicas cubiertos limitados Limitaciones con equipos auxiliares Limitaciones para almacenamiento y

retorno de fluidos


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Capítulo 10

Reacondicionamiento de pozos

10.1. Análisis de problema de pozosLa metodología que se debe utilizar es la siguiente:

Detección del problema. Determinar elemento causal del problema. Solución del problema.

Los problemas que presentan los pozos productores, son los siguientes:

Pozos productores

Baja tasa de producción Alta producción de agua Alta producción de gas Problemas mecánicos Problemas mecánicos Alta producción de arena

Pozos inyectores

Baja tasa de inyección Problemas mecánicos Alta producción de arena

Para determinar el elemento causal del problema, se debe realizar una revisión totaldel pozo, considerando factores inherentes al pozo, comenzando con el análisis desu historia, investigando su comportamiento de producción, trabajos realizados,comportamiento de pozos vecino, entre otros. Se puede realizar una lista inicial parair descartando posibilidades y requerimiento de data. La lista debe constar de:

Comportamiento de producción Trabajos realizados al pozo Presión actual del yacimiento Diagnóstico del método de producción Condicione mecánica Pozos vecinos Análisis de estudios, pruebas y registros de producción Análisis de datos geológicos


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Consideraciones del yacimiento Análisis económico Pruebas necesarias

Otra forma de abordar la situación, para descartar la posible causa del problema

presente en el pozo, es analizando los distintos ambientes (superficie, pozo yyacimiento). Inicialmente, para decidir qué tipo de trabajo se realizara en el pozo, sedebe descartar el ambiente superficie, ya que es el más fácil y económico de evaluar,luego el ambiente pozo realizando operaciones con guaya, catalogados comotrabajos menores y finalmente el ambiente yacimiento.

10.2. Identificación de los distintos ambientes (Superficie, pozo y yacimiento)

En el ambiente superficie se pueden descartar las siguientes posibilidades:

Alta presión de separación. Línea de flujo rota Línea de flujo compartida (con-trapresión). Inconvenientes con la cantidad l de gas inyectado Frecuencia de la bomba Otros (cabezal de producción).

Para realizar un buen diagnóstico, se deben leer las presiones del pozo como lapresión en la tubería, en el revestidor, línea de flujo, panel de control, etc. yrecomendar en función del problema, ya sea limpiando tubería de superficie, repetirprueba con p de separación óptima y calibrar el separador, individualizar líneas, entreotros.

En el ambiente pozo se pueden descartar las siguientes posibilidades:

La disminución en el índice de productividad, la alta declinación del pozo o en unpozo inyector la baja inyectividad puede ser como consecuencia de problemas en:

la sarta de producción (obstrucción de la sarta de producción, tuberíacolapsada, pez).

Deficiencias en el método de levantamiento artificia Comunicación mecánica (empacadura desasentada, hueco en la

tubería, manga dañada).

En el ambiente yacimiento se pueden presentar los siguientes problemas:

Pseudodaño


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Daño

El daño puede ser como consecuencia de la iteración roca-fluido, migración dearenas o fino, iteración fluido-fluido, a causa de precipitados orgánico e inorgánicos.Fenómenos interfaciales debido a bloqueo por agua o por emulsiones, o debido a lainversión de la humectabilidad. En la figura 39, se observa un diagrama que abarca

los posibles problemas que puede presentar en el pozo analizando los ambientes(Ver figura 104.).

Figura 104. Diagrama diagnósticoFuente: Perozo 2010


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Figura 105. Ambiente: superficie, pozo y yacimientoFuente: Perozo 2010

Para realizar el diagnostico en los ambientes, primero se detecta un comportamientode producción inestable o por debajo del potencial del pozo, por lo cual ameritaanalizar el comportamiento de producción del pozo, del yacimiento, pozos vecinos yespecíficamente las últimas medidas del pozo en estudio, son indicativos de que algofunciona mal, se recomienda observar y validar las últimas 3 pruebas, en las cualesse debe medir:

Tabla 21. Comportamiento de producción del pozo

Fecha Qbruto Qneto RGP RGP RGP Red. API THP CHP EDO PLF Psep

Analizar Según el Método de Producción, se debe adicionar:

Bombeo Mecánico: Stroke/Min.

Gas Lift: Volumen de Gas Inyectado, Presión de Inyección, etc.

Gas Lift (Intermitente): Tiempo del Ciclo de llene para cada Pozo, Volumen de Gas

Inyectado, Presión de Inyección, etc.

BCP: Stroke/min, Frecuencia

BES: Frecuencia, Voltaje y Amperaje


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Disminución de la tasa

Qbruto ,Qneto disminuyen y el resto de los parámetros se mantienen constantes.

Problema de Alta Producción de Agua

Qbruto se mantiene, Qneto disminuye y el % AyS aumenta; el resto de losparámetros se mantienen constantes.

Problema de Alta Producción de Gas

Qbruto se disminuye un poco, Qneto disminuye y la RGP aumenta; el resto de losparámetros se mantienen constantes.

Problema Mecánicos

La comunicación se detecta comparando las presiones THP con CHP, el resto de losparámetros se mantienen constantes.

Figura 106. Comportamiento de producción del pozoFuente: Perozo 2010

En el ambiente superficie se pueden analizar las siguientes posibilidades


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Figura 107. Ambiente superficie

Fuente: Perozo 2010

Tabla 22. Diagnóstico de problemas en el ambiente superficie

Fuente: Perozo 2010


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Figura 108. Ambiente pozoFuente: Perozo 2010

Tabla 23. Problemas con la sarta de producción. Ambiente pozo

Fuente: Perozo 2010


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Tabla 24. Deficiencia en el método de levantamiento artificial. Ambiente pozo

Fuente: Perozo 2010

Tabla 25. Comunicación mecánica. Ambiente pozo

Fuente: Perozo 2010


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Figura 109. Ambiente yacimientoFuente: Perozo 2010

Generalidades de daño

Daño de formación

Cualquier restricción al flujo de fluidos que distorsiona las líneas de flujo desde elyacimiento hacía el pozo. Disminuye significativamente la productividad del pozo yocasiona una caída de presión adicional en las cercanías del mismo.


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El daño de formación es definido como una reducción en la movilidad efectiva delhidrocarburo en la región cercana al pozo.

Daño de formación en pozos verticales por Hawkins:

1-

rw

rd Ln

Kd

K Sd

Ecuación (12)Dónde:Sd= Factor Skin, derivado de prueba especiales de presiónK = Permeabilidad Zona Virgen (md)Kd = Permeabilidad Zona de Daño (md)rd = Radio del daño (pulg)rw = Radio del pozo (pulg)

Tabla 26. Problemas con Pseudo daño

Fuente: Perozo 2010

Tabla 27. Problemas con Interacciones Roca-Fluido. Ambiente yacimiento

Fuente: Perozo 2010


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Tabla 28. Problemas con Interacciones Roca-Fluido. Ambiente yacimiento(Continuación)

Fuente: Perozo 2010

Tabla 29. Problemas con Interacciones Fluido-Fluido. Ambiente yacimiento(Continuación)

Fuente: Perozo 2010


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Tabla 30. Problemas con Interacciones Fluido-Fluido (Continuación)

Fuente: Perozo 2010

Tabla 31. Problemas con fenómenos interfaciales

Fuente: Perozo 2010


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Tabla 32. Problemas con fenómenos interfaciales (Continuación)

Fuente: Perozo 2010

Tabla 33. Problemas con inversión de la mojabilidad

Fuente: Perozo 2010

Análisis de los problemas y trabajos a realizar en pozos inyectores

Figura 110. Ambiente superficieFuente: Perozo 2010


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Tabla 34. Problemas en el ambiente superficie

Fuente: Perozo 2010

Figura 111. Problemas en pozos inyectores. Ambiente pozoFuente: Perozo 2010


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Figura 112. Problemas en el ambiente yacimientoFuente: Perozo 2010

Tabla 37. Problemas con Pseudo daño.

Fuente: Perozo 2010


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Tabla 38. Problemas con interacciones Roca-Fluido. Ambiente yacimiento

Fuente: Perozo 2010

Tabla 39. Problemas con interacciones Roca-Fluido. Ambiente yacimiento(continuación)

Fuente: Perozo 2010


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Tabla 40. Problemas con Iteracción Fluido-Fluido

Fuente: Perozo 2010

10.3. Como decidir realizar un reacondicionamiento

Al realizar un análisis sobre la problemática del pozo, se debería obtener undiagnóstico acertado, sobre la verdadera causa del comportamiento inestable o de labaja tasa de productividad que el pozo posee, por lo cual, se recomienda mantener ladata actualizada, utilizar las bases de datos corporativos y los software disponibles

para realizar un trabajo en forma eficiente y eficaz.La decisión de realizar un trabajo de reacondicionamiento en el pozo, o deseleccionar el más acertado, dependerá del diagnóstico obtenido y de los resultadosdel análisis técnico-económico.

1. Actividades recomendadas. Analizar:

Historia del pozo

Completación inicial

Historia de presión/producción. Tendencias (qw, RGP, qo, P) Historia de reacondicionamientos, reparaciones, estimulaciones y servicios

2. Comportamiento de pozos vecinosComparar

Experiencia de reacondicionamientos. Problemas mecánicos o de yacimientos?


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3. Datos de Geología y Registros

• Localización del pozo• Es necesario como punto de drenaje del yacimiento?• Mapa de isopropiedades (f, So, K, etc)•

Núcleos• Puede definir CAP o CGP?

4. Estudios especiales y diagnósticos

Revisar mapas (estructurales, isobáricos, isópacos) Realizar secciones estructurales y estratigráficas Estudio de Presión y Temperatura del yacimiento Decidir uso de guaya fina (taponamiento) Diagnóstico de pruebas de pozos (restauración, inyección y curvas de

declinación)

Posible comunicación del hoyo (fallas mecánicas) Examinar nivel de fluido y cartas dinagráficas en pozos de B.M. Examinar operación de la válvula en pozos de LAG Prueba de producción en pozo cerrado por largo tiempo Muestra y análisis de agua (Diagramas de Stiff-Ternarios) Historia de corrosión de las tuberías

5. Análisis Económico

Ingreso, aumento de productividad y rentabilidad Otros factores (Seguridad-Pozo-Yacimiento). Obligaciones de arrendamiento

(el análisis económico no lo justifique)

6. Consideraciones del yacimiento

Recuperación final Mecanismo de empuje Posición estructural relativa Productividad actual y permitida Posible recuperación por pozos vecinos Cambios potenciales debido a proyectos de recuperación secundaria en el

yacimiento

Pasos generalizados a realizar en un trabajo mayor

1. Historia (Perforación, Reparaciones, Reacondicionamientos y estimulacionesanteriores, Últimos trabajos menores)

2. Problema/Justificación/Objetivo del trabajo (Anexos)


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3. Programa tentativoOperacional:

• Chequear (THP y CHP)• Sacar válvula de seguridad• Chequear HUD

• Instalar válvula de seguridadCon Gabarra o Taladro:

3.1. Chequear presiones3.2. Sacar válvula de seguridad (paso de herramientas)3.3. Abrir manga de circulación3.4. Circular y controlar el pozo con el fluido limpio a través de la manga (de

anular a tubería)3.5. Recuperar sarta de completación existente, tensionando o realizando

cortes u operaciones de pesca necesarias (con empacadura recuperable)3.6. Milar/Recuperar empacadura recuperable o empujar al fondo3.7. Acondicionar el pozo (circular)

Efectuar trabajos recomendados

Con tubería c/mecha limpiar hasta profundidad D

Probar integridad de alguna formación con lodo de densidad r; probarrevestidor (circular hasta obtener retornos limpios)

Cementación forzada

Milar tapones antes y después de la cementación.

3.9. Si se realizó cementación forzada, limpiar cemento, circular yacondicionar el pozo nuevamente, probar integridad de intervalos cañoneados,repetir forzamiento de ser necesario

3.10. Cañonear intervalos deseados, recañonear.

3.11. Asentar empacadura permanente a “X” profundidad; bajar sarta decompletación de A*B con mandriles @ x,y,z,w..cuando la tubería esté aaproximadamente 50´ por encima de la empacadura fija, circular por la punta detubería por 1 hora (cerrando la manga)

3.12. Continuar bajando hasta localizar la empacadura permanente, aplicar10Mlbs de peso, llevar a peso muerto, probar unidades sellantes (800 lpc)/10 min poranular y tubería (mantener lleno el anular y tubería). Levantar aproximadamente xpies, asentar prong. Probar sarta (con 5000 lpc), recuperar prong. Espaciar y colgarla sarta asentando válvula de seguridad a aproximadamente 250´. ReemplazarBOP´s por árbol de navidad, recuperar válvula y bajar prong, asentar selectivamentelas empacaduras recuperables con 1500 lpc por tubería, probar asentamiento con


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800 lpc por tubería y anular, sacar prong y mandril del niple, abrir manga decirculación.

3.13. Cambiar el fluido del sistema por gas-oil, cerrar manga, probar cierre con1000 lpc por anular.

3.14. Abrir el pozo a producción, especificar zona y reductor

3.15. Desvestir y mudar taladro o gabarra

10.4. Ejemplo de algunos tipos de reacondicionamiento de pozos

El reacondicionamiento de un pozo tiene como ventaja es una opción máseconómica que la perforación de un pozo nuevo, y como desventajas tiene una vidaútil más corta que un pozo perforado debido a las óptimas condiciones de losrevestidores de un pozo nuevo.

En las siguientes figuras se presenta el esquema de la conversión de un pozoproductor, invadido por agua, a inyector de agua. En los trabajos de conversiónfueron abandonadas, mediante cementación forzada, las tres zonas superioresdonde no estaba programada la inyección de fluidos.

Figura 113. Esquema de la conversión de un pozo productor, invadido por agua, a inyectorde agua.

Side Track: Consiste en abandonar el hoyo original del pozo y perforar uno nuevodesviado a través de una ventana debajo del revestidor de producción. Se aplicapara:

• Para reemplazar el forro que está dañado• Cuando hay pescado dentro del forro afectando la producción


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• Cuando el forro no está dañado, pero requiere ser reemplazado y empacado congrava para inyectar el pozo con vapor.

Figura 114. Pozo programado para una desviación corta por debajo de la zapata delrevestidor, pero al no poderse recuperar el forro viejo fue completado a través de unaventana abierta arriba de la zapata del revestidor.

Figura 115. Reacondicionamiento de un pozo originalmente programado como desviacióncorta, pero al recuperar todo el forro viejo no hubo necesidad de perforar el nuevo hoyodesviado.

Grass Root: Es abandonar el pozo original y perforar un nuevo hoyo desviado hastala profundidad total. Este tipo de reacondicionamiento puede ser catalogado comouna desviación larga.

La diferencia básica entre ellos es que en el Grass-root el pozo es completado conun revestidor del mismo diámetro que el original. Mientras que en la Desviación larga


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el pozo tiene que ser completado con un revestidor de menor diámetro que eloriginal. Para poder hacer un Grass-root es requisito indispensable que el revestidorde producción no esté cementado hasta la superficie.

Este tipo de reacondicionamiento se aplica en los pozos someros donde:

El revestidor de producción está muy deteriorado No puede ser recuperado un pescado del pozo

Figura 116. Esquema de una desviación larga o Grass Root

Figura 117. Esquema de un pozo donde hubo que realizar un Grass-root debido a que teníaun pescado irrecuperable en el forro ranurado.


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Limpiezas de obstrucciones

Estas se realizan con el propósito de eliminar todos los impedimentos que seencuentran acumulados en la tubería de producción durante la vida útil del pozo,para así lograr una mayor productividad del yacimiento.

Las obstruccione son obstáculos que impiden el libre paso de las herramientas, através de la tubería al ser esta calibrada, interrumpiendo el funcionamiento normaldel pozo.

Tipos de Obstrucciones: arena, escamas, asfalto, colapso y tubería partidas.

Limpieza de arena:

La limpieza de arena se realiza, ya que existe una obstrucción que generalmente porsu gran magnitud impide las operaciones normales del pozo y disminuye su cuota de

producción.

Herramientas

Toma muestra. Bomba de arena “sand bailer”. Cepillo.

Reemplazo de sarta de producción

Los fluidos corrosivos, la arena de formación y los esfuerzos de tensión/compresiónpueden ocasionar falla o deterioro de alguno de los equipos de la sarta decompletación.

Aplicaciones

Empacaduras que fallan por exceso de tensión/compresión Tubería de producción que falla por: Defectos de fábrica, torque inadecuado o

mal diseño. Manga deslizante que no puede ser abierta o cerrada.

Válvula de seguridad que no funciona por erosión Recuperación de un pescado no recuperado con guaya fina Instalación de mandriles para LAG, no instalados en la completación original


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Reemplazo de la bomba de subsuelo

Causas

Una bomba dañada o con una de capacidad menor reduce la producción del pozo.

Razones del reemplazo: Daño de la bomba por erosión de arena de formación

Daño del cilindro (barril) por golpeteo del pistón

Atascamiento del pistón por: Parafina, asfalto o arena

Cambios en el comportamiento del pozo

Daño del motor de fondo (Bombas electrosumergibles)

Reemplazo de la bomba de subsuelo

Causas

Se efectúa con equipos de Suabeadura debido a:•Ruptura de cabillas por fatiga metálica•Desgaste por roce con el revestidor•Ruptura por atascamiento del pistón de la bomba•Falla por diseño deficiente

Ejemplo de reacondicionamientos mayores y menores

Cambio de zona

Se aplica a pozos con varias empacaduras para:

•Evaluación del potencial de las zonas•Toma selectiva de registros de producción/ presión•Toma de muestras de hidrocarburos (PVT)•Apertura de nuevas zonas•Abandono de zonas por alta producción de agua o gas.


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Figura 118. Cambio de zonaFuente: Baker Hughes

Cambio de válvulas LAG Las válvulas son instaladas en mandriles con bolsillos y necesitan reemplazar paracambios:• Dummies valves (Ciegas) instaladas en la completación• Válvulas dañadas• Válvulas existentes por otras con diferentes calibraciones

Figura 119. Cambio de válvulas LAGFuente: Baker Hughes


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Tapones de cemento y Cementaciones forzadas

Tapones de cemento: los tapones de cemento tienen múltiples aplicaciones de lasactividades petroleras: controlar pérdidas de circulación durante la perforación del

hoyo; asentar las herramientas de desviación en la perforación direccionalcontrolada; abandonar los pozos y aislar zonas inferiores para sacarlaspermanentemente de producción por problemas de alta producción de agua o gas.

Estos trabajos pueden ser realizados con Taladros, con el Coiled Tubing o con unequipo con guaya eléctrica.

El empleo generalizado de este método es para aislar intervalos inferiores quetienen:

- Alta producción de agua o gas.- Alta presión que pueda estar causando flujo cruzado hacia otros intervalos.-

La figura ilustra la colocación de un tapón de cemento en el fondo de un intervalo,usando un taladro estándar de rehabilitación.

Figura 120. Trabajos de TaponamientoFuente Baker Hughes


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188

En la siguiente figura se muestran los trabajos de taponamiento realizados conun Coiled Tubing

Figura 121. Trabajos de taponamiento con coiled tubingFuente: Baker Hughes

En esta figura se muestra los trabajos de taponamiento realizados con guayaeléctrica.

Figura 122. Trabajos de taponamiento con guaya eléctricaFuente: Baker Hughes


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Cementación forzada: Es una operación mediante la cual, una mezcla de cementoes inyectada a presión a través de perforaciones existentes en el revestidor o dentrodel hoyo abierto, con el propósito de forzar o compactar la mezcla contra la cara dela formación porosa.La cementación forzada se aplica frecuentemente en los siguientes casos:

Corregir una cementación primaria Sellar un intervalo para reducir la alta producción de agua o gas Abandonar una zona agotada Sellar una zona para luego recompletar el pozo en otras arenas Corregir fugas en el revestidor Sellar zonas de perdía de circulación durante la perforación

Métodos de cementación forzada

Existen dos métodos de cementación forzada: Alta presión y baja presión.

Alta presión: Mediante este método la formación es fracturada deliberadamenteaplicando presiones mayores que la de fracturamiento, para así poder introducir lamezcla de cemento dentro de las fracturas creadas.

Baja presión: En este método la máxima presión de inyección no excede la presiónde fracturamiento de la deformación. Aquí el mecanismo fundamental se basa en quela mezcla de cemento atraviesa las perforaciones y se canaliza por los espaciosvacíos entre el revestidor y la formación. Las partículas sólidas de cemento, por sutamaño, no pueden penetrar en los poros, pero el filtrado líquido sí pasa dentro de laformación.

De esta manera se forma una costra o revoque de cemento que taponaprogresivamente los poros, hasta que la mezcla no puede ser bombeada. Por eso,la cementación forzada siempre se le asocia con un proceso de deshidratación delcemento más que de fraguado del mismo.

Técnicas de cementación forzada a baja presión

Técnica del cabezal del pozo: consiste en inyectar cemento a través de unatubería de inyección, sin empacadura, de tal manera que la presión de inyección esaplicada tanto en la tubería de inyección como en el revestidor. El confinamiento de

la presión se consigue mediante el cierre de los impide reventones. Esta técnica esusada en pozos poco profundos.

Ventajas

Esta técnica presenta las siguientes ventajas:


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190

Procedimiento muy sencillo y no utiliza equipos o herramientas especiales. La mezcla de cemento es colocada frente a la zona a sellar. Esto garantiza

que no será inyectado otro fluido a la formación, disminuyendo así el riesgo dedañarla.

DesventajasEntre las desventajas que presenta esta técnica están las siguientes:

No es selectiva. Potencial riesgo de producir estallido en el revestidor.

Técnicas con empacaduras: a diferencia de la técnica anterior, en ésta se empleauna empacadura que se coloca sobre el tope de las perforaciones a sellar.

La gran ventaja de este método es que permite inyectar la mezcla a altas presiones

sin peligro de dañar el revestidor.

Esta técnica tiene dos variantes: Empacadura recuperable con cola y Empacadurapermanente sin cola.

Empacadura recuperable con cola: en esta técnica se utiliza una empacaduraenroscada del extremo de la tubería. Debajo de la empacadura se anexa una tubería"cola" de menor diámetro que en la tubería de inyección, que permite colocar lamezcla de cemento frente a las perforaciones sin peligro de atascamiento de laempacadura. Las siguientes figuras muestran los pasos de la ejecución de unacementación forzada con empacadura recuperable con cola.

Figura 123. Empacadura recuperable con colaFuente: Baker Hughes


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191

La primera recoge el momento cuando el cemento ha sido desplazado y colocadofrente a la zona de interés.

La segunda representa el momento cuando sé está por iniciar el forzamiento decemento a través de la formación.

Empacadura permanente sin cola: en esta técnica se emplea una empacadurapermanente, llamada también retenedor, que al ser asentada en el revestidor debeser fresada para poder recuperarla parcialmente. Una vez asentada, la comunicaciónentre la parte superior e inferior sólo se puede obtener por medio de una espiga, queal ser insertada en la empacadura abra la válvula de contra flujo del retenedor.

En la primera de las siguientes figuras se muestra la etapa cuando el cemento esdesplazado hasta unos 250 pies sobre el extremo de la tubería de inyección.

En la segunda figura se muestra la etapa de inyección del cemento después de bajare insertar la tubería en el retenedor.

Figura 124. Empacadura permanente sin cola

Fuente: Baker Hughes


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192

Bibliografía

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del Zulia, Maracaibo. 105 pp Completion technology for unconsolidated formations (2005) 256pg. Datalog wellsite operations ManuaL, Version 3.0, issued March 2001 Economides, M y otros (2005) Petroleum Well Construction. Halliburton. Eni (1999) Completion Design Manual. 295pp Estandarización de Procesos de Construcción y Rehabilitación de Pozos

PDVSA (1999). COVENIN (Comisión Venezolana de Normas Industriales, 2005). Manual de Diseño de Revestidores P.D.V.S.A. (1998) Mohsen, M. (2007) Well Completion. 66pg Rabia, H. (2005) Well Engineering & Construction. Ríos, E. y Perozo, A. (1999) Completación y Reacondicionamiento de Pozos.

Centro Internacional de Educación y Desarrollo, PDVSA Schlumberger (2003). Manual de Completación. Reporte Técnico. 134pp Simancas, F (2005). Manual teórico-práctico de ingeniería de completación y

rehabilitación de pozos. Universidad Central de Venezuela. Caracas. 314pp.

Información electrónica

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http://www.servicom-argentina.com.ar/02-18%20Prueba%20de%20BOP%20y%20Acumulador.pdf

http://siahoanaco.over-blog.es/pages/LEYES_Y_NORMAS_SIAHO-1528790.html

http://www.pcanzoategui.org.ve/normas_seguridad.html

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193

Índice

Presentación del curso 3

Contenido 4

Introducción general6

Capítulo 1: Introducción a la completación pozos 7

1.1. Tipos de pozos 7

1.1.1. Tipos de pozos, según el Ministerio de Energía y Petróleo 7

1.1.2. Tipos de pozos, según el objetivo del pozo 7

1.1.3. Según el tipo de perforación 81.2. Completación de pozos y objetivos 9

1.3. Fluido utilizado en la completación de pozos 9

1.3.1. Función de los fluidos de completación 9

1.3.2. Puntos a considerar para la selección de un fluido de completación 91.3.3. Clasificación de los fluidos de completación 10

1.3.3.1. Fluidos con sólidos en suspensión 101.3.3.2. Fluidos sin sólidos en suspensión 101.3.3.3. Fluidos espumosos 10

1.3.4. Factores que afectan la selección de un fluido de completación 111.3.4.1.Factores mecánicos 111.3.4.2.Factores de formación 121.3.4.3. Factores adicionales 13

1.3.5. Alguno fluidos de completación utilizados en yacimientosVenezolanos 14

1.4. Equipo utilizado y su funcionamiento en completaciones convencionales 15

1.4.1.Cabezal de pozo 15

1.4.1.1. Tipos de cabezales 15

1.4.2. Tubería (sarta) de producción o inyección 221.4.3. Empacadura de producción (Obturador) 23

1.4.3.1.Tipos de empacaduras 251.4.3.2. Selección de empacaduras 28

1.4.3.3. Principales problemas que puede presentar una empacadura 291.4.4. Equipo de subsuelo 301.4.4.1. Clasificación de los Equipos de Subsuelo 30

Capítulo 2. Selección de intervalos a completar 38

2.1.Disciplinas que intervienen en la selección de los intervalos a completar 38


49/72

194

2.2.Información que maneja cada una de las disciplinas involucradas yactividades que cumplen cada una de las disciplinas 39

Capítulo 3. Selección de intervalos a completar 48

3.1. Factores a considerar para seleccionar el tipo de completación 483.2. Tipos de Completaciones de Pozos 48

3.2.1. Completaciones a hoyo abierto o desnudo 49

3.3.2. Completación a hoyo abierto con liner o forro ranurado 50

3.3.3. Completación a hoyo entubado o revestido 513.3.4. Completación monobore 523.3.5. Completación a hoyo entubado sencillo no selectivo 53

3.3.6. Completaciones a hoyo entubado selectivas 54

3.3.7.Completación doble concéntrica 55

3.3.8. Completación múltiple 563.3.9. Completaciones con control de arena 57

3.3.9.1. Completación a hoyo abierto con control de arena 573.3.9.2. Completación a hoyo entubado con control de arena 58

3.3.10. Completaciones horizontales 593.3.11. Completaciones direccionales 633.3.12. Completaciones inteligentes 64

Capítulo 4. Métodos de control de arena en pozos productores de

Hidrocarburo 674.1. Consideraciones generales sobre la producción de arena 67

4.2. Arenamiento 68

4.3. Causas de la producción de arena o del arenamiento 684.4. Consecuencias de la producción de arena 70

4.5. Criterios de selección para el control de arena 70

4.6. Técnicas de control de arena 704.7. Tipos de completación 864.8. Equipo que interviene en la técnica de control de arena 91

4.9. Criterios de selección del método de control de arena 934.10. Procedimiento para usar el método de Schwarts es el siguiente 954.11. Ejercicio 96


50/72

195

Capítulo 5. Evaluación de la cementación de pozos 99

5.1. Objetivos de la cementación 995.2.Consideraciones que deben tomar en cuenta al Evaluar un registro decementación 99

5.3. Correlación de profundidades 1005.4.Registro de cementación El CBL (Cement bond log) 100

5.4.1.Principio del registro CBL 101

5.4.2.Registro de cementación VDL (Variable density log) 102

5.5. Evaluación de registros modernos 108

Capítulo 6. Selección de la técnica de cañoneo de pozo 113

6.1. Objetivos del cañoneo de pozos 1136.2. Conceptos fundamentales 114

6.3. Técnicas de cañoneos y sus aplicaciones 116

6.3.1. Cañones transportados a través revestidor 116

6.3.2. Cañoneo a través de la tubería de producción (Through tubing) 119

6.3.3. Cañones transportados por tubería (TCP) 1206.4. Daños asociados al proceso de cañoneo 123

Capítulo 7. Diseño de la configuración mecánica de pozos 125

7.1. Tipos de configuración mecánica de pozos a hoyo entubado 125

7.2. Ejemplo de completaciones 132

Capítulo 8. Seguridad y conservación ambiental en la completación yreacondicionamiento de pozos 137

8.1. Definición de términos 137

8.2. Objetivo de la higiene y seguridad industrial 139

8.3. Importancia de la Higiene y Seguridad Industrial 1398.4. Equipos de protección utilizados en actividades riesgosas 140

8.5. Normas y Leyes a considerar para ejecutar actividades en la industriaPetrolera

141

8.6. Evaluación de riesgos 142


51/72

196

Capítulo 9. Tipos de reacondicionamiento de pozos 146

9.1 Tipos de reacondicionamiento de pozos 1469.2. Trabajos Menores (Operación con guaya) 148

9.2. Equipo de guaya 1519.3. Coiled Tubing 1579.4. Unidades Hidráulicas (Snubbing Unit) 158

Capítulo 10. Reacondicionamiento de pozos 161

10.1. Análisis de problema de pozos 161

10.2. Identificación de los distintos ambientes (Superficie, pozo y yacimiento) 162

10.3.Como decidir realizar un reacondicionamiento 165

10.4 Ejemplo de algunos tipos de reacondicionamiento de pozos 178

Bibliografía 192

Índice 193

Anexos 197


52/72

197

Anexos A-1


53/72

198

Figura 3: Ejemplo del grafico a realizar (Graficar en papel Semilog % Peso acumulado

vs. Diámetro del tamiz).


54/72

199

Tabla 1: Serie Estándar de 12 Tamices y sus respectivos Tamaños de Apertura

para un Análisis de Muestra.

Número de Tamiz

(US Mesh Series)

Apertura del Tamiz

(pulgadas)

Apertura del Tamiz

(milímetros)

10 0,0787 2,000

20 0,0331 0,840

30 0,0232 0,420

40 0,0165 0,250

60 0,0098 0,177

80 0,0070

100 0,0059 0,149

120 0,0049 0,124

140 0,0041 0,104

170 0,0035 0,088

También existen otros números de tamices. Tabla 2:

Tabla 2: Tamices “US Mesh Series” y sus Respectivas Aperturas.

Número de Tamiz

(US Mesh Series)

Apertura del Tamiz

(pulgadas)

Apertura del Tamiz

(milímetros)

2,5 0,315 8,000

3 0,265 6,730

3,5 0,223 5,660

4 0,187 4,760

5 0,157 4,000

6 0,132 3,360

7 0,111 2,830

8 0,0937 2,380

10 0,0787 2,000

12 0,0661 1,680

14 0,0555 1,410

16 0,0469 1,190

18 0,0394 1,000

20 0,0331 0,840

25 0,0280 0,710

30 0,0232 0,589


55/72

200

1635 0,0197 0,500

40 0,0165 0,420

45 0,0138 0,351

50 0,0117 0,297

60 0,0098 0,250

70 0,0083 0,210

80 0,0070 0,177

100 0,0059 0,149

120 0,0049 0,124

140 0,0041 0,104

170 0,0035 0,088

200 0,0029 0,074

230 0,0024 0,062

270 0,0021 0,053

325 0,0017 0,044

400 0,0015 0,037

Tabla 3: Serie Tyler Tamaños de Abertura


56/72

201

Tabla 4: Tipos de gravas disponibles

Método de SCHWARTZ

Toma en cuenta la uniformidad en los tamaños de grano de la arena de

formación, así como la velocidad de entrada del fluido a la grava.Coeficiente de uniformidad de schwartz:

La velocidad de entrada al empaque se determina mediante:

D90

D40U

C

flujodeAreadel50%

ProducciondeTasaV


57/72


58/72

203

Tabla 6.1. Ranuras requeridas por pie Relación directa entre el ancho de la ranura yel área flujo, según sea el caso:

Ranuras por Pie Requerida para 3 y 6 % de Área de Flujo.

Selección de la Longitud de la Ranura

La longitud de las ranuras individuales se calibra en el diámetro interior del tubo. La

práctica usual aconseja tener ranuras de 1 ½ pulg. de longitud para anchos de 0.030”

y menos, ranuras de 2” de largo para anchos entre 0.030” hasta 0.060” y ranuras de

2 ½” para anchos de 0.060” y más. La tolerancia para anchos de las ranuras sue le

ser de +- 0.003” para anchos de 0.040” y más, y +- 0.002” para anchos menores que

0.040”.

Tabla 7: Relación de Ancho y Altura Interna de la Ranura

(Mod. Guerra & Paz).

Ancho de la Ranura(pulg.)

Altura Interior (pulg.)

≤ 0,030 1/2

0,030 < W < 0,060 2

≥ 0,060 2 1/2


59/72

204

El tamaño de las ranuras se determina con una relación de dos tercios (2/3) u 80%,

de la grava de menor tamaño comercial, según el percentil base.

Guía práctica de selección tuberías ranuradas y rejillas

Dada la incertidumbre del uso de rejillas y tuberías ranuradas, se creó una forma

más práctica de seleccionar si usar una rejillas o una tubería ranurada, dependiendo

de las condiciones del yacimiento y especificaciones del pozo.

Tuberías ranuradas

Tabla 8. Guía práctica de selección de tuberías ranuradas

Especificaciones CaracterísticasPrincipales aplicaciones Arenas limpias, arenas con alta uniformidad y algo

consolidadas, también usadas como soporteTamaño (in) Todos los tamaños de tubulares

Tamaño de la ranura (in) [0.012 – 0.250]

Longitud de la ranura [1.5 – 2.5]Tipos de ranuras 2 (recta y trapezoidal) Área de flujo (%) [1.5 – 6]

Criterio de selección de laranura

Tamaño de arena pequeña, para análisis de tamiz


60/72

205

Rejillas (Wire Wrapped, Pre Packed, Premium)

Tabla 9. Guía práctica de selección de rejillas

Especificaciones característicasPrincipal aplicación Arenas limpias de alta calidas con un radio de gran grosor

Buen soporte de presión donde haya la expectativa de producción depoca arena

Experiencia de campo en areniscas sucias o en yacimientos con arcillas/ ocurrirátaponamiento

Principales tipos Wire Wrap, Pre Packed, PremiumTipo de medio filtrante Wire Wrap alambre (convencional y perfil triangular)

Pre Packed grava cubierta con resina o grava sintéticaPremium mallas y fibras sinterizadas.

Principal OD (in) [ 2.65 – 9.62] Área de flujo (%) Wire Wrap [ 6 – 12]

Pre Packed 30Premium [ 50 – 70]

Metalurgias comúnmentedisponibles

Tubería de base N80, L80, P110, 13 Cr, duplex/ super duplex Alambre acero galvanizado, 304, 316L, incoloy 825Malla 316L, Alloy 20, incoloy 825

Criterio de selección(arena de formación)

Wire Wrap D10/D95


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206

Anexos A-2


62/72

207


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64/72

209


65/72

210


66/72


67/72

212


68/72

213


69/72

214

Anexos A-3


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215

Solución del Ejercicio


71/72


72/72

• BOLIVARES GASTADOS / BARRILES PRODUCIDOS • OTROS.

Ejemplo de Adedamiento

Ejemplo deConificación

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