DISEÑO TERMINACION

CAPI CA PITU TUL L O IV IV DISEÑO DISEÑO DE LA L A TERMIN TERMINA A CION CION DE POZOS

INDICE CAPITULO IV.- DISEÑO DISEÑO DE LA L A TERMINACION TERMINACION DE POZOS 4.1 4.1 Diseño Diseño de la Termin Terminación ación de poz po zos 

Planeación de la Terminación

Programa  Análisis

de Operación

de Información Información

4.2 4.2 Análisi An álisiss de Regist Registro ross Registro

en Agujero Descubierto

Registro

en Agujero Entubado

4.3 4.3 Tom Toma a de Inf Infor ormació mación n Registro

de Presión

Registro

de Producción

Registro

de Evaluación Evaluación de Cementación Cementación (CBL)

INDICE 4.4 4.4 Emp Empaca acado dores res De Producc Produ cció ión n 4.5 4.5 Flu Fluid idos os Empacado Empacadores res 4.6 4.6 Dis Disparos paros De Pro Produ ducc cció ión n 4.7 4.7 Est Estim imul ulación ación De Pozos Pozos 4.8 Fracturamientos Hidráulicos 4.9 4.9 Dis Diseño eño De Pruebas Pru ebas 4.10 4.10 Aislami Ai slamiento ento De Int Intervalos ervalos 4.11 4.11 Mol Moliend ienda a De De Empacadores Empacado res 4.12 4.12 Técnica écnic a y equipo equip o para la Terminación ermin ación con Tubin ub ingl gless ess

DISEÑO DISEÑO DE LA L A TERMINA TERMINACION CION DE POZOS POZOS

PLANE PLA NEA A CIO CION N DE L A TE TERMI RMINACION NACION La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después de cementar la ultima tubería de revestimiento de explotación y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocar hidrocarburos buros o taponado taponado si si así se determin determina. a. El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción optima de hidrocarburos al menor costo. En la elección del sistema de terminación deberá deberá considerarse la información recabada, indirecta o directamente, durante la perforación, a partir de : Muestra de canal, núcleos, pruebas de formación análisis petrofísicos, análisis PVT y los registros geofísicos de explotación. Programas De Operación Es desarrollado por el ingeniero del proyecto y es creado con información de la perforación del pozo a intervenir en caso de ser exploratorio y pozos vecinos a el al tratarse de pozos de desarrollo, consiste en un plan ordenado ordenado de operaciones que incluyen la toma de registros, la limpieza del pozo, el diseño de disparos, y la prueba de intervalos productores, con el fin de explotar las zonas de interés de

PLANE PLA NEA A CIO CION N DE L A TE TERMI RMINACION NACION  An  A n áli ál i s i s De Inf In f o r m aci ac i ó n Para desarrollar desarrollar la planeación de la terminación terminación se deberá deberá de contar con la información del pozo a intervenir y de pozos vecinos, esta estará constituida de : registros registros geofísicos, geofísicos, muestras muestras de canal, canal, corte de núcleos, gasificaciones, perdidas de circulación, correlaciones, correlaciones, antecedentes de pruebas durante la perforación, pruebas de formación (DST). Esta información se evaluara con el propósito de determinar cuales son las zonas de interés que contengan hidrocarburos y a través de un análisis nodal se diseñaran los disparos, diámetros de tubería de producción y diámetros de estranguladores para mejorar la producción del yacimiento.

 ANA  A NAL L ISIS DE REGISTROS

 ANA  A NAL L ISIS DE REGISTROS REGISTROS Regis gistro tro en agujero descubierto descub ierto Para evaluar la productividad del yacimiento, se requiere saber con que facilidad puede fluir el liquido a través del sistema poroso. Esta propiedad de la roca depende de la manera en que los poros están intercomunicados, es la permeabilidad. Los principales parámetros petrofísicos para evaluar un deposito son: porosidad, saturación de hidrocarburos, espesor, área, permeabilidad, geometría, temperatura y la presión del yacimiento, así como la litologí litología a que desempañan desempañan un papel papel importante importante en la evaluación, terminación y producción de un yacimiento. Registro gis tro de pote pot encia nci al espontáne espon táneo o y de rayos rayos gamma natur natura ales La curva de potencial espontáneo (SP) y el registro de rayos gamma naturales (GR) son registros de fenómenos físicos que ocurren naturalmente en las rocas insitu. La curva SP registra el potencial eléctrico producido por la interacción del agua de formación innata. El fluido de perforación conductivo y otras rocas selectivas de iones (lutita) y el registro de GR indica la radioactividad natural de las formaciones.

 ANA  A NAL L ISIS DE REGISTROS REGISTROS

Resistivos

Miden la resistivid resisti vida ad de las roca roc as

Sónicos

Se emplean emplean para p ara determina determin ar la l a porosi poro sidad dad y las propiedades mecánicas de las rocas

Nucleares

Miden la radioactividad radioactivi dad natural y la respuesta de la formación cuando son bombardeadas con rayos gama o neutrones

 ANA  A NAL L ISIS DE REGISTROS REGISTROS Registro gis tro eléctrico léctric o Induccion Doble inducción inducc ión Doble laterolog

Determinaci ó n del valor d e Rt y Rxo

Inducci nduccion on fa fasoria soriall

Resistivos

genes resistiv resis tivas as de la resisti vas Resi sist stiv ivid idad ad azimut azimutal al (ari). (ari). Im ágenes

 Arr r eg  A egll o i n d u c t i v o (ai (aitt ). Microlog Microlaterolog Microproximidad

pared pared del dde el el pozo. p ozo. Perfi Pe rfill de inv asi ó n Perfil d e inva invasi

 ANA  A NAL L ISIS DE REGISTROS REGISTROS

Sonico bhc de d e porosidad Sonico digit digita al Soni onico co de espaciamie espaciamiento nto largo Sónicos

Sonico dipolar 

Soni onico co de cementación cementación

Determin Determinación ación de d e la porosid poro sidad ad y datos para correcció cor rección n de Informa nform ación sísmica .

 ANA  A NAL L ISIS DE REGISTROS REGISTROS Regis gistro tro En Agujero Ag ujero Entuba Entub ado Registro egist ro RG Este registro puede ser corregido en pozos entubado lo que hace muy útil como una curva de correlación en operaciones de terminación o modificación de pozo, por ejemplo al correlacionar los disparos de cambio de intervalo y mejorar la cementaci cementación, ón, así mismo mismo cuando se inyecta inyecta un trazador trazador radioactivo y se requiere ver la altura del intervalo intervalo que tomo. Registro egist ro decaimiento decaimient o termal t ermal (TD (TDT) La herramienta consta de un generador de neutrones de alta velocidad la cual se reduce rápidamente hasta la llamada “velocid “velocidad ad termal” termal” al ser capturados capturados por núcleos núcleos de la formación, emitiendo radiaciones gamma que son detectadas por el aparato, durante el tiempo de medición, la cantidad de neutrones termales disminuye exponencialmente.

TOMA DE INFORMACION

TOMA DE INFORMACION INFORMACION La toma de información al inicio y durante la vida productiva del yacimiento es muy importante para conocer la situación real del pozo y la posibilidad de mejorar sus condiciones de explotación, para lo cual se necesita información sobre las características del sistema roca fluido, el estado actual de agotamiento del yacimiento, la eficiencia de terminación del pozo, etc. Para poder determinar lo anterior es muy importante tomar información como son los registros de presión de fondo cerrado y fluyendo, realizar diferentes pruebas de variación de presión como son la del incremento o decremento, de interferencia, tomar los diferentes registros de producción, etc.

TOMA DE INFORMACION INFORMACION

-Cable de línea

Registros de Presión

TOMA DE INFORMACION Curvas de variación de presión

La presión es parte esencial de las pruebas de variación de presión de pozos

Obtiene información del sistema rocafluido a partir del análisis de las citadas variación de presión

-Registro con instalaciones permanentes -Registro recuperable en la superficie

-permeabilidad -porosidad -presión media -discontinuidades

TOMA DE INFORMACION INFORMACION -Estado mecánico

Regist gistros ros de producción producci ón

REGISTRO DE PRESION DE FONDO CERRADO Y FLUYENDO

Regist gistro ro de molinete

Registro de evaluación de cementación

Son registros que se pueden tomar después que han cementado las tuberías de revestimiento

Se utiliza para medir las velocidades de los fluidos en el interior de las tuberías de producción y revestimiento

La cementación se realiza con el registro sónico de cementación CBL la herramienta consta de dos secciones:

-Calidad de la cementación -Comportamiento del pozo -Evaluación de las formaciones

Facto Facto res que afectan la velocidad son:

- Velocidad Velocidad y viscosid viscosidad ad de los fluidos - Diámetro Diámetro del agujero agujero

-Acústica -Electrónica

EMPACADORES DE PRODUCCIÓN

EMPACADORES DE PRODUCCIÓN Empacadores de producción son importantes para el proceso de terminación y mantenimiento de pozos, presenta como calcular los esfuerzos esfuerzos a que será será sometido sometido un empaca empacador dor durante durante operac operaciones iones criticas como inducción, prueba de admisión, estimulación y fracturamiento. Lo anterior con la finalidad de predecir y evitar las condiciones de falla de empacadores que se encuentran anclados. CLASIFIC CLA SIFICA A CIÓN GENERAL GENERAL Y FUNCION FUNCIONES ES DEL EMPACA EMPA CADOR DOR DE PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN

El empacador es un accesorio empleado para sellar la parte exterior del aparejo de producción y la parte interior de la tubería de revestimiento ó de explotación como se muestra en la figura.

EMPACADORES DE PRODUCCIÓN Las funciones principales de un empacador son las siguientes:  Proteger el revestimiento de la presión del yacimiento y de operacion operaciones es tales como estimulaci estimulaciones ones ó fracturam fracturamiento ientos. s.  Evitar el contacto entre los fluidos producidos y el revestimiento.   Aislar zonas con con daño ó perforaciones recementadas. recementadas.  Mantener un fluido empacador en el espacio anular. Los empacadores de producción son en general clasificados como Permanentes ó Recuperables, aunque su función es prácticamente la misma.

Empacador permanente y recuperable

EMPACADORES DE PRODUCCIÓN En general los elementos principales de un empacador son: a) Elementos de sello b ) Cuñas c ) Conos d ) Cuerpo del empacador 

Elementos principales de un empacador 

EMPACADORES DE PRODUCCIÓN Existen varios modos de falla que pueden afectar el desempeño de un empacador de producción, pero los más comunes son: 1) Sistema de anclaje 2) Falla conexión cuerpo ~ guía 3) Cuello del empacador  4) Elemento de sello 5) Colapso conexión ~ guía 6) Tope del hombro 7) Candado del cuerpo

Elementos críticos de falla de un empacador.

EMPACADORES DE PRODUCCIÓN METODOLOGÍA METODOLOGÍA DE SEL SEL ECCIÓN ECCIÓN PARA EMPACADOR EMPACA DORES ES DE PRODUCCIÓN

1. Cond Condicio iciones nes de ope op eración. a) Diferencial de presión b) Cargas axiales c) Temperatura d) Fluidos producidos

3. Procedim Procedimiento iento para correrlo y ancl ancla arlo. rlo . a) Tubería de perforación b) Cable/Línea c) Tubería flexible d) Integral

2. Cond Condicio iciones nes del pozo. p ozo. a) Diámetro interiore de la T.R b) Fluido de terminación c) Desviación y severidad

4. Intervencion Intervencione es futuras. fut uras. a) Reparaciones mayores b) Reparaciones menores c) Intervenciones sin equipo

EMPACADORES DE PRODUCCIÓN 1. Condicio ondicione ness de opera operació ción. n. a) Diferencial de presión

Diferencial de presión durante la inducción

Diferencial de presión durante la prueba de admisión.

Condiciones durante la estimulació estimulación n ó fracturami fracturamiento. ento.

EMPACADORES DE PRODUCCIÓN b) Cargadas Cargadas Axiales Ax iales Los efectos que generan este fenómeno son: Ballooning (expansión), Pistón, Pistón, Buckling Buckling (pandeo) (pandeo) y Temperat Temperatura. ura.

Efectos que causan movimiento del aparejo de producción

Efectos que intervienen durante una inducción

EMPACADORES DE PRODUCCIÓN b) Cargadas Cargadas Axiales Ax iales

Efectos que intervienen durante una prueba de admisión .

Causas del movimiento del aparejo durante una estimulación/fracturamiento.

EMPACADORES DE PRODUCCIÓN c) Temp Tempera eratu tura ra La temperatura a la cual cual estará trabajando el empacador se determina a través del gradiente de temperatura del pozo ( T G ).

Donde: GT= Gradiente de temperatura (°C/m) TY=Temperatura del yacimiento (°C) TS= Temperatura en superficie (°C) DVy=Profundidad vertical del yacimiento (m) TEmp= Temperatura a la profundidad del empacador (m) DVE = Profundidad vertical del empacador (m)

EMPACADORES DE PRODUCCIÓN d) Fluidos luido s producidos produ cidos Conocer la composición de los fluidos producidos es fundamental, pues se puede conocer conocer el ambiente ambiente al cual será sometido sometido el empacador. empacador. Como obtener la presión a la profundidad del empacador, la cual es función de la presión de fondo fluyendo ( wfP ), las perdidas por fricción ( f P ) entre el fluido producido y la tubería de explotación y de la densidad de los fluidos producidos ( gP ).

Presión a la altura del empacador.

Donde: Pparcial H2S =Presión parcial del ácido sulfhídrico (psi) PEmp = Presión Presión en el el empacador empacador (psi) Pwf  = Presión Presión de fondo fondo fluyen fluyendo do (%)  ∆p = Diferencial de presión entre los disparos y el empacador debido a la fricción y gravedad (psi) Pparcial CO2 =Presión =Presión parcial del dióxido de carbono (psi)

EMPACADORES DE PRODUCCIÓN d) Fluidos luido s producidos produ cidos

Para determinar determinar si la corrosión corrosión esperada esperada será alta, media media ó simplemente no se presentara, se utiliza esta tabla .

EMPACADORES DE PRODUCCIÓN Otros parámetros a considerar para la selección del empacador de producción son las condiciones del pozo en el que se introducirá. Condici ond iciones ones del pozo. pozo. a) Diámetro interior de la T.R b) Fluido de terminación c) Desviación y severidad 3. Procedim Procedimiento iento pa p ara correrlo y anclarlo. a) Tubería de perforación b) Cable/Línea c) Tubería flexible d) Integral 4. Intervencion Intervencione es futuras. fut uras. a) Reparaciones mayores b) Reparaciones menores c) Intervenciones sin equipo

EMPACADORES DE PRODUCCIÓN 5. Sele Selecc cció ión n del d el emp empaca acado dorr a partir parti r de d e la envolvente envol vente de desempeño. Finalmente se debe solicitar a las compañías de servicio las envolventes de los empacadores a emplear, con el objeto de realizar el análisis de cargas combinadas a las operaciones progra programad madas as ó probab probables les a efec efectua tuarr (indu (inducci ccione ones, s, prueb pruebas as de admisión, estimulaciones, fracturamientos) y comparar los resultados con la envolvente de diseño para mantenerse en todo momento momento en el área área de operación operación segura, segura, solici solicitar tar será será el mas mas económico, siempre y cuando cumpla con las condiciones de operación.

FLUIDOS EMPACADORES

Flu luid idos os Emp mpa acadores Un fluido empacador es un fluido que ocupa el espacio anular entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento desde el empacador, hasta el cabezal de tuberías. La diferencia entre los fluidos de terminación y los fluidos empacadores es que los rimeros están frente del intervalo productor al momento del disparo y el fluido empacador permanece en el espacio anular durante la vida productiva del pozo, en algunos casos un mismo fluido cumple las dos funciones. FUNCIONES Y CARACTERISTICAS DEL FLUIDO EMPACADOR Un fluido empacador debe cumplir con las siguientes funciones: a.- Ejercer una columna hidrostática para controlar el pozo en caso de fugas en el empacador o aparejo de producción.

Flu luid idos os Emp mpa acadores b .- Reducir la presión diferencial entre los espacios anulares de TP -TR y TR – aguj agujer ero. o.1 1 c .- Reducir el efecto de corrosión de las tuberías de producción y de revestimiento. d .- Minimizar la transferencia de calor a través del aparejo para reducir la depositación de parafinas y asfáltenos. e.- Facilite la recuperación del aparejo durante las reparaciones. Las características que debe reunir un fluido empacador son las siguientes: 1. No dañar la formación (hinchazón de arcillas, cambio de mojabilidad, formación de emulsiones, etc.) 2. No dañar el medio ambiente 3. No dañar los elastómeros del empacador  4. Química y mecánicamente estables 5. Minimizar la corrosión

Flu luid idos os Emp mpa acadores TIPOS DE FL FL UIDOS EMPACA EMPACADORES DORES Los diferentes tipos de fluidos empacadores se muestran en la figura.

Existen básicamente dos tipos de fluidos empacadores; los de base aceite los cuales cuales pueden pueden formar formar emulsiones, emulsiones, usando usando aceite aceite – diesel y el resto resto agua en una proporción del 10% al 35% según los requerimientos de densidad o únicamente el diesel y los fluidos base agua, los cuales tienen como componente principal agua dulce o agua de mar.

Flu luid idos os Emp mpa acadores Los fluidos base se pueden usar sin densificar agregando inhibidores de corrosión, corrosión, bactericidas bactericidas,, viscosificantes viscosificantes,, alcalinizantes, alcalinizantes, secuestrantes secuestrantes de O2, controlador controlador de pH. Esto Esto dependerá dependerá de las condiciones condiciones requerida requeridass del pozo. Fluidos empacadores base aceite. Estos fluidos se formulan con fluidos base aceite-diesel, tienen por lo general baja conductividad térmica. La gravedad especifica esta determinada por su composición química, la viscosidad es pequeña y sensible a la temperatura. Ventajas y desventajas de los fluidos base aceite  Aceite-diesel Ventajas •Evita la corrosión en las tuberías •Buen aislante térmico •No daña la formación •Libre de sólidos •Estable a altas temperaturas

Desventajas •No se puede densificar  •Costo alto

Flu luid idos os Emp mpa acadores Emulsi Emulsión ón Diesel Diesel – Salmuer Salmuera a Ventajas •Evita el daño a la formación •Baja corrosión en las tuberías •Estable a alta temperatura •Se puede densificar 

Desventajas •Costo alto

Diesel Gelificado Ventajas •Excelente aislante térmico •No daña la formación •Evita la corrosión en las tuberías •Estable a alta temperatura •Se puede densificar 

Desventajas • Costo alto

Flu luid idos os Emp mpa acadores El agua que se usa como fluido base debe estar libre de sólidos y no contener sales y iones en solución. Debido a su gran habilidad para disolver un gran número de compuestos inorgánicos si no se tiene un control estricto de los iones en solución, pueden volver a reaccionar formando precipitados insolubles en el pozo, por lo tanto la calidad del agua usada para preparar los fluidos empacadores debe cumplir con los parámetros de calidad mostrados en la tabla .

Flu luid idos os Emp mpa acadores  Ag  A g u a Dul Du l c e La densidad limita su aplicación para su uso y para que cumpla con las propiedades requeridas se le agregan aditivos.  Ag  A g u a de d e mar  m ar  Es un abundante recurso en pozos costa afuera; donde se puede usar si cumple los requerimientos de no contener sólidos y otros componentes, haciendo un análisis químico. Su aplicación esta limitada por su densidad, aunque puede usarse en un rango mas amplio densificándola. Ventajas y desventajas de agua dulce o de mar  Ventajas •No contiene sólidos •Bajo costo •Buena disponibilidad •No contamina

Desventajas •Daño a la formación •No se puede densificar  •Puede generar problemas de corrosión

Flu luid idos os Emp mpa acadores Salmueras Estos fluidos tienen agua dulce como fluido base y se adicionan sales dobles o triples según los requerimientos de densidad y composición de la formación, su uso es común debido que se puede evitar el daño a la formación, controlar la corrosión y densificar en un amplio rango, pero por el contrario contrario tiene tiene el inconveniente inconveniente de que en temperatur temperaturas as altas aumenta la velocidad de corrosión.

Ventajas y desventajas de las salmueras Ventajas •No contiene sólidos •Se puede densificar  •No dañan la formación Desventajas •Puede generar problemas de corrosión si no es tratado •Baja capacidad como aislante térmico •No es muy estable a altas temperaturas Nota: Las salmueras triples de bromuro de calcio y zinc son corrosivas, toxicas y alto costo.

Flu luid idos os Emp mpa acadores Salmueras almueras con co n biopo bi opolíme límeros ros Los formiatos de sodio, potasio y cesio, tienen la ventaja con respecto a las salmu salmuera erass anterior anteriores es que son son muy estable establess con la temper temperatu atura ra y amigables con el medio ambiente, además que la velocidad de corrosión de tuberías tuberías es menor, se puede puede utilizar utilizar goma xantana xantana como viscosificante viscosificante;; la cual soporta temperaturas altas , además que es biodegradable . SELECCIÓN DE LOS FLUIDOS EMPACADORES a) Corrosión Es el deterioro del acero o de sus propiedades debido a su medio ambiente. Los cuatro elementos necesarios para que se lleve a cabo la corrosión son: •Anodo •Cátodo •Electrolito •Trayectoria conductiva.

Flu luid idos os Emp mpa acadores En la figura ilustra el proceso de corrosión galvánica que se presenta mas comúnmente en las tuberías expuestas a los fluidos empacadores.

Corrosión en la tubería

La reacción que ocurre en las tuberías es la siguiente: Reacción del ánodo:

Flu luid idos os Emp mpa acadores Facto Factores res que afectan afectan la veloc velocidad idad de corrosi corr osión: ón: El pH es la medida de acidez o alcalinidad de un fluido. El pH de salmueras de densidad 1.39 gr/cm3 es casi neutro, disminuye con el aumento de densidad por el efecto de hidrólisis que se lleva a cabo cuando una salmuera contiene una base fuerte. La corrosión es causada por los agentes corrosivos O2, CO2 y H2S ; los inhibidores de corrosión no la evitan, pero si la disminuyen. Están clasificados como aniónicos, catiónicos y no aniónicos. Inhibidores aniónicos son atraídos hacia una superficie anódica y son formados a base de un radical del tipo RCOOH tiene cargas negativas y buscan abandonar a sus electrones. Inhibidores catiónicos están en general formados por aminas con átomos de N2, los cuales tienen carga positiva y pueden ser atraídos a una superficie catódica los cuales son del tipo de formación de película entre los principales tenemos tenemos las aminas, aminas, las cuales cuales son efectivas efectivas en salmueras salmueras que no contienen contienen Zn Br2.  Aditivos no aniónicos tienen las características de los dos anteriores es decir son atraídos por cargas positivas y negativas (hacia los cátodos y ánodos), tienen la particularidad de una alta adsorción sobre la superficie del metal; por lo que retardan la corrosión, mezclados con el aceite los hace más eficientes.

Flu luid idos os Emp mpa acadores b.) Densi Densidad dad La densificación puede ser necesaria para que el fluido empacador ejerza cierta presión hidrostática; esto se logra usando sales sencillas o combinadas combinadas dependiendo dependiendo de la densidad densidad requerida. requerida. Cada Cada una de las sales forma una salmuera en un rango de densidades como se muestra en la figura.

Flu luid idos os Emp mpa acadores La expansión térmica es el aumento de volumen de la salmuera por efecto de la temper temperatu atura, ra, lo que que ocasion ocasionará ará variar variar la densi densidad dad reque requerid rida a a condiciones de superficie. Los factores de expansión térmica aumentan con la concentración de sal para todas las salmueras, como se observa en la figura.

Factor de explosión para varias salmueras

Flu luid idos os Emp mpa acadores c. Tempera Temperatu tura ra de cris cr istaliza talizaci ción ón La cristalización de una sal es definida por el siguiente comportamiento de la curva mostrada en la figura.

En un proceso de enfriamiento en una salmuera formada por una sal; al ir disminuyendo se formara el primer cristal a una temperatura determinada FCTA a esta temperatura se le llama temperatura de parición del primer cristal; continuando este proceso y disminuyendo la temperatura se alcanza la temperatura absoluta de cristalización TCT en la que la curva tiene una inflexión. Esto sucede debido a las condiciones termodinámicas de la cristalización, seguido de una región que sigue una tendencia ascendente; si después se calentara, entonces se tendrá un cambio de pendiente pendiente y ascenso continuo continuo hasta hasta

Flu luid idos os Emp mpa acadores d.) Aislamiento Térmic Térmico o La detección temprana de depositación de material orgánico se puede hacer mediante las envolventes de fase para parafinas y asfáltenos para evitar su depositación y la obstrucción de los aparejos de producción. Mediante el uso de un fluido empacador cuyo valor de conductividad térmica sea pequeño, se puede evitar la perdida de calor y por consiguiente en algunos casos la depositación de material inorgánico en el aparejo y con ello costos innecesarios de producción diferida a causa de trabajos de limpieza del pozo que pueden obstruirlo totalmente ocasionando intervenciones a los pozos para limpieza o cambios de aparejo.  Algunas características que debe tener este fluido aislante es no degradarse con el tiempo, ni solidificarse. e.- Daño a la formación formación Los fluidos usados como empacadores entran en contacto directo con la formación cuando se controla el pozo durante las reparaciones o fugas en el aparejo o en el empacador; por lo que deben ser compatibles con la formación y con los fluidos producidos haciendo pruebas de compatibilidad para evitar daño a la formación por precipitación de sólidos, formación de emulsiones, etc.

Flu luid idos os Emp mpa acadores f.f.- Costos El fluido seleccionado debe considerar lo siguiente: 1. – Los Costos iniciales iniciales por la adquisición, adquisición, transport transporte, e, preparación, preparación, etc. 2. -Los costos de mantenimiento por acondicionamiento del fluido, los posibl posibles es cost costos os por por corro corrosió sión n de las las tuber tubería ías, s, pesca pescass o string string shot shot por por recuperación de aparejos por atrapamiento o pegadura de tuberías debido al asentamiento de sólidos y el costo por daño a la formación y su efecto en la productividad, además del aspecto de seguridad y contaminación del medio ambiente. 3. -Se debe considerar los costos debido a la ubicación del pozo y su accesibilidad en caso de requerir densificación. La figura, muestra una tabla comparativa de costos relativos de las salmueras donde se muestra que para una densidad.

Flu luid idos os Emp mpa acadores La tabla tabla se se muestra muestra una matriz matriz de los fluidos fluidos empacador empacadores es contra contra los criterios criterios de selección selección y caracterí características sticas , así así como el grado grado de afectación. afectación. Esta tabla tabla ayudará a la selección selección del fluido empacador empacador mas adecuado. adecuado.

Selección de fluidos flui dos empacador mpacadore es

DISPAROS DISPAROS DE PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN Una de las operaciones mas importantes durante la terminación de un pozo es la de disparos de producción, pues la producción de hidrocarburos depende en gran parte de su diseño y ejecución. la operación de disparos, la cual consiste en perforar la tubería de revestimiento, cemento y formación para establecer comunicación entre el pozo y los fluidos del yacimiento.

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN EXPLOSIVOS Las cargas para perforar la tubería dependen de los explosivos para generar la energía necesaria y tener una penetración efectiva de la tubería de revestimiento, cemento y formación. Los explosivos actúan rápidamente, son confiables y pueden ser almacenados por largos periodos de tiempo. Además, se manejan con seguridad tomando las precauciones debidas

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN TIPOS TIPOS Y CARACTERÍST CA RACTERÍSTICAS ICAS Los explosivos de acuerdo a su velocidad de reacción pueden clasificarse en ALTOS y BAJOS.

Los explosivos altos que se usan mas comúnmente en la perforación de tuberías son: Azida de plomo, Tacot, RDX, HMX, HNS, HTX y PYX. La Azida de plomo y el Tacot se usan en los estopines eléctricos. El RDX, HMX, HNS, HTX y PYX se usan en los cordones detonantes, fulminantes y cargas.

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN Sensitividad.

Es una medida de la energía mínima, presión o potencia requerida para iniciar un explosivo y nos refleja la facilidad con la que puede iniciarse. Sensi Se nsitiv tividad idad al al impa imp acto cto..

Es la altura mínima de la cuál puede dejarse caer un peso sobre el explosivo para que detone. Sensi Se nsitiv tividad idad a la chispa. chi spa.

Es la cantidad de energía que debe tener una chispa para detonar un explosivo. Estabilidad.

La estabilidad se refiere a la habilidad de un explosivo para perdurar por largos periodos de tiempo o para soportar altas temperaturas temperaturas sin descomponerse.

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN

Estabilidad de algunos explosivos en función de la temperatura y el tiempo.

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN FACTORES QUE QUE AFECT A FECTA A N LA L A PRODUCT PRODUCTIVID IVIDA A D DE UN POZO El índice de productividad nos permite evaluar la potencialidad de un pozo y está está represent representado ado matemátic matemáticament amente e por:

puede ser difícil de determinar, por lo tanto el efecto del diseño del sistema de disparo como son la penetración, fase, densidad, diámetro del agujero, daño del lodo, etc… pueden ser evaluados usando usando la Relación Relación de Productividad.

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN Los principales factores que afectan la productividad del pozo son: a. Factores Factores geométrico s de d el disp d ispa aro

La geometría de los agujeros hechos por las cargas explosivas en la formación influyen en la Relación de Productividad del pozo pozo y está está defini definida da por los los Factores Geométricos. Estos determinan la eficiencia del flujo en un pozo disparado y son: • Pene Penetr trac ació ión n • Densidad Densidad de cargas cargas por metro • Fase Fase angul angular ar entre entre perforaciones • Diámetro Diámetro del agujero agujero (del

Factores Factores geométricos del sistema sist ema de disparos

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN Fase Fase y Patr Patrón ón de Agujeros Agu jeros

Patrón de agujeros para para pistolas fase 0° y 60°

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN

Patrón de agujeros para pistolas fase +/-45° y 180°

El efecto de la penetración y la densidad de cargas es muy pronunciado en las primeras pulgadas de penetración.  Arriba de 6 pulgadas la tendencia es menor pero es evidente la importancia de la penetración para mejorar la relación de Productividad.

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN La densidad de cargas influye también en la relación de Productividad (RP) observando que para una densidad de 3 cargas/m es necesaria una penetración de 16 pulgadas para obtener una RP de 1.0 mientras que para una densidad de 13 c/m se necesitan solo 6 pulgadas.

Efecto Efecto de la penetración penetración y densidad densid ad en la RP

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN Efecto de la l a Fase Fase en en la RP La fase angular entre perforaciones sucesivas es un factor importante. La figura figura muestra muestra una reducción reducción de un 10 - 12 % en la RP para sistemas sistemas de 0° y 90° 90° con con una una mism misma a pene penetr trac ació ión. n. Suponiendo Suponiendo que se use use un sistema sistema de 0° de fase, con una una penetración penetración de 6 pulgadas, se obtiene una RP de 0.9 de la gráfica, mientras que para un sistema sistema de 90° se obtiene obtiene una RP de 1.02; esto repres representa enta una diferenc diferencia ia del 11% en la RP.

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN b. Presión Presión diferencial al al mo mento del di sparo

El modo en que el pozo es terminado ejerce una gran influencia en su productividad. Existen dos técnicas que pueden aplicarse durante la ejecución de los disparos: Sobr Sobre e – bala balanc nce e • Phidrostática > Pformación Bajo Bajo - bala balanc nce e • Phidrostática < Pformación El objetivo de una terminación sobrebalanceada es fracturar la formación al momento del disparo, sin embargo si la presión no es alcanzada es pues del disparo y antes de que fluya el pozo, se forman tapones con los residuos de las cargas.

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN Cuando se tiene una terminación diferencial bajo-balanceada, los residuos de las cargas y la zona comprimida podrían ser expulsados por la acción del brote de fluido de terminación. Disparar el pozo con una presión diferencial a favor de la formación es recomendable para obtener la limpieza limpieza de los agujeros. Sin embargo, embargo, usar presiones diferenciales muy altas es inadecuado ya que arriba de cierto valor no se obtiene ninguna mejora en el proceso de limpiado. Una presión diferencial excesiva puede provocar arenamiento o aporte de finos de formación que impedirán el flujo a través de la perforación, o un colapso de la TR.

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN Para calcular la presión diferencial a establecer durante el disparo se deberán considerar los factores siguientes: • Grado Grado de consolid consolidación ación de de la formació formación n • Permeabil Permeabilidad idad de la la formaci formación ón • Fluid Fluido o en en los los poros poros • Presión Presión de colaps colapso o de las tuberí tuberías as y equipo equipo • Grado Grado de invasión invasión del fluido fluido de perfor perforación ación • Tipo Tipo de de cem cemen ento to La magnitud de la presión diferencial negativa dependerá dependerá basicamente de dos factores: • La permeab permeabilida ilidad d de la formac formación ión • El tip tipo o de flui fluido do

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN Una arena se considera consolidada si se tienen lutitas adyacentes (arriba y/o abajo) compactas con tiempos de tránsito  ∆t ≤ 100 µSeg/pie obtenido de un registro sónico. Si se tiene un registro de densidad, las arenas se consideran consolidadas si la densidad volumétrica ρb ≥ 2.4 grs/cm3 en las lutitas limpias adyacentes. Una formación No-consolidada es una arena pobremente cementada o compactada de tal manera que los granos pueden fluir al haber movimiento de fluidos a través de la formación.

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN Una arena se considera No-consolidada cuando las lutitas adyacentes tienen un tiempo de tránsito mayor de 100 µSeg/pie o una densidad menor a 2.4 grs./cm3.

Gráfico para determinar la presión diferencial máxima en arenas no-consolidadas con el registro sónico

Gráfico para determinar la presión diferencial máxima en arenas no-consolidadas con el registro de densidad

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN c. Tipo Tipo de pistolas pisto las y cargas Un sistema de disparo consiste de una colección de cargas explosivas, cordón detonante, estopín y portacargas. Esta es una cadena explosiva que contiene una serie de componentes de tamaño y sensitividad diferente y puede ser bajado con cable y/o con tubería. Pistolas ist olas ba b ajadas jadas con c on cable: cable: El sistema de Disparo Bajado con Cable (DBC) puede usarse antes de introducir la tubería de producción, o después de introducir la TP. La ventaja se pueden emplear pistolas de diámetro mas grande, generando un disparo mas profundo.

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN Los componentes explosivos son montados en un portacargas el cuál puede puede ser ser un tubo, tubo, una una lamina lamina ó un alamb alambre. re. Los Los porta portacar cargas gas se se clasifican en : a.Recuperables (no expuestas): Los residuos de los explosivos y lámina portadora son recuperados y prácticamente no queda basura en el pozo. En este sistema no están expuestos los explosivos a la presión y ambiente del pozo, lo cuál lo hace mas adecuado para ambientes hostiles. b. Semi Semidesechables desechables (exp (expuestas) uestas) En las pistolas desechables, los residuos de las cargas , cordón, estopín y el sistema portador (Lámina, alambre, uniones de cargas) se quedan dentro del pozo dejando dejando una considerab considerable le cantidad cantidad de basura. basura. Una ventaja ventaja es que al no estar contenidas las cargas dentro de un tubo, pueden ser de mayor tamaño con lo que se obtiene una mayor penetración. La principal desventaja es que los componentes explosivos están expuestos a la presión y fluido del pozo, por lo que, normalmente, este

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN

Desechables (expuestas): Este sistema es similar al desechable con la ventaja de que la cantidad de residuos dejados en el pozo es menor, ya que se recupera el portacargas.

Siste ist emas de disp aros

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN Pisto is tolas las Bajadas Bajadas con tubería tu bería : En el sistema de Disparo Bajado con Tubería (DBT), la pistola es bajada al intervalo de interés con tubería de trabajo. A diferencia de las pistolas bajadas con cable, en este sistema solo se utilizan portacargas entubados, además la operación de disparos puede ser efectuada en una sola corrida, lo cuál favorece la técnica de disparos bajo balance. Crea agujeros profundos y grandes favoreciendo la productividad del pozo. También este sistema es recomendado (si las condiciones mecánicas lo permiten) cuando se dispara en doble tubería de revestimiento, esto con la finalidad de generar una penetración adecuada del disparo

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN d. Daño Daño generado por el di sparo sp aro El proceso de perforación de formaciones permeables y porosas con las cargas moldeadas crea una "película" que se opone al flujo en el agujero. El jet penetra la formación a alta velocidad, desplazando radialmente el material de formación, creándose una zona compactada alrededor del agujero y reduciendo la permeabilidad original. Para disminuir el efecto pelicular deberá incrementarse la penetración para librar la zona de daño.

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN e. Daño causado por po r el fluido flu ido de la perfor perfora ación ció n

Durante el proceso de perforación del pozo se causa un daño a la formación debido al lodo de perforación. Este daño se asocia al taponamiento de los poros alrededor del pozo. El enjarre puede resolver el problema de la invasión del filtrado pero si no es removido completamente antes de depositar el cemento en el espacio anular, las partículas sólidas pueden ser arrastradas dentro del agujero abierto por el jet del disparo, aunque se use un fluido supuestamente limpio de terminación.

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN f. Da Daño ca c ausado por p or el fluido flu ido de la terminación

El fluido de terminación es de primordial importancia para obtener óptimos resultados. Si existe algún material extraño en el fluido, puede ser empujado dentro de la perfo perforac ración ión por por el Jet Jet ó un pequeñ pequeño o taponam taponamien iento to sería sería el el resultado. El daño del pozo, las perforaciones de las cargas, penetración parcial y la desviación provocan un cambio en la geometría radial del flujo que afecta la productividad del pozo. El efecto combinado de estos factores se denomina "Efecto Pelicular" y genera una caída de presión que afecta la producción del yacimiento.

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN Metodología de selección

a.a.- Plan Planea eaci ción ón Los resultados de las pruebas API pueden servir de base para una comparación general del desempeño de las cargas, pero ésta solo será válida válida bajo las mismas mismas condici condiciones ones de prueba. prueba. En general: −  A mayor resistencia resistencia a la cedencia menor diámetro de agujero −  A mayor resistencia compresiva y densidad de los materiales menor penetración − El esfuerzo efectivo (presión de sobrecarga menos la presión de poro) también afecta la penetración.  Al planear un trabajo de perforación de tuberías - formación se debe considerar: • El métod método o de termin terminaci ación ón • Las caract caracterís erísticas ticas de la formac formación ión • Las tubería tuberíass y acceso accesorios rios del pozo pozo • Las condicion condiciones es esperadas esperadas del pozo durante durante el disparo. disparo.

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN Métodos tod os básicos básic os de termin terminación ación Terminación Natural.-

En las terminaciones naturales no se necesita estimulación o control de arena. El objetivo es incrementar la relación de productividad . Control

de arena.Previene que la formación alrededor de la perforación se deteriore. Si esto ocurre, los materiales resultantes bloquean el agujero y pueden tapar la tubería de revestimiento y la tubería de producción. En formaciones no-consolidadas, puede ocurrir el arenamiento si hay una caída sustancial entre la formación y el pozo. Por lo anterior, el orden de importancia de los factores geométricos en este caso es: 1.Diámetro de la perforación 2.Densidad de cargas 3.Fase 4.Penetración

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN Estimulación.-

Incluyen acidificación y fracturamiento hidráulico. El objetivo es incrementar el tamaño y número de caminos por los que el fluido puede moverse de la formación al pozo. Ambas operaciones requieren de la inyección a la formación de grandes volúmenes de fluidos a altas presiones. En operaciones de fracturamiento, por ejemplo, si se usa una fase 90° en lugar de de 0°, es mas probabl probable e que los agujeros agujeros se alinean alinean con la orientación de las fracturas naturales, proporcionando una trayectoria mas directa para que el fluido de fracturamiento entre en la formación. El orden de importancia para este tipo de terminación es: 1.Fase 2.Densidad de cargas 3.Diámetro del agujero 4.Penetración

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN En caso de tener la formación fracturada naturalmente, se deberá considerar un sistema que aumente la probabilidad de interceptar  fracturas, por lo que el orden de los factores cambia de la siguiente manera: 1.Penetración 2.Fase 3.Densidad de las cargas 4.Diámetro del agujero Se muestran un resumen de la  jerarquización erarquización de los factores geométricos.

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN Considera ons ideracio ciones nes en formaciones form aciones heterog heterogéne énea as.El diseño efectivo de disparo considera las heterogeneidades comunes de la formación. Se muestra la jerarquía de los factores geométricos del sistema de disparo en función de las heterogeneidades de la formación. La mayoría de las formaciones son anisotrópicas, es decir su Kvert. Es menor que su Khoriz. Tres tipos comunes de heterogeneidades

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN

Laminaciones de arcill a.

Si se tienen laminaciones de arcilla, es importante obtener la mayor densidad de cargas por metro para aumentar la probabilidad de perforar las formaciones productoras intercaladas. Fract Fractur uras as natu naturales. rales.

Muchos yacimientos tienen uno o mas conjuntos de fracturas naturales que proveen proveen de una una alta permeab permeabilid ilidad ad aunque aunque la permeabili permeabilidad dad de la matriz sea baja. La productividad del intervalo disparado depende de la comunicación hidráulica entre las perforaciones y la red de fracturas.

DISPAROS DISPA ROS DE PRODUCCIÓN b.-I b.-Información nfo rmación necesaria necesaria para para el el d iseño del dis paro.

Dato Datoss de d e la formación

Fluidos esperados esperados y presiones:

Condiciones del pozo:

Estado Mecánico:

Méto Método do de de terminación:

Litología

Aceite, gas, H2S, etc

Desviaciones

Tuberías de de revestimiento

Natural

Lodo de perforación

Cementación

Permeabilidad

Presión de Formación,

Control de arena

Porosidad

sobrecarga

Diámetro de barrena

Datos del aparejo

Estimulación/F racturamiento

Densidad

resistencia compresiva

Temperatura de fondo

Intervalo a disparar 

ESTIMULACIONES DE POZOS

ESTIMUL ESTI MULA A CION DE POZO POZO Una estimulación se define como el proceso mediante el cual se restituy restituye e ó se crea crea un sistema sistema extensi extensivo vo de canales canales en la roca roca productora de un yacimiento que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo. Es una actividad actividad fundamenta fundamentall para el mantenimient mantenimiento o ó incremento incremento de la producción de aceite y gas, además puede favorecer en la recuperación de las reservas.

ESTIMUL ESTI MULA A CION DE POZO POZO En México la mayor parte de las estimulaciones se efectúan en rocas carbonatadas (calizas) utilizando ácido clorhídrico (HCL) a diferentes concentraciones, una menor parte de las estimulaciones se realizan en formaciones productoras de areniscas, donde se ha utilizado Ácido Fluorhídrico ( HF) HF) o más recientemente, a través fracturam fracturamiento ientoss hidráulic hidráulicos. os. En algunos pozos con problemas de producción requieren de estimulaciones No ácidas ( no reactivas) debido a la naturaleza del problema que genera la declinación de su producción, por lo tanto la selección de un pozo candidato a estimular y el diseño de su tratamiento requiere de un buen análisis.

ESTIMUL ESTI MULA A CION DE POZO POZO MECANISMOS DE DA DA ÑO

Tipos de Daño: Los daños que tradicionalmente conocemos, presentes en el sistema roca-fluidos, los podemos agrupar en tres tipos básicos: a)- Dañ o a l a p er m eab i l i d ad ab s o l u t a

b) Cam b i o s en Permea Permeabil bilidad idad relativa

la

c)c)- Alte Altera raci ción ón de de la viscosidad

Las partículas y materiales ocupan parcial o totalmente el espacio poroso de la formación, ya sea por:

Resultan frecuentemente en una reducción al fluido de producción deseado, estos se deben a cambios a la mojabilidad al aceite en una formación productora de hidrocarburos mojada al agua y/o por cambios en la saturación de fluidos, debido a tratamientos previos, por un trabajo de reparación, etc.

El incremento en la viscosidad del fluido puede ser debido a la formación de emulsiones, polímeros, etc. y esto dificulta el flujo de fluidos

1)La presencia de finos y arcillas de la propia formación. 2) Sólidos de los fluidos de perforación o de terminación. 3) Incrustaciones de depósitos orgánicos (asfaltenos o parafinas) 4) Depósitos complejos de orgánicos e inorgánicos, entre otros.

ESTIMUL ESTI MULA A CION DE POZO POZO REPRESENTACIÓN DEL DAÑO El factor factor de de daño (S) (S) está está dado por por la ecuación (1):

En general el efecto de daño (S) implica : S = 0 no exist existe e daño, daño, por lo que que kx = k. S > 0 existe daño, por lo que k > kx S < 0 el pozo pozo está está estimu estimulad lado o k < kx Representación esquemática de una zona dañada dañada

ESTIMUL ESTI MULA A CION DE POZO POZO SISTEMAS SISTEMAS DE FLUIDOS PARA UNA ESTIMULA ESTIMULACIÓ CIÓN N MATRICIA MATRICIA L . Durante la etapa de perforación y terminación del pozo diversos factores químicos o mecánicos pueden alterar su estado original provocando daños que resultan en una caída de presión y por consiguiente en una disminución en la producción de hidrocarburos. El tratamiento para este tipo de formaciones puede clasificarse de manera general de la siguiente forma: B as e d el s i s t em a:

Aditivos:

a)-Reactivas :

1)- Inhibidor Inhibidores es de corrosión.corrosión.Materiales fuertemente catatónicos, con una fuerte afinidad con la superficie metálica. 2)- Surfac Surfactan tantes tes..son comunes en todos los tratamientos ácidos y ellos son el elemento básico en las estimulaciones no reactivas. 3) Solventes mutuos.Otros aditivos frecuentemente utilizados en los sistemas ácidos, a menudo son utilizados por su solubilidad tanto en fluidos base agua o aceite. 4) - Aditivos Aditivos de control control de fierro.fierro.ya que existen dos formas de fierro en la formación, ferroso y férrico (éste último de mayor riesgo, y el primero que se forma en las estimulaciones)

 Ácido Clorhídrico (HCL) (HCL)  Ácido Fluorhídrico (HF) (HF)  Ácido Acético(2HCH3CO3) Acético(2HCH3CO3)  Ácido Fórmico (2HCOOH) (2HCOOH) b)-No reactivas : Solventes Mutuos Solventes Aromáticos Si el material de daño es soluble en ácido, un fluido base ácido puede ser efectivo en disolver y remover el material. Tanto las formaciones carbonatadas como las areniscas pueden acidificarse

ESTIMUL ESTI MULA A CION DE POZO POZO ESTIMU ESTIMUL L A CIÓN CIÓN MATRICIA MATRICIA L EN EN CARBONATOS CARB ONATOS Para las formaciones de carbonatos los tipos de ácido que pueden usarse son: - Ácido Ácido Clorh Clorhídr ídrico ico (HCL (HCL)) -Ácidos Orgánicos ( Acético y Fórmico) Este tipo ya sea en formaciones calizas o en dolomitas, nos da la oportunidad no tan solo de remover el daño sino de mejorar la permeabilidad en la vecindad del pozo debido a la generación de canales por la disolución de material que genera el ácido.

Solubil idad del HCL HCL en caliza y dolomit dol omit a.

Una estimulación matricial ácida en carbonatos incluye lo siguiente: Efectividad del desviador  Limite de los agujeros de gusano y la excesiva pérdida de filtrado te mperatura.  Aplicaciones en baja y alta temperatura.

ESTIMUL ESTI MULA A CION DE POZO POZO Estimulaciones reactivas utilizando Ácidos Orgánicos

El Acético y el Fórmico son otros dos ácidos que llegan a utilizarse, solos o con el HCL. Son mucho más débiles que el HCL y por lo tanto reaccionarán mas lentamente con la mayoría de los minerales en el pozo y por lo tanto permiten una penetración más profunda y mejores propiedades de grabado en algunas formaciones.

ESTIMUL ESTI MULA A CION DE POZO POZO El Ácido Acético reacciona mas lentamente que el Fórmico. Un 10% de solución de ácido acético acético disolverá la caliza tanto como un 6% de solución de HCL. Un 10% 10% de solución solución de ácido ácido fórmi fórmico co disolv disolverá erá la caliza caliza tanto como un 8% de solución de HCL. La reacción química de estos ácidos con la caliza es la siguiente:

ESTIMUL ESTI MULA A CION DE POZO POZO Factores que afectan la reacci reacción ón del ácido cid o con los carbon atos  Área de contacto:  A mayor superficie de roca expuesta por unidad de volumen de ácido, éste se gastará más rápido.

a) Relaci lación ón

b)

Vol Volum ume en-

Efecto de la Presión sobre el tiempo de reacción del HCLHCL- CaCO CaCO3. 3. Presión:

 Arriba de 750 psi la presión tiene un menor efecto en la reacción del ácido con rocas calcáreas que la mayoría de los otros factores, por debajo de ese valor la reacción se acelera, como se observa en la Figura

ESTIMUL ESTI MULA A CION DE POZO POZO c) Temperatura:  A medida que la temperatura se incrementa, el ácido reaccionará más rápido con el material calcáreo.

d) Concentración del ácido y productos de reacción: Mientras Mientras más fuerte sea un ácido ácido mas mas tiempo tiempo le tomará tomará terminar terminar la reacción. Con sólo agregar cloruro de calcio o Bióxido de Carbono a cualquie cualquierr ácido ácido fuerte fuerte retard retardará ará ligera ligerament mente e su reacción reacción.. Un ácido ácido orgánico le toma mas tiempo gastarse que el HCL porque solo está parcialmente ionizado.

e) Composición de la Roca: La composición composición química química de la roca roca influirá influirá en la reacción reacción del ácido, las dolomitas generalmente reaccionan mas lentamente con el HCL que con las calizas.

f) Viscosidad  A medida que la viscosidad se incrementa disminuye el tiempo de reacción del ácido.

ESTIMUL ESTI MULA A CION DE POZO POZO Estimul sti mula aciones cio nes No No re r eactivas cti vas en en ca c arbonatos. rbo natos. En este sistema los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales de la roca, estos sistemas se utilizan para la remoción de daños ocasionados por bloqueos de agua, aceite o emulsión, pérdidas de fluido de control, depósitos orgánicos, daños por tensión interfacial, por mojabilidad e incrustaciones. debido a que el flujo de fluidos a través de medios porosos está gobernado por los fenómenos de superficie que representan las fuerzas retentivas de los fluidos en la roca, la acción de la estimulación no ácida concierne principalmente con la alteración de estas fuerzas retentivas, manifestadas en los fenómenos de superficie siguientes: -Tensión interfacial - Moja Mojabi bililida dad d - Capi Capila lari rida dad d

ESTIMUL ESTI MULA A CION DE POZO POZO ESTIMU ESTIMUL L A CIÓN CIÓN MATRICIAL MATRICIAL EN A RENAS. RENAS. Para las formaciones de Areniscas el tipo de Ácido que puede usarse es:  Ácido Fluorhídrico (HF), mezclado mezclado con HCL o con ácidos ácidos orgánicos. En la estimulación de areniscas existen tres etapas básicas de bombeo: a)Precolchón

Selección del precolchón en función de la temperatura y la

ESTIMUL ESTI MULA A CION DE POZO POZO Los más comunes son ( básicamente son los mismos para el desplazamiento):  Ácido Clorhídrico Clorhídrico (HCL) Cloruro de Amonio ( NH4Cl) Diesel Kerosina  Aceite b) EL fluido de tratamiento

Selección del fluido de tratamiento en función de la temperatura y la mineralogía de la formación.

Comportami Comportamiento ento de diferentes diferentes concentracion concentraciones es de HF - HCL con

ESTIMUL ESTI MULA A CION DE POZO POZO

Cualquier selección de tratamiento debe derivar de la naturaleza del daño y de su problema problema específico, específico, por lo que deberá también utilizarse utilizarse cualquier cualquier inform informació ación n que esté disponib disponible. le. Las siguiente tabla es una guía, para la selección de un tratamiento ácido en

ESTIMUL ESTI MULA A CION DE POZO POZO En resumen resumen la selección selección del sistema sistema de fluido fluido estará estará en función función de los siguientes factores.

Fract ractur ura amie mi entos nt os Hidrá id rául ulic icos os

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO INTRODUCCIÓN

El fracturamiento hidráulico que utiliza un material sustentante se ha convertido, en la última década, en una de las operaciones más importantes en la terminación de pozos. En México, su uso más frecuente se ha dado en la cuenca de Burgos, cuyos pozos de gas producen en formaciones de arenisca de baja permeabilidad; aunque también se ha usado en pozos del paleocanal de Chicontepec y en algunos de la Cuenca de Veracruz, donde predominan las formaciones arbonatadas.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO El fracturamiento hidráulico: Consiste en la inyección de un fluido fracturante, altamente viscoso, por encima de la presión de fractura de una formación, con el objeto de generar en ella canales de flujo (fracturas) y colocar un elemento de empaque (arena) que permita incrementar la conductividad de la formación y, por ende, el flujo de fluidos hacia el pozo. En esta guía se presentan los conceptos físicos básicos para entender esta Técnica, las características y propiedades de los fluidos, apuntalantes y aditivos usados en las operaciones, así como las consideraciones técnicas más importantes para planear y diseñar un fracturamiento hidráulico.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Su uso correcto y con criterio hace posible optimizar el diseño y la evaluación de un fracturamiento hidráulico. Aunque la técnica de fracturamiento hidráulico puede realizarse utilizando ácidos orgánicos o inorgánicos, inorgánicos, esta esta guía se enfocará enfocará a la técnica que utiliza utiliza arena arena como material apuntalante o medio para sustentar las fracturas creadas en la formación, quedando fuera del alcance de esta guía el fracturamiento con ácido.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO FRACTURAMIENTO FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO HIDRÁUL ICO

Modelaje de Yacimi Yacimiento ento

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO CONCEPTOS FÍSICOS DE FRACTURAMIENTO 1-Proceso de fracturamiento hidráulico 2-Comportamiento de la roca 3-Efectos de la presión de poro en el estado de esfuerzos 4-Efectos de la temperatura en los estados de esfuerzos 5-Criterios de falla 6-Orientación de la fractura

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

1-Proceso de d e fractu fracturamie ramiento nto hidráulico: hid ráulico: El proceso consiste en aplicar presión a una formación, hasta que se produce en ésta una falla o fractura. Una vez producida la rotura, se continúa aplicando presión para para extenderla más allá del punto de falla y crear un canal de flujo de gran tamaño que conecte las fracturas naturales y produzca una gran área de drene de fluidos del yacimiento.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

El efecto de incremento de drene de fluidos decrece rápidamente con el tiempo. Esto se debe a que la fisura se cierra y el pozo vuelve a sus condiciones casi originales. Para evitar el cierre de la fractura, se utiliza la técnica de inyectar el fluido de fractura cargado de apuntalante, el cual actúa como sostén de las paredes abiertas de la fractura. Los granos de arena actúan como columnas, evitando el cierre de la fisura, pero permitiendo el paso de los fluidos de la formación.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Durante la operación, el bombeo de fluido se realiza de forma secuencial, primero se bombea un precolchón de salmuera o gelatina lineal, con el objeto de obtener parámetros y poder optimizar el diseño propuesto. Posteriormente se bombea un colchón de gelatina como fluido, el cual produce la fractura y abre la roca lo suficiente como para que pueda ingresar el agente de sostén; luego, se realiza el bombeo de tratamiento, que es un fluido cargado con arena, el cual apuntala la fractura y la mantiene abierta.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Para controlar la operación, se deben registrar continuamente los valores de: 1. Presión, 2. Gasto, 3. Dosificación del apuntalante, 4. Dosificación de aditivos, 5. Condiciones del fluido fracturante (control de calidad). Durante el proceso se deben monitorear en superficie las presiones siguientes: a) Presió Presión n de rotur rotura: a: es el punt punto o en que la la formac formación ión fall falla a y se rompe. b) Presión de bombeo: es la necesaria para extender la fractura, manteniendo el gasto constante.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO c) Presión de cierre instantánea (Pci): es la que se registra al parar el bombeo, cuando desaparecen todas las presiones de fricción, quedando sólo las presiones interna de la fractura y la hidrostática del pozo.

 Además de la presión, presión, también se debe registrar registrar el gasto de operación, operación, el cual está relacionado con el tiempo tiempo de bombeo, bombeo, representando representando el volumen total de fluido, el cual incide directamente en el tamaño de la fractura creada. Por otra parte, el gasto relacionado con la presión resulta en la potencia hidráulica necesaria para el bombeo.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 2-C 2-Compo om port rtamiento amiento de d e la roca: La selección del modelo matemático para representar el comportamiento mecánico de la roca es muy importante. Existe una amplia gama de modelos que intentan representar representar el comportamiento mecánico de la roca. Los hay desde el modelo lineal elástico hasta modelos complejos, que incluyen el comportamiento Inelástico de las rocas, efectos de interacciones físico-químicas físico-químicas del sistema roca-luido y efectos de temperatura. El modelo más conocido es el lineal elástico, el cual es ampliamente utilizado por su simplicidad (modelo de dos parámetros).

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 3-E 3-Efectos fecto s de la presión de poro por o en el el estado de d e esfuerzos:Dos esfuerzos:Dos casos son particularmente interesantes respecto a la variación de la presión de poro: a) La inyección de fluidos al yacimiento b) La declinación natural de presión del yacimiento. En el primer caso, durante el fracturamiento el primer fluido que se inyecta es un filtrante, que ocasiona disminución de la presión efectiva, lo que permite iniciar la fractura más fácilmente. Un análisis similar permite establecer que la disminución de presión de poro en un yacimiento maduro incrementa el esfuerzo efectivo de la roca. En otras palabras, es más difícil iniciar una fractura fractura cuando cuando el campo campo petrolero petrolero está en su etapa madura madura que en su etapa inicial de explotación. Estos conceptos son esenciales cuando se selecciona el puntalante.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 4-Efe 4-Efect ctos os de la temperatura en el estado d e esf esfuerzos: uerzos: Cuando se inyecta un fluido a menor temperatura que los fluidos contenidos en el yacimiento, se origina un súbito cambio de temperatura que altera el estado de esfuerzos de la roca. La magnitud del esfuerzo normal de la roca ( σ ) varía directamente proporcional a la variación de temperatura (dT (dT)) . Por ello, el enfriamiento ocasionado a la formación La magnitud del esfuerzo normal de la roca (σ ) varía directamente proporcional a la variación de temperatura (dT (dT)) . Por ello, el enfriamiento ocasionado a la formación con el fluido fracturante disminuye disminuye el esfuerzo efectivo efectivo de la la roca y facilita el inicio

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

5-C 5-Criterios rit erios de falla: En general, la roca puede fallar cuando es sometida a compresión o a tensión. Uno de los criterios de falla más comunes es el de Mohr-Coulumb, basado en el clásico diagrama de Mohr, donde una envolvente de falla define el límite entre la integridad de la roca y el punto donde falla.

FRACTURAMIENTO FRACTURAMIENT O HIDRÁULICO HIDRÁUL ICO

6-O 6-Orientación ri entación de la fractura: fractu ra: Es importante resaltar que la orientación de la fractura está íntimamente ligada al estado original de esfuerzos insitu y al mecanismo mecanismo que que la genera. genera. El caso caso que aquí aquí nos ocupa ocupa es donde el estado original de esfuerzos cumple la siguiente condición:

Bajo esta condición y para el caso particular donde la fractura hidráulica desgen desgenera erada da por tens tensión ión,, la orien orientac tación ión de de la fract fractura ura esta estará rá en dirección perpendicular Como se muestra:

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Orientación de la fractura creada por tensión

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO MECÁ MECÁ NICA NICA DE LA GEOMET GEOMETRÍA RÍA DE LA L A FRA FRA CTUR CTURA A Parámetros de diseño: Las variables que deben considerarse en el diseño del proceso de fracturamiento son seis: 1. Altura (HF (HF ) 2. Modulo de Young ( E ) o resistencia a la deformación de la roca. 3. Pérdida de fluido (C (C ) 4. Factor de intensidad de esfuerzo crítico ( KIC ) (toughness). 5. Visco Viscosid sidad ad del del fluido fluido (µ (µ ) 6. Gasto de la bomba (Q (Q)

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Geometría de fractur fract ura a alr alrede ededo dorr del d el pozo. pozo. Algunos estudios han encontrado que los disparos deben estar orientados en un rango de 10º 10º a 20º dentro dentro del plano normal normal del mínimo mínimo esfuerz esfuerzo o para para que la fractura inicie en los disparos y se extienda. Otros estudios muestran que, si no se orientan en la dirección señalada y los pozos son direccionales, la fractura puede crecer en forma de “S”. En realidad, es muy difícil predecir las caídas de presión cerca del pozo en agujeros desviados debido a la incertidumbre de la geometría de fractura cerca de la vecindad del pozo.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Dispa isp aros y efecto efecto de desvi desvia ación ció n . Los tres supuestos componentes en la pérdida de presión en la vecindad del agujero son: - La fricció fricción n a través través de los dispar disparos os - Los giros giros de la fractura fractura (por ejemplo ejemplo la tortuos tortuosidad) idad) -La fricción por un desalineamiento de los disparos Fricción ricció n en los disparos di sparos . Un pozo disparado de manera deficiente tiene un efecto significativo en la ejecución y evaluación de un ratamiento de fractura debido a que los disparos afectan la presión de rompimiento y de tratamiento, pudiendo provocar un arenamiento.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Tortuosidad. Se define define como un camino camino “retorcid “retorcido” o” que conecta conecta el pozo al cuerpo principal de la fractura.

La fractura gira y cambia para alinearse con la dirección preferente de propagación.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Desali esalinea neami miento ento de fases. La mayoría de los disparos no están alineados con el plano preferencial de fractura, a menos que se contara con la información de la dirección de esfuerzos de un pozo en particular y de los accesorios necesarios para perforar la tubería.

El desalineamiento entre disparos y el plano de la fractura provoca puntos muy ajustados.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO SISTEMAS SISTEMAS DE FLUIDO FL UIDOS S FRACTU FRA CTURANTES RANTES Fluidos fracturantes: Pueden ser de base agua o aceite. Las propiedades que debe cumplir un fluido fracturante son las siguientes: Bajo coeficiente de perdida Alta capacidad de transporte del apuntalante Bajas perdidas de presión por fricción en las tuberías y altas en la fractura. Fácil remoción después del tratamiento Compatibilidad con los fluidos de formación. Mínimo daño a la permeabilidad de la formación y fractura.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Los flui f luidos dos ba b ase diesel diesel o keros kerosina: ina: aportan altos valores de viscosidad, lo que ayuda a transportar más arena y alcanzar geometrías de fractura mayores en ancho y longitud y por consiguiente una mayor conductividad, su inconveniente es el manejo y almacenamiento de alto riesgo por ser muy volátiles y contaminantes, por lo que actualmente se usa en formaciones formaciones altamente sensibles al agua

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO  ADITIVOS  A DITIVOS  Ad  A d i t i v o s : Se usan para romper el fluido, una vez que el trabajo finaliza, para controlar la pérdida de fluidos, minimizar el daño a la formación, ajustar el PH, tener un control de bacterias o mejorar la estabilidad con la temperatura.  A Con Co n t i n u aci ac i ó n m enc en c i o n arem ar emo o s alg al g u n o s A d i t i v o s  Ac  A c t i v ado ad o r es d e vi v i s c o s i d ad. ad . Son agentes reticuladores que unen

las cadenas formadas por el polímero y elevan considerablemente la viscosidad, activando el fluido. Quebradores. Reducen la viscosidad del sistema fluido-

apuntalante, partiend el polímero en fragmentos de bajo peso

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Bactericidas. Previenen Previenen la pérdida de viscosidad causada por

bacterias que degradan el polímero. Los polisacáridos (polímeros de azúcar) usados para espesar el agua, son excelentes fuentes de origen de comida para las bacterias, éstas arruinan el gel educiendo el peso molecular del polímero.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

e). Estabilizadores. Se adicionan al gel lineal (fluido fracturante sin

activar) para proporcionar mayor estabilidad al fluido, cuando se tienen altas temperaturas de de operación, normalmente arriba arriba de 200 °F. Por lo general, ayudan a mantener la viscosidad del gel eticulado a estas temperaturas, retardando la degradación.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO CARACT CARA CTER ERÍST ÍSTICAS ICAS DE LOS L OS APUN A PUNTAL TALA A NTES NTES  Además de sostener las paredes de la fractura, fractura, los apuntalantes crean una conductividad (permeabilidad en Darcys por cada pie de longitud de fractura apuntalada) en la formación. Los fa f actores cto res que afectan fectan la conducti condu ctivid vida ad de fractu fractura ra son: Composición del apuntalante. Propiedades físicas del apuntalante. Permeabilidad empacada del apuntalante. Efectos de la concentración de polímeros después del cierre de la fractura. Movimientos de finos de formación en la fractura.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Las propiedades físicas que debe tener un apuntalante y que impactan en la conductividad de la fractura son:   Resistencia Distribución y tamaño del grano Cantidad de finos e impurezas Redondez y esfericidad   Densidad Los apuntala pun talantes ntes están diseñados para soportar los esfuerzos de cierre de la formación, y se debe seleccionar de acuerdo con los esfuerzos esfuerzos a que estará estará sometido sometido y a la dureza dureza de la roca. roca. El tipo y tamaño de apuntalante se determina en términos de co beneficio. Los apuntalantes de mayor tamaño proporcionan un empa más permeable, permeable, ya que la permeabilidad se incrementa incrementa con el cuadrado diámetro del grano.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Comparación de la resistencia de varios tipos de apuntalante

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Conductividad de fractura para diferentes apuntalantes

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Para Para la reali realiza zaci ción ón de un trabajo de fracturami fract uramiento, ento, debe contars co ntarse e con co n una cantidad de informació inf ormación n previa previa y con una serie de herramientas herramientas como: Registros eléctricos. Análisis pre y postfractura de pozos vecinos. Estudios de laboratorio sobre propiedades de la formación Características del fluido de fractura y del apuntalante. Resultados del análisis de la presión transitoria del yacimiento para estimar su permeabilidad y daño. Simuladores del comportamiento de la producción del yacimiento. Modelos para el diseño de fracturas hidráulicas. Análisis de pruebas micro y minifracturas.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

 Apuntalantes de mayor uso uso comercial en Mexico Mexico

DISE DISEÑO ÑO PA PA RA PRUE PRUEB BAS

DISEÑ DIS EÑO O PARA PR PRUE UEB BAS Describir las consideraciones técnicas más importantes que se deben aplicar en el diseño de las pruebas DST, con base en las características y el desempeño mecánico de los tubulares que componen la sarta a usarse en dichas pruebas, a fin de seleccionar los más adecuados a las condiciones y parámetros operativos del programa detallado de la terminación de un pozo para asegurar el éxito de la prueba. En caso de existir múltiples zonas con potencial productivo, se procede a efectuar pruebas DST para evaluar los intervalos de mayor interés. Una prueba DST puede definirse como un método para determinar el potencial productor de las formaciones del subsuelo, ya sea en agujero descubierto o revestido. Este potencial se conoce al considerar las tres premisas que busca una prueba DST: • Obtener Obtener la presión presión estabiliz estabilizada ada de cierre cierre de la formación formación • Obtener Obtener un gasto de flujo flujo de la formación formación estabili estabilizada zada • Colectar Colectar muestra muestrass de los fluidos fluidos de la la formación formación

DISEÑ DIS EÑO O PARA PR PRUE UEB BAS CONCEPTOS CONCEPTOS GENERA GENERAL L ES

Méto Método doss de evaluació evaluación n  A continuación se describen describen brevemente los los diferentes métodos que que existen para evaluar formaciones.  An  A n t es d e per p erff o r ar Geol Geo l o g ía El geólogo, con información superficial y/o geológica del subsuelo, define el ambiente esperado del yacimiento: roca del yacimiento, tipo trampa, profundidad esperada, espesor , etc.

DISEÑ DIS EÑO O PARA PR PRUE UEB BAS Prueba convencio nal de fondo fon do Es aquella que usa empacadores convencionales; esto es, empacadores de hule (goma) sólido que se expanden y mantienen un buen sello cuando se aplica y sostiene peso a través de la tubería de perforación. La prueba es realizada cuando el intervalo de interés se encuentra muy próximo al fondo del pozo en agujero descubierto. Los componentes de la sarta son espaciados para aislar la zona de interés y ésta se corre hasta el fondo. Con las herramientas

 Arreglo típico de una prueba prueba DST

DISEÑ DIS EÑO O PARA PR PRUE UEB BAS Prueba conv encional nci onal pa p ara intervalos Es una prueba DST realizada cuando la zona de interés se encuentra por encima del fondo del pozo o cuando se aísla el intervalo de otra zona potencial, la cual queda por debajo del empacador. Este tipo de prueba se realiza generalmente cuando el pozo alcanzó alcanzó su profun profundid didad ad total total,, el agujero está en buenas condiciones y hay varias zonas de interés para probarse.

DISEÑ DIS EÑO O PARA PR PRUE UEB BAS Prueba con sist s iste emas infla infl ables Cuando se requiere una prueba por arriba del fondo del pozo y las condiciones cercanas a la zona de interés son irregulares, un sistema de empacadores inflables es utilizado en lugar del sólido como parte de la sarta de la prueba. En este caso, no se requiere aplicar peso a la sarta para anclar el empacador. La sarta de prueba es armada y corrida en el pozo. Cuando los empacadores alcanzan la profundidad de interés, se rota la sarta para activar una bomba de fondo, la cual utiliza al lodo para inflar el empacador. La bomba es operada rotando la sarta de 30 a 90 rpm por un lapso de 15 minutos, hasta que la presión dentro del empacador sea considerablemente mayor que la carga hidrostática. Un dispositivo de arrastre localizado en el fondo de la sarta previene que la parte inferior de ésta también rote durante el bombeo hacia el empacador.

DISEÑ DIS EÑO O PARA PR PRUE UEB BAS Prueba convencional agujero Revestido

en

La prueba DST en agujero revestido se corre cuando el pozo se ha cementado la tubería de revestimiento. Los disparos de terminación se efectúan frente al intervalo de interés antes de que las herramientas de la prueba sean corridas en el pozo, o bien éstas se integran como parte de la sarta de la prueba. En este caso, los disparos deben ser efectuados bajo condiciones de sobrebalance. Por regla general, las pruebas en pozo revestido son seguras y más fáciles de controlar.

DISEÑ DIS EÑO O PARA PR PRUE UEB BAS

Prueba en en agujero revesti revestido do con herramientas herramientas activadas activadas por p or presión. Cuando Cuando el pozo pozo está revestido revestido,, se puede llevar llevar a cabo cabo una prueba prueba DST con un ensamble de fondo, cuyas herramientas pueden ser activadas mediante presión, en lugar de rotar o reciprocar. Esta forma de realizar la prueba generalmente es la mejor en equipos flotantes en pozos marinos o en pozos altamente desviados, en los cuales se dificulta precisar el movimiento de la sarta.

DISEÑ DIS EÑO O PARA PR PRUE UEB BAS COMPONENTES COMPONENTES DE DE UNA SARTA SA RTA DST

Las sartas utilizadas para realizar una prueba DST están compuestas básicamente de herramientas de medición, de control y de muestreo que son colocadas dentro de la sarta de perforación o de un aparejo de producción de prueba. Están constituidas generalmente de uno o dos empacadores, que permiten aislar la zona de interés, válvulas de control de flujo, dispositivos de medición continua de presión y temperatura, una cámara de muestreo de fluidos y una tubería ancla que permite la entrada de fluidos a la sarta.

 AISL  A ISLA A MIENTO DE INTERVAL INTERVA L OS

 AISL  A ISLA A MIENTO DE INTERVALOS INTERVAL OS Durante la vida productiva de un pozo con dos o más intervalos productores, llega un momento en que el intervalo que se encuentra en explotación se vuelve económicamente incosteable; por lo que se requiere aislarlo para continuar con la explotación del intervalo superior. Para el aislamiento efectivo de ese intervalo, se coloca un tapón mecánico o de cemento con el que se evita la migración de fluidos o la pérdida de producción del nuevo intervalo puesto en producción. Los tapones pueden ser colocados en agujero descubierto o entubado, siendo de mayor dificultad el primero por la irregularidad de su diámetro. Cuando Cuando se va abandonar abandonar un pozo pozo aislando aislando los interval intervalos os probados, probados, las longitudes, profundidades y número de tapones son dados por las condiciones del pozo y varían dependiendo del número de intervalos y las presiones encontradas entre otros factores.

 AISL  A ISLA A MIENTO DE INTERVALOS INTERVAL OS TÉCNICAS EXISTENTES Las técnicas existentes para aislar intervalos probados empleando tapones de cemento y tapones mecánicos son las siguientes: •Usando sarta de trabajo. • A  A través de la tubería de de producción. •En agujero descubierto •Usando sarta de trabajo. a) Técnica del tapón balanceado: Un tapón balanceado puede ser colocado frente al intervalo productor o arriba de este. Es recomendable colocarlo frente a intervalos no explotables comercialmente y que se desean aislar completamente.

 AISL  A ISLA A MIENTO DE INTERVALOS INTERVAL OS b) Técnic Técnica a para una cement cementación ación forzada: La cementación forzada es recomendable para aislar intervalos comercialmente no explotables, zonas no atractivas con contenido de H S 2 y 2 CO y en yacimientos con alta producción de agua y canalización por atrás de la tubería de revestimiento. c) Uso Uso de d e un tapón mecánico permanente: Se utiliza cuando la presión de formación es muy baja y no soporta la columna hidrostática presentando pérdida total de circulación, o en pozos exploratorios con intervalos productores que posteriormente se recuperaran, en este caso se ancla un tapón mecánico aproximadamente a 45 mts. arriba de la cima del intervalo disparado y se prueba su eficiencia.

b) Técnicas para cementaciones forzadas

c) Técnicas para cementaciones forzadas

 AISL  A ISLA A MIENTO DE INTERVALOS INTERVAL OS d) Técnic Técnica a de dos tapones t apones con co n tubería tu bería de alu alumi mini nio o en la punt pu nta a de la sarta de Perfor Perforación ación:: Es recomendable para pozos problemáticos con alta presión y temperatura donde la sarta de trabajo puede quedar atrapada durante la operación. Esta técnica garantiza exactitud en la colocación del tapón de cemento a una determinada profundidad y una mínima contaminación de la lechada, se utiliza un ensamble de fondo instalado en el extremo de la tubería de perforación, tubería de aluminio, un tapón de barrido y un tapón de desplazamiento.

d) Técnica utilizando un ensamble de fondo

 AISL  A ISLA A MIENTO DE INTERVALOS INTERVAL OS  Ai  A i s l ar i n t erv er v alo al o s d i s p arad ar ado o s a tr t r avés av és d e la l a tu t u b ería er ía de d e pr producción. a) Técnica cni ca para para colocar colo car un tapón d e cemento cemento con c on cable eléctric eléctrico o. Esta técnica se emplea para aislar intervalos con alto porcentaje de agua en pozos con dos o más intervalos productores, en pozos profundos con diámetros reducidos en las tuberías de explotación y altas temperaturas donde se requiere precisión tanto en la colocación del tapón como en su longitud.

 AISL  A ISLA A MIENTO DE INTERVALOS INTERVAL OS b) Uso de la tubería flexible para colocar un tapón de cemento.

Esta técnica se recomienda para aislar intervalos con condiciones similares a las consideradas con tubería de trabajo y se pueden colocar enfrente o abajo del intervalo, con la diferencia de que están limitados a la presión de trabajo de la tubería flexible.

 Aislar con tubería flexible flexible forzando y colocando colocando el cemento

La operación se debe realizar primero aislando el intervalo más bajo con un tapón ciego anclado en el niple de asiento, que se localiza en el extremo del aparejo de producción, posteriormente, para aislar el siguiente intervalo se ancla un segundo tapón ciego en la tubería de producción y finalmente para aislar el último intervalo se desplaza una lechada de cemento (previamente calculada) hasta los disparos y se procede a su inyección, dejando dentro de la tubería de producción un tirante mínimo de 30 m.

 Aislar varios intervalos intervalos

 AISL  A ISLA A MIENTO DE INTERVALOS INTERVAL OS  Ai  A i s l ar i n t erv er v alo al o s en agu ag u j ero er o d esc es c u b i ert er t o Cuando se trata de aislar dos o más intervalos productores que no se encuentran ademados se deberán colocar tapones de cemento que cubran como mínimo 30 mts. abajo y 30 mts. arriba de cada intervalo productor con objeto de evitar su migración hacia otro estrato.

 Aislamiento de intervalos intervalos en agujero descubierto descubierto

 AISL  A ISLA A MIENTO DE INTERVALOS INTERVAL OS CRITERIO DE SELECCIÓN

La selección de la técnica más apropiada para aislar un intervalo probado deberá estar basado en el objetivo objetivo de lo que se desea lograr, lograr, en las condiciones del pozo, su estado mecánico, la información geológica, la selección de la lechada y profundidad de los intervalos; por lo que será necesario disponer de la siguiente información para formarse el criterio que se aplicar aplicará á en la planeació planeación n y diseño diseño del tapón. tapón. Información requerida •Datos del agujero d escubierto •Datos de la formación •Temperaturas •Dato Datoss de Desv Desviació iación n •Dato Datoss de la Tubería de Reve Revesti stimi miento ento •Datos de la tubería tubería de produc pro ducció ción n •Dato Datoss de la Tubería Flexib Flexible le •Fluidos •Datos Datos del cemento

 AISL  A ISLA A MIENTO DE INTERVALOS INTERVAL OS Considera ons ideracio ciones nes para para colocar col ocar un tapón con éxito Para planear adecuadamente el aislamiento de un intervalo probado, es muy importante contar con los datos exactos del pozo, seleccionar bien la lechada y usar una buena técnica de desplazamiento. Los registros de calibración del agujero permiten determinar el volumen de cemento que se debe debe utilizar. utilizar. Si el agujero agujero está en calibre el desplazamient desplazamiento o mejora y su balanceo es más fácil. La limpie limpieza za del pozo pozo así como las las propied propiedades ades reol reológic ógicas as del lodo lodo son son esenciales para el éxito de la operación. Cuando se emplee lodo base aceite, se deberán usar lavadores químicos en lugar de agua. Para aislar intervalos, se recomienda una altura anular mínima de 50 m. La tuberí tubería a de perfor perforació ación n deberá deberá levanta levantarse rse a una una veloci velocidad dad de 3 a 5 minutos por lingada para evitar movimiento de fluidos. Cuando el tapón tapón se se coloca con tubería tubería flexible flexible se deberá deberá levantar a una velocida velocidad d de 20 m/min m/min hasta hasta una altur altura a de 400m 400m arriba arriba de la la cima cima de cemento.

 AISL  A ISLA A MIENTO DE INTERVALOS INTERVAL OS El cemento cemento deberá deberá ser de mayor mayor densida densidad d que el lodo, lodo, para que que salga de la tubería de perforación o de la tubería flexible al levantarla. Se debe evitar la paralización del sistema para no provocar esfuerzos de gelatinización que puedan atrapar la tubería. Se deben utilizar cementos que desarrollen un alto esfuerzo compresivo en periodos cortos de tiempo debiendo utilizar lechadas de agua reducida y alta densidad. Para aislar intervalos con tapones de cemento en pozos con temperatur temperaturas as mayores mayores de 100 ° C será será necesario necesario agregar agregar harina harina sílic sílica a para evitar la regresión de la resistencia compresiva.

MOL MOL IEND IENDA A DE EMP EMPA A CADO CA DORE RES S

MOLIENDA DE EMPACADORES Existen Existen varias varias razones razones por las las cuales cuales se interv interviene iene un pozo. pozo. Una Una de ellas es la declinación de su potencial productor durante su vida productiva. Una de las actividades críticas en estas intervenciones es la molienda del empacador empacador de producció producción, n, pues está está compuesto compuesto de materi materiales ales de diferente dureza, lo cual hace complicado el proceso de la molienda.

Empacador permanente

Durante la molienda de empacadores es importante que se tenga en circulación el fluido utilizado, al igual que se deben de contemplar los parámetros operativos deforma apropiada, en función del tipo de molino, dureza y características del pozo ( tipo de empacador, fluidos de terminación, tuberías de revestimiento, aparejo de fondo, tipo de

MOLIENDA DE EMPACADORES Existen diferentes marcas de molinos que se diferencian principalmente por el material empleado en el revestimiento de los conos o cuchillas, pero los usos y procedimientos de operación son similares, entre los mas comunes tenemos: • Jun Junk Mi Mill • Piraña • Blad Blade e Mill Mill • Meta Metall Munc Munche her r  • Plano • Depr Depred edad ador  or  • Cóncavo

Molino Junk Mill.

Molino Plano.

Molino Piraña.

MOLIENDA DE EMPACADORES  Ac  A c t i v i d ades ad es en l a mo m o l i end en d a de d e un u n emp em p acad ac ado o r  Después de seleccionar seleccionar el molino molino y el fluido con el que se realizará el proceso : 1.  Armar y meter sarta de molienda (molino, martillo, combinaciones, combinaciones, tubería extrapesada y tubería de trabajo). t rabajo). 2. Circular y acondicionar acondicionar el fluido seleccionado para para la molienda molienda en el fondo del pozo, homogenizando columnas. 3. Moler el empacador desde su parte superior hasta alcanzar las cuñas y el elemento de empaque en un rango de 0.60 a 1.0 m. Es importante determinar la interacción molino molino - empacador, ya que de esto esto depende en gran parte el tipo de recortes que se obtendrán durante la molienda y podrán definirse las condiciones de hidráulica para recuperarlos eficazmente. 4. Después de moler las cuñas del empacador y el elemento de empaque, se procede a circular un bache viscoso para acarrear los recortes generados en la molienda. 5. Sacar el molino a superficie para observar y analizar la condición física del mismo, determinando el desgaste sufrido por el molino en función del tiempo de operación efectivo.

MOLIENDA DE EMPACADORES 6. Efectuar viaje de de limpieza al fondo del pozo con niple de aguja y canastas colectoras para remover la chatarra. 7. Operar las canasta colectoras con niple de aguja con presión hidráulica para recoger los restos de recortes que no fueron fueron recuperados recuperados durante la molienda. 8. Sacar a superficie las canasta colectoras y el niple de aguja, y registrar el peso (kg) de la cantidad de recortes recuperados. Es importante llevar un registro detallado de las condiciones de hidráulica y la cantidad de recortes recuperados considerando el peso y tamaño del recorte. 9.  Armar y meter aparejo de pesca con pescante pescante tipo arpón o en última instancia, meter un pescante tipo machuelo para recuperar los restos del empacador. 10. Operar el aparejo de pesca sobre los restos del empacador, trabajando con rotación de la herramienta a la derecha y a la izquierda, aplicándole peso sobre la misma, con el propósito de enchufarse firmemente y tratar de jalarlo sin que se suelte, recuperándolo hasta la superficie. 11. Sacar a superficie la herramienta de pesca con el propósito de recuperar los restos del empacador, vigilando durante la recuperación de los restos del empacador el peso de la sarta; de lo contrario.

MOLIENDA DE EMPACADORES 12. Después de recuperar los restos del empacador, se arma y mete la canasta de circulación inversa con el propósito de recuperar los remanentes de pedacería de fierro. 13. Operar la canasta de circulación inversa durante 1 hora aproximadamente, por efecto de la circulación del fluido y el campo magnético, para retirar del seno del fluido el resto de rebaba fina y pedazos de metal. 14. Sacar a superficie la canasta de circulación inversa y cuantificar los recortes recuperados (peso y tamaño). Otra técnica que se utiliza es emplear zapata lavadora en lugar de molino. El procedimiento previamente mencionado aplica perfectamente para zapata lavadora, solo cambia el punto 3, en el que se operaría la zapata hasta moler las cuñas superiores.

MOLIENDA DE EMPACADORES Meto Metodo dolo logía gía para determinar determin ar la hidr hi dráulic áulica a durante du rante la moliend mo lienda a del empacador  a.- Caracteri Caracterizació zación n del fluido de reparac reparación ión b.- Determinac Determinación ión de las propieda propiedades des del fluido fluido c.- Cálculo Cálculo de la la velocidad velocidad de transpor transporte te d.- Determinac Determinación ión del factor factor de transpo transporte rte e.- Selección Selección del gasto gasto critico critico del fluido fluido de reparaci reparación ón

Recortes irregulares recuperados

Comportamiento de líneas de flujo sobre el recorte para flujo laminar (a) y flujo turbulento (b).

TECN TECNIC ICA A Y EQU EQUIP IPO O PA PA RA L A TERMINACION CON TUBINGLESS

Las terminaciones tipo permanente de un pozo, las reparaciones con tubería concéntrica concéntrica y las terminaciones terminaciones con tubingless tubingless deben ser consideradas todas como una serie de terminaciones de desarrollo para los pozos petroleros. Considera ons ideracio ciones nes para su aplicación pli cación El diseño tubingle tubingless ss ofrece ofrece las siguientes siguientes ventajas: ventajas: •Reducción del volumen de lodo, fluidos de terminación y cemento. •Menos cantidad de acero •Menor costo de barrenas utilizadas •Reducción del volumen a utilizar en los tapones de arena para los fracturamientos múltiples. •Limpieza mas mas rápida y eficiente eficiente del pozo después del fracturamiento. •Las reparaciones reparaciones mediante mediante “trough-tubing” “trough-tubing” en estos pozos son mas baratas que las técnicas convencionales. •Se elimina el uso de empacadores, equipo de terminación de línea de acero y las fallas mecánicas asociadas.

Las practicas normales señalan que debemos realizar la terminación de pozos sin que el equipo de perforación se encuentre en la localización, después de que la TR es cementada. Como regla, los disparos disparos las estimulaciones u otra operación de terminación son llevadas a cabo sin el equipo, pero en caso contrario es recomendable utilizar un equipo de reparación pequeño.