Informe Terminacion de Pozo CRC-X1

TERMINACION DE POZOS

Contenido 1.

OBJETIVO GENERAL ................................................................................................................. 3

2.

OBJETIVOS ESPECIFICOS .......................................................................................................... 3

3.

INTRODUCCION ....................................................................................................................... 3

4.

MARCO TEORICO ..................................................................................................................... 4 4.1.

TERMINACION DE POZOS ............................................... .................................................. 4

4.1.1.

COMPLETACION DE ACUERDO AC UERDO A LA CONFIGURACIÓN MECÁNICA. ......................... 5

4.1.2.

EQUIPOS DE SUBSUELO. ........................................................................................... 9

4.1.2.2.1.

PARTES DE LAS QUE CONFORMA EL PACKER. ................................................. 16



Mandriles de Flujo ................................................. .................................................... ..... 16



Conos: ................................................. ...................................................... ...................... 16



Cuñas: ............................................................................................................................. 16



Elementos Sellantes: ...................................................................................................... 17



Dispositivos de Fricción: ................................................. ................................................ 18

4.1.3.

EQUIPOS ADICIONALES PARA LA COMPLETACIÓN ................................................. 19



Mule Shoe ...................................................................................................................... 19



Niple de Asiento: ................................................... .................................................... ..... 20



Pup Joint: ..................................................... ....................................................... ............ 21



Blast Joint: ...................................................................................................................... 22



Camisas Deslizables: ....................................................... ................................................ 23



Guía de reentrada de guaya fina(Wireline re-entry guide ):.......................................... 25



Colgador de tubería (Tubing Hunger): ........................................................................... 25

4.1.4.

DIAGRAMA DEL ARREGLO FINAL ............................................................................ 26

4.1.5.

DIAGRAMA DE ASENTAMIENTO DE PACKER DUAL ................................................ 27

4.2.

CAÑONEO DE POZOS...................................................... ................................................ 28

4.2.1.

OBJETIVO DEL CAÑONEO ................................................ ........................................ 29

4.2.2.

ÁREAS DE ALCANCE DEL CAÑONEO: ................................................. ...................... 30

DIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS

MODULO 3

1

TERMINACION DE POZOS 4.2.3.

FACTORES A CONSIDERAR CUANDO SE CAÑONEA................................................. 31

4.2.4.

PROCESO DE CAÑONEO: ................................................. ........................................ 34

4.2.5.

ZONA DE DAÑO ....................................................... ................................................ 35

4.2.6.

TIPOS DE CAÑONEO: ............................................... ................................................ 37

4.2.7.

TIPOS DE CAÑONES ................................................. ................................................ 40

4.2.8.

NUEVAS TECNOLOGIAS: .................................................. ........................................ 40

4.3.

4.3.1.

CAUSAS Y EFECTOS DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA .............................................. ............... ............................... 46

4.3.2.

EMPAQUE CON GRAVA ................................................... ........................................ 51

4.3.3.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA OPERACIÓN. ............................................................... 53

4.3.4.

EQUIPO DE COMPLETAMIENTO DE EMPAQUE CON GRAVA.................................. 58

4.4.

5.

EMPAQUE DE GRAVA ..................................................................................................... 46

ANTECEDENTES DEL CAMPO Y POZO .............................................. ............................... 66

4.4.1.

CAMPO CARRASCO ................................................................................................. 67

4.4.2.

DESARROLLO DEL CAMPO ...................................................................................... 68

4.4.3.

POZO CARRASCO - X1 (CRC-X1) .............................................................................. 71

RESOLUCION DEL CASO ......................................................................................................... 72 5.1.

ANALISIS DE LA PRODUCCION Y EL COMPORTAMIENTO DEL POZO CRC –X1 ............... 72

5.2.

USO DE EXPLOSIVOS SEGÚN EL RASH. ..................................................... ...................... 74

5.3.

ASPECTOS DE SEGURIDAD DURANTE LA TERMINACION DE POZOS .............................. 78

6.

CONCLUSIONES................................................... ....................................................... ............ 78

7.

ANEXOS .................................................................................................................................. 79

8.

BIBLIOGRAFIA ........................................................................................................................ 82


MODULO 3

2


1. OBJETIVO GENERAL -

Determinar y analizar la producción que presenta el pozo CRC X-1 a las condiciones antes y después de realizar el tratamiento de estimulación.

2. OBJETIVOS ESPECIFICOS 3 -

Calcular las propiedades de los fluidos del pozo CRC FW – 1.

-

Graficar el comportamiento del pozo (Curvas IPR) a las condiciones antes y después de realizado el tratamiento de estimulación.

-

Dar a conocer la manera de utilización de explosivos para evitar el daño al medio ambiente.

-

Determinar qué aspectos de seguridad se deben de tomar durante el desarrollo de la terminación de pozos.

3. INTRODUCCION El campo carrasco fue descubierto en 1991, mediante la perforación del pozo exploratorio CRCX1, que alcanzo la profundidad de 4770 m. Habiéndose comprobado la existencia de formaciones que contienen importantes volúmenes de gas y condensado, en las formaciones Devónico, se perforaron nuevos pozos. Inicialmente se explotó por agotamiento natural. A partir del 2.002 se inyecta gas a la formación. Se perforaron 12 pozos, 11 productores de petróleo y uno como Inyector de Agua de formación, muchos de ellos se ahogaron por elevado corte de agua de formación y actualmente se encuentran cerrados o intervenidos. La profundidad media es 4750 m. Formaciones productoras: Roboré I y II, Petaca y Yantata. Actualmente producen el CRC-7 y CRC-11.También se tiene el campo Carrasco Foot Wall, en este campo se tienen los siguientes pozos: CRC FW-1, CRC FW-2 y CRC FW-3 los cuales presentan daño a la formación debido a varias operaciones de reacondicionamiento reacondicionamiento (Perforación, Terminación);


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TERMINACION DE POZOS Inyector de agua: CRC-2 y CRC-12W. La producción media actual es, petróleo: 526 BPD, Gas: 9.5 MMPCD, Agua: 491 BPD. BPD. En la era de Y.P.F.B. se perforaron 10 pozos; de los cuales al pasar a manos manos de Chaco después de la Capitalización se encontraban 3 cerrados y 7 en producción de las formaciones Devónico, arenisca Robore I, Robore Robore II y Yantata.

4. MARCO TEORICO 4.1.

4

TERMINACION DE POZOS Se entiende por Completación de Pozos al conjunto de trabajos que se realizan en un

pozo después de la perforación o durante la l a reparación, para dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a otros usos, como inyección de agua o gas.

Es por eso, que el diseño e implementación adecuada de un programa de completación eficaz y flexible aumenta la confiabilidad del sistema, disminuye los costos de la compañía operadora, y al maximizar su rendimiento ayuda a optimizar la producción y a minimizar la reparación de equipos extendiendo la vida del pozo.

En la completación del pozo se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos: 

Revestimiento del hoyo , que se refiere a la forma de proteger el hoyo con la tubería de

revestimiento, de acuerdo con la profundidad y tipos de formaciones productoras. 

Disposición del equipo de producción, que consiste en el diseño de los equipos de tubería

de producción, empacaduras, niples, y otros, que conectados entre sí permiten la producción de zonas con hidrocarburos. 

Números de zonas productoras , que se refiere a la cantidad de lentes productivos en

posibilidad de ser abiertos a la producción lo cual depende de su potencial y profundidad.


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TERMINACION DE POZOS Una vez definida la Terminación de Pozos, se procederá con el estudio de las Herramientas de Terminación.

4.1.1. COMPLETACION DE ACUERDO A LA CONFIGURACIÓN MECÁNICA. Definiremos por diseño mecánico al proceso que permite determinar o definir los tubulares (tubería y junta) que conforman una sarta, bajo la premisa principal de mantener una capacidad de resistencia superior a cualquier condición de carga que se le imponga, dentro de las consideraciones de operación en la cual se utilizará, y seleccionar bajo una estricta revisión de costos, la sarta de tuberías que resulte ser la más rentable. Básicamente existen dos tipos de completación o terminación de pozos de acuerdo a la configuración mecánica del pozo, a citar: 1) Terminación Sencilla. 2) Terminación Doble. 3) Terminación Múltiple. Terminación Sencilla. Este tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual las diferentes zonas productivas producen simultáneamente o lo hacen en forman selectiva por una misma tubería de producción. Este tipo de completación se aplica donde existe una o varias zonas de un mismo yacimiento. En completaciones de este tipo, todos los intervalos productores se cañonean antes de correr el equipo de completación. Además de producir selectivamente la zona petrolífera, este tipo de completación ofrece la ventaja de aislar zonas productoras de gas y agua. En caso de que la zona petrolífera no tenga suficiente presión como para levantar la columna de fluido hasta la superficie se pueden utilizar métodos de levantamiento artificial.


MODULO 3

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Se aplica en pozos con un solo nivel productor donde se instala una sola columna de tubería de producción, con un packer para terminación simple y un árbol de navidad para terminación simple que puede ser de baja, mediana y alta presión. Las terminaciones simples pueden ser instaladas en pozos petrolíferos por flujo natural o flujo artificial y en todos los casos de pozos gasíferos.

TERMINACIONES DOBLES Algunos arreglos dobles se los clasifica en el grupo de las terminaciones múltiples aunque sus características varían en el número de líneas y el árbol de navidad. Se caracterizan por la instalación de dos columnas de tubería para producir simultáneamente dos niveles productores que pueden ser ambos petrolíferos, ambos gasíferos o en yacimientos combinados, un nivel petrolífero y un nivel gasífero. En las terminaciones dobles pueden presentarse las siguientes variantes de arreglos:


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TERMINACION DE POZOS Instalación de dos sartas de tubería paralelas

Para explotar individualmente dos arenas productoras se denomina también arreglo doble estándar con un árbol de navidad para terminación doble equipado con dos colgadores de tubería utilizadas uno para la línea corta (LC), y un cortador para la línea larga (LL). Este arreglo tiene la ventaja de controlar individualmente el comportamiento el flujo de cada nivel productor con el uso de dos packers, un packer inferior de terminación simple y un packer superior de terminación doble. El arreglo doble estándar tiene la ventaja de que puede ser utilizada para flujo artificial combinado con flujo natural, por ejemplo gas lift o bombeo mecánico para la línea corta (LC) y flujo natural en la línea larga (LL)

Terminación doble con una sola sarta de producción

Se caracteriza porque lleva instalada una sola sarta de producción, para producir por esta la arena inferior que puede ser petrolífera o gasífera y por el espacio anular la arena superior que está limitada a una arena petrolífera de baja presión. En este caso se utiliza un solo packer de terminación simple y un árbol de navidad para terminación doble.


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TERMINACION DE POZOS Terminación doble con la instalación de tuberías concéntricas

Es una variante de las terminaciones dobles, donde se instala una tubería o línea larga hasta el límite superior de la arena inferior, con un packer simple para producir la arena superior, introduciendo luego otra tubería de diámetro menor para ser anclada en el interior de la tubería de mayor diámetro con el objeto de producir el nivel superior que está aislada por otro packer para terminación simple. Este es un tipo de arreglo que en algunos casos se utiliza para producir simultáneamente dos niveles gasíferos de alta presión, no es recomendable en pozos petrolíferos. Para este tipo de arreglos se utiliza generalmente tubería para línea larga de 3½’’ o 4’’ de diámetro, para anclar en su interior tuberías de 2’’ o 2½’’ para alta presión.

TERMINACIONES MÚLTIPLES Se considera como terminación múltiple a los arreglos constituidos por tres o más sartas de tuberías paralelas, para producir simultáneamente tres o más niveles productores que pueden estar combinados entre gasíferos y petrolíferos en unos casos o puro gasíferos o petrolíferos en otros casos. En terminaciones triples se instala un árbol de navidad con tres colgadores de tubería para asegurar una línea corta, una línea intermedia una línea larga. Se anclan packer de fondo para terminación simple, un packer intermedio para terminación doble y un packer superior para terminación triple. En la práctica para perforar e instalar estos tipos de terminaciones se programa desde un principio y antes de la perforación las


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TERMINACION DE POZOS columnas de cañerías y sus respectivas cementaciones para resistir las presiones de trabajo de todos los niveles donde se instale columnas column as de tuberías. ASPECTOS A CONSIDERAR PARA LA TERMINACION DE POZOS En la terminación del pozo se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos, el revestimiento del hoyo, la disposición del equipo de producción y el número de zonas productoras ASPECTOS Revestimiento de hoyo

CONSIDERACIONES Se refiere a la forma de proteger el hoyo con la tubería de revestimiento, de acuerdo con la profundidad y tipos de formaciones productoras. Disposición de Equipo de Consiste en el diseño de los quipos de tuberías, Producción empacaduras, niples, etc., que conectados entre sí, permiten la producción de zonas con hidrocarburos. Numero de Zonas Productoras Se refiere a la cantidad de lentes productivos en posibilidad de ser abiertos a la producción , lo cual depende de su potencial y profundidad

4.1.2. EQUIPOS DE SUBSUELO.

Tienen la

finalidad llevar

los fluidos desde la formación productora hasta el cabezal del pozo en

forma segura, para el personal y las instalaciones. Los principales componentes de de los equipos de subsuelo son:


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4.1.2.1.

SARTA DE TUBERÍA

La función de la tubería de producción es llevar el fluido de la formación productora hasta el cabezal del pozo, su diseño es similar al del revestidor (estallido, tensión y colapso). Las caídas de presión se obtienen mediante mediante análisis de flujo multifásico o análisis de presiones presiones en el fondo y el cabezal del pozo. La selección y diseño de una tubería, es una parte fundamental en la completación de un pozo, para ello existen un conjunto de prácticas aceptables, entre las cuales se pueden citar las establecidas por el API (American Petroleum Institute) basado en las siguientes propiedades físicas: •

Valores máximos y mínimos de los esfuerzos cedentes.

•

Valores mínimos de presión interna cedente.

•

Porcentaje mínimo de elongación en secciones de prueba de dos pulgadas de largo.

•

Valores de dureza típica.

•

Torque recomendado.

El límite máximo de los esfuerzos cedentes y la mínima elongación son factores muy importantes y los cuales son tomados muy en cuenta por los fabricantes.


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Grados de la Sarta de Producción:

Los grados de acero recomendados por el API, establecen la composición química, propiedades físicas y mecánicas de la tubería. Cada grado tiene designado una letra y un número como por ejemplo:


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TERMINACION DE POZOS K-55, N-80, J-55, C-95, C-75 y P-110. La designación numérica refleja el esfuerzo cedente mínimo del material. Este esfuerzo puede ser suficiente para soportar fuerzas en la tubería causadas por cambios de presión y temperatura a profundidad. •

Cuando se requieran tuberías que deben soportar mayores esfuerzos que una de grado 12

J-55 se puede usar, N-80, C-75 o C-95. •

La tubería de grado C recibe tratamiento térmico para darle mayor dureza.

•

Las tuberías se pueden clasificar como tuberías de alta resistencia que soportan esfuerzos mayores que 8000 lpc y su grado es de C-75, C-98 y P-105. estas tuberías pueden presentar problemas debido a la eliminación de la ductibilidad y el aumento de la sensibilidad a roturas, lo cual es particularmente notable en tuberías P-105.

Diámetros de la Sarta de Producción: •

Es seleccionado sobre la base de la tasa de flujo o bombeo estimado para el pozo.

•

La tasa de flujo o de bombeo, es determinada con un Análisis de Curvas basado en el Comportamiento de Influjo del Yacimiento y la Tubería.

Conexiones de la Sarta de Producción:

Es el dispositivo mecánico que se utiliza para unir tramos de tubería, equipos de fondo y accesorios para formar una sarta de tubería con características geométricas y funcionales específicas. Estas juegan un papel muy importante dentro del diseño de la sarta de producción o inyección, debido a que: 

Más del 90% de las fallas que sufren las sartas de tubería se originan en las conexiones.



Estas representan entre el 10% de la longitud total de la tubería y el 50% del costo total de ésta.


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Existen 2 tipos de conexiones: Conexiones UN (NOT-UPSET): Poseen roscas de 10 vueltas. Tienen una resistencia menor que la del cuerpo del tubo. Conexiones EUE (EXTERNAL UPSET): Poseen 8 vueltas por rosca y una resistencia superior a la del cuerpo del tubo. Éstas son las más utilizadas porque provee un servicio confiable a la mayoría de los pozos.

4.1.2.2.

EMPACADURAS DE COMPLETACIÓN.

Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento a fin de evitar el movimiento vertical de fluidos desde la empacadura por el espacio anular hacia arriba. En la actualidad existe una gran diversidad de empacaduras en el mercado, pero todas ellas poseen básicamente la misma estructura.


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Funciones 

Confinar las presiones en el fondo del pozo, evitando que la presión de formación entre al anular tubería-revestidor.



Proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción o presiones de inyección.



Mantener los fluidos de la formación alejados de la sección del revestidor que está por encima de la empacadura.



Mantener los fluidos pesados para el control del pozo en el espacio anular. Aislar perforaciones y zonas de producción en completaciones múltiples.



Permitir el uso de ciertos métodos de levantamiento artificial.

Existen dos tipos de empacadores: Permanentes y Recuperables.


MODULO 3

TERMINACION DE POZOS A. EMPACADORES PERMANENTES Como su nombre lo indica, son permanentes ya que después de su anclaje no se pueden recuperar completos, se les conoce también como empacadores perforables. Se emplean en pozos donde existen altas presiones diferenciales y/o donde por grandes variaciones de cargar de la tubería de producción, se necesita un máximo de seguridad de sello y larga duración. También en pozos profundos, desviados o direccionales, en donde la tubería de producción se requiera ajustar con tensión, neutral o con peso y en general, en pozos en donde el anclaje del empacador sea crítico.

B. EMPACADURAS RECUPERABLES

Hidráulicas:

Mecánicas:

Se asientan mediante

Asientan mediante

Aplicación de presión

rotacion + peso y/o

por tuberia.

tension.


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TERMINACION DE POZOS 4.1.2.2.1.



PARTES DE LAS QUE CONFORMA EL PACKER.

Mandriles de Flujo: Es un medio o conducto interior que permite mantener todas las secciones del obturador como un sistema individual (unidades de sellos, conos, cuñas, válvulas y bloques de fricción), de esta forma comunica el flujo que proviene de la formación con la tubería de producción y continúa su recorrido hasta la estación de flujo. 16



Conos: Son dispositivos que transmiten de la tubería bien sea los movimientos de compresión o de tensión a las cuñas para su expansión y anclaje al revestidor.

Mandril

MANDRIL DE FLUJOS 

PCK DUAL MOD. “RDH”

CONOS

Cuñas: Son piezas metálicas de acero recubiertas con material de alta dureza (tungsteno) ya que son las que anclan la empacadura al revestidor impidiendo el movimiento de la misma.


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TERMINACION DE POZOS 

Elementos Sellantes: Son los sistemas fundamentales para lograr el aislamiento hidráulico. Están constituido bien sea por una pieza o varias hasta tres anillos de elastómeros, construidos de nitrilo y que pueden ser fabricados de diferentes dureza de acuerdo a rangos de presión y temperaturas donde se vayan a usar. Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime para formar un sello contra la tubería de revestimiento. Durante la compresión, el elemento de goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la tubería de revestimiento.

Durante esta compresión, el elemento de goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la tubería. Esta expansión junto con la maleabilidad del mencionado elemento ayuda a que estos vuelvan a su forma original al ser eliminada la compresión sobre la empacadura


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Existen cuatro tipos de elementos sellantes que se usan de acuerdo al tipo de servicio: ligero, mediano, duro y especiales. (I, II, III y IV, respectivamente). Tipo I II III IV



Elementos Sellantes Un solo elemento Sellante Dos o más Dos o más Especiales para H2S y CO2

Presión de Trabajo (psi)

Temperatura de fondo (0F)

5000

250

6800-7500 10000

275 325

15000

450

Dispositivos de Fricción: Son piezas metálicas de acero recubiertas con Estos son una parte esencial de muchos tipos de empacaduras para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas. Pueden ser: flejes, en resortes o bloques de fricción y cada uno de estos proporciona las fuerzas de sostenimiento necesarias para asentar la empacadura.


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DISPOSITIVO DE FRICCIÓN

4.1.3. EQUIPOS ADICIONALES PARA LA COMPLETACIÓN 

Mule Shoe: Permite guiar, rotar y orientar la parte inferior del arreglo y entrar con facilidad a las herramientas que se bajan por debajo de la pata de mula. Es muy útil en arreglos dobles y pozos horizontales donde es muy difícil rotar la tubería. Beneficios: Evita pérdidas de tiempo y los riesgos de perder herramientas que pasen de su profundidad (PLT, registradores de presión, etc.)


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

Niple de Asiento: Es un dispositivo tubular conectado a la tubería de producción que se coloca a una determinada profundidad. Internamente son diseñadas para controlar la producción en la tubería. Niple de Asiento No-Selectivo: Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Su principio de funcionamiento es tener una pequeña restricción pulida en su diámetro interno (ID) llamado (NOGO), que evita que las herramientas se pasen por debajo de él y permiten que otro accesorio selle dentro de el para localizar los dispositivos


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TERMINACION DE POZOS de cierres; por lo tanto, el diámetro exterior del dispositivo deberá ser ligeramente mayor que el diámetro interno más pequeño. En el mercado, existen múltiples marcas disponibles, entre ellas las OTIS, con sus modelos X, XN, R y RN.

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

Pup Joint: Son Tuberías pequeñas de distintas longitudes que sirven para dimensionar la longitud total de la sarta de tubería. Aplicación: Son componentes tubulares que sirven para dimensionar y espaciar arreglos de producción. Características: Existen de variado diámetro y longitud. Beneficios: Fácil espaciamiento de sartas de producción.


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

Blast Joint: Es colocado al frente de los disparos para proteger al arreglo de producción de la acción abrasiva en el sector fluyente. Características: De gran espesor de pared y fabricado en longitudes de 10 y 20 pies. Beneficios: Prolonga la vida productiva de los arreglos de producción.


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

Camisas Deslizables: Son dispositivos compuestos por una manga interior, la cual debe abrirse o cerrarse por métodos de guaya, para permitir la comunicación o separación de los fluidos hacia la tubería. Estas permiten, traer pozos a producción, matar pozos, lavar arenas y la producción de pozos de múltiples zonas. Las mangas pueden ser utilizadas como: a. MANGAS DE CIRCULACIÓN b. MANGAS DE PRODUCCIÓN


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Mangas de Circulación: Son dispositivos que se colocan sobre la primera empacadura. Se inyecta

a través del anular un fluido liviano que permita desplazar el fluido de completación y aligerar la columna de fluido existente en el pozo para crear un diferencial suficiente en el fondo del pozo y traerlo a producción. Se coloca en la tubería de menor diámetro y en caso de no tener mandriles de gas-lift se pueden usar para la inyección de gas. Mangas de Producción: Se colocan unos pies por debajo o por encima del horizonte productor

pero nunca frente, con el propósito de evitar que los fluidos lleguen directamente a la manga de producción ocasionando flujo turbulento en la cara de la manga y como consecuencia una posible obstrucción al paso de fluidos.


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TERMINACION DE POZOS 

Guía de reentrada de guaya fina(Wireline re-entry guide ): Compone la parte baja de la tubería de, se utiliza para el reingreso seguro de las herramientas de líneas de acero del casing hacia interior de la tubería de producción está diseñada con una guía biselada y de diámetro interno amplio

25



Colgador de tubería (Tubing Hunger): Conectado al tope de la sarta de producción. Su función es sostener la misma. Promueve el sello tanto en el E.A. como del interior de la tubería de producción con la ayuda del tapón BPV.


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4.1.4. DIAGRAMA DEL ARREGLO FINAL

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4.1.5. DIAGRAMA DE ASENTAMIENTO DE PACKER DUAL

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SIZE

WEIGHT ppf

30”

253.12

20”

147

13 3/8”

GRADE

THREAD

TOP

BOTTOM

m - MD

BTC

0

85

N – 80

BTC

0

1250

54.5

K – 55

BTC

0

2480

9 5/8”

40

N – 80

BTC

0

3500

7”

23

K – 55

BTC

0

4770.5

2 3/8”

4.7

N – 80

CS HYD

La empacadura se asienta por medio de las fuerzas de presión dentro de la tubería con características 7”; peso: 23 ppf; grado: k-55, factores importantes para la selección del sistema de empacaduras para ello es necesario registrar datos de OD, ID, DRIFT del casing para determinar cuánto de tolerancia habrá para la expansión del sistema de agarre. En este caso el packer seleccionado es Dual de Asentamiento Hidráulico 7 ”.


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TERMINACION DE POZOS Los completamientos con dispararos desempeñan un papel fundamental en la producción de hidrocarburos. Desde las pruebas de pozos para la evaluación del yacimiento hasta la competición e intervención de remediación, el disparo es un elemento clave para el éxito de la exploración, la producción económica de petróleo y gas, la productividad del pozo a largo plazo y la recuperación eficiente de los hidrocarburos. El proceso de disparo genera en forma instantánea orificios en el revestidor de acero, en el cemento circundante y en la formación. Tanto la productividad como la inyectividad del pozo dependen fundamentalmente de la caída de presión en las cercanías del hueco, la cual habitualmente se computa a través del factor de daño. Este factor depende del tipo de completamiento, del daño de la formación y de los parámetros de los disparos. La base principal en las operaciones de cañoneo en un pozo en su etapa de completamiento, es maximizar la productividad del mismo, minimizando para ello el efecto del daño en la formación que restringe el flujo hacia el pozo. Este daño se causa durante la perforación, cuando esta se realiza con un diferencial de presión sobre balanceado, durante la cementación o en el mismo proceso de cañoneo.

4.2.

CAÑONEO DE POZOS

Son las detonaciones controladas de cargas explosivas huecas, diseñadas y fabricadas especialmente. Estas detonaciones crean trayectorias que van desde el pozo a la formación, atravesando el revestidor de acero, el cemento y la roca del yacimiento de manera que los fluidos entren al pozo, de manera que puedan fluir o ser levantados hacia la superficie.


MODULO 3

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4.2.1. OBJETIVO DEL CAÑONEO •

Establecer una comunicación efectiva entre el yacimiento y el interior del pozo.

•

Penetrar en la formación productora tanto como sea posible.

•

Obtener la máxima tasa de flujo, una vez implementada las operaciones de cañoneo.

•

Lograr una entrada de hueco redonda y pulida en el revestimiento. Lo cual evita el daño de los empaque de caucho, herramientas, instrumentos, etc. Que se tengan que bajar al pozo en trabajos posteriores.

•

Que los dalos producidos por la operación de cañoneo sobre el revestimiento, el cemento y la formación sean mínimos.


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TERMINACION DE POZOS •

Lograr que la profundidad del intervalo que se cañoneo sea lo más precisa posible, de tal manera que la zona cañoneada sea la zona de aceite y no la zona donde este el contacto de agua o gas.

Permite: •

Evaluar zonas productoras

•

Mejorar la producción por inyección

•

Efectuar trabajos de cementación

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4.2.2. ÁREAS DE ALCANCE DEL CAÑONEO:


MODULO 3


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4.2.3. FACTORES A CONSIDERAR CUANDO SE CAÑONEA 

Estado Mecánico del pozo: El conocimiento del estado mecánico del pozo es fundamental para evitar problemas y daños durante la operación del cañoneo. Cuando se ejecuta un trabajo de reacondicionamiento, es crítico establecer el estado actual del revestimiento y decidir si resiste el cañoneo o no, pues si se encuentra en mal estado, al cañonearlo puede romperse o colapsarse y traer como consecuencia hasta la pérdida del pozo.



Selección de las formaciones productoras a cañonear: El cañoneo apropiado de la formación productora es un factor básico para aprovechar al máximo la energía interna de producción del yacimiento y así obtener un factor de recobro; de este modo se evitaran problemas de producción que se puedan presentar tempranamente. Se deben observar cuidadosamente los índices de gas y agua, y los contactos agua – petroleo y gas – petroleo libre dentro del yacimiento de aceite, para evitar que alcancen rápidamente las perforaciones abiertas por el cañoneo. La selección del intervalo a cañonear en la formación productora depende principalmente de: - Tipo de empuje del yacimiento. - Características de la arena del yacimiento y las zonas de lutita. - Requerimientos para tratamientos de estimulación y futuros trabajos de reacondicionamiento. Numero de formaciones a cañonear en el pozo: 


MODULO 3




Si existen posibles zonas productoras en un pozo, las perforaciones deberán ser hechas en esos intervalos, dejando intactas las zonas de lutitas o zonas impermeables. Generalmente, en una buena práctica de producción se deben abrir inicialmente un número limitado de intervalos productores dejando así, otros para ser abiertos posteriormente; de esta manera se simplifican las cementaciones forzadas para el control de producción de agua o gas, y se evitan completamientos múltiples que puedan resultar complicados y costosos. Diferencial de presión entre el pozo y la formación: Anteriormente, los disparos se realizan con lodos o fluidos de alta densidad en condiciones de presión balanceada o de sobrepresión. Hoy en día, es más común utilizar el desbalance para minimizar o eliminar el daño causado por los disparos. Los términos desbalance (o presión inversa), balanceada, sobrepresión y sobrepresión extrema (EOR por sus siglas en inglés) se refieren a las diferencias de presión entre el pozo y el yacimiento antes de disparar. Existe un desbalance cuando la presión dentro del pozo es menor que la presión de la formación, en cambio, cuando ambas presiones son equivalentes se describe como condiciones de presión balanceada. La sobrepresión ocurre cuando la presión del pozo excede en gran medida la resistencia de la roca Lo cual producción la iniciación de la fractura o el quiebre de la presión. Tanto la sobrepresión extrema como la fracturación inciden de manera directa en el daño de la formación.


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TERMINACION DE POZOS La diferencia de presión en pro o en contra de la formación tiene gran influencia sobre la efectividad del cañoneo, la limpieza de las perforaciones y por consiguiente el índice de productividad del pozo. El diferencial de presión necesario para crear orificios limpios y efectivos depended de la permeabilidad, la porosidad y la resistencia de la roca, además del tipo y el tamaño de la carga Cuando el desbalance se encuentra por debajo del nivel óptimo, el daño de los disparos y l as tasas de flujo por disparo resultan viales, y se sugiere que para poder minimizar o el iminar el daño provocado por los disparos, las presiones de desbalance deben ser superiores a las que se utilizan habitualmente en el pozo. Características del fluido del pozo y de la formación: Las propiedades del fluido que debe haber dentro del pozo para cañonear se hacen más críticas cuando este se hace con presión a favor del pozo. Las principales características que deben reunir un fluido para cañonear son: - No deben contener arcilla u otro material que con el calor expele la carga utilizada para cañonear, puesto que se puede cristalizar taponando las perforaciones hechas. - No debe contener sólidos en suspensión que puedan bloquear la formación. - Sus propiedades químicas deben ser semejantes alas del fluido de la formación para evitar al máximo el rompimiento del equilibrio natural existente en ella. Lo cual previene el hinchamiento de arcilla u otros daños de la permeabilidad. Densidad de tiros por pie: Una arcilla densidad de tiro por pie, cuatro a mas, tienden a dejar el revestimiento en muy malas condiciones; uno o dos tiros por pie son generalmente adecuados. Cuando el pozo va a ser fracturado, un tiro por pie es apropiado. Para el tratamiento de consolidación de arenas entre menor sea el número de perforaciones en mucho mejor. Es más conveniente que las peroraciones se hagan alrededor de todo el revestimiento y no en una sola línea, es decir, que los tiros estén desfasados cada 90°, esto ayuda a la distribución del flujo alrededor de todo el pozo y evitar que el revestimiento se debilite demasiado de un solo costado. Selección apropiada del tipo de cañón y de carga a ser utilizada Esta selección generalmente se basa en los siguientes aspectos: - Temperatura y presión hidrostática del pozo, ya que toda carga o cañón viene estipulado para un rango de presión y temperatura. - Dureza y tipo de formación. Aquí se debe tener en cuenta el poder de penetración de la carga y el tipo de cañoneo a utilizar. - Diámetro del revestidor o de la tubería. Esto nos determina el tamaño del cañón. 






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TERMINACION DE POZOS -

La calidad y espesor del cemento y del revestimiento, tuene que ver con el poder de penetración de la carga, y prevención de daño en el revestimiento por el uso de un exceso de explosivos si este no está bien soportado.

4.2.4. PROCESO DE CAÑONEO: 1. Carga sin detonar. 34

2. La carga se detona. La carcasa se expande. El liner comienza a colapsarse.

3. Se forma un chorro de alta presión de partículas de metal fluidizado.

4. El chorro se desarrolla más. La presión hace que la velocidad aumente.


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TERMINACION DE POZOS 5. El chorro se elonga porque la parte posterior viaja a una velocidad menor

35 6. Se logra la penetración con millones de psi de presión en el casing y miles psi en la formación.

4.2.5. ZONA DE DAÑO Cualquier restricción al flujo de fluidos que distorsiona las líneas de flujo desde el yacimiento hacia el pozo. Disminuye significativamente la productividad del pozo y ocasiona una caída de presión adicional en las cercanías del mismo.


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TERMINACION DE POZOS Es la reducción de la capacidad original de flujo de un pozo debido a la disminución de la porosidad y permeabilidad relativa de los hidrocarburos en el yacimiento. Puede variar desde unos milímetros hasta unos centímetros de espesor dentro de la formación. ZONA DE DAÑO: Durante el proceso de penetración se produce cierto daño a la roca dentro del túnel perforado. •

Esta zona alterada, se denomina zona de daño o compactada.

•

Su espesor oscila entre 1/4 pulg a ½ pulg.

•

Su espesor no es uniforme a lo largo del túnel. El mayor daño está en la entrada del agujero donde el impacto de presión es mayor.

•

Algunas cargas, puede producir espesores de 1 pulg.

•

Su permeabilidad puede ser entre un 10% a 20 % de la presentada en la zona virgen.


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MODULO 3

TERMINACION DE POZOS ZONA VIRGEN ANTES DEL CAÑONEO

37

ZONA COMPACTADA DESPUES DEL CAÑONEO

4.2.6. TIPOS DE CAÑONEO: 4.2.6.1.

Tipo Chorro:

Es una de las últimas tecnologías ingresadas al mercado ya que involucra el uso de explosivos de alta potencia y cargas moldeadas con una cubierta metálica. Es la técnica de cañoneo más utilizada en la actualidad, más del 95% de las operaciones de cañoneo utiliza este método. El chorro de partículas finas en forma de aguja, tienen una velocidad aproximada de 20,000 pies/seg en su punta, con una presión estimulada de 5 millones de lb/pulg2


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TERMINACION DE POZOS Es un sistema muy versátil:  





Las cargas son seleccionadas para los diferentes tipos de formación. Los cañones pueden ser bajados simultáneamente dentro del pozo, utilizando guayas eléctricas, guaya mecánica, tubería de producción o coiled tubing. La presión de la punta del chorro se estima en 5 millones psi y la velocidad en 20000 pies por segundo. Puede existir taponamiento en la misma perforación realizada por una parte de la cubierta de metal externa la cual forma un residuo.


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39

4.2.6.2.

Tipo Bala:

Las pistolas a bala, de 3 ½ “a 6” de diámetro, se utilizan en formaciones con resistencia a la compresión inferior a 6000 lb/pg2. Los disparos con bala de 3 ¼ “o tamaño mayor,

pueden proporcionar una penetración mayor que muchas pistolas a chorro en formaciones con resistencia a la compresión inferior a 2000 lb/plg2. La velocidad de la bala en el cañón es aproximadamente de 3300 pies/seg. La bala pierde velocidad y energía cuando el claro excede de 0.5 pulg. Con un claro igual a cero la penetración aumenta cerca de 15% sobre la obtenida con un claro de 0.5 pulg. Las pistolas a bala pueden diseñarse para disparar selectiva o simultáneamente. 





Las balas son disparadas hacia el revestidor atravesando el cemento hasta llegar a la formación. El cañoneo con balas es poco utilizado en la actualidad, pero continúa aplicándose en formaciones blandas o formaciones resquebrajadizas. Hay nuevas tecnologías de balas en las que éstas producen un agujero mucho más redondo.


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4.2.6.3.

Tipo Hidráulico Consiste en la implementación de chorros de agua a altas presiones. Utiliza altas presiones de fluido (algunas veces con arena) para abrir agujeros a través del revestidor, cemento y formación. Los fluidos son bombeados por la tubería, con un arreglo de orificios direccionados hacia la pared del revestidor. Los agujeros son creados uno a la vez. El chorro presurizado lanzado hacia la formación, deja túneles limpios con muy poco daño. Este método tiene la desventaja de ser un sistema lento y muy costoso.





 



4.2.7. TIPOS DE CAÑONES 1. Cañones recuperables 2. Cañones Semi-recuperables 3. Cañones Desechables o No recuperables

4.2.8. NUEVAS TECNOLOGIAS: Existen:

4.2.8.1.

Técnica TCP - Bajo Balance:



TCP debe ser operado con una presión de bajo-balance.



Permite eliminar el daño creado por la perforación, la cementación y el cañoneo,


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TERMINACION DE POZOS 



Con este sistema se logran orificios profundos y simétricos. Grandes intervalos pueden ser perforados simultáneamente en un mismo viaje dentro del pozo. Emplea:



1.

(TCP) Cañoneo Transportado con Tubería

2.

Cañones tipo Casing Guns.

41

Debe ser operado en fluido limpio con una presión de bajo-balance (Ph
Procedimiento: 

El ensamblaje es bajado dentro del pozo al final de la sarta de tubing.



La sarta es colocada en la profundidad deseada.



Los cañones son posicionados y el packer es asentado.



Se establece condición de bajo-balance dentro del tubing.



Los cañones son disparados.



Los fluidos de la formación fluyen hacia el pozo ayudando en la limpieza de las perforaciones.


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42

4.2.8.2.

Técnica TCP Propelente - Sobre Balance:

Emplea:  



 

Sarta de StimGun. Camisa Propelente (Perclorato de Potasio): La camisa propelente está expuesta directamente al agujero y no es tan resistente como el mismo tubo de cañón Para formaciones consolidadas la cantidad de propelente es menor que para formaciones no consolidadas, por la facilidad que tiene de expandirse. El propelente se puede usar en pozos inyectores. Es un explosivo, estable y seguro. La camisa requiere tres condiciones para inflamarse: confinamiento, presión y temperatura.


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TERMINACION DE POZOS 



Para que reaccione tiene que estar confinado más o menos a 500 psi de hidrostática. Debe ser operada sobre-balance (Ph>Py)

Procedimiento:  



El cañón es detonado en el agujero según lo acostumbrado. La camisa, que es un oxidante, arde rápidamente y produce una explosión de gas a alta presión. Este gas a alta presión entra a la perforación y crea fracturas alrededor de las zonas dañadas mejorando el flujo de la formación al agujero.

4.2.8.3.

Tecnología PURE:

El sistema PURE de perforaciones limpias es mucho más efectivo que los métodos convencionales de perforación con bajo-balance, logrando perforaciones limpias, incrementado productividad e inyectividad en los pozos


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TERMINACION DE POZOS Emplea:  

Se puede usar con Wireline, TCP, Coiled Tubing, Slickline. Apropiado grado de bajo-balance dinámico (Ph
44

Procedimiento: 



Los chorros de alta velocidad y las presiones extremadamente altas generadas por las cargas huecas pueden penetrar más allá de la zona dañada durante las operaciones de perforación e ingresar a la roca virgen. En el proceso de creación del túnel de disparo, el chorro fractura los granos de la matriz y altera las propiedades mecánicas de la roca que rodea el túnel.


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4.2.8.4.

Cañoneo con Slickline:

Procedimiento: 



La secuencia del disparo es ejecutada y monitoreada por computador. El dispositivo de detonación es instalado en el fondo de la herramienta donde la computadora fue conectada.



El operador puede armar, disparar o abortar la operación en cualquier momento.



Es útil incluso para pozos altamente desviados.



La cabeza de disparo está certificada para trabajar hasta 15000 psi de presión, 320ºF de temperatura y con H 2S en condiciones del pozo.


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4.3.

EMPAQUE DE GRAVA

4.3.1. CAUSAS Y EFECTOS DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA Cuando un pozo horizontal es perforado a través de formaciones débilmente consolidadas o no consolidadas, suele ocurrir que la pared superior del pozo se derrumba y llena el hueco restringiendo o anulando por completo la producción del mismo. Al considerar el control de arena en un pozo, es necesario tener en cuenta la diferencia entre los sólidos de cementación y los granos de arena de la formación con las partículas fijas que usualmente no son consideradas como parte de la estructura mecánica de una formación. Algunas partículas finas siempre se producen con los fluidos del yacimiento y esto puede ser beneficioso puesto que si los finos se mueven libremente a través de un empaque de grava, así evita que éste se tapone. De tal manera, que el control de arena en pozos se refieren a las partículas de sostén que soportan la sobrecarga geológica. El límite práctico para considerar excesiva la producción de arena en un pozo es igual o mayor a 0.1% en volumen de los fluidos producidos; sin embargo, este límite práctico para algunos campos puede llegar a ser menor.

4.3.1.1.

Naturaleza de la producción de arena (arenamiento)

Los factores que inciden en la producción de arena y por consiguiente en la resistencia de una arenisca están determinadas por:



La cantidad y el tipo de material de cementación que mantiene la cohesión de los granos.



Las fuerzas de fricción existentes entre los granos.



La presión del fluido en los poros de la roca.



Las fuerzas de presión capilar.

En general, la resistencia a la compresión de una roca se encuentra determinada fundamentalmente por las fuerzas de fricción intergranular, por lo que la resistencia de la roca


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TERMINACION DE POZOS se incrementará a medida que aumente el esfuerzo de confinación que se ejerza sobre la misma. El grado de consolidación (cementación intergranular) será más importante que las fuerzas de fricción intergranular. Los esfuerzos que provocan la falla de la roca, en este caso, son el esfuerzo mecánico que se deriva del material de sobrecarga y las fuerzas de arrastre vinculadas al flujo de fluidos viscosos que circulan a través de la matriz de la roca. El esfuerzo de sobrecarga es sustentado parcialmente por la presión de poro de la roca. Por lo tanto, el esfuerzo que realmente actúa para ocasionar la falla de la roca (a saber, el esfuerzo efectivo) es la diferencia entre el esfuerzo de sobrecarga y la presión de poro.

4.3.1.2.

Efectos de la producción de arena

Entre los más comunes que se presentan se tienen: 

Acumulación en los equipos de superficie.



Acumulación en el fondo.



Erosión del equipo de fondo y de superficie.



Colapso de la formación.

Acumulación en los equipos de superficie.

Si la velocidad de producción es lo suficientemente rápida para transportar arena hacia arriba por la tubería de producción, esta arena podría quedar atrapada en el separador, el calentadortratador o la tubería de producción. Si el volumen de arena que permanece atrapada en alguna de estas áreas es suficientemente grande, será necesario efectuar una limpieza para que el pozo pueda producir eficazmente. Con el fin de restablecer la producción, habrá que cerrar el pozo, abrir el equipo de superficie y extraer manualmente la arena. En este caso, no sólo deberán considerarse los costos de limpieza, sino también aquellos que genera la interrupción de la producción. Acumulación en el fondo.

Si la velocidad de producción no es suficientemente elevada como para arrastrar arena hasta la superficie, ésta podría quedar bloqueada en la tubería de producción o caer y empezar a llenar el interior de la tubería de revestimiento. Tarde o temprano, el intervalo productor podría quedar


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TERMINACION DE POZOS totalmente cubierto de arena. Cualquiera que sea el caso, la tasa de producción disminuirá hasta que el pozo esté totalmente arenado y la producción se detenga. En situaciones como ésta, se requiere adoptar medidas correctivas para limpiar el pozo y restablecer la producción. Erosión del equipo de fondo y de superficie.

En pozos altamente productivos, los fluidos que circulan a gran velocidad y transportan arena pueden erosionar excesivamente tanto el equipo y herramientas de fondo como el de superficie, lo que implica la necesidad de efectuar trabajos frecuentes de mantenimiento para reemplazar los equipos dañados. Ver Figura 1. Figura 1. Erosión en superficie (arriba) y en fondo, casing (abajo).

Colapso de la formación.

Los fluidos producidos podrían arrastrar consigo grandes volúmenes de arena hacia fuera de la formación. Si la velocidad de producción de arena es suficientemente elevada y el proceso se extiende por un lapso largo de tiempo, se desarrollará un vacío detrás de la tubería de revestimiento, el cual continuará ampliándose a medida que se produzca más arena. Cuando el vacío se torna lo suficientemente grande, la lutita suprayacente o la arena de formación que se encuentra por encima dicho vacío podría colapsar hacia él, debido a la falta de material que proporcione soporte. Cuando se produce este colapso, los granos de arena se reordenan para crear un nivel de permeabilidad inferior al que originalmente existía. Esto resulta especialmente cierto en el caso de una arena de formación que posea un contenido elevado de arcilla o una amplia variedad de tamaños de grano.


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4.3.1.3.

Causas de la producción de arena

El material sólido que se produce en un pozo puede constar tanto de finos de formación (generalmente no considerados parte de las características mecánicas de la formación) como de sólidos que soportan la carga. Generalmente, la producción de finos no puede evitarse y, más bien, resulta beneficiosa. Es preferible que los finos se desplacen libremente, a través de la formación o de un empaque con grava instalado, en lugar de que éstos la taponen. El factor crítico para evaluar el riesgo de producción de arena de un pozo en particular consiste en definir si la producción de partículas que soportan la carga puede mantenerse por debajo de un nivel aceptable a las tasas de flujo y condiciones de producción que, de acuerdo a lo previsto, harán que la producción del pozo sea la deseada.

La lista que se presenta a continuación resume muchos de los factores que inciden en la tendencia de un pozo a producir arena:



Grado de consolidación



Reducción de la presión de poro a lo largo de la vida del pozo



Tasa de producción



Viscosidad del fluido del yacimiento



Aumento de la producción de agua durante la vida del yacimiento.



Estos factores pueden clasificarse en dos categorías: efectos de la resistencia de la roca y efectos del flujo de fluidos.

Grado de consolidación. La capacidad de mantener túneles de perforación abiertos depende estrechamente del nivel de cohesión existente entre los granos de arena. La cementación de la arenisca suele constituir un proceso geológico secundario y, por lo general, los sedimentos más antiguos tienden a estar más consolidados que los más recientes. Esto significa que la producción de arena constituye normalmente un problema cuando se origina en formaciones sedimentarias Terciarias que son superficiales y geológicamente más jóvenes. Las formaciones Terciarias jóvenes suelen poseer poco material de matriz (material de cementación) que mantenga unidos DIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS

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TERMINACION DE POZOS los granos de arena, por lo que estas formaciones suelen cali ficarse de “poco consolidadas” o “no consolidadas”. Una característica mecánica de la roca que se asocia al grado de consolidación se denomina “resistencia a la compresión”. Las formaciones de arenisca poco consolidadas suelen

tener una resistencia a la compresión inferior a 1.000 Lb/Pulg2. Además, incluso las formaciones de arenisca bien consolidadas pueden modificarse al degradarse el material aglomerante, lo que se traduciría en producción de arena. Esto puede ocurrir por la aplicación de tratamientos de estimulación con ácidos o de técnicas de recuperación mejorada por inyección de vapor a altas temperaturas.

Reducción de la presión de poro. Tal como se señalara anteriormente, la presión del yacimiento sustenta parte del peso de la roca suprayacente. A medida que se agota la presión del yacimiento a lo largo de la vida productiva de un pozo, se pierde parte del soporte que poseía la roca suprayacente. La disminución de la presión del yacimiento genera una cantidad creciente de esfuerzo en la arena de formación. En un momento determinado, los granos de arena de formación podrían separarse de la matriz o triturarse, lo cual generaría finos que se producen conjuntamente con los fluidos del pozo. La compactación de la roca yacimiento por reducción de la presión de poro podría ocasionar la subsidencia de la superficie.

Tasa de producción. La producción de fluidos de yacimiento genera un diferencial de presión y fuerzas de arrastre por fricción, que pueden combinarse para vencer la resistencia a la compresión de la formación. Esto significa que existe una tasa de flujo crítica para la mayoría de los pozos por debajo de la cual el diferencial de presión y las fuerzas de arrastre por fricción no son lo suficientemente grandes como para exceder la resistencia a la compresión de la formación y ocasionar la producción de arena. La tasa de flujo crítica de un pozo podría determinarse aumentando lentamente la tasa de producción hasta que se detecte producción de arena. Una técnica que se emplea para minimizar la producción de la misma consiste en reducir la tasa de flujo hasta llegar a la tasa de flujo crítica a la cual no se produce arena o el nivel de producción es aceptable. En numerosos casos, esta tasa de flujo se encuentra muy por debajo de la tasa de producción aceptable para el pozo. Viscosidad del fluido del yacimiento. La fuerza de arrastre por fricción que se ejerce sobre los granos de arena de la formación es creada por el flujo de fluido del yacimiento. Dicha fuerza es directamente proporcional a la velocidad del flujo de fluido y la viscosidad del fluido de yacimiento que se está produciendo. La fuerza de arrastre por fricción sobre los granos de arena de la formación es mayor en el caso de fluidos de yacimiento de elevada viscosidad, en


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TERMINACION DE POZOS comparación con los de viscosidad baja. La influencia del arrastre por viscosidad induce la producción de arena en yacimientos de crudo pesado, donde se encuentran crudos altamente viscosos de poca gravedad incluso a velocidades de flujo bajas. Aumento de la producción de agua. La producción de arena podría incrementarse o iniciarse cuando comience a producirse agua o aumente el corte de agua debido, posiblemente, a dos razones. En primer lugar, en el caso de una formación de arenisca mojada en agua, parte de la cohesión existente entre los granos se deriva de la tensión superficial del agua de formación que rodea a cada grano. Al inicio de la producción de agua, el agua de formación tiende a adherirse al agua producida, lo que disminuye las fuerzas de tensión superficial y, por ende, la cohesión intergranular. El segundo mecanismo mediante el cual la producción de agua afecta la producción de arena está asociado a los efectos de la permeabilidad relativa. A medida que aumenta el corte de agua, disminuye la permeabilidad relativa al crudo, por lo cual se requiere un diferencial de presión mayor para producir crudo a la misma velocidad. Todo aumento del diferencial de presión en la zona cercana a la cara de la formación genera una fuerza de cizallamiento mayor en los granos de arena de la formación.

4.3.2. EMPAQUE CON GRAVA El empaque con grava se basa en el puenteo de la arena de formación contra la arena de granos más grandes, siendo esta última retenida por el liner ranurado o malla. La arena de granos más grandes (llamada arena de empaque con grava) se dimensiona para que sea de 5 a 6 veces más grande que la arena de la formación. El empaque con grava crea un filtro permeable que permite la producción de los fluidos de formación, pero restringe la entrada y producción de arena de formación. La Figura 2, muestra los esquemas de un empaque con grava en un hueco abierto y en un hueco revestido. Debido a que la grava está empacada de manera bien apretada entre la formación y la malla, los puentes que se forman son estables, lo cual evita el desplazamiento y la reorganización de la arena de formación. Si se diseña y se ejecuta apropiadamente, el empaque con grava mantendrá su permeabilidad en un amplio intervalo de condiciones de producción.


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Figura 2. Empaques con grava en hueco abierto y revestido. Los empaques con grava se realizan corriendo el liner ranurado o malla en el hueco y circulando la grava hacia su posición, utilizando un fluido de transporte. Para obtener óptimos resultados, todo el espacio entre la malla y la formación debe estar completamente empacado con arena de empaque con grava de alta permeabilidad. Realizar un empaque completo es relativamente simple en completamientos en hueco abierto, pero puede resultar más difícil en completamientos de huecos revestidos perforados. A pesar de ser costosos, se ha demostrado que los empaques con grava constituyen la técnica de control de arena más confiable entre las que se dispone, y por lo tanto, es el enfoque más comúnmente utilizado. El Empaque grava coloca gránulos, o grava, alrededor de filtros de grava metálicos, dentro de los pozos abiertos o entubados con disparos. La “Grava” es una arena natural redonda y limpia

o material sintético lo suficientemente pequeño como para excluir los granos y algunas partículas finas de los fluidos producidos, pero lo suficientemente grande para mantenerse en su lugar mediante los filtros de grava. Se bombea una lechada de fluido de transporte y grava en los disparos. La grava se deposita a medida que el fluido de transporte se pierda en las formaciones o circula de regreso a la superficie a través de los filtros de grava. En consecuencia, hay una tendencia entre los operadores en utilizar el empaque grava para proteger los filtros de grava y lograr mejores terminaciones de pozos . Sin embargo, las operaciones estándar de perforación y empaque de grava pueden atrapar todo y residuos de fluidos de transporte entre la grava y las formaciones, o dentro del empaque de grava, dañando


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TERMINACION DE POZOS las permeabilidades del yacimiento y del empaque. El daño inducido por las terminaciones produce una caída de presión para la iniciación del flujo y una menor productividad después del empaque grava.

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El control de la producción de arena, los disparos selectivos u orientados evita las zonas débiles y minimizan la producción de arena; la tubería de revestimiento cementada ofrece un positivo aislamiento de las formaciones. El empaque de grava en los pozos entubados permite el control de la producción de arena en formaciones laminadas, arenas de menor calidad o pozos verticales marginalmente económicos. El fracturamiento combinado con empaque de grava combina la estimulación y el control de la producción de arena en espesores apilados o yacimientos con granos bien clasificados y de baja transmisibilidad. En pozos abiertos, los tubos filtro controlan la arena en formaciones “limpias” con grandes granos bien clasificados y en pozos con corta vida productiva. Los Empaques de grava o fracturas combinadas con empaques de grava mantienen la productividad o inyectividad por más tiempo que los tub os filtro o formaciones “sucias” con granos pobremente clasificados, en pozos de alta tasa de producción con mayor transmisibilidad y grandes reservas, y en terminaciones en aguas profundas o submarinas de alto riesgo y alto costo

4.3.3. BREVE DESCRIPCIÓN DE LA OPERACIÓN.


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TERMINACION DE POZOS Para propósitos de cálculos de desplazamiento, la operación de empaquetamientos con grava en pozos horizontales puede ser dividida en tres etapas: la inyección, la propagación de la onda alfa y la propagación de la onda beta. Figura 3. Etapa de inyección de la mezcla de Fluido/Grava.

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La etapa de inyección, como se ilustra en la figura 3 consiste en el bombeo de una mezcla de fluido-grava (línea roja) a través de la tubería desde la torre mientras una herramienta crossover localizada al comienzo de la sección de hueco abierto, donde el flujo será desviado al anular de la sección del hueco abierto. En este momento, se da una disminución en la velocidad de desplazamiento de la mezcla, debido a la diferencia de áreas (un área mayor), resultando que la fuerza la cual sostiene las partículas de grava no es lo suficientemente alta para mantenerlas en suspensión. Consecuentemente, los sólidos empiezan a sedimentarse en la porción más baja del anular, formando una cama que, por una tasa de flujo dada , alcanza una altura de equilibrio (hα). La longitud de la arena depositada se propagará hasta la sección más extrema de la porción horizontal a empaquetar. Dejando un canal libre entre la pared superior del pozo y el tope de la cama. Esta etapa es conocida como propagación de la onda alfa y se ilustra en la Figura 4.


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Figura 4. Etapa de la propagación de la onda alfa.

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Cuando la onda alfa llega al extremo del pozo, un nuevo paso, llamado la propagación de la onda beta, comienza: en ese momento la arena no fluye a través de las mallas, esta comenzará a depositarse sobre la arena depositada en la etapa de la onda alfa, empezando en el extremo del pozo y terminando en la herramienta crossover viajando en el camino opuesto. La Figura 5 ilustra el proceso.


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Figura 5. Etapa de la propagación de la onda beta.

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Mientras la propagación de la onda alfa dura, el fluido fluye totalmente de repente a través del espacio anular entre la malla y la sección de hueco abierto, en la onda beta el fluido fluirá radialmente a través de la malla y luego axialmente a través de la brecha formada entre la malla y la tubería de lavado (washpipe). Ver Figura 26, la cual muestra la sección de los pozos horizontales cuando está equipada con la colocación de la configuración del empaque con grava.


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Figura 6. Sección frontal de los pozos horizontales cuando está equipada con la colocación de la configuración del empaque con grava.

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Tres puntos son relevantes para el estudio (Figura 5): La presión de la bomba en la torre (Pp), la presión de fondo (BHP) (Pb) y la presión en el zapato del casing (Pcs). El punto crítico en el zapato del casing donde la presión es máxima a lo largo de toda la operación.


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4.3.4. EQUIPO DE COMPLETAMIENTO DE EMPAQUE CON GRAVA El equipo de completamiento de empaque con grava se define como aquel que permanece en el pozo como parte de la completamiento, después que finalizan las operaciones de colocación de la grava. El equipo que se describe más adelante no representa todas las modalidades de equipos existentes en el mercado, sino más bien una completamiento típica con empaque con grava. Por otra parte, las recomendaciones de diseño de equipos que se mencionan posteriormente son tan sólo eso: meras recomendaciones. Es importante recordar que las condiciones de ciertos pozos podrían requerir algún tipo de adaptación en lo que respecta a la clase y el diseño del equipo de empaque con grava que puede correrse. Estas adaptaciones deberán efectuarse tomando en consideración los riesgos que plantean, por lo que algunas serán más convenientes que otras. Otro principio importante de recordar consiste en que podrían existir varias maneras distintas, aunque igualmente eficaces, de completar un pozo.

Empaque sumidero El primer paso que debe darse al instalar un completamiento con empaque con grava consiste en establecer una base (asentamiento). En el caso de las completamiento en hueco revestido, el tipo de base más comúnmente utilizado consta de un empaque sumidero. Generalmente, se corre el empaque sumidero en el pozo con un cable eléctrico, antes de cañonear, y se asienta a una distancia específica por debajo de la perforación planificada más baja. La distancia existente por debajo de las perforaciones debe ser suficiente como para dar cabida a la longitud del ensamblaje de sello, de la malla indicadora (en caso de que se utilice) y del solapamiento de la malla de producción. En los completamientos que emplean mallas indicadoras, la empaque sumidero suele ubicarse de 14 a 20 pies por debajo de la perforación más baja, mientras que, en aquellas perforaciones que no utilizan dichas mallas, la empaque sumidero generalmente se coloca de 5 a 10 pies por debajo de dicha perforación más baja. En la mayoría de los casos, la empaque sumidero es una empaque permanente de interior pulido, como el Modelo “D” de Baker o el empaque de Producción “F” que se muestra en la Figura 7.

También pueden emplearse empaques recuperables de interior pulido, tales como el empaque Modelo “SC-1”. En el caso de los empaques con grava de zonas múltiples, el empaque de la zona inferior puede espaciarse para que actúe como empaque sumidero de la zona superior. La ventaja de emplear un empaque sumidero, a diferencia de otras técnicas, estriba en que el empaque permite tener acceso al fondo del pozo y funge de sumidero para escombros


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TERMINACION DE POZOS abandonados o que han caído en el hoyo. Asimismo, el sumidero facilita la corrida de registros de producción por debajo del intervalo productor, para supervisar los contactos de crudo, gas y agua. Si bien las empaque sumidero constituyen la base preferida para el empaque con grava, también existen quienes consideran que el tapón puente o el tapón de cemento son una opción posible. En las completamiento en hueco abierto, se puede instalar un sumidero de escombros o un acceso de registro, pero esto no sucede frecuentemente. Por consiguiente, la base del empaque con grava es simplemente un tapón ciego ubicado en el fondo del hueco. La Figura 9. Ilustra las categorías más comunes de bases de empaque con grava.

Ensamblaje de sellos El ensamblaje de sellos se requiere para sellar el interior del empaque sumidero e impedir que la arena del empaque con grava llene el fondo del pozo durante la colocación de dicho empaque. En el caso de empaques con grava múltiples, se utiliza el ensamblaje de sellos para que efectúe un aislamiento zonal. El ensamblaje de sellos que se emplea para enganchar el empaque sumidero puede ser del tipo indicador de ubicación, de c ierre a presión o de indicación múltiple, tal como se muestra en la Figura 8.

El ensamblaje de sellos tipo indicador de ubicación proporciona una indicación certera de asentamiento, cuando se engancha al empaque sumidero. Esta indicación puede resultar obstaculizada por la acción del arrastre o de los escombros en la tubería de revestimiento, por lo cual este tipo de ensamblaje de sellos no es de uso común. Por otra parte, el ensamblaje de sellos de cierre a presión posee lengüetas roscadas que se pliegan hacia adentro cuando el ensamblaje entra en contacto con la parte superior de la empaque.


MODULO 3

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Figura 7. Equipo tradicional de completamiento con empaque con grava en hueco revestido y en hueco abierto.

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FUENTE:


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Figura 8. Empaque sumidero Modelo “D”

61 Camisa de asentamiento

Rosca izquierda cuadrada Hombro ubicador

Anillo de seguro del cuerpo Cuñas superiores Interior ulido

Elemento de empaque

Cuñas inferiores

FUENTE:


MODULO 3

TERMINACION DE POZOS Figura 9. Tipos de bases para empaques con grava.

62

FUENTE: Autores.


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TERMINACION DE POZOS Figura 10. Ensambles de sellos que se enganchan en el empaque sumidero. Hombroubicador

Ubicador Sellosmoldeados

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Hombroubicador

Sellosmoldeados

Tubo espaciador

Sellosmoldeados

Collar indicador

Cascodemulay desenganche

Localizador con sellos Modelo “S-22”

Ensamble de sellos a presión modelo “S - 22”

Indicador múltiple Modelo “S-22”

FUENTE:

Por otra parte, el ensamblaje de sellos de indicación múltiple es el dispositivo que ofrece la indicación más certera en cuanto a la posición del empaque. Esta herramienta tiene, en la parte superior, un reborde ubicador y, más abajo, a una distancia conocida, un collar indicador. Se hace descender la herramienta hasta que el reborde ubicador entra en contacto con la parte superior del empaque sumidero y registra una indicación del peso de asentamiento.


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TERMINACION DE POZOS Con el fin de corroborar que el ensamblaje de sellos se encuentra en el empaque sumidero, se eleva la herramienta hasta que el collar indicador entra en contacto con la parte inferior del empaque. Se puede subir o bajar la herramienta entre las posiciones de indicación superior e inferior, con una carrera predeterminada entre las dos, con el fin de obtener una indicación bastante precisa de que el ensamblaje de sellos está enganchado en el empaque sumidero. El ensamblaje de sellos de indicación múltiple resulta particularmente útil en pozos altamente desviados o que han sido completados con un taladro flotante. El ensamblaje de sellos de indicación múltiple debería utilizarse solamente con empaques permanentes, ya que el collar indicador puede accionar los mecanismos de desenganche en algunos empaques recuperables. Dado que la herramienta se extiende por debajo del empaque cuando se engancha, no se emplea en la zona superior en completamientos con empaque con grava en pozos de zonas múltiples.

Malla indicadora inferior y conexión de O-ring La malla indicadora inferior es un tramo corto de malla (generalmente de 6 a 10 pies de longitud) que se utiliza conjuntamente con una conexión de O-ring y una tubería de lavado, para establecer una ruta de circulación hasta el fondo del pozo durante las operaciones de colocación de grava. Al forzar la circulación hacia el fondo del pozo, puede efectuarse un empaque más completo cuando se usan fluidos de transporte de un gel viscoso. No se utilizan ni se recomiendan las mallas indicadoras inferiores cuando se emplea salmuera como fluido de transporte. La conexión de O-ring proporciona un punto de obturación para la tubería de lavado. Asimismo, es posible usar una conexión de interior pulido en lugar de la conexión de O-ring.

Malla de empaque con grava El propósito de la malla de empaque con grava es el de crear el espacio anular que se llena con la arena de dicho empaque, además de actuar como filtro para garantizar que no haya producción de dicha arena. Centralización de la malla. Llenar el espacio anular que se crea entre la malla y la tubería de revestimiento (u hueco abierto) con arena del empaque con grava resulta esencial para controlar la producción de arena de formación. Con el fin de garantizar que dicho espacio se llene adecuada y completamente alrededor de la malla, ésta deberá estar centrada. En el caso de completamientos en hueco revestido, suelen emplearse centralizadores de aletas soldadas. Los


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TERMINACION DE POZOS centralizadores constan de cuatro aletas soldadas a la tubería base de la malla con separaciones debajo del diámetro interno de la tubería de revestimiento del pozo. Los centralizadores se instalan con una separación de 15 a 20 pies entre sí y pueden colocarse en la parte superior, inferior y/o central de un tramo de malla, según convenga. En el caso de los empaques con grava en hueco abierto, la centralización se logra utilizando centralizadores de resortes en arco. Los mismos constan de un collar superior y otro inferior, conectados con 4 – 6 resortes de acero. Estos resortes pueden comprimirse (es decir, el centralizador se estira) para poder ser corridos a través de diámetros internos estrechos. Cuando el centralizador entra en un diámetro interno más ancho, los resortes tratan de expandirse hasta alcanzar su posición original, lo que produce una fuerza de centralización o restauración. Se requieren suficientes centralizadores para que la fuerza combinada de restauración pueda levantar el peso de la malla en las condiciones existentes en el hueco. El mercado dispone actualmente de programas de computación que permiten determinar la separación óptima de los centralizadores, para características específicas en cuanto al centralizador de resortes en arco utilizado, el tamaño de hueco y la desviación. Los collares que se utilizan en los centralizadores de resortes en arco pueden ser del tipo deslizante o tipo bisagra y se dimensionan de manera tal que puedan encajar alrededor de la tubería base de la malla. Según el tipo de separación requerida entre los centralizadores, es posible que se necesiten longitudes especiales de malla con las cuales puedan emplearse los collarines. Es importante que los centralizadores, cuando se corren en el hueco, sean “halados” hacia adentro y no “empujados”. Esto se logra fijando la

posición inferior del collarín con tornillos prisioneros o amarrándolo por debajo de un acoplamiento de tubería, de manera tal que el centralizador se estire en dirección ascendente cuando baje por el hueco. Cabe destacar que también en este caso, podrían requerirse mallas de diseño especial, donde sea posible esta elongación de los centralizadores. Existen en el mercado, centralizadores de resortes en arco con combinaciones especiales que permiten que el collarín inferior encaje en la tubería base y el superior alrededor de la chaqueta de la malla, con el fin de eliminar la cantidad de tubo liso que se requiera para que el centralizador se estire. Longitud de la malla. En los completamientos en hueco revestido, la longitud de la malla suele escogerse de manera tal que se obtengan 5 pies de solapamiento por debajo y por arriba del intervalo bruto cañoneado. Este solapamiento garantiza que la totalidad del intervalo c añoneado esté cubierto por la malla y además compensa cualquier pequeña discrepancia de espaciamiento. A menudo, se utiliza un solapamiento adicional por encima del intervalo bruto cañoneado, pero los beneficios que aporta dicho solapamiento adicional de la malla son debatibles. Por otra parte, en las completamientos en hueco abierto, la longitud de la malla se establece de forma tal que pueda cubrir desde el fondo del hueco hasta, aproximadamente, cinco


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TERMINACION DE POZOS pies por encima de la zapata del revestimiento, en huecos que no han sido ampliados por debajo de la tubería de revestimiento. En los huecos abiertos ampliados, suele producirse un vacío en la parte superior de la sección ampliada. Este vacío se deriva del aumento en el diámetro interior del hueco ampliado en relación con el diámetro interior del hueco perforado o de la tubería de revestimiento. La parte superior de la malla se diseña de manera tal que ésta se encuentre 5 pies por debajo de la parte superior de la sección ampliada del hueco, con el fin de impedir que este vacío produzca arena. Diámetro de la malla. En el caso de completamientos en hueco revestido, el diámetro exterior de la malla debe ser aquel que permita efectuar un empaque con grava anular óptimo y permita la pesca cuando el empaque con grava deba recuperarse del pozo. En la mayoría de los casos, basta con mantener un espacio anular mínimo comprendido entre 0,75 y 1,0 pulgada entre el diámetro externo de la malla y el diámetro interno de la tubería de revestimiento, para lograr tanto un buen empaque anular como una pescabilidad adecuada. Por otra parte, en las completamientos en hueco abierto ampliado por debajo de la tubería de revestimiento, se recomienda tener un espacio anular mínimo comprendido entre 0,75 y 1,0 pulgada entre el diámetro externo de la malla y el diámetro interno de la tubería de revestimiento, por encima del hueco abierto. En el caso de los huecos abiertos que no han sido ampliados, también se recomienda un espacio anular mínimo de 0,75 a 1,0 pulgada entre el diámetro externo de la malla y el diámetro interno del hueco. Ahora bien, el diámetro externo máximo de malla seleccionada podría depender de la tubería de lavado de la que se disponga para efectuar las operaciones de pesca.

Tubo liso El propósito del tubo liso consiste en crear un depósito de arena de empaque con grava que garantice que la malla permanecerá completamente empacada en caso de que el empaque se asiente. Durante las operaciones de empaque con grava, es posible que se produzcan pequeños vacíos en el empaque del espacio anular. En efecto, la colocación del empaque con grava con fluidos transportadores de gel viscoso siempre generará pequeños vacíos, especialmente frente a las secciones cortas de tubo liso que se encuentran entre tramos de malla. Según sea el ángulo de desviación, el empaque que se asienta poco después de la colocación de la grava llenará estos vacíos, pero es importante contar con una reserva suficiente de arena de empaque con grava para que este proceso ocurra sin destapar la parte superior de la malla.

4.4.

ANTECEDENTES DEL CAMPO Y POZO


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4.4.1. CAMPO CARRASCO

67

El campo Carrasco se encuentra en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba siendo productor de gas-condensado. Fisiográficamente, corresponde a la llanura chaco-beniana, entre los ríos Ichilo e Isarsama, donde la altura promedio del terreno es alrededor de 320 m sobre el nivel del mar. YPFB investigó la provincia geológica del Pie de Monte Norte, como parte de los trabajos exploratorios en el Subandino Centro, obteniéndose como resultado el descubrimiento de los campos hidrocarburíferos de Carrasco, Katari y Bulo-Bulo. Años recientes se realizaron trabajo de sísmica 3D en las áreas de Carrasco y Kanata. Figura II.67.

4.4.1.1.

CONSIDERACIONES ESTRATIGRAFICAS

La estratigrafía atravesada por los diferentes pozos de desarrollo del campo, corresponde a rocas del grupo Chaco: formaciones Yecua y Petaca del Terciario, Yantata e Ichoa del Cretácico, más Limoncito y Roboré del Devónico. Dentro de la formación Roboré se pueden diferenciar los siguientes niveles: arenisca Roboré-I, arenisca Roboré-II y arenisca Roboré-III. En el campo Carrasco el principal reservorio de hidrocarburos es la arenisca Roboré-I. También fueron descubiertas reservas menores de hidrocarburos en areniscas de las formaciones Petaca, Yantata e Ichoa.


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4.4.1.2.

CONSIDERACIONES ESTRUCTURALES

El mapa estructural referido al tope Petaca de la Figura II. 65, muestra una estructura anticlinal de forma irregular con dirección de su eje axial NW-SE y que no está afectado por fallas. Basados en el perfil sísmico 3D, se han definido a las de vergencia Noroeste de poco rechazo y que originan láminas independientes entre los campos KNT, CARRASCO Y KANATA NORTE. Figura II.66.

4.4.2. DESARROLLO DEL CAMPO PERFORACION 68 El pozo Carrasco-X1 (CRC-X1, P.F. 4770.5 m) fue perforado por YPFB en el año 1991, resultando descubridor de hidrocarburos de las formaciones Petaca, Yantata y Roboré. Hasta el año 1997 fueron perforados otros nueve pozos en esta estructura. Posteriormente YPFB Chaco S.A., como operadora del campo, perforó el pozo CRC-11 en el año 2000. La explotación del campo fue por agotamiento natural. Ante la ausencia de mercado para el gas, en febrero del año 2002 YPFB Chaco S.A. se dio inició la inyección de gas seco extraído del campo Bulo Bulo con fines de almacenamiento dado que el reservorio Roboré- I del campo Carrasco ya había sido depletado considerablemente, esta actividad permitió la producción de hidrocarburos líquidos. RESERVORIOS PRODUCTORES TABLA II. 59

Las reservas actuales del campo están en la Tabla II.60.

RESERVAS (RYDER SCOTT CO.) TABLA II. 60


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FIGURA II. 65: CAMPO CARRASCO MAPA ESTRUCTURAL REFERIDO AL TOPE PETACA 69

FIGURA II. 66: CAMPO CARRASCO SISMICA 3D KNT-CRC – LINEA 210 (4)


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FIGURA II. 67: CAMPO CARRASCO-KANATA SÍSMICA 3D KNT-CRC TWT TOPE YANTATA


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4.4.3. POZO CARRASCO - X1 (CRC-X1) El pozo Carrasco X-1 (CRC-X1), fue propuesto como un pozo exploratorio, y tenía como objetivo investigar el potencial hidrocarburífero de las Formaciones Yantata y Petaca en la estructura anticlinal homónima. Figura II.67. Como resultado de dicha investigación se ha comprobado la existencia de una acumulación de volúmenes comerciales de hidrocarburos en la Formación Yantata. La perforación del pozo CRC X-1, alcanzo una profundidad de 4770.5 metros y se realizó una terminación doble con empaque de grava, con una inversión aproximada de 5.5 millones de dólares. Las pruebas iniciales de producción en el mencionado campo indican que se trata de un yacimiento de gas condensado de alta riqueza (alrededor de 165 Barriles/millón de pie cúbico) . Este descubrimiento permitió la incorporación de nuevas reservas, tanto de gas como de petróleo condensado al país, lo que genero mayores regalías para el departamento de Cochabamba.


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5. RESOLUCION DEL CASO 5.1.

ANALISIS DE LA PRODUCCION Y EL COMPORTAMIENTO DEL POZO CRC –X1

A continuación se muestra una tabla con las propiedades de la formación Yantata donde se realizó el tratamiento: 72 K = 30 md. H = 14.5 m. Tr = 210 °F Yield = 750 Bbl/MMPC Espaciamiento = 6969600 pie2

°API = 46 PMg = 25.82 lb/mol μo = 0.92 CSG 7 ½” Trep. 8”

Pr = 3000 psi.

Inicialmente la formación Yantata presenta daño de formación debido a varias operaciones de reacondicionamiento (Perforación, Terminación) con un valor de S = 100, posteriormente se realiza un tratamiento de estimulación, pudiendo reducirse el daño que presentaba la formación a S = 5, para ello realizaremos un análisis de la producción y el comportamiento del pozo (aplicando el método de Darcy) antes y después del tratamiento de estimulación.

Pwf (PSI) 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

CAUDALES (BPD) Qo (S = 0) Qo (S = 100) 0 0 385.433896 27.40623529 770.867792 54.81247058 1156.30169 82.21870587 1541.73558 109.6249412 1927.16948 137.0311765 2312.60338 164.4374117

Qo (S = 5) 0 233.146045 466.292091 699.438136 932.584182 1165.73023 1398.87627

COMPORTAMIENTO DEL POZO DIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS

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5.2.

USO DE EXPLOSIVOS SEGÚN EL RASH.

Según el RASH (Reglamento Ambiental para el sector Hidrocarburos) acerca del uso de explosivos dice: ARTICULO 42. Para el uso de explosivos, la Responsable debe: a) Prohibir la utilización de éstos en ríos, lagos y lagunas, los mismos que deben reemplazarse por otras técnicas que no lesionen el hábitat acuático, especialmente en tiempo de veda. b) Detonar las cargas en los puntos establecidos, a una distancia mínima de 15 metros de los cuerpos de agua superficiales. c) Establecer los procedimientos para resguardar la seguridad de los empleados, pobladores, vida silvestre y propiedades con carácter previo a la ejecución de cualquier técnica que implique el uso de explosivos. Para este efecto, deben usarse mantas de protección u otras técnicas cuando esta operación se realice cerca a lugares poblados. d) En caso de encontrarse agua subterránea surgente durante la perforación de los agujeros para la colocación de las cargas en los puntos de disparo, éstos no deberán ser utilizados, procediéndose a rellenar los mismos. e) Rellenar todos los agujeros realizados para colocar los explosivos, luego de efectuadas las operaciones de registro sísmico. f) Almacenar los explosivos fuera de las áreas de campamento, a una distancia mínima de 200 metros de los depósitos de combustibles. ARTÍCULO 50. El uso de explosivos y cañones en las operaciones de baleo o pruebas será realizado de acuerdo a normas API. NORMA API RP 19B Muchos factores inciden en la creación de los túneles de disparos. Es prácticamente imposible reproducir el desempeño de las cargas de fondo de pozo utilizando las pruebas efectuadas en la superficie. No obstante, una norma objetiva para evaluar el desempeño de las cargas puede constituir una forma de comparar las cargas y proporcionar un punto de partida para el modelado de programas que predicen la geometría de penetración y el comportamiento del pozo. En noviembre de 2000 el Instituto Americano del Petróleo (API) publicó la norma RP 19B, Procedimiento Estándar de Práctica Recomendada para la Evaluación de Cañones, que reemplaza


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TERMINACION DE POZOS a la norma RP 43. La segunda edición, publicada en septiembre de 2006, proporciona a los fabricantes cinco secciones que describen concisamente procedimientos de pruebas específicos. La letra “B” designa las prácticas recomendadas en lugar de las especificaciones prescriptas; sin

embargo, el API registra el desempeño de las cargas sólo si los fabricantes cumplen con estas recomendaciones. Las dos actualizaciones más significativas de la norma RP 19B son un programa de testigos independientes y un cambio relacionado con la arena de fracturamiento de malla 16/30 del API para el agregado de concreto utilizado en los objetivos de la prueba de la Sección I. El programa “Perforator Witnessing” está diseñado para proporcionar mayor credibilidad a los

resultados de las pruebas. Previa solicitud del fabricante, el API proporcionará testigos aprobados para que revisen y certifiquen los procedimientos de pruebas. Dado que se observaron diferencias de penetración significativas utilizando los objetivos de concreto hechos de arena en los extremos de la especificación previa, la nueva norma controla en forma más rigurosa la mineralogía aceptable y la granulometría de la arena. Sección I - Sistema de cañoneo en concreto a temperatura y presión ambiente. (CARBONATOS) La prueba de la Sección I, efectuada a temperatura ambiente y a presión atmosférica, evalúa el sistema básico de disparos y es la única prueba completa del sistema de pistolas reconocida por el API. Las compañías de servicios preparan los objetivos mediante la cementación de una sección de tubería de revestimiento dentro de un conducto de acero. Las briquetas provenientes del agregado de concreto utilizado para construir los objetivos, obtenidas durante la porción intermedia de su vertido, se prueban para determinar la resistencia a la compresión antes de efectuar la prueba. Las cargas de prueba deben provenir de una corrida de fabricación de al menos 1.000, salvo las cargas de alta temperatura, que pueden provenir de una corrida mínima de 300. La posición de la pistola, la densidad de disparo, la fase y el número de cargas de la pistola se indican en la planilla de datos. La interferencia entre las cargas, la fase, el equipo de disparos y la densidad de disparo pueden alterar el desempeño, de modo que la prueba del sistema de pistolas no siempre se reproduce en las pruebas de un solo disparo. La prueba


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TERMINACION DE POZOS requiere un mínimo de 12 disparos y el sistema de pistolas debe ser verificado como un equipo de campo estándar. El agujero de entrada en la tubería de revestimiento y la penetración se mide e indican en la planilla de datos. Si bien la penetración total del concreto constituye una medición relevante, no refleja la penetración real de las rocas de la formación. Si se conocen las propiedades mecánicas de la formación, el software de modelado, tal como el programa de análisis de operaciones de disparos SPAN, puede estimar el desempeño en el fondo del pozo. Sección II - Disparo individual en Arena Berea comprimida (3.000psi) a temperatura ambiente. (ARENISCAS) Para la prueba correspondiente a la Sección II, las cargas son detonadas en los objetivos de arenisca Berea, sometidos a esfuerzos a temperatura ambiente. Estas pruebas de un solo disparo se llevan a cabo en un dispositivo de laboratorio. Tanto el esfuerzo de confinamiento como la presión del pozo se fijan inicialmente en 3,000 lpc [20.7 MPa], y cualquier presión de poro inducida se ventea a la atmósfera. Si bien esta prueba no reproduce las condiciones de un yacimiento en particular, la roca sometida a esfuerzos constituye una mejora cualitativa significativa en cuanto a realismo respecto del objetivo de concreto no sometido a esfuerzos de la Sección I. Sección III - Sistema de cañoneo en acero a elevada temperatura. La prueba calórica de la Sección III evalúa la degradación del desempeño de un sistema de pistolas, como resultado de los efectos de la temperatura. Un mínimo de seis cargas son disparadas para penetrar las placas de acero soldadas al cuerpo de la pistola, desde un sistema de pistolas calentado. La penetración y el diámetro del agujero de entrada, resultante de las pistolas detonadas


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TERMINACION DE POZOS a temperaturas elevadas, son comparados con los obtenidos utilizando pistolas disparadas en condiciones ambiente. Sección IV - Disparo individual, prueba de comportamiento de flujo en muestra de formación comprimida (3,000psi) a temperatura ambiente. La prueba de la Sección IV evalúa el desempeño del flujo, disparando una muestra de roca confinada en un módulo de pistolas de laboratorio de un solo disparo. El recipiente para la prueba consta de tres partes esenciales: una cámara de confinamiento que imparte el esfuerzo de los estratos de sobrecarga sobre el núcleo de roca, un sistema que presuriza el fluido de poro y simula la respuesta del yacimiento de campo lejano, y una cámara de pozo presurizada. Esta prueba proporciona una medición de la eficiencia de flujo en los núcleos (CFE).El parámetro CFE puede relacionarse con el daño mecánico de un solo disparo y utilizarse para cuantificar las características esenciales de la zona triturada del disparo. En la práctica, muy pocos investigadores realizan las pruebas de la Sección IV “según las reglas.” Esto se debe

principalmente a la necesidad que tiene el operador de pronosticar lo que sucederá en un yacimiento en particular, o bien evaluar la técnica de disparos óptima para una aplicación dada.

Sección V La Sección V provee un procedimiento para cuantificar el volumen de detritos que sale de una pistola de disparos después de la detonación y la recuperación.


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5.3.

ASPECTOS DE SEGURIDAD DURANTE LA TERMINACION DE POZOS

En una terminación de pozos se debe contar por lo menos con dos sistemas de seguridad. Usualmente, los dos fundamentales son: el fluido para controlar el pozo y la válvula impide reventones (BOP). 



El fluido de control debe poseer propiedades adecuadas para no dañar la formación. Por lo tanto, se debe tener un adecuado análisis que permita determinar la densidad óptima del fluido de control, así como su composición. Es necesario probar los rams de la válvula impide reventones (BOP) antes de usarla en la terminación. Esto permite determinar la capacidad que posee la válvula para controlar el pozo. Por lo tanto, se debe contar con válvulas cuyas roscas sean adecuadas para colocar en la tubería y con una presión de trabajo igual al BOP.

6. CONCLUSIONES 

Se pudo determinar y analizar la producción del pozo CRC-X1, observándose el comportamiento del pozo en la gráfica de curvas IPR, mediante 2 casos, la producción del pozo con daño y luego de realizado un tratamiento de estimulación, en donde se pudo ver un gran incremento de la producción después del tratamiento de estimulación de aproximadamente de hasta más de 8 veces la producción con respecto a la producción del pozo cuando este tenía un daño mucho mayor.



Se pudo conocer cuáles son los aspectos de seguridad más importantes durante el desarrollo de terminación de pozos.


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7. ANEXOS CALCULO DE LA PRODUCCION DEL POZO Método de Darcy (Petróleo/Condensado)

− 7 . 0 8 ∗10  =  ∗  ∗∗∗ ℎ∗  34+  = 1 = 750101 = 1333.33 /  = 131. 141.5+ 5° = 131. 141.5 +546 = 0.7971  = 28.97 = 28.25.9872 = 0.8912 .   = 0.9759 + 0.00012 ∗  ∗ √  + 1.25∗  = () .   = 0.9759 + 0.00012 ∗ 1333.33 ∗ √ 00..87912971 + 1.25∗ 210 = 1.8613()

Cálculo de la Relación Gas Petróleo (RGP):

Cálculo de las Gravedades Especificas del Petróleo y del Gas (SGo, SGg):

Cálculo del Factor Volumétrico del Petróleo (Bo):

Cálculo de radio de drenaje y radio de pozo (re y rw):

 = √  = √ 63.969600 1416 = 1486.46  1 8 1  = ∅ ∗ = ∗ 2 12 2 12 = 0.333  DIPLOMADO EN PRODUCCION DE HIDROCARBUROS

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TERMINACION DE POZOS Cálculo del Máximo Potencial de Flujo (AOF)

− 7 . 0 8 ∗10  =  ∗  ∗∗∗ ℎ∗  34+ − 7 . 0 8 ∗10 ∗3.28146∗ 3    = 0.92 ∗1. ∗861330 ∗∗14.5 1486. 0.333  4 + 0  = 0.77∗    − 7 . 0 8 ∗10  = 0.92∗ 1.8 613∗ 30∗∗14.51486.0.∗3.33324816 ∗ 34 + 100  = 0.0548 ∗   − 7 . 0 8 ∗10 ∗3.28146∗ 3    = 0.92 ∗1. ∗861330 ∗∗14.5 1486. 0.333  4 + 5  = 0.4662 ∗  

Producción sin daño (S=0)

80

Producción con daño (S=100)

Producción posterior a la estimulación (S=5)

Pwf (PSI) 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

CAUDALES (BPD) Qo (S = 0) Qo (S = 100) 0 0 385.433896 27.40623529 770.867792 54.81247058 1156.30169 82.21870587 1541.73558 109.6249412 1927.16948 137.0311765 2312.60338 164.4374117


Qo (S = 5) 0 233.146045 466.292091 699.438136 932.584182 1165.73023 1398.87627

MODULO 3

TERMINACION DE POZOS PLANILLA DE DATOS (API RP 19B – Sección I)

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MODULO 3

Informe Terminacion de Pozo CRC-X1

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