Terminacion de Pozos

EXPLORACION Y PRODUCCION

CURSO : TERMINACIÓN DE POZOS (APLICACIÓN PARA ANÁLISIS NODALTM) ORGANIZACIÓN DEL CURSO

Gerencia de Estrategias de Ingenieria y Diseño


INSTRUCTOR: Fernando S. Flores Avila, Ph.D. P.E. PEMEX Exploración Producción Subdirección de la Coordinación Técnica de Explotación. Gerencia de Desarrollo de Campos Av. Adolfo Ruiz Cortinez #1202 Edificio Pirámide, Piso 1 Fraccionamiento Oropeza Villahermosa, Tabasco 86030 Tel. (993)310-1748 Micro (881)212-80 Fax (993)310-1888 e-mail [email protected]


ANTECEDENTES DEL CURSO: Conocimientos básicos de perforación y terminación de pozos

FECHAS DEL CURSO: GRUPO 7 Del 10 al 14 de Enero del 2005 GRUPO 8 Del 24 al 28 de Enero del 2005


OBJETIVOS DEL CURSO: 1. Que el alumno desarrolle un entendimiento de los requerimientos teóricos y prácticos para desarrollar un programa de terminación de pozos petroleros. 2. Que el alumno desarrolle las habilidades de selección de los accesorios y materiales de terminación de pozos de acuerdo a las condiciones operativas de los campos. 3. Que el alumno desarrolle la habilidad de identificar los parámetros determinantes en una terminación que afectan la productividad de un pozo a través de un Análisis NodalTM. 4. Que el alumno asimile la filosofía del “Modelado Avanzado de Pozos” como una estrategia de explotación, encaminada al diseño óptimo de terminaciones de pozos. 5. Que el alumno entienda los requerimientos especiales para terminaciones sencillas y duales en pozos de alta presión y temperatura. 6. Que el alumno desarrolle las habilidades de diseño de sartas de producción de acuerdo a las condiciones operativas de los pozos y futuras operaciones en los mismos. 7. Que el alumno entienda la importancia y bondades de las nuevas técnicas de terminación de pozos multilaterales. 8. Que el alumno asimile la importancia del sistema de disparos en la terminación del pozo y de cómo esto afecta su productividad.


“Applied Drilling Engineering,” Adam T. Bourgoyne Jr., Martin E. Chenevert, Keith K.

Doherty Series. Richardson Tx.1995 ISBN 1-55563-059-6

Millheim, SPE Textbook series, Vol 2. ISBN 1-55563-001-4

“Well Completions,” SPE Reprint series No. 5ª Vol. I. Dallas Tx. 1980

“Petroleum Well Construction” Michael J. Economides, Larry T. Watters, John Wiley & Sons Ltd.West Sussex England 1998. ISBN 0-471-96938-9 “Apuntes de Clase de la Asignatura Terminación de Pozos,” Flores Avila, F., Fernández “Multilateral Wells,” SPE Reprint Series No.53 Richardson Tx. 2002 Pacheco, R., Méndez Jerónimo, J., Pérez López J., Arroyo Bautista, R., DEPFI-UNAM Sem. 2003-2. “Perforating,” W.T. Bell, R.A. Sukup, S.M. Tariq, SPE Monograph Vol. 16 Henry L. “Curso de Capacitación Sobre Empacadores Permanentes,” Flores Avila Fernando, Garcia Lopez Jose, Otis Engineering Corporation. México 1991

“Well Completions,” SPE Reprint series No. 5ª Vol. II. Dallas Tx. 1980 “Developments in Petroleum Engineering,” Arthur Lubinski, Gulf Professional Publishing Company. 1987. ASIN 0872010384 Halliburton Red Book Cementing Tables. Baker Oil Tools Technical Information for Completion Workovers and Fishing. Catalogos de especificaciones técnicas de Equipos de Terminación de Pozos (Halliburton, Baker, Smith, chlumberger, Weatherford etc.)


CURSO-TALLER DE TERMINACIÓN DE POZOS (40 HORAS) DIA 1

INTRODUCCIÓN Proceso de diseño de la terminación de pozos o Que involucra la terminación del pozo o Trascendencia de la etapa de terminación del pozo.

Descripción general de equipo de terminación de pozos (Perfiles internos)

• FLUIDOS DE TERMINACIÓN (Limpieza / Empacadores) Modelos reológicos de fluidos no-Newtonianos Viscometría Flujo laminar Flujo Turbulento Características y selección de fluidos de limpieza / empacadores. Corrosión



• DISEÑO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN Diseño Mecánico Diseño Hidráulico Propiedades Mecánicas de tuberías Consideraciones para ambientes amargos • DISEÑO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN (Movimiento de Tuberías) Efecto de temperatura. Efecto pistón. Efecto “Ballooning”. Desarrollo de ecuaciones y ejemplos de aplicación.



• DISEÑO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN (Continuación) Efecto “Buckilng”(flambeo) o Mecánico o Hidráulico Sartas combinadas. Deformación permanente. Diseño de la tubería para fracturamientos y espaciamiento de la sarta. Ejemplos de aplicación



• DISEÑO DE TERMINACIÓN DE POZOS PROFUNDOS DE ALTA PRESION Y TEMPERATURA. Terminación sencilla Terminación dual Ejemplos • DESPLAZAMIENTOS Importancia del desplazamiento para evitar descontroles. Cedula de bombeo o Cálculos y elaboración • MODELADO AVANZADO DE POZOS COMO ESTRATEGIA DE EXPLOTACIÓN Importancia del Modelado Avanzado de Pozos Herramientas de análisis. o Competion Modeling Tool (CMT) o NETool



• TECNOLOGÍAS EN TERMINACIÓN DE POZOS MULTILATERALES Sistemas TAML (Technology Advancement for Multilaterals) Introducción Ventajas y desventajas Consideraciones de diseño. Selección de campos y pozos candidatos. • DISPAROS (CAÑONEO) Tipos de pistolas y características Evaluación de disparos Predicción del comportamiento de disparos en el fondo Efectos de: Densidad de disparos, penetración, fase angular y diámetro del disparo. • EVALUACIÓN DEL CURSO.


DISEÑO DE LA TERMINACIÓN DE POZOS. Planeación de la Terminación. La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después de cementada la última tubería de revestimiento de explotación y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos o taponado si así se desea. El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción optima de hidrocarburos al menor costo. Para que esta se realice debe hacerse un análisis nodal para la determinar que aparejo de producción debe utilizarse para producir el pozo de acuerdo a las características del yacimiento. (tipo de formación, mecanismo de empuje, etc.) En la elección del sistema de terminación deberá considerarse la información recabada, indirecta o directamente, durante la perforación, a partir de: Muestras de canal, núcleos, pruebas de formación, análisis petrofísicos, análisis PVT y los registros geofísicos de explotación.


Análisis de información. Para desarrollar la planeación de la terminación se deberá de contar con la información del pozo a intervenir y de pozos vecinos, esta estará constituida de: Registros geofísicos, muestras de canal, corte de núcleos , gasificaciones, perdidas de circulación, correlaciones, antecedentes de pruebas durante la perforación, pruebas de formación (DST), etc.. Esta información se evaluará con el propósito de determinar cuales son las zonas de interés que contengan hidrocarburos y a través de un análisis nodal diseñar los disparos, diámetros de tubería de producción y diámetros de estranguladores para mejorar la producción del yacimiento.


ACCESORIOS DE LOS APAREJOS DE PRODUCCIÓN. Los accesorios para los aparejos de producción varían de acuerdo al tipo de terminación que se haya elegido, sin embargo podemos mencionar los mas importantes en general cuanto se refiere a las terminaciones sencillas, entre estos accesorios podemos mencionar:

Equipos de control subsuperficial. Las válvulas de seguridad con los cuales se obstruye la tubería de producción en algún punto abajo del cabezal cuando los controles superficiales han sido dañados o requieren ser completamente removidos. Reguladores y estranguladores de fondo los cuales reducen la presión fluyente en la cabeza del pozo y previenen el congelamiento de las líneas y controles superficiales.

Sistemas de seguridad. Los sistemas de seguridad superficiales son la primera línea de protección contra cualquier catástrofe en accesorios superficiales. Estos sistemas generalmente consisten en válvulas cerradas mantenidas abiertas por medio de gas a baja presión que actúan en un pistón. Si la presión de gas es purgada, la acción de un resorte interno cierra la válvula contra la línea de presión


EMPACADORES DE PRODUCCION. Estos son clasificados generalmente como tipo permanente o recuperable. Algunas innovaciones incluyen niples de asiento o receptáculos de estos .Los empacadores deben ser corridos cuando su utilidad futura sea visualizadas para que no resulte en gastos innecesarios que deriven en costosas remociones. Los empacadores sirven para varios propósitos entre los cuales podemos mencionar la protección de tubería de revestimiento de las presiones, tanto del pozo como de las operaciones de estimulación, y sobre todos de fluidos corrosivos; el aislamiento de fugas en la tubería de revestimiento, el aislamiento de disparos cementados a presión forzada, o intervalos de producción múltiple, cancelación de los cabeceos o el suaveo de los fluidos, auxilio de instalaciones artificiales, en conjunto de válvulas de seguridad, o para mantener fluidos de “ matar” o fluidos de tratamiento en el espacio anular. El empacador puede ser descrito como un dispositivo el cual bloquea el paso de los fluidos al espacio anular o del espacio anular a la tubería de producción. La mayoría de las aplicaciones de los empacadores de anclaje mecánico son simples y sencillas que no requieren mas que la de proporcionar el peso de la tubería de producción suficiente sobre el empacador para garantizar el sello. Existen otras aplicaciones donde se deben tomar consideraciones de extrema precaución para el anclaje del mismo, sobre todo en el tipo de aplicación peso para que no falle en la utilización especifica en el pozo.


Selección: Para hacer una buena selección se beberá tomar los siguientes parámetros: ¾ Diámetro de la tubería de revestimiento o agujero descubierto en caso del tipo ínflale. ¾ Grado y peso de la tubería de revestimiento. ¾ Temperatura a la que estará sometido. ¾ Presión de trabajo. (Diferencial) ¾ Tensión y Compresión ¾ Diseño de operación. Consideraciones generales en la selección de los empacadores. La selección involucra el análisis anticipado de los objetivos de las operaciones del pozo, como son la terminación, la estimulación, y los trabajos futuros de reparación. Se deberá considerar los costos de este accesorio, así como los mecanismo de sello y empacamiento mecánico, la resistencia a los fluidos y presiones, su capacidad de recuperabilidad o no, sus características para las operaciones de pesca o molienda, si hay posibilidad d efectuar operaciones “trough-tubing” o con cable a través de el. También se debe considerar los cambios de temperatura y la presión.


TIPOS DE EMPACADORES. A continuación se describen algunos de los tipos de empacadores mas comunes que existen en el mercado actual.

Empacadores recuperables: Existen diferentes tipos de empacadores de esta categoría, los que se anclan con peso, hasta los anclados por tensión o anclaje mecánico o hidráulico, dependiendo de las operaciones que se realicen en los intervalos de producción. La función que cumplen viene siendo la misma que la de todos los empacadores y sus principios de operación varían muy poco, estos empacadores pueden ser recuperables y reutilizados otra vez aplicándoles un mantenimiento mínimo en cada ocasión.

Empacadores Permanentes: Como su nombre lo dice, estos accesorios se colocan en los pozos para quedar en forma permanente, también tienen accesorios adicionales que permiten utilizarlos como tapones puente temporal, para cementaciones forzadas, o para realizar fracturas arriba del empaque. Este tipo de empacadores permite realizar operaciones donde tienen presiones altas, y en algunas ocasiones dependiendo del tipo de terminación o mantenimiento que se tenga en un pozo, pueden ser utilizados como retenedores de cemento para realizar operaciones de cementación forzada en un intervalo de abandono definitivo, para posteriormente probar un intervalo de interés.


Empacadores de ancla: Consiste simplemente de un elemento de empaque el cual puede ser comprimido y de esta manera forzarlo a expandirse hasta la tubería de revestimiento, por la aplicación de peso sobre el elemento de sello con la tubería de producción.

Empacador de agarre de pared o de anclaje por peso: Este tipo consiste generalmente de un elemento sello, un juego de cuñas, y cono, dispositivo de fricción y un mecanismo “J”. Este empacador es accionado por rotación de la tubería de producción para soltar el mecanismo “J” o por movimiento tanto en el sentido ascendente como descendente y resiste limitadas presiones diferenciales.

Empacadores con paso de desviado: Este tipo consiste de un elemento de empaque alrededor de un aparejo de tubería de producción en adicción a algunos dispositivos de paso de fluidos a través del elemento de empaque. Estos empacadores son utilizados en cámaras de acumulación en instalaciones de bombeo neumático o para aislar fugas de tubería de revestimiento.


Empacadores de Cabeza de control: Este empacador esta provisto con un dispositivo de igualación arriba del mismo, sin que sea necesario levantar la columna de fluido arriba del empacador y sin desempacar el elemento de sello del mismo.

Empacadores Hidráulicos: Estos empacadores pueden ser permanentes o recuperables con cuñas o sin cuñas, generalmente se accionan por presión hidrostática en la tubería de producción, aplicada a través de ella en la superficie.

Empacadores Múltiples: Los empacadores múltiples pueden ser de cualquiera de los tipos antes mencionados. Estos están simplemente construidos para alojar dos o mas aparejos de tubería de producción a través de ellos y pueden ser colocados por diferentes dispositivos, generalmente son colocados hidráulicamente, pero también existen algunos tipos que se colocan con la o las tuberías de producción.


CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL. Cada uno de los sistemas artificiales de producción tienen su sistema de conexiones superficiales, inclusive pueden cambiar dependiendo del sistema artificial que se trate, en el caso del sistema de bombeo mecánico cambia hasta por el tipo y marca de cada uno de ellos.

Conexiones superficiales para sistema de bombeo neumático. En la figura 1 y 2 se muestran las conexiones superficiales típicas que se utilizan en los aparejos de bombeo con tubería flexible. (árbol de válvulas).

Conexiones superficiales para el sistema de Bombeo mecánico. Respecto a este tipo de sistema artificial de producción varia en cuanto al tipo y marca que se diseñara por ejemplo en el caso de las bimbas convencionales . en la figura se muestra algunos de sus accesorios


Conexiones superficiales para sistema de bombeo electrocentrifugó. Este sistema normalmente hace uso de equipos auxiliares que consta de un sistema de generación de 500 kw, un sistema de cuarto de control el cual contiene una unidad de computo, unidad de choque, impresora, transformador, variador de velocidad, además se tiene un filtro de armónicas que sirve para evitar oscilaciones en cuanto a la energía.

Conexiones superficiales para sistema de bombeo hidráulico. El sistema de bombeo hidráulico, el crudo o agua, se toma del tanque de almacenamiento y se alimenta a la bomba triple múltiple. El fluido de potencia ahora con la presión aumentada por la bomba triple, esta controlada por las válvulas en la estación de control y distribuida en uno o mas pozos. El fluido de potencia pasa a través de las válvulas del cabezal del pozo y es dirigido de la bomba al fondo del pozo.


FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN. Fluido de Control. Es el fluido circulatorio que se utiliza en un equipo de Perforación o Terminación de Pozos, formados por una mezcla de aditivos químicos que proporciona propiedades Fisico-Quimicas idóneas a las condiciones operativas y a las características de la formación a perforar.

Fluido de Perforación. Es un fluido que fundamentalmente es líquido, y se denomina lodo de perforación. Se trata de una suspensión de sólidos, líquidos o gases en unos líquidos. El liquido en el cual todos los aditivos químicos están suspendidos se conoce como fase continua del liquido de control o lodo y las partículas sólidas o líquidos suspendidos dentro de otro (glóbulos) constituyen la fase discontinua; cuando se conoce la constitución de la fase, se obtienen el tipo de sistema de fluido.

Fluidos de Terminación. La producción y la vida de los pozos petroleros pueden mejorarse mediante la aplicación de fluidos y técnicas de terminación y/o reparación apropiadas, de a cuerdo a las características de las formaciones. Los fluidos de terminación y/o reparación se diseñan para controlar la presión , facilitar las operaciones de molienda / limpieza y proteger la formación productora, mientras se hacen los trabajos correspondientes. Actualmente, la industria considera a las salmueras como los fluidos de terminación y/o reparación ,mas ventajosos libres de sólidos, porque protegen la formación productora y proveen un amplio rango de densidades para controlar las presiones de formación sin usar arcillas densificantes como la barita.


MODELOS REOLOGICOS DE FLUIDOS NO-NEWTONIANOS. Viscosidad. La viscosidad de un fluido , tal como es definida por la ley de la viscosidad de Newton, puede considerarse como una medida de la resistencia que opone un fluido a la deformación ( es decir, a fluir) cuando se le sujeta a un cierto estado de deformación.

Tipos de fluidos. Los fluidos que obedecen la ley de viscosidad de Newton (τxy = -µ dvx/ dy) , es decir, aquellos en que se mantiene una proporcionalidad constante entre el esfuerzo cortante y la velocidad de corte, se llaman fluidos Newtonianos. Aquellos que no siguen este comportamiento se llaman NO-NEWTONIANOS. Todos los gases y la mayor parte de los líquidos son fluidos newtonianos; ejemplos de fluidos no-newtonianos: Soluciones de polímetros, polímetros fundidos, emulsiones, espumas, suspensiones, etc.


Fluido NO-NEWTONIANO. Son aquellos cuyo comportamiento depende solo de la magnitud del esfuerzo cortante aplicado, mas no de la duración de dicho esfuerzo. Una clasificación de estos fluidos puede hacerse con base en una grafica de esfuerzos cortantes Vs. Velocidad de corte. El tema del flujo no-newtoniano constituye actualmente una parte de otra ciencia mas amplia que es la reología, es decir “ la ciencia del flujo y la deformación “ que estudia las propiedades mecánicas de los gases, líquidos, plásticos, substancias asfálticas y materiales cristalinos. Se ha propuesto numerosas ecuaciones empíricas o modelos para expresar la relación que existe, en estado estacionario , entre τxy y dvx/ dy., (mencionaremos solo algunos modelos)

Fluidos Plásticos de Bingham. Son aquellos fluidos que exhiben un punto de cedencia definido (τo) de forma tal que cualquier esfuerzo aplicado por debajo de este valor no produce ningún flujo; mientras que esfuerzos por arriba de este valor hacen que el fluido se comporte como un fluido Newtoniano. Este tipo de fluidos fueron descubiertos por Bingham en 1919.


Fluidos Pseudoplasticos. Son los fluidos mas comunes de los no-Newtonianos. Muestran un decremento en la viscosidad aparente al aumentar la velocidad de corte, por esta razón se dice que se adelgazan, al aumentar la velocidad de corte. 1.- Modelo de la Ley de Potencias o de Ostwald-de Waele. Este modelo incluye dos parámetros reologicos. K= índice de consistencia ( cp-segn-1) ‘n= índice de comportamiento ( adim.) n<1 pseudoplastico, n=1 newtoniano, n>1 Dilatante. El modelo de la Ley de Potencias ajusta datos experimentales para muchos fluidos psudoplasticos en niveles intermedios de velocidad de corte, siendo adecuado para uno o dos ciclos de escala doble logarítmica.


Modelo de Eryring. Basándose en la teoría Cinética para la viscosidad de los líquidos de Eyring, la siguiente ecuación de dos parámetros fue derivada:

Esta ecuación predice comportamiento Newtoniano con para valores muy pequeños de velocidad de corte (tendiendo a cero) y comportamiento pseudoplastico para valores finitos de velocidad de corte. Esta ecuación es adecuada solo para rangos estrechos de velocidad de corte. Fluidos Reopecticos. Son aquellos fluidos que presentan un incremento en su viscosidad aparente con el tiempo de deformación, aun cuando la velocidad de corte se mantenga constante.


Fluidos no-Newtonianos Viscoelasticos. Estos fluidos presentan simultáneamente respuestas de un sólido elástico y de un fluido viscoso a un esfuerzo aplicado.


Regímenes de flujo laminar y turbulento

Flujo Laminar. Un flujo laminar se define como aquel en que el fluido se mueve en capas o láminas, deslizándose suavemente unas sobre otras y existiendo sólo intercambio de molecular entre ellas.

Flujo Turbulento Cualquier tendencia hacia la inestabilidad o turbulencia se amortigua por la acción de las fuerzas cortantes viscosas que se oponen al movimiento relativo de capas de fluido adyacentes entre sí. Por otro lado, en un flujo turbulento, el movimiento de las partículas es muy errático y se tiene un intercambio transversal de cantidad de movimiento muy intenso. El régimen laminar se caracteriza por un movimiento ordenado de las partículas de fluido, existiendo unas líneas de corriente y trayectorias bien definidas. En el régimen turbulento las partículas presentan un movimiento caótico sin que existan unas líneas de corriente ni trayectorias definidas.


NÚMERO DE REYNOLDS El Número de Reynolds permite caracterizar la naturaleza del flujo, es decir, si se trata de un flujo laminar o de un flujo turbulento, además, indica la importancia relativa de la tendencia del flujo hacia un régimen turbulento respecto de uno laminar y la posición relativa de este estado dentro de una longitud determinada. Como ya se dijo antes, en el flujo de fluidos a través de una tubería se pueden presentar diferentes tipos de flujo: uniforme, permanente, variado, etc. y diferentes regímenes: laminar, turbulento, de transición. El régimen de flujo está definido por el número de Reynolds (número adimensional)


Según el número de Reynolds, los flujos se definen:

A) Re < 2000 B) Re 2000 - 4000 C) Re > 4000

Flujo laminar Flujo de transición Flujo turbulento


PRODUCTIVIDAD DEL POZO

Los componentes del sistema de producción de un pozo pueden ser agrupados dentro del Índice de Productividad. El papel que juega el diseño de producción del pozo está encaminado a maximizar su productividad de una manera efectiva en la relación de los costos. El entendimiento y medición de las variables que controlan el Índice de Productividad (Diagnostico de Pozo) llega a ser imperativo.


Como es conocido el Índice de Productividad de un Pozo está representado por la ecuación:

Por lo tanto, en la ecuación del Índice de Productividad se describen las variables que controlan y afectan el comportamiento de un pozo y mediante su manipulación a través del diseño optimizado, puede realizarse diversos escenarios de producción del pozo.


Vogel:

Analisis


DISEÑO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN Los aparejos de producción es el medio por el cual se transporta los fluidos del yacimiento a la superficie y pueden clasificarse dependiendo de las condiciones del yacimiento como: fluyente, de bombeo neumático, bombeo mecánico, bombeo electro-centrífugo y bombeo hidráulico entre otros. Seleccionar, diseñar e instalar un aparejo de producción es una parte crítica en cualquier programa de operación durante la intervención de un pozo ya sea en una terminación y/o reparación.

Propiedades de las Tuberías y de las Juntas Esfuerzo de torsión en las juntas. Es una función de variables como: Esfuerzo del acero. Tamaño de conexión. Forma de la rosca. Carga. Coeficiente de fricción.


Clases de tuberías de producción Existen varias clases, estas son: a. Clase Nueva: Se presenta en sus datos de tensión, torsión y presión de colapso e interna. b. Clase Premium: Está basada en una tubería que tiene un uso uniforme y un mínimo de espesor de pared del 80%. c. Clase 2: Esta tubería que tiene un mínimo de espesor de pared del 80%. d. Clase 3: Esta clase de tubería tiene un mínimo de espesor de pared del 55% con todo el uso de un solo lado. Se recomienda que los datos como el grado, peso nominal y rosca de la tubería sean grabadas en la base del piñón.


Consideraciones de diseño Factor de flotación. Es un factor muy importante que se debe de tomar en cuenta en los diseños de sartas o aparejos, ya que nos reduce el peso total de la tubería y se puede determinar con la siguiente formula:


Agentes de Corrosión.

La corrosión puede ser definida como la alteración y degradación del material por su medio ambiente y los principales agentes que afectan a las tuberías son gases disueltos (el oxigeno, dióxido de carbono e hidrógeno sulfuroso), sales disueltas (cloros, carbonatos y sulfatos) y ácidos. La mayoría de los procesos de corrosión envuelven reacciones electro-químicas, el incremento de la conductividad puede dar como resultado altas velocidades de corrosión y los principales factores son: • El pH. • La temperatura. • La velocidad de flujo. • Heterogeneidad, • Altos esfuerzos.

Presión del yacimiento.

Es la presión con la cual aporta la formación productora los hidrocarburos a través del sistema de producción, y es necesario conocer para identificar el tipo de aparejo de producción a utilizar. Este parámetro puede obtenerse de las curvas de análisis de variación de presión: • Índice de producción. • Diámetro de la tubería de producción. •Presión de trabajo.


Procedimiento para calcular el peso del aparejo de producción dentro del pozo: 1. Obtención del factor de flotación,

:

2. Determinación del peso del aparejo de producción dentro de pozo, el cual puede calcularse mediante la siguiente ecuación:

donde:


Procedimiento de diseño del aparejo de producción: En este apartado solo se mencionará las consideraciones más importantes que se toman en cuenta para el diseño de un aparejo de producción, dentro de estas se consideran las siguientes:


El procedimiento incluye: Diseño por tensión.

Por efecto de colapso.

donde:

tal que:


MOVIMIENTO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN

Durante las operaciones de: cementación forzada, inyección. Estimulación, fracturamiento, producción y cierre de pozos; producen dichos eventos cambios de presión y temperatura, los cuales tienen un efecto sobre el aparejo de producción. Cuando se tiene un aparejo de producción anclado al empacador, que no permite el movimiento, los cambios de presión y temperatura producen esfuerzos en el aparejo de producción (tubing ó TP) como el empacador, los cuales pueden provocar daños permanentes. El cálculo de las elongaciones y contracciones de la tubería de producción (TP), permitirá definir la longitud de sellos necesaria o en su caso, determinar los esfuerzos en la TP y el empacador.



Efecto por TEMPERATURA, Los cambios térmicos pueden producir mayores efectos que los producidos por los cambios de presión. El acero es un excelente conductor térmico y la tierra es un pobre conductor térmico. La ecuación que resuelve la elongación y la contracción es determinada a partir de:

donde:

Si:


Normalmente para tuberías de acero es:

Por lo tanto:

Si consideramos un perfil de temperatura:


Es posible considerar un comportamiento lineal de gradiente de temperatura. Entonces: y

Pero; tal que:


Esto implica, sustituyendo:









Efecto por PISTÓN, Al existir diferencias de presiones entre la TP y el E.A., se forma un efecto de pistón si la presión en la TP es mayor que la del E.A. o viceversa Por lo que, se deduce: • Una fuerza generada externamente, es decir; el efecto ocurre y puede ó no afectar a la TP. • El efecto PISTÓN depende de las condiciones mecánicas del pozo. Por lo tanto, el efecto PISTÓN es una fuerza externa aplicada. Entonces, analizaremos:



Por lo tanto, el efecto de flotación está incluido con respecto al efecto de PISTÓN. Entonces, para determinar la fuerza por efecto PISTÓN será:

Los cambios dados por eventos intermedios por efecto PISTÓN no interesan, solamente se tomarán en cuenta el estado inicial y final de los eventos. Entonces, la condición inicial es con respecto a la terminación del pozo. Tal que;


Tomando en cuenta la Ley de Hooke, tenemos;


¿DETERMINAR EL EFECTO PISTON?


SOLUCION:




¿DETERMINAR EL EFECTO PISTON?


SOLUCION:



Finalmente


Efecto por BALLONING (Aglobamiento), Es el efecto de expansión por presión interna, cuando ésta es mayor ó menor que la del E.A. El efecto de Balloning produce una elongación y/o contracción en el aparejo de producción. Analizando:



Si consideramos: • Caso 1: Si el aparejo de producción (TP) esta libre.

se reduce a:


consideramos la siguiente relación:

(2)

Sustituyendo (2) en (1); se tiene:

(3) Tomando en cuenta la condición inicial y final, se tendrá:

∴ integrando en forma definida la ecuación anterior dentro de los límites: 0≦ℤ≦L ; obteniéndose:


donde:

Entonces, por efecto de BALLONIG; tenemos:

• Caso 2: La TP esta sujeta @ cabezal+empacador.

se obtiene:


Donde:

Tomando

en

cuenta

inicial y final; tenemos:

Obtenemos:

Tal que;

las

condiciones


Ejemplo 4.

¿Determinar el efecto BALLONING?



Esto implica que el diagrama de esfuerzos axiales por tensión y compresión es:




Finalmente, representado las cargas axiales existentes en un diagrama de Tensión-Compresión; se muestra a continuación:


Efecto de BUCKLING (Pandeo), •Buckling Mecánico •Buckling Hidráulico Dicho efecto de BUCKLING es producido en un aparejo de producción por una fuerza aplicada (mecánica ó hidráulica), donde el tubo tiende a hacer una espiral, por estar confinado dentro de otro tubular (casing). Aun cuando es una deformación horizontal en diferentes puntos de la tubería, al final resulta en una contracción en el aparejo. Este efecto está muy relacionado con los diámetros que se tengan de TP y T.R. Se tiene:


Y por efecto de pandeo mecánico ó Buckling MECÁNICO:


Ejemplo 5. L= 10,000 pies

¿Determinar el efecto Buckling MECÁNICO?


Solución: Utilizando:

∴se presenta un pandeo de tipo mecánico, debido al cargar 10,000 lbs sobre el empacador (realmente dicha carga-no se presenta). Entonces, calculando

por el efecto de Buckling MECÁNICO; será:


tal que;

tal que;

Entonces:


Como se observa la ecuación anterior es un trinomio de segundo grado, por lo que; F se obtiene aplicando la ecuación general:

tal que;

entonces:


Estimar la longitud que va estar sujeta al pandeo, será:

donde:

tal que;


Ejemplo 6. Con los datos determinados en el ejemplo 5, tenemos:

¿Determinar el punto neutro por efecto de pandeo, d?


Solución: Utilizando:

∴la profundidad donde se localiza dicho efecto, es:


Construyendo el diagrama de Cargas Axiales (Tensión-Compresión):


Si:

entonces, con respecto al ejemplo 6; se tiene:

Ahora:

Por lo que, resumiendo: (T–C)


tal que, la intercepción está dada por:

Finalmente:


• Buckling HIDRÁULICO (pandeo hidráulico) Se da por la caída de presión interna y externa, ejercida sobre las paredes del tubo, nos va ha generar que se tenga una fuerza y ello existirá cuando:

Por lo tanto:


donde:

tal que;

Evento: Cementación Forzada


Al realizar dicha operación se tendrá un enfriamiento sobre la sarta ó aparejo de producción (producción). Si: Procedimiento de cálculo propuesto: 1.1 Efecto de Temperatura. 2.1 Efecto de Balloning. 3.1 Efecto de Pistón. 4.1 Efecto de Buckling: 4.1 Buckling MÉCANICO 4.2 Buckling HIDRÁULICO

¿Determinar la longitud de sellos?


Solución: • Efecto de TEMPERATURA,

donde:


donde:

tal que;


entonces:






Concluyendo, para ello se requiere un mínimo de 20 pies de longitud de sellos. Resumiendo:



Por lo que, la resistencia del aparejo de producción; será determinada a partir de:

Ejemplo 8. Aplicando

sobre el empacador de 20,000 lbsf.

• Efecto Buckling (MECÁNICO+HIDRÁULICO).


Solución: Aplicando la Ley de Hooke, se tiene:

entonces, el efecto de Buckling, debido a la fuerza aplicada sobre el empacador; será:



Ejemplo 8. Aplicando localizador del empacador:

de 20,000 lbsf, anclando la unidad de sellos al tope

Solución: Considerando una fuerza hidráulica,

tal que;

entonces, la fuerza que interviene es: Fuerza ficticia,


donde:

Por lo que, podremos obtener un gráfico del siguiente tipo:


Por lo que;

donde:

tal que;


Entonces:

Ahora, determinando la fuerza efectiva por Buckling total,


Para resolver dicha ecuación anterior, utilizaremos la ecuación general por ser un trinomio cuadrado perfecto; por lo que:

tal que;


Finalmente, construyendo el diagrama de Carga Axial (T–C);

tal que;


Nota: La componente de BUCKLING es una ecuación no-lineal.


, determinando el punto neutro @pandeo, Pn ;


la profundidad donde se localiza dicho efecto, es:

Deformación PERMANENTE de la TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

Esfuerzo externo,


Esfuerzo interno,

donde:

Nomenclatura


o

Tomar


Ejemplo 9:

Solución:


Donde:

entonces;


ahora, si:

Por lo que, obteniendo

; tenemos:



EJEMPLOS ADICIONALES


TABLA Ejemplos Adicionales de Movimientos de Aparejos de Producción en un Empacador.

Nota: Los diámetros internos consideraros para la TP y T.R. son: 2.441 pg y 6.094 pg respectivamente.


Ejemplo. Considerando: a.¿Cuál será el efecto pistón, independientemente de lo que ocurra? b. ¿Cuál será el efecto ballooning, independientemente de lo que ocurra? c. ¿Cuál será el efecto temperatura, independientemente de lo que ocurra? d. ¿Carga al gancho en superficie, después de todos los efectos? e. ¿Posición final del tope localizador respecto al empacador? f. ¿Peso final en el empacador después de todos los efectos? Puntos extras: • ¿Considera normal el incremento en la presión en el espacio anular, durante la etapa de producción del pozo?.¿Se debe a una fuga del empacador? • ¿Es recomendable dejar este fluido empacado en el pozo? • ¿Es suficiente la longitud de extensión pulida en el pozo?


Solución:



Gráficamente; será:

Entonces, el efecto por PISTÓN, será:


b. Efecto por BALLOONING, donde:

Obteniéndose

tenemos:


Por lo que;

Gráficamente; será:


∴ el efecto por BALLOONING, tenemos:

c. Efecto por TEMPERATURA,

donde:


y FWHT = 210° F Gráficamente, se muestra a continuación:


Determinando las temperaturas promedios para las condiciones iniciales y finales, será:


d. Carga al gancho después de todos los efectos (pistón+ballooning+temperatura).


entonces:


Despejando

F de la ecuación anterior se tiene:

e. La posición final del tope localizador respecto al empacador, es:


f. Con respecto al peso final en el empacador, después de todos estos efectos; será:

Puntos extras.

Por lo tanto, el incremento de la presión en el espacio anular durante la etapa de producción sería normal, siempre que no exista fuga en el empacador. No es recomendable utilizar el fluido empacador tipo IVERMUL, porque se degrada y los sólidos contenidos se presipitan y estos se depositan en el fondo del pozo y ello se debe al incremento de la TEMPERATURA; por lo tanto se recomienda usar como fluido empacante: SALMUERA. Es excesiva la longitud de extensión pulida : 25. Pies >>> 10.38 . pies


GUÍA PARA TERMINACIONES DE ALTA PRESIÓN / ALTA TEMPERATURA Las Terminaciones para Alta Presión/ Alta Temperatura, son de un alto riesgo y costo, con niveles que se exponen en alrededor de 45 millones de dólares por pozo. El éxito para estas condiciones, requiere la consideración especial en el equipo, diseño del pozo y ejecución del proyecto. La Cía. Backer, por tanto ofrece una Guía de servicio para pozos de aceite y gas en ambientes de Alta Presión y Alta temperatura, que permitirán llevar al éxito de estas Terminaciones. Es necesario realizar las siguientes preguntas: ¾¿A que se le considera un pozo de Alta Presión / Temperatura? A los Pozos que combinan Presión: > 10,000 psi. Temperatura: > 300° F Sin embargo con el avance de la tecnología, estamos hablando ahora de : Pozos de Presión: > 20,000 psi. Temperatura: > 450°F


¾¿Cuales son los riesgos de Alta Presión / Temperatura? Por efecto de Temperatura tenemos los siguientes: Movimiento ó levantamiento de la tubería con empacador y altas cargas compresivas muy cerca del Empacador. Esfuerzos de la Tubería originados por ciclos termales. Incrementos de fricción mecánica y por fluido con la profundidad y su desviación con la vertical. Una vida menor del funcionamiento del elastómero y por consiguiente una disminución de la capacidad del material del empacador y de los sellos.

Por efecto de Presión tenemos los siguientes: Secciones representativas mucho más gruesas de la tubería. Materiales de alto rendimiento, para manejar aleaciones que nos proporcionen gran resistencia a la corrosión. La alta producción de fluidos que puedan colapsar a la tubería y corroer el acero del mismo.


Para la mayoría de los proyectos, los parámetros de presión y temperatura, exceden los limites de seguridad en el funcionamiento de los equipos estándar de Terminación. Los primeros pasos al éxito, se definen perfectamente: 1.

Definir en forma exacta un sistema de parámetros y requisitos operacionales para cualquier equipo nuevo.

2. Fijar las especificaciones aprobadas en el diseño en forma oportuna. 3. Asegurarse de supervisar el trabajo y eficiencia del equipo y reportar las anomalías que ocurran durante el mismo. Con el objeto de corregir dichos errores y poder entregar el proyecto en el tiempo estipulado.


“CHECK LIST“PARA EVALUACIÓN DE LOS PROVEEDORES POTENCIALES DE LA TERMINACIÓN PARA ALTA PRESIÓN /ALTA TEMPERATURA” Filosofía en el proceso de diseño del equipo, en tecnología y en el desarrollo de producto. Ofertas actuales del producto. Capacidades del Diseño y del producto. Capacidad demostrada de entregar productos nuevos para satisfacer necesidades específicas del proyecto. Método que tome en cuenta los efectos de la temperatura. Interpretación de los requerimientos que regulan la eficiencia del equipo Diseñado. Sistemas de seguridad, salud y Expediente o Bitácora. Funcionamiento del sistema AP/AT en la ejecución del proyecto. Capacidad demostrada de satisfacer los objetivos de la terminación.


El umbral para las terminaciones de AP / AT se ha movido substancialmente más allá de 10000 psi y 300 ° F, haciendo el equipo disponible inadecuado para las condiciones requeridas, tal y como se muestra en la siguiente figura.

Estos efectos se deben modelar adecuadamente para asegurarse de que el equipo de producción puede manejar condiciones específicas con seguridad.


• MEDIDAS EXTRAORDINARIAS PARA LAS CONDICIONES EXTREMAS ¾ Extensa implicación del operador en el diseño y fabricación del equipo . Se asegura de que los requisitos operacionales estén tratados antes de la fabricación del prototipo. ¾ Comunicación clara y exacta entre todos los miembros del equipo. El operador y el abastecedor de la terminación deben dedicar al personal, incluyendo contactos los puntos necesarios para coordinar el proyecto de la instalación del equipo diseñado. ¾ Plan de control de calidad del proyecto. Las ayudas aseguran que el equipo se construya con las especificaciones y parámetros convenidos. Incluye a menudo la aceptación de la fábrica y la prueba de funcionamiento del prototipo. ¾ Coordinar a planificadores del proyecto para la perforación y terminación, los cuales pueden asegurarse de que la información será compartida y que los pozos estarán bien definidos en el éxito de su producción. ¾ El centro de servicio y el personal dedicados en el campo deben ayudar a planear el procedimiento de la terminación, porque su conocimiento de cómo el equipo fue diseñado, probado, y montado puede prevenir desgracias durante la instalación . ¾ Un funcionamiento completo de los procedimientos de la terminación con todas las ayudas de los técnicos del servicio del equipo en sitio y los miembros auxiliares hacen familiares el uno con el otro y se comunican con mayor eficiencia.


CERCIORARSE DE QUE TODO MARCHA BIEN EN EL POZO

Los proyectos de AP/ AT, no ofrecen ningún seguridad de éxito en el pozo. Los siguientes aspectos son esenciales para el despliegue del equipo sin errores. Planeación y comisión compartidos entre el operador y el contratista . Comprensión clara del equipo y de sus limitaciones . Comprensión clara de obligaciones y de responsabilidades.

El mejor abastecedor de soluciones de la terminación para AP /AT


1.- Experiencia de campo en Terminaciones AP /AT


2.- Las ofertas del producto se diseñaron específicamente sobre los estándares de la industria, condiciones combinadas de 15000 PSI y 400° F, ningunas otras ofertas del producto pueden igualar estos criterios .


(Traducción) ESPECIFICACIONES DEL EQUIPO DE TERMINACIÓN PARA LOS POZOS DE ALTA PRESIÓN/ ALTA TEMPERATURA La Perforación y terminación de los pozos profundos (profundidad total > 10.000 pies) se ha perseguido activamente en las dos décadas pasadas debido a las capacidades de la producción, del aumento asociado a estos pozos más profundos. Las altas temperaturas y presiones inherentes a este ambiente , no obstante se requiere el equipo especial con el soporte necesario para las condiciones severas a las cuales el equipo será sujeto. Las técnicas de la terminación implicadas para estos tipos de pozos, van de las solas terminaciones sin empacadores, hasta el tipo concéntrico dual . Mostrando una descripción general de estas técnicas de la terminación junto con sus ventajas y desventajas. El propósito es presentar una descripción general de las diferentes técnicas de la terminación empleadas en los pozos profundos de AP/ AT. En el fondo del pozo, el equipo de terminación, así como la válvula de seguridad subsuperficial controlada en superficie, son artículos críticos en cualquier terminación. Si una situación catastrófica llegase a ocurrir en la superficie, acto de la voluntad sería, cerrar dicha válvula para detener el flujo de producción, que el empacador debe seguir anclado firmemente en la tubería de revestimiento.


El diseño especial de este tipo de equipo, que soportará pozos de AP/AT , no es el único requisito. Las capacidades se debe también considerar para el trabajo futuro de estos pozos, para reducir al mínimo el riesgo operacional y costo, asociados a estos tipos de operaciones. En la mayoría de los análisis se basan en la experiencia personal del autor desarrollado en el área del norte de Monagas en el Este de Venezuela como consejero de la terminación para Halliburton. • Tipo de terminaciones de los pozos para Alta Presión / Alta Temperatura Como puede verse en la Fig. 1, los pozos puede ser terminados como sencillos o dobles. Las terminaciones triples no han sido adecuadas bajo estas condiciones por su complejidad y limitación de diámetros de la tubería. Las terminaciones sencillas son las que solamente una zona productiva está abierta al flujo en un momento específico. Estas terminaciones pueden ser sin empacador o convencionales. En terminaciones sin empacador, ningún empacador de producción es usado, y la tubería franca se utiliza para la mejor producción, mientras que una línea de matanza es usada en caso de que exista un descontrol de pozo. En terminaciones convencionales, se escogen sencillas o selectivas. Los sencillas producirán solamente una zona durante la vida del pozo, y una operación del reparación se requiere para cambiar el horizonte que produce.


Los selectivos por otra parte, pueden producir varias zonas potenciales, pero el horizonte que produce se puede cambiar sin una operación de reparación. Para los pozos de AP/ AT, usar un empacador recuperable doble con sistema hidráulico, o un empacador permanente del sencillo. En cada técnica antes dicha, hay una gran cantidad de variaciones que pueden conducir a la terminación específica que satisfaga las necesidades del operador.


• COMPARACIÓN ENTRE TERMINACIÓN SENCILLA Y DOBLE La terminación de un pozo como simple o doble, depende de las características del yacimiento y del intervalo productor. Cada pozo no se debe terminar como doble, incluso si tiene dos horizontes diferentes que producirán. Las terminaciones dobles deben ser consideradas cuando las formaciones que producen están hidráulicamente comunicadas y ejercen presión diferente tales como flujo cruzado. En los depósitos altamente productivos en los cuales sus horizontes deben ser mantenidos aislados uno del otro, las terminaciones dobles son una buena opción . En los yacimientos altamente productivos en los cuales sus horizontes deben ser mantenidos aislados uno de otro, las terminaciones dobles son una buena opción. La Cía LAGOVEN en el este de Venezuela en el campo "EL Furrial", realizó un estudio sobre las terminaciones dobles, basadas en forma experimental con 176 pozos.


Presentó ciertos datos interesantes, comparar una terminación sencilla contra una terminación doble y su impacto económico. Como podía ser visto en la siguiente tabla

Aunque el costo de una terminación doble es 0,5 millones de dólares más alto que una sencilla, la vida del aparejo es más alta para un doble por 20 días comparados con una sencilla, su costo por barril es mucho más pequeño para la terminación doble y como consecuencia la producción se eleva a 7500 barriles más. La mayoría de los pozos terminados por las Cías LAGOVEN y CORPOVEN en esta área de Venezuela resultaron ser dobles. Cada compañía tiene su propio tipo específico de equipo para una terminación doble, siguiendo la filosofía ya mencionada.


COMPARACIÓN ENTRE TERMINACIONES SENCILLAS SIN EMPACADOR CONVENCIONALES SENCILLAS Como en los primeros días de producción, las Cías mencionadas comenzaron a tener problemas con la terminación convencional sencilla en el Empacador, por las condiciones del yacimiento, decidieron a utilizar la terminación sin Empacador. El hecho que más pronto ocurriera comunicación entre la Tubería de producción y el Espacio Anular, indujo a las compañías para tomar esta decisión, evitando también el costo adicional de el equipo de terminación. No diseñaron adecuadamente los empacadores de producción usados durante los primeros días al no soportar las condiciones severas, siendo la razón de su falla. Hasta ahora, las compañías de fabricación del equipo de la terminación para estas clases de ambientes hostiles, han tenido productos del alta tecnología disponibles para el mercado.


Algunas de las ventajas que las terminaciones sin empacador tienen, sobre las convencionales son: 1. Reduce el costo del equipo de la terminación. 2. Reduce el tiempo para la terminación. 3. Fácil realizar el trabajo y en las operaciones. Por otra parte, estas terminaciones presentan las siguientes desventajas: 1. Ningún dispositivo de seguridad se puede utilizar en la vida de producción. 2. Los líquidos producidos están en contacto con la tubería, siendo más vulnerables a los problemas de la corrosión. 3. Es extremadamente sensible a la producción del agua 4. Alta presión en el Espacio Anular 5. Tiene altos riesgos ecológicos 6. Difícil acceso para lograr matar el pozo en caso de una emergencia 7. Debido a la seguridad y a las regulaciones ambientales, no puedan ser utilizados costa afuera


A simple vista, las desventajas eliminan las ventajas de las terminaciones sin empacador. Una dedición muy importante es la de seguridad. Siendo una opinión personal que esta terminación debe ser considerada solamente en los pozos de baja presión , en los cuales no hay un peligro potencial que pueda ocurrir un reventón o descontrol.

• COMPARACIÓN ENTRE EL EMPACADOR DOBLE RECUPERABLE CON SISTEMA HIDRÁULICO Y LAS TERMINACIONES DOBLES DE FLUJO CONCÉNTRICO Cuando las primeras terminaciones dobles comenzaron a usarse en pozos de Alta Presión / Alta Temperatura, utilizaron empacadores dobles recuperables con sistema hidráulico convencional para terminar estos pozos, y los primeros problemas comenzaron a presentarse. Debido a la diferencial de alta presión, estos emp


DESPLAZAMIENTOS El desplazamiento es un punto importante, ya que el éxito de este dependerán los tiempos y costos por lavado y filtración de los fluidos limpios. Objetivo del desplazamiento. El objetivo del desplazamiento del fluido de control por agua dulce y/o éste por fluidos limpios es con la finalidad de efectuar la remoción del fluido, enjarre adherido a las paredes de las tuberías, así como la eliminación de los sólidos en suspensión presentes en el interior del pozo, sean éstos barita, recortes o cualquier contaminante o sedimento que hubiera que remover. De igual manera al llevarse a cabo este desplazamiento de fluido de control, es necesario mantener la integridad y naturaleza del mismo, y que este sea desalojado lo más completo y homogéneo que sea posible y así reducir los tiempos por filtración y los costos operativos por un mayor tiempo de circulación al ser desalojado el fluido a la superficie. Para lo anterior deben utilizarse fluidos con características físico-químicas tales que permitan la desintegración de los contaminantes y asegurar su total dispersión y posterior acarreo hacia la superficie del pozo. Es muy importante determinar el tipo de enjarre y/o los contaminantes que se van a remover, para diseñar los fluidos con propiedades adecuadas para efectuar el programa de desplazamiento del fluido de control.


Factores que intervienen en un desplazamiento. Existen varios factores que pueden afectar el programa de desplazamiento y deben ser considerados previamente: a. Consideraciones de temperatura y presión del pozo. La temperatura afecta las condiciones y propiedades del fluido de control dentro del pozo., aunque éste será desplazado es necesario considerar la forma como pudiera afectar este factor a los fluidos diseñados para circularse dentro del pozo. La presión puede incidir drásticamente en el equilibrio de presiones, que debe mantenerse en un desplazamiento de fluidos. b. Diseño de las tuberías. Las tuberías tanto de producción y de revestimiento ya fijas en el interior del pozo y/o los accesorios del aparejo de producción influyen en el gasto o volumen por bombearse al pozo y afectan los regímenes de flujo. Dependiendo de las tuberías o accesorios que lleven éstas será diseñado el programa para desplazar el fluido, ya que en aparejos de producción anclados, se circula a través de los orificios de la camisa y esto influirá mas que si tuviéramos una tubería franca, por lo que es necesario conocer previamente las tuberías a través de las cuales se llevará a cabo el lavado del pozo, y diseñar el programa adecuado del mismo.


c. Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseñadas en superficie. Si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de superficie, su eficiencia será severamente reducida y puede ocasionar problemas para tener una limpieza totalmente efectiva. d. El tipo de fluido de control que se tenga en el pozo. Este es el factor primordial, ya que dependiendo de las condiciones de éste, será la eficiencia del desplazamiento. Se debe tomar en cuenta su densidad y viscosidad, considerando que mientras éstas propiedades sean mayores existirá un incremento de presión al ser desalojado y también una probable disminución en el gasto programado. e. La efectividad del programa de desplazamiento. No debe sobrepasar las condiciones de que disponga en superficie. Es necesario primero verificar que se tengan todos los materiales y equipos programados ,


Formas de desplazamientos. Existen dos formas para efectuar el desplazamiento del fluido de control, ya sea por agua dulce, salmueras libre de sólidos o la combinación de ambos: • Circulación Inversa • Circulación Directa La selección del procedimiento más adecuado depende de las condiciones operativas que se tengan en el pozo en cuestión, así como las condiciones de calidad de las tuberías de producción y/o revestimiento que se tengan, de los resultados obtenidos de los registros de cementación en las zonas o intervalos de interés, y el fluido que se tenga en el interior del pozo. Circulación inversa Si la información de los registros de cementación y la calidad de las tuberías de revestimiento indican que soportará una diferencia de presión calculado, ésta circulación es factible de ser utilizada.


Este procedimiento permite un maduro espaciamiento entre el agua dulce y los fluidos por desalojarse, así como será mayor el volumen de agua en los espacios anulares y menor el fluido que va quedando en las tuberías de producción, así mismo pueden utilizarse regímenes de bombeo mas elevados con flujos turbulentos. Estos regímenes de bombeo son los más adecuados para este tipo de operaciones de limpieza de pozos al ser desplazados el fluido de control; lo cual permitirá desplazamientos más efectivos y libres de contaminantes. Así mismo tendremos menores tiempos operativos y una menor adición de aditivos ya sean espaciadores y lavadores químicos, lo cual nos dará como resultado una considerable reducción en los costos del lavado y filtración.

Circulación directa Si los registros de cementación muestran zonas no muy aceptables para ser sometidas a una diferencial de presión calculada del fluido de control a desplazarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse este método de circulación directa, en el cual no se obtiene un desplazamiento muy efectivo debido a que los volúmenes de agua dulce a manejar son menores al circularse de las tuberías de producción a los espacios anulares.


Los regímenes de bombeo serán menores al incrementarse el valor de las pérdidas de presión por fricción, y por consiguiente el empuje del agua sobre el fluido de control en áreas más grandes creará deficiencias para un desplazamiento efectivo y en algunos casos no se dará el régimen turbulento necesario para garantizar que el pozo esté totalmente limpio de contaminantes. Así mismo serán necesarias mayores cantidades de espaciadores y limpiadores químicos, aunado al mayor tiempo de circulación y por consiguiente un costo más elevado por filtración y por tiempos operativos. Es necesario efectuar los cálculos pertinentes para que en ambos casos la presión de bombeo que se programe, no rebase los límites permisibles de resistencia al colapso o ruptura de la s tuberías, así como tener en cuenta los parámetros de fractura de los intervalos de interés.













Por lo tanto, el procedimiento: 1er Cerrar la camisa. 2do Desfogar la presión del anular hasta igualar con 0 psi. 3ro Se afora el pozo. Entonces, la cédula de bombeo es:


Criterio para Anclar el EMPACADOR. 1. Anclar dentro del pozo. 2. Por arriba de los disparos. 3. No anclar en los coples del revestimiento. 4. Ajustar con el registro RG y CCL. 5. Verificar una buena adherencia entre la T,R, y el cemento, a través del registro CBL. 6. En base al desplazamiento.


Solución: Determinando la capacidad de la tubería de producción, a partir de:

ahora, procedemos a obtener las capacidades anulares entre los revestimientos de con el aparejo de producción de tal que:


Finalmente calculamos la capacidad de la T.R. De 7”

tenemos:

Entonces, obtenemos los volúmenes correspondientes a cada sección involucrada:


Para ello, se debe realizar lo siguiente: 1. Circular de aparejo de producción largo a corto (limpiar). 2. Bajar el empacador 50 pies , arriba de la B.L. (correspondiente a la sarta de producción corta). 3. Que los volúmenes (a desplazar) sean pequeños para no matar el pozo.

Procedimiento de DESPLAZAMIENTO: 1. Desplazar de sarta larga a sarta corta. 2. Posteriormente, desplazar de sarta corta a E.A.

Terminacion de Pozos

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