Reacondicionamiento y Rehabilitacion

TEXTO DE CONSULTA

REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOS Los trabajos de Reacondicionamiento y Rehabilitación de Pozos se realizan para resolver “problemas” en los pozos

Ing. Celestino Arenas Martinez MBA

CAPITULO III

REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

REHABILITACION Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

CONTENIDO

II. INTRODUCCION ........................................................................................................... 6 1. PROBLEMAS QUE PRESENTAN LOS POZOS ........................................................7 1.1. Tasa de Producción Limitada............................................................................... 8 a) Baja Permeabilidad de la Formación. ..................................................................... 8 b) Baja Presión del Yacimiento ................................................................................... 9 c) Daño de la Formación............................................................................................. 9 e) Alta Viscosidad del Petróleo ................................................................................. 11 f) Excesiva Contrapresión sobre la Formación.......................................................... 11 g) Sistema Inadecuado de Levantamiento Artificial................................................... 12 1.2. Alta Producción de Agua ................................................................................... 12 1.3 Alta Producción de Gas en Pozos de Petróleo.................................................... 16 1.4. Problemas o Fallas Mecánicas .......................................................................... 17 2. REPARACIONES DE POZO .....................................................................................17 2.1 Tipos de Reparación ........................................................................................... 18 2.2. Evaluación de la Reparación ............................................................................. 19 2.2.1 Evaluación Económica ..................................................................................... 19 2.2.2 Análisis de los Resultados ............................................................................... 20 3. REACONDICIONAMIENTO DEL POZO ...................................................................21 3.1. Tipos de Reacondicionamiento. ......................................................................... 21 1) Cementación Forzada ......................................................................................... 22 2) Conversion de Productor a Inyector..................................................................... 25 3) Recompletaciones ............................................................................................... 26 4) Desviación Larga ................................................................................................. 27 5) Aislamiento de Zonas Productores ...................................................................... 28

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6) Desviación Corta ................................................................................................. 29 7) Empaque con Grava a Hueco Abierto ................................................................. 31 8) Forzamiento arena – petróleo ( FAP)................................................................... 32 9) Empaque Interno con Grava (EIG) ...................................................................... 32 10) Grass – root ....................................................................................................... 33 11) Cañoneo ............................................................................................................ 34 12) Tapones de Cemento ........................................................................................ 36 4. LIMPIEZA DE POZO .................................................................................................39 4.1. Tipos de Limpieza de Pozo ................................................................................ 39 4.1.1 Limpieza de Arena ........................................................................................... 39 4.1.3. Limpieza de Asfáltenos ................................................................................... 46 5. ESTIMULACIÓN DE POZOS ...................................................................................49 5.1. Daño en las Formaciones. ................................................................................. 50 Componentes del Daño. ........................................................................................... 50 Efectos del Daño. ..................................................................................................... 50 Origen del Daño. ...................................................................................................... 51 Tipos de Daño. ......................................................................................................... 51 Evaluación del Daño. ................................................................................................ 53 Datos del Yacimiento. ............................................................................................... 54 Curvas de incremento y decremento. ....................................................................... 55 Análisis de Muestras y Pruebas de Laboratorio. ....................................................... 55 5.2. Técnicas Básicas de Estimulación de Pozos. .................................................... 55 5.2.1. Estimulación Matricial ..................................................................................... 56 Surfactantes. ............................................................................................................ 57 Fluidos de tratamiento .............................................................................................. 57 5.2.1.2. Estimulación Acida. ...................................................................................... 58

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Tipos de Ácidos Usados Generalmente. ................................................................... 58 Aditivos ..................................................................................................................... 58 5.2.2. Estimulación por Fracturamiento Hidráulico. ................................................... 59 6. MANTENIMIENTO DE POZOS .................................................................................59 IV. CONCLUSIONES ....................................................................................................... 62 V. BIBLIOGRAFIA ........................................................................................................... 63

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II. INTRODUCCION

El presente tema está dirigido a la Rehabilitación y Reacondicionamiento de Pozos de Petróleo, los cuales representan para la industria petrolera, la alternativa de alargar la vida productiva de los yacimientos a menor o ninguna inversión, manteniendo un control sobre los diferentes problemas de producción que se presentan en un yacimiento. Estas razones involucran aspectos operacionales que justifican la continua utilización del pozo en el campo y, por ende, las inversiones y/o costos requeridos. Una de las actividades más provechosas de la industria petrolera son los reacondicionamientos de pozos. No obstante, el análisis correcto de problema del pozo y su posible reacondicionamiento exige un esfuerzo considerable para determinar los hechos y poder discernir entre las posibles alternativas para obtener una decisión óptima. Los reacondicionamientos de pozos son requeridos por muchas razones, incluyendo tomar acción sobre un problema en el pozo para incrementar su productividad, eliminación de excesiva producción de agua o gas y reparación de fallas mecánicas. Son también realizados en aquellos pozos que pueden ser agrupados en la categoría de pozos sin problemas. Esta categoría incluye el desarrollo de reacondicionamientos para ganar producción adicional por recompletacion o multicompletacion, para propósitos de evaluación y para proveer de un servicio al pozo. El reacondicionamiento es una tarea de mayores proporciones y alcances que el mantenimiento, la estimulación o limpieza corrientes. El reacondicionamiento propuesto puede ser sencillo o complejo, según las condiciones y estado físico del pozo y el contenido del programa a seguir, pero cabe destacar que un reacondicionamiento sencillo puede tornarse complicado por imprevisiones. El reacondicionamiento de un pozo petrolero es una de las labores que se llevan a cabo para cambiar o transformar el estado de un pozo productor o inactivo, esto sucede cuando se presentan situaciones donde se tenía un pozo productor por flujo natural, pero que al tener un decrecimiento muy alto y rápido de la presión necesita que se le aplique algún mecanismo de empuje para que siga y se mantenga la producción, o en el mejor de los casos aumente la producción. Igual cuando se presenta un aumento en la producción de

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gas y/o agua no deseado o se requiera cambiar de zona en el mismo yacimiento o completarlo en otro yacimiento Un reacondicionamiento se define como un trabajo realizado en pozos de petróleo, gas o de inyección, después de haberse cumplido la perforación y completación inicial. En cambio una reparación de pozos se define como un trabajo realizado para corregir fallas mecánicas en el equipo de fondo. Las reparaciones son trabajos de rehabilitación de pozos que están asociados con la corrección de problemas de naturaleza mecánica y con aquellos que, sin ser mecánicos, no modifican las condiciones del yacimiento. Por consiguiente, es necesario preparar programas cronológicos de operaciones que describen la selección y la ejecución apropiadas de diversas tareas, ajustadas a una secuencia técnica y de seguridad requeridas para evitar accidentes y así poder lograr nuestro objetivo, el de alargar la vida productiva de los yacimientos, procurando en lo posible disminuir los costos.

1. PROBLEMAS QUE PRESENTAN LOS POZOS

Un pozo problema es aquel que, dentro de un marco económico particular, presenta limites específicos de: baja tasa de petróleo o gas, alta producción de gas (alta RGP), alta producción de agua (alto % A y S), y problemas mecánicos o de otra índole. Cuando se está haciendo un análisis de un pozo de forma individual, se debe estar seguro de que el problema que se presenta es a nivel del pozo, o si por lo contrario está relacionado con el yacimiento, ya que de esto podría depender el tipo de trabajo por realizar (menor o mayor). El análisis de pozos problemas puede llevarse a cabo sobre las bases, a nivel de un yacimiento, un área, o un pozo individual. Sin embargo, de las conclusiones de estos análisis generalmente resultan recomendaciones como las siguientes: 

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

Continuar produciendo hasta un límite económico



Mantener presión con inyección



Recobro mejorado



Abandonar (si así se requiere).

Es recomendable antes de cualquier tipo de trabajo (menor o mayor), hacer un buen análisis del pozo problema y no después que se está realizando o se haya realizado el trabajo, ya que esto implica un ahorro grande de dinero. Los problemas que se presentan pueden categorizarse como: tasa de producción limitada, alta producción de agua, alta producción de gas por pozos de petróleo y problemas o fallas mecánicas.

1.1. Tasa de Producción Limitada

Los problemas de baja tasa de producción pueden resultar de varios factores, a nivel del yacimiento o del mismo pozo, que alteran la normal producción del sistema pozoyacimiento. Estos factores son: 

Baja permeabilidad de la formación.



Baja presión del yacimiento.



Daño de la formación.



Taponamiento de la tubería o vecindad del pozo.



Alta viscosidad del petróleo.



Excesiva contrapresión de la formación.



Sistema inadecuado de levantamiento artificial.

a) Baja Permeabilidad de la Formación.

Esta puede ser una característica regional o local (pozo o área) de un yacimiento. Cuando se ha determinado que una de las causas de baja productividad es la baja permeabilidad, debe ser considerado siempre junto a otras posibles causas de baja productividad.

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La característica básica de un yacimiento de baja permeabilidad es que existe una rápida declinación de producción. De no existir suficiente información petrofísica para definir la baja productividad, las pruebas de producción y presión pueden servir para diferenciar entre baja permeabilidad o daño de la formación, como causa de la baja productividad.

b) Baja Presión del Yacimiento

El nivel de presión del yacimiento está estrechamente relacionado con los mecanismos de producción presentes en el mismo. Por ello, se debe tener un buen control de las mediciones de presión que permitan definir a tiempo el comportamiento de ésta, lo cual ayudaría a definir los mecanismos dominantes de la producción. Cuando se ha definido la causa de la baja presión en el yacimiento, se debe buscar una solución que permita restituir esta, bien sea por métodos de recuperación adicional, o por estimulación; o bien, ayudar a mantener la producción con estos niveles de presión, utilizando métodos artificiales de producción, tales como: levantamiento por gas, bombeo mecánico, bombeo hidráulico, bombas electrosumergibles, etc.

c) Daño de la Formación

El daño de la formación se puede describir como una disminución de la productividad o inyectividad de un pozo, por efectos de restricciones en la vecindad del mismo, en las perforaciones, en el yacimiento o en la comunicación de las fracturas con el pozo. Cuando existe algún tipo de daño en un pozo, este debe ser determinado, así como el grado o magnitud del mismo, para dar una solución que corrija sus efectos. Los daños de la formación son indicados por: pruebas de producción, pruebas de restauración y/o declinación de presión, y comparación con el comportamiento de producción del pozo o pozos vecinos. Para esto se deben considerar las completaciones previas, los trabajos de reparación y operaciones de servicios que se hayan realizado. A continuación se presentan algunas situaciones de daño a la formación:

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

Cuando existen varias zonas abiertas a producción a través de la misma completación, se requiere de un registro de producción que permita determinar las zonas permeables que están contribuyendo o no a la producción. Las zonas de mayor permeabilidad (zonas con fracturas naturales o inducidas), pudieran estar taponadas.



Para diferenciar la declinación de producción, por efecto de taponamiento de la formación o por caída de presión en el yacimiento, se requiere un estudio de yacimiento más detallado, ya que una comparación con los pozos vecinos podría no resultar suficiente, debido a que todos los pozos podrían estar en las mismas condiciones de daño.



Para un pozo sin aparente daño de formación pero con baja permeabilidad, existe una estabilización lenta de la presión, esto requiere de días o semanas para lograr estabilizarla.



Para un pozo con daño de formación y con alta permeabilidad del yacimiento, la presión podría estabilizar en poco tiempo, y el efecto del daño podría determinarse mediante pruebas de restauración o declinación de presión, las cuales deberían realizarse antes de cualquier trabajo de estimulación que se vaya a realizar en el pozo.

Diferencia entre la caída de presión de un yacimiento sin daño y otro yacimiento con daño.

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Fuente: © COPYRIGHT 1996 CIED, COMPLETACION YREACONDICIONAMIENTO DE POZOS.

d) Taponamiento de la Tubería, Perforaciones o Vecindad del Pozo. Cuando existe una merma en la productividad de un pozo, la primera opción es revisar el sistema de levantamiento artificial y, como segunda opción, verificar el posible taponamiento de la tubería, perforaciones o vecindad del pozo. El taponamiento puede ser causado por factores como: empaque inadecuado con grava, fracturamiento con arena, lodo, daño de formación, tubería de producción o revestidor colapsado, etc. Antes de cualquier trabajo en un pozo, se debe hacer una revisión para determinar las restricciones que pueden existir. Para ello se toman muestras de petróleo y agua para analizar y aplicar los correctivos necesarios.

e) Alta Viscosidad del Petróleo

La tasa de producción es inversamente proporcional a la viscosidad del petróleo. Por lo tanto, cuando se aumenta la viscosidad, disminuye la producción. Es normal observar alta viscosidad del petróleo cuando se está produciendo un yacimiento bajo el mecanismo de empuje por gas en solución, ya que a medida que se libera gas, la viscosidad tiende a incrementarse. La solución para este tipo de problema puede ser el levantamiento artificial. Si el problema de producción del pozo es por efecto de alta viscosidad debido a la presencia de una emulsión de agua en petróleo en la vecindad del pozo, la solución en este caso podría ser un tratamiento con surfactantes para romper o invertir la emulsión.

f) Excesiva Contrapresión sobre la Formación

La excesiva contrapresión sobre la formación puede causar una apreciable reducción de la producción de petróleo o gas y, más aún, la inactividad del pozo.

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Este problema puede ser causado por: taponamiento de las perforaciones, reductores en fondo y en superficie, separadores gas-petróleo, taponamiento de líneas de flujo, tubería de producción o revestidor de pocas dimensiones, excesiva contrapresión en la línea de flujo, en el sistema de flujo o en el separador gas-petróleo.

g) Sistema Inadecuado de Levantamiento Artificial

Si el problema de declinación de producción de un pozo es debido a insuficiente presión de fondo en relación con el peso de la columna de fluido, se debe pensar en el levantamiento artificial como método de producción. Si el levantamiento artificial ya está instalado, puede existir un diseño inadecuado, un método inadecuado, o mal funcionamiento del equipo como causa de la declinación de producción. Cuando el peso de la columna de fluido es consecuencia de la alta producción de agua, se debe pensar en un reacondicionamiento del pozo que permita disminuir la entrada de agua. Según el método que se esté aplicando (bombeo mecánico, levantamiento con gas o bombas electrosumergibles) se debe hacer el análisis del problema que puede estar ocasionando la declinación de producción.

1.2. Alta Producción de Agua

La alta producción de agua en pozos de petróleo o gas [22], puede ser causada por las siguientes razones: 

Empuje natural del agua o influjo de agua debido al adedamiento o conificación de agua.



Fuentes extrañas de agua, lo que incluye: roturas del revestidor, fallas del equipo de completación o de la cementación primaria.



Fracturamiento o acidificación de zonas de agua adyacentes a la zona de petróleo.

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Para yacimientos donde existe un empuje de agua, se podrían definir tres niveles o contactos agua-petróleo:  Contacto Original Agua-Petróleo. Se describe como la profundidad bajo la cual no existe petróleo que fluya (puede existir petróleo residual de migración).  Contacto Agua-Petróleo Productor. Se refiere a la profundidad bajo la cual no existe petróleo producible. Este nivel avanza con la producción.  Contacto Agua-Petróleo de Completación. Se describe como la profundidad bajo la cual se encuentra la zona de transición o la zona donde la primera agua de producción aparece (alta Saturación de Agua). Este nivel también avanza con la producción del yacimiento. De acuerdo con estos niveles de contacto agua-petroleo, no se

debe esperar una

producción limpia de agua para los pozos completados en zona de transición. Para yacimientos estratificados, donde las características petrofísicas difieren, y se presentan algunos estratos con mejor permeabilidad que otros, el empuje de agua se hace presente en estratos o lentes más permeables, causando adedamiento.

Empuje irregular de agua en un yacimiento heterogéneo. Fuente: © COPYRIGHT 1996 CIED, COMPLETACION YREACONDICIONAMIENTO DE POZOS.

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Para estos tipos de yacimientos, se presentan varias alternativas para completar los pozos, dándose el caso de completaciones con selectividad de producción para cada lente o estrato, lo cual da flexibilidad de producción y hace menos costosa la operación de producción; pero complica operacionalmente las condiciones mecánicas del pozo.

Otra manera de completación podría ser en forma “sencilla en una zona”, lo cual facilita el drenaje homogéneo de cada lente, pero con mayores costos de operación. La entrada de agua a un pozo podría exceder la capacidad de las facilidades de levantamiento artificial, por lo que de beria aplicarse correctivos para reducirla, a fin de bajar los costos de producción. Otro problema que se presenta en yacimientos con acuíferos asociados, es la conificación de agua, la cual se describe como el movimiento preferencialmente vertical del agua que ha entrado a la zona productora.

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Conificación de Agua Fuente: © COPYRIGHT 1996 CIED, COMPLETACION YREACONDICIONAMIENTO DE POZOS.

La conificación de agua no traspasa barreras verticales de permeabilidad, a menos que éstas sean rotas, bien sea por fracturas naturales o inducidas. Estos problemas son más severos en yacimientos con buena permeabilidad vertical, por lo cual se debe mantener un buen control de los diferenciales de presión generados en un pozo debido a las altas tasas de producción, ya que, cuando esto sucede, aumenta la permeabilidad relativa del agua. Otra causa de que exista entrada de agua al pozo, es por canalización o conificacion vertical, por falta de adherencia del cemento al revestidor o a la formación. La evaluación de la conificación requiere un estudio del yacimiento que permita definir el avance del frente de agua-petróleo o gas-agua, para determinar la procedencia del agua.

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La eliminación de un cono de agua requiere reducir la tasa de producción o el cierre temporal para aliviar por un tiempo la entrada de agua. Una recompletacion puede aliviar el problema si la conificacion es por mala cementación o a través de fracturas verticales. Efectivamente, al incrementar la tasa de producción, este se reduce generalmente, se produce un incremento del porcentaje de agua; mientras que si se disminuye la tasa de producción o se cierra el pozo por dos o tres meses.

1.3 Alta Producción de Gas en Pozos de Petróleo

El comportamiento de la relación gas-petróleo típica, para cada mecanismo de producción, debe tomarse en cuenta en el análisis de pozos-problema. Las principales fuentes de gas en pozos de petróleo son: 

Gas disuelto en el Petróleo. En yacimientos con empuje por gas disuelto, la saturación de gas se incrementa por la continua producción de petróleo y la declinación de presión del yacimiento. Cuando el gas en solución se libera, fluye y adquiere gran movilidad en el yacimiento.



Capas de Gas Primaria o Secundaria. Si no existen barreras para flujo vertical en un yacimiento con capa de gas, cuando la presión del yacimiento declina, se genera una expansión de la capa de gas, invadiendo el intervalo productor. Al haber altas caídas de presión en la vecindad del pozo, el gas tiende a conificarse en los pozos.



Flujo de Gas de Zonas Infra o Suprayacentes. En yacimientos estratificados, también puede ocurrir barrido preferencial del gas o adedamiento por altas caídas de presión.

Los adedamientos de gas ocurren por altas diferencias de permeabilidad entre zonas. En yacimientos lenticulares, el flujo de gas de zonas, puede ocurrir por encima o por debajo de la zona de petróleo, y en esos casos puede haber:  Filtración del revestidor  Falla del cemento

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 Comunicación de fracturas naturales o inducidas con la zona de gas  Rupturas o comunicación durante la acidificación de la zona de gas.

1.4. Problemas o Fallas Mecánicas

Un gran número de tipos de fallas mecánicas puede causar pérdidas de producción y/o incremento en los costos de operaciones de un pozo . Algunas de las fallas más comunes se mencionan a continuación: 

Falla en la cementación primaria. Las fallas de la cementación entre revestidorcemento-formación, son causadas frecuentemente por la aplicación de presiones de fractura durante trabajos de acidificación / estimulación.



Filtración del revestidor, tubería de producción y de empacadura. Para la localización de fallas del revestidor los análisis de agua son de uso común para diferenciar si la producción del agua es por filtración o por empuje normal del agua de formación. Los registros de temperatura y otros registros de producción son útiles para este fin.



Fallas del equipo de levantamiento artificial. Generalmente obedecen a fallas en el asentamiento o averías de las válvulas.



Comunicación por completaciones múltiples. Ocurren en el caso de completaciones de múltiples zonas. Pueden ser detectadas por pruebas de filtración de empacaduras, por cambios abruptos en las características de producción, u observando igual presión de cierre en dos o más zonas completadas.

2. REPARACIONES DE POZO

Este tema describe en detalle los diferentes tipos de reparaciones de pozos que más frecuentemente son realizados

en los pozos de nuestros campos petrolíferos. Por

definición, las reparaciones son trabajos de rehabilitación de pozos que están asociados con la corrección de problemas de naturaleza mecánica y con aquellos que, sin ser mecánicos, no modifican las condiciones del yacimiento.

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Los tipos de reparaciones que deben realizarse en un pozo dependerán de la magnitud del problema que lo afecte. De esta forma existen dos tipos de reparaciones:

2.1 Tipos de Reparación

Tipos de Reparaciones Fuente: Fundamentos de Exploración y Producción http://www.puma.unam.mx

Reparaciones Menores Su objetivo principal es trabajar el pozo, sin sacar la tubería de producción. En este tipo de reparación

se pueden incluir trabajos como: estimulaciones, cambios de zonas,

cañoneo adicional o recañoneo, trabajos de pesca, apertura de pozos, cambios del método de producción, cambio reductor, trabajos para individualizar el pozo (LAG, Líneas de flujo, etc.), limpieza, optimizar el LAG. Reparaciones Mayores

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Este tipo de trabajo se realiza con taladro en sitio y consiste en sacar la tubería de producción, con el propósito de corregir fallas como: mala cementación, filtración recañoneo, estimulación, recompletacion, aislar zonas, eliminar zonas productoras de agua y/o gas.

2.2. Evaluación de la Reparación

Existen básicamente dos formas de evaluar la reparación de un pozo: 1) Desde el punto de vista económico, la cual debe hacerse previo a la reparación, teniendo como base los pronósticos de producción generados del análisis del pozo y la formación financiera relacionada con inversiones, impuestos, costos, inflación, vida útil, etc. 2) Desde el punto de vista de los resultados obtenidos.

2.2.1 Evaluación Económica

La toma de decisión relacionada con la ejecución de un proyecto, perforación o reparación de un pozo, está sujeta a las expectativas de rentabilidad que se esperan del mismo; la herramienta utilizada para determinar

dicho indicador es la evaluación económica,

mediante la cual se introduce la información financiera relacionada con inversiones, costos impuestos, inflación, vida útil del proyecto, factores de descuentos, precios, etc. Y se obtiene el balance requerido para comparar opciones, alternativas y casos que permiten la decisión final. Además del indicador señalado, existen otros como el valor presente, el tiempo de pago, etc. que permiten reforzar la comparación haciendo más solvente, objetiva y confiable la toma de decisión. En algunos casos la evaluación económica no es suficiente por si sola para decidir; este es el caso de proyectos que son de utilidad pública o necesidad operacional, en los que la

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decisión debe obedecer a otro tipo de objetivo o directriz, diferente al beneficio económico.

2.2.2 Análisis de los Resultados

El análisis de los resultados de una reparación queda sujeto al hecho de si salió la reparación de acuerdo con lo planificado. De otra forma, se deben estudiar las causas que impidieron obtener los resultados pronosticados. Entre las causas que pueden originar un fracaso en la reparación de un pozo, se pueden señalar: 

Identificación del problema

Este tipo de causa describe en tener una buena identificación del problema existente en un pozo y que se quiere solucionar o mitigar con la reparación del mismo. Una manera de diagnosticar este típico

problema, es manteniendo control de los

comportamientos de producción/presión, antes y después de la reparación. También es recomendable realizar pruebas de producción, presión, temperatura, antes y después de cada trabajo. Entre los gráficos de control para este tipo de evaluación, es recomendable mantener: curvas de declinación, curvas de índice de productividad, estudios de presión de fondo, registros de producción, etc. Desde el punto de vista del yacimiento, se debe mantener control sobre la continuidad de arena, posibles arenas productoras de agua y/o gas, avance de los frentes de fluidos, zonas de baja calidad de arena, zonas de baja o alta presión, zonas productoras de arena, productoras de asfaltenos, etc. 

Problemas operacionales o mecánicos

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Los problemas operacionales o mecánicos son originados en el pozo durante la reparación y completación del mismo, debido a las diferentes condiciones a las cuales es sometido. Entre los que pueden presentarse durante la reparación, se tienen: pescados dejados durante la reparación o completación; fugas a través del revestidor, tubería de producción, empacaduras, mandriles, camisas de producción, fallas de la cementación y fallas del equipo de producción. Durante la ejecución de un trabajo de reparación en un pozo se utilizan para control del mismo, lodos que son preparados, de acuerdo con las condiciones de presión de la arenas abiertas. Esto ocasiona muchas veces, al exceder el peso del lodo, que se generen altos diferenciales de presión en contra de la formación, con el consiguiente daño de la misma. Otras causas que generan la baja productividad de producción del fluido indeseado (Agua y/o gas) y que pueden considerarse como del tipo operacional o mecánicos, son: cañoneo parcial, poca penetración del cañoneo, cañoneo fuera de sitio, mal diseño del equipo de producción, restricciones de tubería, etc.

3. REACONDICIONAMIENTO DEL POZO

En el presente se describe los diferentes tipos de reacondicionamientos de pozos más comunes en los campos de nuestra industria petrolera. El reacondicionamiento se refiere a los tipos de rehabilitación de pozos donde, por efecto de los trabajos realizados, resultan modificadas las condiciones del yacimiento. Algunos requieren el empleo de taladros o gabarras y otros solo equipos especiales como el coiled tubing. También hay trabajos que se pueden realizar con equipos normales de guaya fina.

3.1. Tipos de Reacondicionamiento.

Tenemos los siguientes tipos de reacondicionamiento:

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1) Cementación Forzada

Descripción. La cementación forzada es una operación mediante la cual, una mezcla de cemento es inyectada a presión a través de perforaciones existentes en el revestidor o dentro del hoyo abierto, con el propósito de forzar o compactar la mezcla contra la cara de la formación porosa. Objetivo. Lograr un aislamiento entre zonas en el espacio anular entre el revestidor y la formación. Puede ser realizada durante la perforación, la completación o en las operaciones de rehabilitación de pozos. Aplicaciones. La cementación forzada se aplica frecuentemente en los siguientes casos:  Corregir una cementación primaria.  Sellar un intervalo para reducir la alta producción de agua o gas.  Abandonar una zona agotada.  sellar una zona para luego recompletar el pozo en otras arenas.  Corregir fugas en el revestidor.  Sellar zonas de pérdida de circulación durante la perforación. Tipos de Cementación Forzada. Existe dos métodos de cementación forzada: alta presión y baja presión. 

Método a alta presión. Mediante este método la formación es fracturada deliberadamente aplicando presiones mayores que la de fracturamiento, para así poder introducir la mezcla de cemento dentro de las fracturas creadas.



Método a baja presión. En este método la máxima presión de inyección no excede la presión de fracturamiento de la de formación. Aquí el mecanismo fundamental se basa en que la mezcla de cemento atraviesa las perforaciones y se canaliza por los espacios vacíos entre el revestidor y la formación. Las partículas sólidas de cemento, por su tamaño, no pueden penetrar en los poros, pero el filtrado líquido sí pasa dentro de la formación. De esta manera se forma una costra o revoque de cemento que tapona progresivamente los poros, hasta que la mezcla no puede ser bombeada. Por eso, la cementación forzada siempre

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se le asocia con un proceso de deshidratación del cemento más que de fragua-do del mismo. La cementación forzada a baja presión es la más utilizada hoy en día debido a que ofrece mejores resultados en el campo. A continuación se presentan dos de las técnicas más utilizadas para la cementación forzada a baja presión.  Técnica del cabezal del pozo. Consiste en inyectar cemento a través de una tubería de inyección, sin empacadura, de tal manera que la presión de inyección es aplicada tanto en la tubería de inyección como en el revestidor. El confinamiento de la presión se consigue mediante el cierre de los impiderreventones. Esta técnica es usada en pozos poco profundos. Ventajas. Presenta las siguientes ventajas:  Procedimiento muy sencillo y no utiliza equipos o herramientas especiales.  La mezcla de cemento es colocada frente a la zona a sellar. Esto garantiza que no será inyectado otro fluido a la formación, disminuyendo así el riesgo de dañarla. Desventajas. Entre las desventajas que presenta esta técnica están las siguientes:  No es selectiva.  Potencial riesgo de producir estallido en el revestidor.  Técnicas con empacaduras. A diferencia de la técnica anterior, en ésta se emplea una empacadura que se coloca sobre el tope de las perforaciones a sellar. La gran ventaja de este método es que permite inyectar la mezcla a altas presiones sin peligro de dañar el revestidor. Esta técnica tiene dos variantes: Empacadura recuperable con cola y Empacadura permanente sin cola. 

Empacadura recuperable con cola. En esta técnica se utiliza una empacadura enroscada del extremo de la tubería. Debajo de la empacadura se anexa una tubería "cola" de menor diámetro que en la tubería de inyección, que permite colocar la mezcla de cemento frente a las perforaciones sin peligro de atascamiento de la

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empacadura. Las siguientes figuras muestran 2 de los pasos de la ejecución

de

una

cementación

forzada

con

empacadura

recuperable con cola.La primera recoge el momento cuando el cemento ha sido desplazado y colocado frente a la zona de interés. La segunda representa el momento cuando sé está por iniciar el forzamiento de cemento a través de la formación.

Fuente: © COPYRIGHT 1999 CIED, PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A.



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

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

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

Fuente: © COPYRIGHT 1999 CIED, PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A.

2) Conversion de Productor a Inyector

Descripción. Cuando en un yacimiento se entre en la etapa de la recuperación suplementaria se requieren pozos inyectores para inyectar los fluidos seleccionados (gas, agua, nitrógeno, etc.) que van a restaurar parte de la energía consumida durante el período de producción primaria. Esos inyectores pueden ser obtenidos de la perforación de pozos o también a través de la conversión de productores que ya están agotados o invadidos por agua o gas. Objetivo. Convertir un pozo productor en pozo inyector. Aplicaciones. Esta clase de rehabilitacion se aplica en los casos siguientes:

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 Conversión de un pozo productor a inyector en proyectos de recuperación suplementaria.  Conversión de un pozo productor a inyector en proyectos para desechar efluentes petroleros. A continuación se presenta el esquema de la conversión de un pozo productor, invadido por agua, a inyector de agua. En los trabajos de conversión fueron abandonadas, mediante cementación forzada, las tres zonas superiores donde no estaba programada la inyección de fluidos.

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3) Recompletaciones

Descripción. Una de las prácticas de completación de pozos con varios horizontes petrolíferos es completarlos y producirlos inicialmente en el yacimiento más profundo, y una vez que se llegue al límite económico de producción recompletarlo en otro horizonte petrolífero. Este tipo de trabajo requiere la utilización de taladros debido a que

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generalmente está asociado con actividades muy exigentes como la inyección de cemento, destrucción de empacaduras permanentes con herramientas que requieren ser rotadas, etc. Objetivo. Abandonar el presente yacimiento no productivo y recompletarlo en otro económicamente atractivo. Aplicaciones. Los reacondicionamientos de este tipo se aplican cuando el yacimiento:  Llega a su límite económico.  No puede ser puesto a producción por presencia de un pescado irrecuperable.

4) Desviación Larga

Descripción. La desviación larga es un tipo de reacondicionamientos que consiste en abandonar el hueco original del pozo y perforar uno nuevo desviado a través de una ventana superficial en el revestidor. Objetivo. Perforar un hoyo nuevo a través de una ventana en el revestidor original. Aplicaciones. Estos reacondicionamientos tienen las siguientes aplicaciones:  En pozos donde no puede ser recuperada la sarta de completación para llevar a cabo los trabajos programados en el hoyo original.  Intencionalmente en pozos con una gran cantidad de empacaduras permanentes, donde el análisis económico favorece a la desviación larga comparada con la opción de recuperar la completación y realizar los trabajos en el hueco original. Las siguientes figuras muestran un pozo donde fue imposible recuperar la completación y por tal razón se decidió llevar a cabo una desviación larga.

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Fuente: © COPYRIGHT 1999 CIED, PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A.

5) Aislamiento de Zonas Productores

Descripción. Estos trabajos de reacondicionamientos consisten en separar mediante empacaduras, las diferentes zonas productivas que han estado produciendo juntas desde la completación original. Objetivos. Estos trabajos permiten supervisar y controlar el comportamiento individual de cada zona para mejorar el proceso de explotación del yacimiento. Aplicaciones. Estos trabajos pueden ser aplicados en pozos completados con una sola empacadura en el topo de los intervalos. Las diferentes arenas son generalmente separadas mecánicamente, con empacaduras. Las siguientes figuras representan los trabajos de aislamiento de zonas en un pozo que había sido completado originalmente con todos los intervalos atractivos abiertos a producción.

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6) Desviación Corta

Descripción. La desviación corta es un tipo de reacondicionamiento que consiste en abandonar el hueco original del pozo y perforar uno nuevo desviado a través de una ventana debajo del revestidor de producción. Es el típico reacondicionamiento de los pozos so-meros de la Costa Oriental del Lago (COL). Generalmente los pozos sometidos a estos trabajos son completados con un forro ranurado empacado con grava. Objetivo. Perforar un hoyo nuevo a través de una ventana de-bajo del revestidor de producción. Aplicaciones. Estos reacondicionamientos son aplicados:  Para reemplazar el forro que está dañado.  Cuando hay pescado dentro del forro que está afectando la producción  Cuando el forro no está dañado, pero requiere ser reemplazado y empacado con grava para inyectar el pozo con vapor. Página 29

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Las figuras siguientes representan un pozo completado originalmente con un forro ranurado sin grava y que fue reacondicionado mediante una desviación corta. La completación se hizo con un forro ranurado empacado con grava en un nuevo hoyo ampliado.

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Aspectos Importantes. Estos reacondicionamientos son aplicados:  Cuando el forro viejo es de poca longitud (< de 70 pies) se hacen intentos para recuperarlo íntegramente antes de proceder a cortarlo, como se indica en el procedimiento anterior. En caso de éxito no haría falta perforar el nuevo hueco desviado, sino que se perforaría en la misma dirección del hoyo viejo.  Algunas veces no es posible cortar y recuperar el forro viejo. En ese caso se procede a abrir la ventana unos 50 pies por encima de la zapata del revestidor.

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La primera de las siguientes figuras representa el reacondicionamiento de un pozo originalmente programado como desviación corta, pero al recuperar todo el forro viejo no hubo necesidad de perforar el nuevo hoyo desviado. La segunda figura es el caso de un pozo programado para una desviación corta por debajo de la zapata del revestidor, pero al no poderse recuperar el forro viejo fue completado a través de una ventana abierta arriba de la zapata del revestidor.

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7) Empaque con Grava a Hueco Abierto

Descripción. La técnica consiste en colocar grava a presión en el espacio anular entre el forro ranurado y la pared del hoyo. Está muy ligada a la desviación corta anteriormente descrita. Es ampliamente aplicada en los pozos del mioceno de la costa Bolívar y la Faja del Orinoco donde existe el problema de alta producción de arena de formación. Objetivo. Proporcionar mediante la grava, una barrera mecánica que sirva de filtro para detener la entrada de arena de formación al hoyo.

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Aplicaciones. Este método se aplica en los pozos con:  Problemas severos de producción de arena de formación.  Historia moderada de producción de arena, pero que están programados para ser inyectados con vapor.

8) Forzamiento arena – petróleo ( FAP)

Descripción. Estos reacondicionamientos consisten en el bombeo y forzamiento de una mezcla de arena y petróleo para colocar entre el cemento adherido al revestidor y la cara de la formación. Son trabajos previos al empaque interno con grava y considerados como una extensión del mismo. La grava del forzamiento arena – petróleo (FAP) se diseña para determinar la arena de formación y la del empaque interno con grava (EGI) para deterner la del FAP. Objetivo. Este método tiene los siguientes objetivos:  Controlar la producción de arena de formación, mediante un filtrado completario al que proporciona el empaque interno con grava.  Remover daño de formación alrededor del hoyo.

9) Empaque Interno con Grava (EIG)

Descripción. Este método consiste en colocar grava en el espacio anular entre un forro ranurado y el revestidor de producción previamente cementado y cañoneado es muy aplicado en los pozos del Mioceno de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo (COL) donde operó por muchos años la filial de PDVSA Lagoven. Objetivo. Proveer mediante la grava una barrena mecánica que sirva de filtro para detener la entrada de arena de formación al revestidor de producción. Aplicaciones. Esta metodología se aplica en:

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 Pozos con problemas severos de producción de arena que fueron originalmente completados con revestidor de producción cementado y cañoneado.

10) Grass – root

Descripción. Este tipo de reacondicionamiento puede ser catalogado como una desviación larga. La diferencia básica entre ellos es que:  En el Grass-root la ventana para la desviación se obtiene cortando y recuperando el revestidor de producción unos 100 pies por debajo de la zapata del revestidor de superficie. En la desviación larga la ventana es abierta cortando una sección en el revestidor a través de la cual es perforado el hueco desviado.  En el Grass-root el pozo es completado con un revestidor del mismo diámetro que el original. Mientras que en la desviación larga el pozo tiene que ser completado con un revestidor de menor diámetro que el original. Objetivo. Abandonar el pozo original y perforar un nuevo hoyo desviado hasta la profundidad total. Aplicaciones. Este tipo de reacondicionamiento se aplica en los pozos someros donde:  El revestidor de producción está muy deteriorado.  No puede ser recuperado un pescado del pozo. Nota. Para poder hacer un Grass-root es requisito indispensable que el revestidor de producción no este cementado hasta la superficie. El siguiente es un esquema de un Pozo donde hubo que realizar un Grass root debido a que tenía un pescado irrecuperable en el forro ranurado.

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11) Cañoneo

Descripción. Es un tipo de reacondicionamiento que consiste en perforar con cañones el revestidor de producción en intervalos evaluados como atractivos. Es realizado por compañías de servicios, con equipos propios, dedicadas a esta actividad. Objetivo. Perforar el revestidor de producción en intervalos previamente seleccionados.

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Aplicaciones. Entre las principales aplicaciones de esta clase de reacondicionamiento tenemos:  Cuando se requiere abrir a producción un nuevo intervalo.  En pozos donde se estime que exista daño a la formación.  Cuando se sospecha que el pozo fue cañoneado fuera de zona. La figura representa la operación de cañoneo de un intervalo nuevo que no fue abierto a producción en la completación original.

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12) Tapones de Cemento

Abandono de la parte inferior de un pozo y utilización de su parte superior para alcanzar objetivos más profundos a través de la perforación direccional Fuente: Cuarta edición, libro, Ediciones FONCIED, Caracas, 1998

Descripción. Los tapones de cemento tienen múltiples aplicaciones de las actividades petroleras: controlar pérdidas de circulación durante la perforación del hoyo; asentar las herramientas de desviación en la perforación direccional controlada; abandonar los pozos y aislar intervalos ubicados en el fondo de unas zonas cañoneada. En esta sección será cubierta solo la última de las aplicaciones. Objetivo. Aislar las zonas inferiores para sacarlas permanentemente de producción por problemas de alta producción de agua o gas.

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Aplicaciones. Estos trabajos pueden ser realizados con taladros, con el coiled tubing o con un equipo con guaya eléctrica. El empleo generalizado de este método es para aislar intervalos inferiores que tienen:  Alta producción de agua o gas.  Alta presión que pueda estar causando flujo cruzado hacia otros intervalos. El gráfico Ilustra la colocación de un tapón de cemento en el fondo de un intervalo, usando un taladro estándar de rehabilitación.

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El gráfico representa los trabajos de taponamiento realizados con un coiled tubing.

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Fuente: © COPYRIGHT 1999 CIED, PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A.

La grafica corresponde a los trabajos realizados con guaya eléctrica.

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4. LIMPIEZA DE POZO

Desde el comienzo de la etapa de

producción hasta la fecha en que cesa de ser

productor comercial, cada pozo requiere de limpieza y reacondicionamientos, según los síntomas y dificultades mecánicas que presentan sus instalaciones hoyo abajo y/o el mismo estrato productor. Los programas de limpieza y reacondicionamiento de pozos en los campos petroleros son partes importantes del esfuerzo de cada día para mantener la producción de hidrocarburos a los niveles deseados. Además, estos programas, de por sí y conjuntamente con todas las otras actividades de apoyo que requieren, representan un alto porcentaje del presupuesto de operaciones, especialmente si los pozos producen mayoritariamente por bombeo mecánico y los yacimientos tienen años produciendo.

4.1. Tipos de Limpieza de Pozo

4.1.1 Limpieza de Arena

Bombeo de fluido para limpiar un pozo arenado Fuente: Cuarta edición, libro, Ediciones FONCIED, Caracas, 1998

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Descripción. La producción de arena es uno de los problemas más frecuentes que ocurren durante la vida productiva de los pozos petroleros. Su intensidad y gravedad varían con el grado de cementación de los granos de la arena productora y con la forma como están completados los pozos. Esta arena se deposita en el fondo del hoyo y con frecuencia reduce la capacidad productiva del pozo. En los campos donde la arena constituye una causa importante de pérdida de producción se dedican taladros para remediar la situación con la mayor celeridad. Causas. El arenamiento en los pozos es producido principalmente por las siguientes causas:  Falta de material cementante que mantenga la adherencia entre los granos de la arena productiva.  Disminución de la presión del yacimiento (Etapa avanzada de producción) que reduce la adherencia entre los granos de la matriz, y propicia su desplazamiento hacia el hoyo.  La llegada (irrupción) del agua del acuífero a las cercanías del hoyo puede deteriorar el material cementante entre los granos.  Nivel de producción superior a la tasa crítica. Consecuencias. Entre las principales consecuencias producidas por el arenamiento están:  Reducción de los niveles de producción.  Erosión de los equipos de completación del pozo (cabillas, bombas, mangas, etc.).  Erosión

de

los

equipos

e

instalaciones

de

superficie

(estranguladores,

separadores, válvulas). Tipos de Limpieza de Arena 1) Tipos Correctivo. Se aplica cuando en el hoyo hay volúmenes de arena que ya están causando reducción de los niveles de producción. Estos trabajos pueden ser realizados con: Taladros de rehabilitación, equipos de coiled Tubing.

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Limpieza con taladro de rehabilitación. En estos casos el procedimiento general es el siguiente: 1. Mudar el taladro seleccionado. 2. Controlar (“Matar”) el pozo. 3. Sacar la sarta de completación. 4. Bajar tubería de limpieza, circulando, hasta el fondo. 5. Circular en el fondo hasta obtener retornos limpios. 6. Sacar tubería de limpieza. 7. Bajar la sarta de completación. 8. Mudar. El siguiente gráfico esquematiza un trabajo de limpieza efectuado con taladro.

Fuente: COPYRIGHT 1999 CIED, PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A.

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Limpieza con coiled tubing. Para la limpieza con este equipo se

procede de

la

siguiente manera: 1. Mudar la unidad de coiled tubing. 2. Vestir los equipos: bombas, carreto, impiderreventones, etc. 3. Instalar tubería continua a través del eductor. 4. Bajar tubería, circulando, hasta la profundidad programada. 5. Sacar tubería continua cuando los retornos estén limpios. 6. Mudar el coiled tubing. La figura representa un trabajo de limpieza usando el equipo de coiled tubing.

Fuente: COPYRIGHT 1999 CIED, PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A.

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2) Tipos preventivos. Se aplica para prevenir o contrarrestar la producción de arena en áreas con larga historia de arenamiento. Para ello los pozos son completados con algunos de los procedimientos tradicionales de exclusión de arena. A continuación se describe el procedimiento de empaque con grava a hueco abierto, por ser el utilizado en la mayoría de los pozos. Empaque con grava a hueco desnudo. Después de asentado y cementado el revestidor de producción se procede de la siguiente manera: 1. Perforar hasta el tope de la arena productiva. 2. Asentar revestidor de producción. 3. Perforar hasta la profundidad total. 4. Ampliar el hoyo. 5. Bajar tubería ranurada (forro). 6. Empacar con grava el espacio anular entre el forro y el hueco ampliado. 7. Mudar. La figura representa un pozo completado con un forro ranurado, empacado con grava, como medida para prevenir la entrada de arena al hoyo.

Terminación por empaque de grava Fuente: Cuarta edición, libro, Ediciones FONCIED, Caracas, 1998

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4.1.2. Limpieza de Parafina

Adhesiones de parafina que obstruyen la producción del pozo y merman su potencial Fuente: Cuarta edición, libro, Ediciones FONCIED, Caracas, 1998

Descripción. La precipitación de parafina en el fondo del pozo o en la tubería de producción está asociada con la producción de crudo del tipo parafínico. Su efecto adverso es que termina afectando los niveles de producción de los pozos. Estas reparaciones pueden ser ejecutadas con taladros estándares de rehabilitación, equipos de coiled tubing o taladros para trabajos menores (suabeadora). Causas. La disminución de la temperatura del crudo desde el yacimiento hasta el pozo causa desprendimiento de partículas de parafina que se depositan en el hoyo. Consecuencias. La precipitación de la parafina en los pozos produce los siguientes impactos:

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 Taponamiento de los canales de flujo de la matriz (roca), reduciendo la entrada de hidrocarburos de la formación al hoyo.  Precipitación y adherencia en la tubería de producción reduciendo su diámetro y afectando la tasa de producción del pozo. Método de limpieza. Existen básicamente tres métodos para remover los depósitos de parafina del pozo: mecánico, químico y térmico.  Mecánico. Se efectúa bajando dentro de la tubería equipos que provocan el desprendimiento de los depósitos de parafina, tales como: raspadores, cortadores o escariadores.  Químico. Consiste en bombear a través de la tubería de producción un material solvente (kerosene, gasolina, etc. de la parafina depositada en el hoyo.  Térmico. Consiste en aplicar sustancias calientes (vapor, agua, aire, etc.) como medio para hacer más fluida la parafina y así poderla circular hasta la superficie. El esquema es de un pozo con problemas de precipitación de parafina sometida a inyección de vapor, usando un generador portátil.

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4.1.3. Limpieza de Asfáltenos

Descripción. En áreas asociadas con la producción de petróleo del tipo asfáltico, es frecuente la precipitación de asfáltenos en el medio poroso, en los equipos de subsuelo o en las facilidades de superficie, que afectan con frecuencia los niveles de producción. En el siguiente grafico se presenta las diferentes zonas donde frecuentemente ocurre la precipitación de asfaltenos, y las facilidades usadas para la inyección de solvente en el pozo, como medio para diluir los tapones de asfaltenos.

Fuente: COPYRIGHT 1999 CIED, PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A.

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Causas. La precipitación de asfáltenos está asociada a los cambios de composición del crudo debido a la liberación del gas y fracciones ligeras, por efecto de la reducción de la presión del yacimiento. Consecuencias. La precipitación de asfaltenos produce:  Taponamiento en los poros que reduce el flujo de hidrocarburos de la formación al hoyo.  Depósitos en las tuberías de producción, reduciendo su diámetro y afectando los niveles de producción de hidrocarburos.  Taponamiento en el separador y líneas de superficie. Métodos de remoción.

Los métodos de remoción de asfaltenos en la sarta de

producción son básicamente de tipo químico o mecánico. Algunas veces, debido a la severidad del problema, se usan los dos métodos simultáneamente. Procedimiento químico. El procedimiento consiste en: 1. Bombear a través de la tubería de producción un material solvente de los asfaltenos (benceno, tolueno, etc.). 2. Dejar en remojo el solvente durante el tiempo previamente determinado en el laboratorio. 3. Bajar el calibrador con guaya fina para verificar la profundidad del tapón de asfaltenos. 4. Bombear un nuevo volumen de solvente, si el tapón no está totalmente disuelto. 5. Repetir la operación si es necesario. Procedimiento mecánico. Este método se usa con frecuencia en combinación con un solvente. Para ello se emplea el coiled tubing, equipado con una mecha en el extremo de la tubería continua. El procedimiento es el siguiente: 1. Bajar la tubería continua con mecha en el extremo.

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2. Perforar el tapón circulando solvente. 3. Avanzar hasta que haya sido despejado el tapón. 4. Circular en el fondo. 5. Sacar tubería continua. En la figura se representa el esquema de un pozo durante los trabajos de limpieza de asfaltenos depositados en la tubería de producción, utilizando un equipo de coiled tubing.

Fuente: COPYRIGHT 1999 CIED, PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A.

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5. ESTIMULACIÓN DE POZOS

Entre los más importantes desarrollos tecnológicos con que cuenta la industria petrolera esta los métodos de estimulación de pozos. Tal es su importancia que no existe pozo en el mundo en que no se haya aplicado uno o más métodos. El proceso de estimulación de pozos consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a gastos y presiones bajas que no sobrepasen a la presión de fractura con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos para la remoción de los pozos. Dependiendo del tipo de daño presente en la roca y la interacción de los fluidos para la remoción de este, las estimulaciones se pueden realizar por medio de dos sistemas: Estimulación matricial y Estimulación por fracturamiento.

Restauración o mejora de las condiciones de flujo por estimulación o fracturamiento Fuente: terminación y mantenimiento de pozos

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Pero antes de seguir avanzando es necesario hablar un poco sobre los daños en las formaciones.

5.1. Daño en las Formaciones.

El daño en las formaciones es un fenómeno que causa distorsión en el flujo lineal en dirección al pozo debido a restricciones en el tamaño de los poros de la roca, ocasionando una caída de presión extra en las inmediaciones del pozo.

Componentes del Daño.

Los tratamientos de estimulación en la mayoría de los casos reducen el factor del daño, sin embargo, el efecto total del daño involucra varios factores, donde algunos de ellos no pueden ser alternados.

Efectos del Daño.

Con la finalidad de evaluar en forma teórica y cuantitativa los efectos de los daños susceptibles de removerse a través del tratamiento de estimulación para conocer tal efecto, se debe considerar un yacimiento que no presentan ningún tipo de daño (s=0) para estimar el potencial natural del pozo. Sin embargo cuando tienen un agujero revestido y disparado, el flujo debe converger hacia las perforaciones de los disparos. Los efectos producidos por los disparos originan un comportamiento de la formación sufriendo alteraciones en sus características físicas, las cuales propician el inicio de los problemas asociados con la rectificación al flujo a través de las perforaciones y estas se ven incrementadas por los detritos de las pistolas, la tubería, el cemento y propia formación. Una vez eliminada las restricciones causadas por los disparos, es conveniente estimar cual sería el efecto de la productividad del pozo por la presencia del verdadero daño a la formación. Para tal caso, es necesario determinar el comportamiento de flujo, obtenido de

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la presión de pozos fluyentes y el gasto de producción a esa presión. Esto se determinara para las diferentes condiciones de permeabilidad, tanto para la zona virgen y la zona alterada o dañadas.

Origen del Daño.

El daño a la formación puede ser causado por procesos simple o complejos, presentándose en cualquiera de las etapas de la vida de un pozo. El proceso de la perforación del pozo es el primer y tal vez el más importante origen del daño, el cual se agrava con las operaciones de cementación de tuberías de revestimiento, las operaciones de terminaciones y reparación de pozos e incluso por las operaciones de estimaciones. La fuente de daño la propicia el contacto e invasión de materiales extraños en la formación. Además, durante el proceso natural de producción debido a las alteraciones de las características originales de los fluidos o las de los minerales que constituyen la roca. Los mecanismos que gobiernan el daño de una formación pueden ser:  Reducción de la permeabilidad absoluta de la formación, originada por un taponamiento del espacio poroso o fisura naturales.  Reducción de la permeabilidad relativa a los fluidos de la formación, resultado de las alteraciones en la saturación de los fluidos o del cambio de a mojabilidad.  Aumento de la viscosidad de los fluidos del yacimiento debido a la formación de emulsiones o alteraciones en sus propiedades.

Tipos de Daño.

La eficiencia de un tratamiento de estimulación depende principalmente de la caracterización y remoción del daño que restringe la producción. Varios tipos de daño pueden existir durante las diferentes etapas de desarrollo del pozo.

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A continuación se describen los tipos de daño que se pueden presentar durante las diferentes operaciones que se realizan en un pozo petrolero. 

Daño por Invasión de Fluidos.

Este tipo de daño se origina por el contacto de fluidos extraños con la formación y el radio de invasión depende del volumen perdido de la porosidad y permeabilidad de la formación y de su interacción con los fluidos contenidos en ella o con los componentes mineralógicos de la roca. La fuente principal de este tipo de daño es la perforación misma, ya que el lodo forma un enjarre debido a la filtración de fluidos a la formación y su penetración depende del tipo de lodo, tiempo de exposición y la presión diferencial. Esta invasión de fluidos genera alguna diversidad de daño, como:  Daño por Arcillas. La mayoría de las formaciones de las formaciones productores contiene en mayor o menor cantidad arcillas, siendo estos minerales potenciales factores de daño por su alta sensibilidad a fluidos acuosos, lo que provoca su hinchamiento y/o migración. Las arcillas, presentes en la formación proviene por dos tipos de proceso, el primero se presenta de manera mecánica, la cual ocurren en el deposito simultaneo con los otros minerales que conforman la roca, y el segundo de manera química en que estos minerales con el agua de formación.  Bloqueo de Agua. La invasión de los fluidos acuosos propicia en la vecindad del pozo se promueva una alta saturación de la misma, disminuyendo la permeabilidad relativa a los hidrocarburos. Lo que provoca una alta saturación de la misma, disminuyendo la permeabilidad relativa a los hidrocarburos. Lo que provoca una área mojada por agua e incrementando la adsorción de esta a las paredes de los poros.  Bloqueo de Aceites. Cualquier fluido base de aceite que invada yacimientos de gas, causaran reducciones en la permeabilidad relativa del gas.  Bloqueo por Emulsiones. Esto sucede cuando los fluidos de invasión se intermezclan con los contenidos de la formación; los filtrados con alto ph o ácidos

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pueden formar emulsificaciones con aceite de formación, estas emulsiones suelen tener alta viscosidad.  Cambio de Mojabilidad. Un medio poroso se encuentran mojado por agua facilita el flujo de aceite y los fluidos de invasión a la formación tiene la tendencia de mojar la roca, lo cual repercuten en la disminución de la permeabilidad relativa al aceite. 

Daños por Invasión de Sólidos.

Uno de los más comunes tipos de daño de formación se debe al obturamiento del sistema poroso causado por los componentes solidos de los fluidos de perforación, cementación, terminación, reparación y estimulación. 

Daños Asociados con la Producción.

La producción de los pozos propicia cambios de reparación y temperatura en o cerca de la vecindad del pozo, provocando un desequilibrio de los fluidos agua, aceite y/o gas , con la consecuente precipitación y depósito de solidos orgánicos y/o inorgánicos, generando obturamientos de los canales porosos y por lo tanto, daños a la formación. Otras fuentes comunes de daño asociado con el flujo de fluidos de la formación es la migración de los finos, presentándose generalmente en formaciones poco consolidadas o mal cementadas, provocando obturamientos de los canales porosos. Otro tipo de daño es el bloqueo de agua o gas por su canalización o conificación en la producción del aceite e incluso dejando de aportar el pozo.

Evaluación del Daño.

Todo pozo a su inicio de su explotación o durante la misma, se encuentra dañado en menor o mayor radio y se hace imprescindible la remoción del mismo para retribuir las condiciones naturales de producción. Esta remoción puede resultar difícil y costosa, por lo que el enfoque básico debe ser su prevención o por lo menos su minimización.

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Para lograr la remoción del daño es necesario evaluarlo y esto se puede realizar tomando en consideración los siguientes puntos:  Revisión de operaciones previas a la actual del pozo. Se basara fundamentalmente

en las condiciones en que se perforo la zona productora,

teniendo conocimientos el tipo y características del fluido de perforación, así como sus pérdidas, manifestaciones de los fluidos del yacimiento, análisis de la cementación de la tubería de revestimiento, así como operaciones subsecuentes de reparación, limpieza y estimulación.  Análisis del comportamiento de producción. Desde la terminación hasta las condiciones actuales, incluyendo el análisis

de la prueba de formación y

producción. Lo anterior se debe comparar con el comportamiento de los pozos vecinos.  Pruebas de laboratorios. Lo estudios de laboratorio permitirán definir la mineralogía y la distribución de los minerales

de la roca y reproducir las

condiciones de daño. Para la determinación del daño probable Del formación y del tipo de tratamiento para la remoción del mismo.  Cuantificación del daño. Se hace con la finalidad de definir condiciones del daño en la formación y perforación. Para tal efecto debe tomarse en consideración de datos de producción así como de curvas de variación de presión y del análisis nodal, herramientas con lo cual e podrá cuantificar el daño y estimar el efecto de su remoción.

Datos del Yacimiento.

Los parámetros más importantes de análisis para diseñar un tratamiento de estimulación son: 

Permeabilidad



Presión de yacimiento



Porosidad



Mineralogía de formación



Densidad de los fluidos de la formación Página 54

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

Temperatura del yacimiento



Profundidad de la formación



Factor del daño

Curvas de incremento y decremento.

El registro de presiones durante la producción de un pozo productor es la suma importancia, ya que dependiendo del comportamiento de las mismas dependerá de su vida productiva se puede determinar que el yacimiento está diseñado u para la comprobación del mismo se echa mano de las herramientas para la determinación de parámetros como permeabilidad, factor del daño y conductividad del yacimiento. Estos parámetros se pueden determinar mediante el análisis de presiones registradas en el fondo del pozo tanto como fluyente como cerrado.

Análisis de Muestras y Pruebas de Laboratorio.

El éxito de un tratamiento en su gran porcentaje depende de los análisis y pruebas de laboratorio, que sirven para determinar y conocer el mecanismo de daño presente en la formación a estimular.

5.2. Técnicas Básicas de Estimulación de Pozos.

Después de la terminación de un pozo, en un mantenimiento mayor o en el desarrollo de la vida productiva de los pozos, generalmente se requiere restaurar o mejorar las condiciones de flujo del intervalo productor o inyector. Para lograr esto existen dos técnicas principales de estimulación de pozo: la estimulación matricial y por fracturamiento, diferenciándose por los gastos y presiones de inyección.

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5.2.1. Estimulación Matricial

Los procedimientos de la estimulación matricial son caracterizados por gastos de inyección a presiones por debajo de la presión de fractura, esto permitirá una penetración del fluido a la matriz en forma radial para la remoción del daño en las inmediaciones del pozo. El éxito de una estimulación matricial depende primordialmente de la selección apropiada del fluido de tratamiento y el procedimiento de selección es muy complejo, ya que se involucran diversos factores que varían ampliamente, entre los más importantes están: tipos de severidad y localización del daño y su compatibilidad con el sistema roca fluido de la formación. Dependiendo de las interacciones de los fluidos de la estimulación y tipo de daño presente en la roca se divide en dos grandes grupos. 

Estimulación matricial no ácida



Estimulación matricial ácida.

5.2.1.1. Estimulación no Acida Es en la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan químicamente con los materiales de la roca, utilizándose para la remoción de daños ocasionados por bloqueos de agua, aceite o emulsión, pérdidas de fluido de control o depósitos orgánicos. Los fluidos a utilizar son: soluciones

oleosas

o

acuosas,

alcoholes

o

solventes

mutuos,

acompañados

principalmente de surfactantes u otros aditivos afines. El éxito de estos tratamientos consiste en la buena selección del surfactante. Fenómenos de Superficie Alterados por la Estimulación no Acida. El flujo de los fluidos a través del medio poroso está gobernado por los fenómenos de superficie que representan las fuerzas retentivas de los fluidos en la roca, la acción de la estimulación no acida concierne principalmente con la alteración de estas fuerza retentivas, manifestadas en los fenómenos de tensión superficial e interfacial, mojabilidad y capilaridad.

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La estimulación no acida se emplea para remover daños relacionados con dichas fuerzas y bajo estas condiciones se puede atacar problemas de bloqueo de agua, emulsiones y daños por tensión interfacial, por depósitos orgánicos entre otros.

Surfactantes.

Los agentes de superficie (surfactantes) son los productos químicos que principalmente se utilizan en la estimulación matricial no reactiva, debido a su eficiente acción que permite alterar los fenómenos de superficie. Estos son compuestos de moléculas orgánicas formados por dos grupos químicos, uno afín al agua (hidrofilico) y el otro afín al aceite (lipofilico). Dada esta estructura tienden a orientarse en un líquido, el grupo hidrofilico es más soluble en agua que el grupo lipofílico, entonces las moléculas del surfactante se orientaran en la interfase agua aire con el grupo afín al aceite en aire y el grupo afín al agua en el agua. El hecho de que un surfactante busque una interfase implica que la tensión superficial o interfacial, presión capilar y la mojabilidad de un líquido en un sólido se altere en mayor o menor grado y estos efectos se manifiestan e cualquier interfase, ya sea entre dos líquidos inmiscibles, entre un líquido y un sólido etc. Por otra parte, dado que las rocas de formaciones productoras de hidrocarburos son silicas o calcáreas, los surfactantes actuaran de acuerdo con el carácter eléctrico de estos minerales, pudiendo alterar las condiciones de mojabilidad de un líquido en un sólido.

Fluidos de tratamiento

Los fluidos base utilizados en los tratamientos son oleosos, acuosos, alcoholes, solventes mutuo y soluciones miscelares. En los tratamientos en que se utilizan fluidos oleosos como acerreador del surfactante, se emplean diesel, xileno, aromáticos pesados o kerosina con 2 o 3% en volumen de un surfactante miscible o dispersable en aceite.

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La utilización de alcoholes, solventes mutuos o soluciones micelares como fluidos base en la estimulación, han demostrado su efectividad en la remoción de bloqueos de agua, aceite o emulsión y depósitos orgánicos. En general estos fluidos se utilizan al 10% mezclado con fluidos oleosos o acuosos.

5.2.1.2. Estimulación Acida.

Es en la cual los fluidos de tratamiento reaccionan químicamente disolviendo materiales que dañan la formación y a los sólidos contenidos en la roca. Utilizándose para la remoción de daño por partículas de solidos (arcillas), precipitaciones inorgánicas. Los fluidos a utilizar principalmente son los sistemas ácidos. El éxito de estos tratamientos se basa en la selección del sistema ácido.

Tipos de Ácidos Usados Generalmente.

Todos los ácidos tienen algo en común, se descomponen en ion hidrogeno y en un anión cuando se encuentra disuelto en agua. 

Ácido Clorhídrico (HCl). Es el más utilizado para la estimulación de pozos.



Ácido Fluorhídrico.



Ácidos Orgánicos. Otro de los ácidos utilizados en forma individual o en conjunto con el ácido clorhídrico son el ácido acético y el ácido fórmico

Aditivos

Entre estos se encuentran comúnmente: 

Surfactantes



Inhibidores de corrosión



Agentes no emulsificantes



Agentes controladores de fierro

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

Reductores de fricción



Agentes emulsificantes



Agentes espumantes



Solventes mutuos



Agentes retardadores de reacción, entre otros.

5.2.2. Estimulación por Fracturamiento Hidráulico.

El fracturamiento hidráulico puede ser definido como el proceso en el cual la presión de un fluido es aplicado a la roca del yacimiento hasta que ocurra un falla o fractura, generalmente conocido como rompimiento de formación. Al mantener la presión del fluido hace que la fractura se propague desde el punto de rompimiento de la roca creando un canal de flujo que provee un área adicional de drene. Al fluido utilizado para transmitir la presión hidráulica se le conoce como fluido fracturante.

6. MANTENIMIENTO DE POZOS

La etapa de producción, de un pozo necesita una serie de operaciones que en realidad constituyen su terminación. Durante su vida productiva es necesario de mantenimiento, estimulación y su reacondicionamiento para aprovechar correctamente su energía del yacimiento, así como eliminar problemas mecánicos que impidan su producción, o su inyección, en el caso de pozo para recuperación mejorada, hasta llegar finalmente a su taponamiento definitivo. Generalmente, el mantenimiento de los pozos de flujo natural redunda en hacer inspecciones programadas para verificar que el cabezal y sus aditamentos: manómetros, válvulas, flujo ductos y estranguladores están en buen estado, para evitar fugas y desperfectos indeseables. Frecuentemente se toman muestras de petróleo en el cabezal para verificar la gravedad del crudo, porcentaje de agua y sedimentos producidos. Se observa la presión de flujo y presión en el espacio anular para determinar anomalías. A fechas determinadas se les hacen estudios de presión de fondo (estática y fluyente) y el pozo se pone en prueba especial de producción, a través de la estación de flujo, para

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determinar su comportamiento individual al fluirlo a través de instalaciones separadas (tren de prueba). Se presta igual atención a aquellos pozos que producen por levantamiento artificial por gas. Es muy importante verificar el estado y funcionamiento de todos los componentes del cabezal. Es esencial cerciorarse que la presión y el volumen de gas, continuo o intermitente, se ajustan a los volúmenes y presiones recomendadas, y que la producción del pozo y su relación gas-petróleo concuerdan con las estimaciones estipuladas. De todas estas observaciones puede deducirse si las válvulas de inyección de gas en la sarta de producción están funcionando adecuadamente, si la descarga de petróleo del yacimiento al pozo no ha sufrido deterioro debido a reducción de permeabilidad en la las cercanías del pozo, arenamiento y/o influjo de agua. Por ejemplo en pozos que producen por bombeo hidráulico, se hacen inspecciones rutinarias para verificar que las instalaciones en la superficie, como son tanques, tuberías, medidores, válvulas, bombas y otros dispositivos funcionan de manera correcta. Por otra parte, es importante cerciorarse sobre el estado, la calidad, el volumen y la presión del fluido motriz que hace funcionar el sistema. Los pozos que producen por bombeo mecánico, tipo balancín, pueden presentar una gran variedad de desperfectos mecánicos que surgen de las características mismas del sistema, tanto en la superficie como en el mismo pozo, desde el cabezal hasta el fondo. Las fallas en la fuerza eléctrica o fuerza mecánica (motor de combustión interna) que impulsa el balancín para el bombeo, hacen que el tiempo perdido se transforme en merma de la cuota de producción del pozo. Cualquier desperfecto en algunos de los elementos del propio balancín (engranajes, bielas, colgadores, etc.), ocasiona pérdida de bombeo de petróleo. En el cabezal del pozo, los desperfectos en el vástago pulido y el prensa estopa pueden ocasionar derrames leves o severos de petróleo. Generalmente, las varillas de succión se sueltan o se parten. En ocasiones, la sarta de varillas se desenrosca de la bomba. En otros casos, debido a la fatiga, esfuerzos y vibración, la carrera ascendente y descendente de la sarta de varillas de succión no es sincrónica y por estiramiento causa

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golpeteo que puede dañar la bomba o partir las varillas. La válvula fija y la válvula viajera pueden perder su esfericidad debido a la corrosión de los fluidos o el escariamiento por la arena que se produce con los fluidos del yacimiento, y esto merma la eficiencia del bombeo debido al escurrimiento de los fluidos. Los pozos inyectores de gas, agua o vapor, utilizados para aumentar la producción de hidrocarburos del yacimiento, también son objeto de mantenimiento. Los elementos de sus respectivos cabezales (válvulas, conexiones, medidores de presión y de temperatura, registros de volúmenes inyectados, etc.), deben funcionar adecuadamente para facilitar el seguimiento de las operaciones y detectar fallas que puedan presentarse. El mantenimiento son todas aquellas intervenciones realizadas en los pozos para mantener la producción, mejorar la recuperación de los hidrocarburos, o cambiar los horizontes de producción aprovechando al máximo la energía propia del yacimiento.

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IV. CONCLUSIONES

Como resultado de la realización de este Trabajo Especial, se ofrecen las siguientes conclusiones: Se debe determinar el

comportamiento de los yacimientos y así poder diseñar una

Completación, para que con las propiedades de la zona productora se pudiese elevar la producción. Haciendo la más segura y productiva la vida de los yacimientos a menor o ninguna inversión en el trascurso de los años. Utilizando equipos de seguridad más eficaces, de acuerdo a las necesidades requeridas para la magnitud de los trabajos a realizar. Sin embargo, cuando no se logra que esto suceda surge la necesidad de realizar ajustes en las completaciones e incluso efectuar cambios en las herramientas utilizadas, como también modificaciones en la formación hasta lograr un mejor desempeño. Por

ello es importante y fundamental resaltar el hecho de que se deben tener los

conocimientos suficientes para hacer una buena completación, ya que esto traerá como consecuencia que la vida productiva de los pozos y la producción misma, sea cada vez mayor. Finalmente hemos

hablado de

cambios a nivel de zonas productoras, se refiere a

trabajos de reacondicionamiento o rehabilitación; y cuando se habla de trabajos que no involucran las zonas productoras se refieren a la reparación de pozos.

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V. BIBLIOGRAFIA



Completación y Reacondicionamientos

de Pozos (Centro Internacional y

Desarrollo1996) 

Terminación

y

Mantenimiento

de

pozos

pdf.

(Centro

Internacional

y

Desarrollo1996) 

Manual Teórico-Práctico De Ingeniería De Completación Y Rehabilitación De Pozos Escuela De Petróleo De La U.C.V. CARACAS 2.005.



www.chilonunellez.blogspot.com

 Instituto de Desarrollo Profesional y Técnico C I E D 1 (Rehabilitación de Pozos 1999)  http://www.slideshare.net/enzosedv/terminacin-y-reacondicionamiento-depozos  http://www.slideshare.net/Pr1nc3zs/tomo11-terminacion-y-mantenimientode-pozos  http://www.slideshare.net/rikardocazthaneda/libro-terminacin-de-pozos 

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