0peraciones de Reparacion Control Pozos

Las Operaciones de Reparación PARTE 5 CAPITULO 22

LAS OPERACIONES DE REPARACION

Mantener el control de un pozo durante las fases de terminación y reparación es mucho más complicado que el control de un pozo durante las operaciones de la perforación. Existen varias complicaciones principales. Puede ser que se estén utilizando varios sistemas diferentes en el aparejo, en una sola operación de reparación o terminación/ reterminación. Podrán usarse varios tipos de fluidos para la reparación, que van desde el nitrógeno a baja densidad hasta las salmueras de alta densidad o los sistemas de fluidos para obturadores. Puede ser que ocurran simultáneamente muchas actividades relacionadas entre sí, tales como las reparaciones en una plataforma con pozos en producción, y los equipos correspondientes.

Además, como muchos empleados de mantenimiento que trabajan en la reparación podrán ser especialistas dentro de su función específica, más no muy bien informados acerca de los demás aspectos de las operaciones, el representante del operador lleva una carga pesada al asegurarse de que se observan procedimientos seguros en el control de los procedimientos en todas las fases de las actividades.

A consecuencia de las numerosas actividades en una reparación, la capacitación en el control de los pozos debe ser ampliada para cubrir el los diversos empleados del mantenimiento, varios sistemas para plataformas y las circunstancias inherentes en la reparación o la terminación/reterminación. Dicho personal podrá incluir el representante del operador, el personal en los aparejos convencionales, los operadores de las unidades de aplicación de empaquetaduras y de tubería en serpentín y, en algunos casos, los operadores de las compañías de los cables de acero - máxime cuando trabajen en la fase de perforación de la terminación de un pozo. Además, es necesario tratar cada uno de los sistemas del aparejo, puesto que un representante del operador podrá tener la necesidad de supervisar cada tipo de sistema durante una sola reparación.

Hay muchas razones por las que se llevan a cabo la reparación y la terminación/ reterminación. Entre ellas son la reparación de un yacimiento en producción, la terminación de un nuevo yacimiento, la terminación de múltiples yacimientos, el estímulo a los yacimientos existentes para que aumenten su producción, o la reparación de los problemas mecánicos que impidan la producción. Cada una de estas cinco razones integra diferentes principios básicos. Cada uno requiere el control de la presión mientras se lleva a cabo el trabajo.

----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------Instituto de Capacitación Petrolera 403 Universidad de Houston en Victoria ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


LA REPARACION DE UN YACIMIENTO EXISTENTE

Una compañía podrá reparar un yacimiento existente:

1. para aumentar el ritmo de producción del petróleo;

2. para controlar y/o disminuir el ritmo de producción del gas o del agua;

3. para controlar problemas con la arena;

4. para remediar los daños en las formaciones, y

5. para ahondar, desviar, o hacer perforación direccional para la reterminación en otra parte del mismo yacimiento.

Tanto las indicaciones de estos problemas como sus soluciones podrán ser diferentes. Por lo que, deben ser diagnosticados correctamente antes de iniciar la reparación.

LA REPARACION PARA AUMENTAR LA PRODUCCION

La reparación de un yacimiento para aumentar la tasa de producción del petróleo es, principalmente, una decisión económica, basada en las causas y las soluciones del problema. Aparte de los daños mecánicos, o de la formación, las causas más comunes de las reparaciones son una baja permeabilidad o presión en el yacimiento.

La permeabilidad del yacimiento es la capacidad de la roca de permitir el movimiento de los fluidos dentro de ella. Los yacimientos con baja permeabilidad retardan el fluido del movimiento dentro del pozo. Por consiguiente, reflejan menores tasas productivas. Las regiones de baja permeabilidad podrán ser localizadas, o podrán alcanzar toda la anchura del yacimiento, debiéndose distinguir de los daños en la permeabilidad cerca del pozo. El método más común de discriminar entre los daños en la permeabilidad y los daños de baja permeabilidad que ocurren en la naturaleza, es por la implantación de procedimientos para la prueba de la presión.

Las presiones de baja producción podrán reducir las tasas de producción. Puesto que la presión es la fuente de energía que presiona el petróleo dentro de la tubería y hacia arriba en ella, es importante monitorear dichas presiones para asegurar que se mantenga una tasa óptima. Una causa común de la reducción de la presión es la remoción de los fluidos del yacimiento durante el proceso de la producción. Así mismo, los daños en la formación cerca del pozo podrán consumir una gran parte de la presión del yacimiento al impulsar el petróleo a través de la sección dañada. Una presión excesiva en la banca, causada por el taponamiento de las perforaciones, obstrucciones en el fondo del pozo, en los estranguladores u otros equipos de la superficie, así como



sistemas de elevación deficientes o inapropiados, son otras causas de los problemas con la presión.

El remedio de la baja presión en la producción depende de la causa de los problemas. Unas soluciones eficaces podrán incluir la eliminación de las obstrucciones del pozo, o el uso apropiado de los principios y equipos de la elevación artificial. En algunos casos, la mejor solución podrán ser los programas de mantenimiento de la presión que inyectan un fluido dentro del yacimiento.

LA REPARACIÓN PARA CONTROLAR EL CORTE

El exceso de agua o de gases, o los gases indeseables, podrán causar bajas tasas de producción de petróleo, o el abandono prematuro de un yacimiento por el agotamiento de la presión. Es necesario determinar la fuente del agua o del gas que se produce antes de implantar remedios. Dichas fuentes incluyen las capas de gases primarios o secundarios, la invasión de yacimientos de agua impulsora, lo heterogéneo de la permeabilidad y la formación de conos de agua.

Es inevitable cierto grado de producción de gases en todos los yacimientos petrolíferos. Conforme que se reduzca la presión más abajo del punto de burbujeo (el punto al que empiecen a formarse las burbujas de gas), el gas se evoluciona en el depósito. Dicho gas se separará del petróleo para formar una capa de gas más arriba del petróleo, o elevar el tamaño de una tapa que ya existía. Puesto que lo comprimible del gas sirve como la principal energía impulsora en la producción del petróleo, una remoción excesiva del gas reducirá la capacidad de extraer el petróleo del yacimiento.

Existen varios métodos para controlar la producción excesiva de los gases. Estos incluyen la producción del petróleo a través de las perforaciones más abajo la superficie de contacto entre el gas y el petróleo, y la implantación de programas para el mantenimiento de la presión, para reducir la cantidad de gas que se evolucione del petróleo. Cualquiera que sea el método de control, es necesario mantener un monitoreo constante para evitar una repetición del problema.

Un yacimiento aguado es una causa común del abandono de muchos estratos productivos. En las zonas en las que el principal mecanismo impulsor es la agua, la superficie de contacto entre el petróleo y el agua llegará con el tiempo hacia las perforaciones. En este momento, empezará a aumentarse la producción del agua. Cuando sea posible, las perforaciones debajo del contacto con el petróleo deben ser taponadas para reducir la producción del agua. Sin embargo, en la mayoría de los casos, el nivel del agua con el tiempo abarcará el estrato entero, y la zona ya tiene que ser abandonada.



Lo heterogéneo de la permeabilidad podrá causar la producción de tales fluidos indeseables como la agua. Las zonas con una alta permeabilidad se agotarán antes que las zonas con bajos intervalos de impermeabilidad. Esto permitirá la producción del agua (o gas) con el petróleo desde las demás secciones.

La formación de conos podrá ser un grave problema en los pozos que tengan cierto grado de permeabilidad o fractura vertical. El agua es producida desde los estratos más abajo del petróleo, aunque - quizá - no hayan perforaciones debajo de la superficie de contracto entre el petróleo y el agua. Ya que la formación de los conos es básicamente una cuestión que depende de la tasa de producción, la solución principal requiere la reducción de las tasas de producción.

LA REPARACION PARA EL CONTROL DE LA ARENA

El control de la producción de la arena con los fluidos producidos es una cuestión de importancia, y tal vez la causa principal de una gran parte de las operaciones de reparación. La arena de las formaciones, mezclada con los fluidos de le producción, podrá taponar la tubería y las perforaciones, restringiendo el flujo y ocasionando graves problemas de desgaste en el cabezal y en los equipos de producción. Se han reportado casos del movimiento de la arena en casi todos los ambientes geológicos, con incidencias especialmente altas en las formaciones poco profundas de la edad terciaria, y a profundidades menores que 12,000 pies.

Las teorías acerca de los problemas con la arena abarcan muchas causas posibles. Las más comunes son las siguientes:

1.) las fuerzas arrastradoras del flujo del fluido, las cuales se elevan conforme que se aumente la tasa del flujo y la viscosidad del fluido;

2.) la reducción en la “resistencia” de la formación que frecuentemente está relacionada con la producción, causada por la disolución de los materiales de cementación, o una reducción de las fuerzas capilares que acompaña una creciente saturación con agua, y

3.) una reducción en la permeabilidad relativa al petróleo, causada por un aumento en la saturación con agua, la cual eleva la presión aspirada correspondiente a una tasa dada de la producción del petróleo.

Sin embargo, la causa que más frecuentemente se observa en los problemas del control de la arena es la sensibilidad de la formación a las altas tasas de flujo.



En los últimos años, han sido desarrolladas y aplicadas varias técnicas exitosas para el control de la arena. Aparte de las reducciones sencillas pero poco económicas en las tasas de producción, los dos métodos más comunes para el control de la arena son el empaque con grava suelta y la plastificación. Cada uno tiene características diferentes para aplicaciones diferentes. Por consiguiente, requieren un conocimiento de los parámetros de la formación antes de hacer la selección.

El empaque con grava suelta es, quizá, el método más común de control de la arena. Se trata del uso de una grava suelta (o arena) de diámetro previamente escogido, y una criba. En el procedimiento general, se coloca la criba dentro del pozo (o la camisa) del pozo, frente al estrato productivo, y bombear la grava suelta de tamaño predeterminado entre la criba y la formación. Cuando se haya alcanzado un empaque razonablemente sólido y apretado de la grava suelta, el pozo podrá producir relativamente libre de arena.

Los métodos de consolidación del plástico para el control de la arena son procedimientos eficaces en ciertas zonas. El objetivo básico de la consolidación de la arena en el plástico es de aumentar la resistencia de la formación alrededor del pozo, para que los granos no sean desalojados por las fuerzas arrastradoras del flujo de los fluidos a la tasa deseada de producción. Una ventaja de la plastificación es que su aptitud para la tubería de paso continuo o en aplicaciones con camisas de diámetro menor. Deja un pozo completamente abierto en el pozo. Esta técnica también es apta para aplicaciones en la terminación de yacimientos múltiples, en pozos con presiones anormales, o en las formaciones que consistan en arenas demasiado finas para ser controladas con un empaque de grava suelta.

Si bien la consolidación de la arena es una herramienta eficaz en ciertos ambientes, sí tiene sus inconvenientes. Un resultado indeseado de añadir los agentes plastificantes directamente a los granos de arena en los intersticios podrá ser una reducción visible en la permeabilidad natural de la formación productiva. Además, podrá ser difícil lograr la mezcla correcta de las resinas para hacer frente a las condiciones exactas del pozo. Sin embargo, el problema principal es alcanzar una cobertura uniforme de cada perforación sin causar la ramificación del fluido dentro de los estratos permeables.

LA REPARACION DE LOS DAÑOS EN LA FORMACION

El control y la prevención de los daños en las formaciones han recibido una creciente énfasis en la industria de la perforación y la reparación de pozos. Los daños en las formaciones pueden perjudicar gravemente la productividad. En la mayoría de los



casos, el óptimo método para el control de daños en las formaciones es la prevención inicial, más bien que la reparación. Sin embargo, con frecuencia es necesario efectuar reparaciones de los daños sostenidos anteriormente.

La causa principal de los daños en las formaciones es el contacto entre la formación y algún fluido extraño. Dicho fluido podría ser un lodo de perforación, fluido de perforación o de reparación, o el fluido del yacimiento mismo si sus características básicas han sufrido alteraciones. El daño mismo es causado por el contenido sólido del fluido extraño, o por una reacción química entre el fluido y algún componente del yacimiento.

Es común que los sólidos taponen la formación productiva. Dichos sólidos podrían incluir tales sólidos en el fluido de perforación como son la baritina, la arcilla o los cortes; tales sólidos de la formación como la parafina o las substancias asfálticas, u oxidación y costras al fondo del barreno, compuesto para la rosca de tuberías o sales no disueltas. Frecuentemente, pero no siempre, los grandes sólidos que forman placas en la formación, o a corta distancia detrás de la superficie de la formación, pueden ser eliminados por el flujo inverso dentro de la formación. Tales sólidos pequeños como el óxido del hierro, las arcillas u otras partículas de silicato podrán causar un grave taponamiento, ya que pueden ser transportados largas distancias dentro de la formación. Además, el taponamiento por la parafina o los asfaltos podrá ocurrir bajo condiciones cambiantes en el yacimiento.

La invasión del filtrado en los fluidos de perforación o reparación podrá causar varios tipos de daños en las formaciones. Si el filtrado es base agua, las fuentes principales del problema incluyen la hidratación o deshidratación de las arcillas sujetas a hinchazón, la dispersión o floculación de las arcillas y las partículas de la formación, sujetas o no a hinchazón, y la disolución de los materiales de la cementación, permitiendo la introducción dentro de la formación de los finos, las arcillas u otras partículas. La invasión de los fluidos base aceite podrán tender a crear emulsiones viscosas con el yacimiento, o a alterar lo miscibilidad primaria de la roca con agua. Esto mina su permeabilidad en relación con el petróleo.

Son difíciles el diagnóstico y los procedimientos correctivos. Los procedimientos del diagnóstico incluyen la inyección o las pruebas de productividad para determinar el “efecto superficial”, evaluaciones de las bitácoras de producción que definan los estratos que no contribuyen al flujo total, o la comparación con estratos comparables en pozos de compensación. Aunque la simple prevención sea el procedimiento más eficaz, las medidas correctivas incluyen la acidificación para eliminar las arcillas hinchadas y las substancias químicas de tratamiento oleoso para desintegrar las emulsiones o contrarrestar los cambios anteriores de la miscibilidad.



LA RETERMINACION EN EL MISMO YACIMIENTO

A veces, se cambiará la localización del fondo del pozo para terminar en una sección diferente del mismo yacimiento. Esto se puede hacer ahondando o desviando (la perforación direccional a partir del pozo original.)

Las razones más comunes de este procedimiento son la desviación de los problemas causados por los daños irreparables en la formación, la baja permeabilidad de la terminación original o las zonas aguadas que requieran nuevas localizaciones de buzamiento para continuar la producción petrolera.

La economía es la consideración principal en la reterminación de una sección diferente del yacimiento. La decisión se basa en el costo de perforar un nuevo pozo, en comparación con el costo de cambiar la ubicación del fondo del pozo existente. Además, las causas del nuevo estrato de terminación indicarán de cierto modo la decisión final. Cada caso debe ser evaluado de acuerdo con sus méritos.

LA PERFORACION

En la perforación de un pozo petróleo, hay cinco funciones básicas que deben de ser ejecutadas. Estas incluyen: perforar de una perforación limpia, productiva y sin daños; penetrar el estrato lo más profundamente posible; pegar un pozo liso y redondo de entrada en la camisa; mitigar los daños en la camisa y en el cemento, y conseguir el máximo flujo nominal con un mínimo de perforaciones. Hoy en día, la perforación a chorro es la norma aceptada de perforación en la industria petrolera.

Hay otras consideraciones en la perforación, tales como los fluidos de la terminación, las presiones diferenciales, el costo, y las limitaciones de presión y temperatura. Sin embargo, los procedimientos de perforación son, quizá, la consideración más importante en la terminación de los pozos.

Para obtener la perforación más limpia posible, el procedimiento convencional es la perforación con bajo balance, permitiendo el reflujo, dentro del pozo, de los escombros de la pistola de perforación u otras partículas posiblemente dañinas en el canal de perforación. Para la perforación bajo balance, es necesario mantener el control adecuado de la presión en la superficie. Esto se hace utilizando un obturador con cable de acero, o un inyector de grasa. Si se perfora antes de meter la tubería, podrá ser necesario instalar en el cable de acero un obturador con tapón colocado en el barreno, para que se introduzca la tubería seguramente dentro del pozo. O bien, la tubería podrá ser metida en el pozo con una unidad de empaquetaduras. Sin embargo, la



manera más segura de perforar bajo balance es bajadair la tubería dentro del pozo, instalar el árbol de Navidad, y perforar a través de la tubería.

COMO TERMINAR UN NUEVO YACIMIENTO

La decisión de cambiar a un nuevo y diferente estrato productivo del pozo se basa en tales factores como una más alta tasa de producción deseada, el agotamiento del estrato de producción original, y daños irreparables en el estrato de producción original. Para cambiar el estrato de producción, es necesario ahondar o desviar el pozo existente, o terminarlo en un estrato menos profundo.

La terminación de los estratos menos profundos generalmente requiere el aislamiento de la zona más baja. Esto es indispensable, ya que en la mayoría de los casos, se ha agotado la presión en las zonas inferiores. Esto podría causar una transferencia subterránea de los fluidos si no se han tomado medidas para evitarla. Los métodos de aislamiento generalmente incluyen la colocación algún tipo de retén o un tapón mecánico aparte de la cementación del estrato original.

LA TERMINACION DE YACIMIENTOS MULTIPLES

La terminación de múltiples yacimientos dentro de un solo fondo del pozo generalmente se implantan para elevar la tasa productiva y el rendimiento de la inversión del capital sin requerir varios pozos. Los sistemas de terminación múltiple podrán incluir terminaciones dobles, triples o hasta cuádruples, y frecuentemente podrán requerir una combinación de varios sistemas de terminación. Por ejemplo, una zona inferior podrá ser empacada con grava suelta, mientras que se perfora una zona superior a través de la camisa.

Aunque por lo usual las terminaciones múltiples sean económicamente convenientes, sí presentan problemas de terminación que frecuentemente cancelan su eficacia. La experiencia en el campo ha demostrado que a menudo, es difícil alcanzar el asentamiento y sellado apropiado con obturadores múltiples. Además, cuando se requiera la reparación de una zona inferior que no pueda ser terminada con la técnica de tubería que la penetre completamente, el operador o debe controlar todas las zonas productivas y concluir los requerimientos de la terminación, o abandonar la zona inferior. Se sostienen costos elevados en ambos casos.

EL ESTIMULO PARA AUMENTAR LA PRODUCCION

Los yacimientos que exhiban bajas tasas de producción frecuentemente requieren estímulos para aumentar su tasa de flujo. Las causas del flujo marginal incluyen una baja permeabilidad inicial, una permeabilidad reducida por daños en la formación o problemas de control de la arena que requieren bajas tasas de flujo.



Las formas más comunes de estímulo requieren o el tratamiento del pozo con tales fluidos como los agentes superficiales (“surfactantes”) y/o ácidos, o bien la fractura hidráulica para provocar una mayor permeabilidad. Se consideran como técnicas de estímulo los métodos de control de la arena para permitir una mayor tasa de fluido.

LA BAJA PERMEABILIDAD INICIAL DEL YACIMIENTO

Muchos yacimientos exhiben formaciones con una baja permeabilidad natural. Los tipos dominantes son los yacimientos con rocas de caliza o dolomita; sin embargo, muchos yacimientos productivos con arenisca también exhiben una baja permeabilidad. Podrán ser costosos los tratamientos estimulantes para elevar la tasa de producción de estos pozos; no obstante, se estiman necesarios, ya que los yacimientos podrán contener grandes reservas de petróleo y gas recuperables. La técnica más común de estímulo para estos yacimientos es la fractura hidráulica.

El objetivo principal de la fractura hidráulica para estimular los pozos, es elevar la productividad del pozo, creando un trayecto conductivo hacia el fondo del pozo que sea mayor que su permeabilidad inicial. Los trayectos o las fracturas generalmente se extienden cierta distancia dentro de la formación. Normalmente, la fractura se mantiene abierta, bombeando dentro de la formación algún material de apoyo como la arena. La fractura eleva la productividad del pozo, aumentando el ritmo del flujo y reduciendo la cantidad de energía (presión) necesaria para impulsar el petróleo a través de la roca de baja permeabilidad.

En ocasiones se añade ácido al fluido de fractura para obtener una fractura ácida. el objetivo principal es de gravar la superficie de las rocas en los yacimientos de carbonatos, para formar canales de flujo lineal hacia el fondo del pozo. La acidificación de la fractura representa una alternativa a los dispositivos de apoyo para mantener abiertas las fracturas. Los dos problemas principales que se encuentran en los trabajos de fractura con ácido son el cierre de la fractura después de gravar los carbonatos relativamente homogéneos, y el taponamiento de la fractura por las partículas finas no disueltas que son liberadas por el ácido.

LA PERMEABILIDAD DE LOS YACIMIENTOS DAÑADOS

Las técnicas de estímulo que más frecuentemente se aplican para reducir los daños son la acidificación o el tratamiento con surfactantes. La consideración principal en controlar el daño en la permeabilidad es la prevención inicial de los daños, ya que las medidas correctivas rara vez restauran completamente los valores originales.



La acidificación de la roca madre original es una técnica de estímulo en la cual algún tipo de ácido es presionado dentro de la roca, aplicando presiones de inyección menores que la presión de la fractura de la formación. Esta técnica generalmente sirve para eliminar los daños superficiales causados por los fluidos de la perforación, terminación, reparación o control del pozo, y por la precipitación de los depósitos para expulsarlos de las aguas producidas. Puesto que el ácido hace contacto con una gran area superficial en un tratamiento de la roca madre, es difícil efectuar el tratamiento a más de unos cuantos pies del pozo.

Los ácidos más comunes que se utilizan en el tratamiento son el clorhídrico, el clorhídrico/ fluorhídrico, acético, fórmico y sulfámico. El ácido clorhídrico se utiliza básicamente para tratar la piedra caliza, la dolomita y otros carbonatos. El ácido fluorhídrico se emplea exclusivamente en los yacimientos con arenisca. El ácido acético se emplea en lugar del ácido clorhídrico por su facilidad como inhibidor a la corrosión.

Los ácidos fórmico y sulfámico, aunque a veces se utilizan, no han disfrutado una aceptación generalizada.

Los surfactantes (agentes superficialmente activos) frecuentemente se utilizan para reducir los daños a la permeabilidad. Dichos productos químicos han sido diseñados para alterar el humedecimiento de la roca de la formación por el petróleo, los bloqueos con agua, los bloqueos con emulsiones viscosas, los bloqueos con películas o membranas interfaciales, el bloqueo de las partículas, causado por las dispersiones, la floculación o el movimiento de los sólidos, y la restricción de los fluidos por la alta tensión superficial o interfacial de los líquidos.

LA REPARACION DE LOS PROBLEMAS MECANICOS

Las reparaciones frecuentemente se llevan a cabo para remediar las fallas mecánicas al fondo del barreno. Estas incluyen la falla primaria de la cementación, fugas en la camisa, la tubería o el obturador, y la comunicación entre pozos en las terminaciones múltiples.

Las fallas en el cemento primario pueden perjudicar gravemente la producción. Los indicadores de la falla incluyen aumentos súbitos en la producción del agua, o una caída irregular en las tasas de producción, sin otro índice obvio de problemas mecánicos. Un suceso común después de la falla de la camisa de cemento es un flujo detrás de la camisa, desde una zona acuífera hasta el estrato productivo, ascendiendo



por la tubería. Sin embargo, podría ocurrir un flujo inverso si los fluidos de producción fluyen a través del cemento y dentro de un estrato expuesto de presión menor.

Las fugas en la camisa, la tubería y el obturador son una causa común de problemas en el pozo que requieren reparaciones. Las fugas podrán ser causadas por muchas fuentes - entre ellas, la presión, la corrosión y el desgaste. Un problema inherente en las fugas es que las presiones de la formación se ejercen sobre el anular de la camisa de producción. Esta frecuentemente no puede contener dichas presiones.

La comunicación entre pozos en las terminaciones múltiples produce varios problemas en la terminación del pozo. Desde el punto de vista mecánico, a menudo se necesita sustituir todos los equipos de producción en el fondo del barreno. Otro problema grave podrá presentarse durante la reparación si se exponen una a otra dos zonas que contienen presiones de diferencia significante. La zona de alta presión podrá causar el flujo de los fluidos en la formación, a través de la camisa abierta de producción y hasta una zona de baja presión. Las zonas expuestas de alta y baja presión podrán causar graves problemas en el control del pozo en cualquier fase de las reparaciones.

LOS PROBLEMAS DE CONTROL EN LA REPARACION DE LOS POZOS

Las causas principales de los problemas en la reparación son la exposición de los intervalos productivos conocidos al fondo del pozo, y el hecho de que los fluidos de reparación usualmente consisten solo en agua salmuera limpia. Dichas salmueras tienen una baja viscosidad, la cual maximiza el ritmo de migración de los gases y minimiza las características del control de la pérdida de los fluidos de fortalecimiento de las paredes.

La reparación de los pozos con zonas permeables de baja presión debe enfrentar el problema de la pérdida o filtración de los fluidos. Esto podrá ocasionar problemas del control del pozo si se pierden grandes cantidades de fluidos. Esto pudiera reducir la presión hidrostática y fomentar un influjo.

El método más común de reducir la filtración y evitar los influjos es el uso de un material taponador para la formación, tales como las pastillas de polímeros viscosos o las astillas de carbonato de calcio. Cuando se hayan terminado las reparaciones, los agentes taponadores son removidos por el reflujo o la acidificación.



Durante la reparación, frecuentemente ocurre el flujo entre los estratos cuando queden expuestas zonas de alta y presión en el pozo. Las zonas de baja presión no soportarán el fluido con la alta densidad de control que se necesita para controlar el otro estrato. Los remedios de este problema incluyen el taponamiento con polímeros o el uso de astillas de carbonato de calcio para sellar la presión de baja presión, y tapones mecánicos para aislar los estratos.



REFERENCIAS

Allen, O. T. y Roberts, A. P, “Las Operaciones de la Producción - Tomos I & II”, de la Oil and Gas Consultants International, Inc., 1978, páginas 41-66.

Black, S. J., “Manual de Capacitación para la Terminación de los Pozos y las Técnicas de Reparación,” Editorial Prentice and Records Enterprises, Inc., 1978.


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