Contenido

Contenido

6CAPITULO I

6CONCEPTOS

6Reacondicionamiento de pozos

6Objetivo del reacondicionamiento

8CAPITULO II

8CEMENTACIN PRIMARIA

8Funcin del Proceso de la Cementacin de Pozos

8Tipos de Cementacin

8Clases de Cementacin Primaria

9Equipos de Cementacin

11Caractersticas del Cemento

12Clasificacin API del cemento

12CAPITULO III

12EQUIPOS DE WORKOVER

12CABEZAL

12ADAPTADORES

13SISTEMA DE PREVENTORES BOP

13MANGUERAS DE ALTA DEL BOP

13ACUMULADOR DE PRESIN

14GENERADORES

14CARRIER

14INDICADOR DE PESO TORQUE Y PRESIN

14MANIFOLD

14SWIVEL

15BOMBAS DE LODO

15TANQUES DE LODO Y ALMACENAMIENTO

15CAPITULO IV

15EQUIPOS DE SUBSUELO

15EQUIPOS DE SUBSUELO.

15CLASIFICACIN DE LOS EQUIPOS DE SUBSUELO.

16Niples de Asiento.

17Tapones Recuperables de Eductor.

18Mangas Deslizantes.

18Mandriles con Bolsillo Lateral.

19CAPITULO V

19EMPACADURAS

19MECANISMO BSICO.

19COMPONENTES BSICOS:

19a)Elementos sellantes:

20b)Cuas:

20c)Elementos de asentamiento y desasentamiento:

20d)Dispositivos de friccin:

20e)Anclas hidrulicas:

21TIPOS DE EMPACADURAS.

21Empacaduras Recuperables.

23Empacaduras Permanentes.

24SELECCIN DE EMPACADURAS.

25CAPITULO VI

25COMPLETACIN DE POZOS.

25FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEO DE LA COMPLETACIN DE POZOS.

25CLASIFICACIN DE LAS COMPLETACIONES DE ACUERDO A LAS CARACTERISTICAS DEL POZO.

25Completacin a Hueco Abierto.

27Completacin con Forro o Tubera Ranurada.

28Completacin con Revestidor Caoneado.

29CONFIGURACIN MECNICA DE LOS POZOS.

29FACTORES QUE DETERMINAN EL TIPO DE CONFIGURACIN MECNICA.

29TIPOS DE COMPLETACION DE ACUERDO A LA CONFIGURACIN MECNICA.

33CAPITULO VII

33MTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.

33BOMBEO MECNICO CONVENCIONAL.

33La Unidad de Bombeo en Superficie.

35La Sarta de Cabillas.

35La Bomba de Subsuelo.

35BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE.

36Equipos de superficie:

36Equipos de subsuelo:

37BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA.

37Equipos de superficie:

37Equipos de subsuelo:

39BOMBEO HIDRULICO.

39Bombeo Hidrulico Tipo Pistn.

40Bombeo Hidrulico Tipo Jet.

41LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS (LAG).

42CAPITULO VIII

42ESTIMULACIONES DE POZOS

42CAUSAS PRINCIPALES DEL DAO DE FORMACIN

43IDENTIFICACIN DEL DAO

44Acidificacin

45ACIDOS MINERALES

46ACIDOS ORGNICOS

46Mezclas de Acidos

47ACIDIFICACION MATRICIAL

48ACIDIFICACIN MATRICIAL DE ARENISCAS

58A- ACIDIFICACION MATRICIAL

62B- SISTEMAS USADOS PARA LA FRACTURACIN DE ROCAS CARBONTICAS

63FRACTURA ACIDA VISCOSA

73FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

74ORIGEN DEL DAO DE FORMACIN

81CARACTERISTICAS DE UNA FRACTURA

84MINIFRAC

85EVALUACION PRE-FRAC

86FLUIDOS FRACTURANTES

90MATERIAL SUSTENTANTE

91GEOMETRIA DE LA FRACTURA

92Modelos para la fractura hidrulica

93TIPOS DE FLUJO EN UN POZO FRACTURADO

94EVALUACION POST-FRACTURAMIENTO

95CAPITULO IX

95CONTROL DE ARENA

96GRAVEL PACK EN POZOS HORIZONTALES

101Mtodos de control de la produccin de arena

106Empaque con agua

108Empaques de grava con cedazos Alternate Path.

111STIMPAC

113Evaluando el Empaque con grava

114Registro de densidad nuclear

115Registro Neutrnico

116CAPITULO X

116COILED TUBING (TUBERA CONTINUA)

117Usos De La Tubera Continua

117Descripcin De La Tubera Continua

118Los Componentes Bsicos De La Unidad

118INYECTOR DE TUBERA

119Arco Gua

119Carrete De Servicio

120Gua Niveladora

120Consola De Control

121Fuerza Motriz

121Columna De Preventores De Reventones

121Strippers

122Unidad de Bombeo de Fluidos

122La bomba de lquidos

123Tanques y Equipo de Mezclado / Almacenamiento

123Registro Corrido Con Tubera Flexible

123Cementacin E Inyeccin Forzada

123Perforacin Con Tubera Continua

124Estimulacion De Pozos

124Limpieza De Pozos

124Ventajas De La Tuberia Continua

125Desventajas De La Tubera Continua

126CAPITULO XI

126Sistemas avanzados de operacin de herramientas en el fondo del pozo

132La operacin de herramientas con CT

132Operacin de herramientas en situaciones extremas

136Fuerza en el cabezal de la herramienta para varios cables

152CAPITULO XII

152HERRAMIENTAS DE PERFORACION

152Taladro para Perforacin

152Partes de una torre de perforacion

153Top Drive

154Tubera de perforacin

156TUBERA EXTRA-PESADA (HEAVY WEIGHT)

158LASTRABARRENAS DE PERFORACIN (DRILL COLLAR)

159ESTABILIZADORES

162ESCARIADORES

162MARTILLO

163Martillos Hidrulicos

164AMORTIGUADORES

166VLVULA FLOTADORA

166BARRENAS

167MOTOR

168TURBINA

170EQUIPO DE MEDICIN MWD

171LWD

172Ensamblaje Direccional

172HERRAMIENTAS DE PESCA

172ARPN

173OPERACIONES DE MOLIENDA

173WASHPIPE

174BIT SUB

174BORNING SHOE

175DRIVE SUB

175PILOT MILL

176TAPER MILL

176WATERMELON MILLS

177ECONO MILL

177JUNK MILL

178IMPRESSION BLOCKS

178DIE COLLAR

179JUNK BASKET DE CIRCULACIN INVERSA

180BOOT BASKET

181OVERSHOT

181PAKER PIKER

182RELEASING SPEAR

182TAPER TAP

183PESCAR CASING

183METODOS DE CORTE DE TUBERIA

184CORTADORES

185OPCIONES DE ENSAMBLE DE FONDO (BHA)

CAPITULO I

CONCEPTOS

Reacondicionamiento de pozos

El reacondicionamiento y recompletacin se refieren a todos aquellos trabajos que se realizan a los pozos activos o inactivos, cuyo objetivo principal es mejorar las condiciones productivas de los mismos (produccin de hidrocarburos e inyeccin de fluidos). Estos trabajos modifican las condiciones de:

a) Pozo: entre estas actividades se encuentran el caoneo, control de arena, gas y agua, apertura o cierre de arenas, perforacin de ventanas horizontales (Reentry) o verticales (Redrill), profundizacin, lavado de perforaciones, cambios de mtodo de produccin, conversin de productor a inyector y viceversa.

b) Yacimiento: entre estas actividades se encuentran las estimulaciones con inyeccin alternada de vapor, acidificacin de zonas, bombeo de qumicos, fracturamiento y recaoneo.Todas estas actividades antes mencionadas se pueden realizar con o sin taladro. Esto depende de si el trabajo necesita el manejo de la tubera o si solo se necesita hacer uso de una guaya fina.

Los servicios se refieren a todos aquellos trabajos que se realizan a los pozos activos o inactivos.

Objetivo del reacondicionamiento

El objetivo principal es mejorar las condiciones productivas de los mismos (produccin de hidrocarburos e inyeccin de fluidos), sin modificar las condiciones fsicas/ mecnicas del pozo y/o yacimiento. Entre estas actividades tenemos: sacar las varillas y tuberas de produccin, reemplazar el equipo subterrneo, trabajo de limpieza de pozos, trabajos de induccin a produccin, conexin del cabezal del pozo y los trabajos de guaya.

Alto corte de agua. Cambio de completaciones por dao en el sistema artificial de fondo. Baja produccin del yacimiento. Herramientas atrapadas en el pozo etc.

Fallas en el equipo: Muchas veces las fallas mecnicas estn asociadas con el equipo del pozo instalado, tales como: filtraciones en la tubera y la empacadura; fallas del revestimiento y la tubera y el mal funcionamiento del levantamiento artificial. Las indicaciones de la presin de superficie generalmente indicarn la fuente del problema, pero los estudios de presin y temperatura son tiles donde se puedan aplicar.

Pozos no problemticos.

Aunque la correccin de pozos problemticos constituye una gran parte del programa de reacondicionamientos, hay muchas razones por las cuales se hacen reacondicionamientos. Los de mayor importancia son: (1) reterminacin o terminacin mltiple; (2) evaluacin del yacimiento; (3) instalaciones de servicios.

a) Reterminacin, terminacin mltiple: Estos reacondicionamientos son hechos para obtener produccin adicional en zonas nuevas o para drenar ms efectivamente un yacimiento desarrollado. La revisin peridica del comportamiento del yacimiento, mapas de subsuelo y las capacidades de produccin del pozo, conducirn frecuentemente a reacondicionamientos econmicamente atractivos en esta categora. La seleccin del intervalo de produccin debe ser considerada cuidadosamente, como se discute bajo la seccin de seleccin del intervalo, para prevenir una produccin prematura de gas o agua y para minimizar reacondicionamientos futuros.

b) Evaluacin del yacimiento: Un control geolgico y del yacimiento, muchas veces requiere pruebas exploratorias para localizar contactos o probar arenas de contenidos desconocidos. El anlisis cuidadoso de todos los datos disponibles es necesario para asegurar que el costo de este tipo de reacondicionamiento sea justificado.

Instalaciones de servicios: Los pozos de inyeccin de gas y agua, pozos de eliminacin y de fuentes de agua, estn incluidos en este grupo. Asociado generalmente con proyectos adicionales de recuperacin o requerido por otras razones, el anlisis generalmente est limitado a la designacin del pozo ptimo para lograr el resultado deseado. La disponibilidad del pozo, la localizacin estructural, desarrollo de arena y la seleccin del equipo, estn entre las mayores consideraciones.

CAPITULO IICEMENTACIN PRIMARIA

Funcin del Proceso de la Cementacin de Pozos La funcin principal es la fijacin del revestidor a las paredes del hoyo para garantizar la perforacin de la prxima fase, cumpliendo algunas de las siguientes razones: Proteger y asegurar la tubera en el hoyo Aislar zonas de agua superficial y evitar contaminacin de las mismas Aislar zonas indeseables y zonas de diferentes fluidos Evitar o resolver problemas de prdidas de circulacin, pegas de tubera, abandono de zonas no productorasTipos de Cementacin Primaria SecundariaClases de Cementacin PrimariaEn la perforacin de un pozo se efectan por lo menos dos cementaciones, sin embargo en la historia de un pozo petrolero pueden ser muchas las que pueden efectuarse:

Cementacin de todo el espacio anular entre el hoyo y la tubera de revestimiento (Revestimiento superficial)

Cementacin del espacio anular ,solamente en una seccin inferior (Revestimiento Intermedio o de Produccin)

Cementacin de intervalos de espacio anular en pozos relativamente profundos o de caractersticas especiales (Cementacin por etapas)

Cementacin en zonas bien definidas para excluir produccin de agua, gas o para abandonamiento (Cementacin forzada).

Cementacin para formar puentes que obstruyan totalmente ciertos intervalos

Equipos de Cementacin

Zapata Gua: Es un niple colocado en la parte inferior del primer tubo, para permitir una libre introduccin de la tubera en el hoyo. Su forma esfrica en la parte inferior hace que el contacto con la pared del hoyo sea lo mas suave posible y permita la bajada del revestidor

Zapata Diferencial: Sirve de zapata gua y de flotador. Tiene un dispositivo que permite el llenado de la tubera, de esta forma ejerce una flotacin y ayuda con el peso de la tubera, este dispositivo interno puede convertirse en una vlvula de retencin

Cuello Flotador: Se coloca en el extremo superior del primer tubo (en ocasiones del segundo tubo). Sirve de elemento de flotacin y puede transformarse por medios mecnicos en una vlvula de retencin, permitiendo que el fluido circule de la tubera al espacio anular, pero no anular a tubera, as la mezcla agua cemento se queda en el anular y no regresa a la tubera. Tambin sirve de soporte a los tapones de cementacin.

Cabezal de Cementacin: Se coloca en la parte superior del tubo que asoma a la superficie. Se conecta por medio de mangueras de acero a los sistemas de mezclado y bombeo. Posee dos cmaras de alojamiento para los tapones de cementacin (blando y duro) y vlvulas que permiten la operacin completa

Tapones de Cementacin: Se introducen en la tubera de revestimiento durante la operacin del bombeo y desplazamiento, se utilizan dos tapones durante el proceso:

Tapn Inferior: Separa la mezcla agua cemento del fluido en el pozo y limpia la pared de la tubera del fluido en el pozo, esta diseado de manera que a presiones de 300 a 400 psi se rompe un diafragma y permite la continuacin del flujo de cemento al llegar al cuello flotador.

Tapn Superior: Separa la mezcla agua cemento del fluido desplazante, y limpia la tubera de la mezcla agua cemento . Es una pieza casi slida y al llegar al cuello flotador obstruye el flujo, lo que indica que la mezcla agua cemento ha sido colocada en su sitio.

Centralizadores: Se colocan en la tubera de revestimiento para mantenerla centralizada en el hoyo y permitir que el espesor de cemento sea uniforme alrededor

de toda la tubera, se colocan as:

-El primero, entre la zapata y el cuello flotador

-El segundo, en la unin del segundo tubo con el tercer tubo

-De all en adelante, un centralizador cada dos tubos, hasta 40 pies por debajo del tope del cemento o segn diseo

Raspadores: Se colocan en la tubera de revestimiento con el objeto de limpiar el revoque que se ha formado en la pared del pozo.

Caractersticas del Cemento

El cemento es un material fino con grandes propiedades de endurecimiento que resulta de pulverizar la escoria que se produce de calcinar materiales calcreos con cierto porcentaje de arcilla.

Tiene una Gravedad Especfica de 3,14, y en contacto con el agua forma una mezcla espesa que lentamente va endureciendo hasta formar un slido fuerte y compacto. La solidificacin de la mezcla ocurre en tres etapas :

-a. Fraguado rpido : de 2 a 3 horas

-b. Endurecimiento : de 18 a 24 horas

-c. Solidificacin : despus de 24 horas

Densidad: La relacin entre el peso de la mezcla y su volumen. La densidad de la mezcla agua cemento varia de acuerdo a los aditivos usados. Se mide con la balanza de lodos.

Tiempo de Fraguado: Se considera la mezcla no fraguada mientras mantenga su condicin de bombeabilidad . El API considera el tiempo de fraguado, al tiempo que transcurre desde su preparacin hasta que alcance una viscosidad de 100 poises, se mide con un Consistmetro, donde se pueden simular las condiciones de hoyo

Resistencia a la Compresin: El API recomienda que la resistencia a la compresin de un cemento despus de 24 horas de fraguado no debe ser menor de 500 psi. El cemento puro ofrece mayor resistencia que lo especificado, pero al usar aditivos se deben realizar pruebas porque estos reducen este parmetro.

Clasificacin API del cemento

CAPITULO III

EQUIPOS DE WORKOVER

CABEZAL Es un sistema de vlvulas para controlar el flujo anular y tubular de un pozo en produccin. Presin de trabajo 3000 5000 psi. Conexiones bsicas EUE de 3 , 2 y 2. Es de multiuso. Porque se puede utilizar en los 4 levantamientos artificiales bsicos. Bombeo Hidralico, Elctrico, Gas Lift y Bombeo Mecnico.

ADAPTADORES

Son flanges adaptadores clamp (grampas) o empernados que permiten instalar las preventoras BOP. Presin de trabajo 3000 5000 psi. Sella con Ring Gasket. Dimetros ms comunes 11 y 7 1/16. Utilizados en pozos con casing de 9 5/8 y 7 respectivamente.SISTEMA DE PREVENTORES BOP

Es un dispositivo que nos ayuda a cerrar el pozo en caso de emergencias con o sin tubera. Posee un Hydrill (anular). Pipe Rams. Blind Rams. Accionado por unacumulador de presin elctrico. Adicional tiene seguros mecnicos. Cuando son accionados hidrulicamente se requiere de por lo menos 1200 psi en el acumulador para abrir o cerrar las preventoras. En la parte superior tenemos el flow line con descarca al tanque de lodo; mismo que est conectado a un tubo en forma de campana que sirve de gua conductora de la tubera.MANGUERAS DE ALTA DEL BOP Son de alta presin de trabajo que conducen el fluido desde el acumulador hasta el BOP y viceversa. Revestimiento metlico resistente al fuego. Acoplados con uniones de golpe de 1. Presin de trabajo 3000 psi.

ACUMULADOR DE PRESIN

Es un sistema hidralico de presin que accionado por una bomba triplex enva el fludo por las mangueras conductoras para hacer trabajar las preventoras. Adicional posee una bomba neumtica de emergencia. Posee mandos de control. Presin de trabajo 1200 3000 psi controladas con manmetros y vlvulas de seguridad de presin.Bomba triplex elctrica (220V).

GENERADORES

Motor Perkins 4 cilindros en lnea, 75 HP 60 - 75 kw (kilovatios), 480 V.

CARRIER

Wilson 500 Motor caterpillar 450 HP / 2100 rpm Transmission Allison Compresor de aire 150 psi. Sistema hidralico 2000 psi Un tambor con 10.000 de cable 9/16, INDICADOR DE PESO TORQUE Y PRESIN

Indicador de peso marca Martin Decker de 0 a 400.000 lbs. Torqumetro de 0 a 400 lbs/pie.( rotaria y llaves lagarto). Manmetro de presin de 0 a 3000 psi.MANIFOLD

Sistema de vlvulas que sirve para direccionar el flujo de circulacin y descarga. Presin mxima 3500 psi.

SWIVEL

Herramienta que nos ayuda durante la perforacin de materiales al interior del pozo. R/cemento, Tapones CIBP (cast iron bridge plug), cemento y en ocasiones herramientas quedadas en el pozo.

BOMBAS DE LODO

Unidades de alto caudal utilizadas para la el control, circulacin y limpieza del pozo. Presin de trabajo 0 4000 psi. Caudal mximo 5,5 bpm.

TANQUES DE LODO Y ALMACENAMIENTO

Es el tanque principal del sistema de almacenamiento donde se tratan los fluidos que utilizaremos en el control del pozo. Las bombas estn siempre conectadas a este.CAPITULO IV

EQUIPOS DE SUBSUELO

EQUIPOS DE SUBSUELO.

Son aquellos que se bajan con la tubera de produccin y permiten llevar a cabo trabajos de mantenimiento en subsuelo, sin tener que matar el pozo o sacar la tubera de produccin. Tambin proporcionan facilidades para instalar equipos de seguridad en el subsuelo.

CLASIFICACIN DE LOS EQUIPOS DE SUBSUELO.

Los equipos de subsuelo se dividen de acuerdo a su funcin en la completacin, lo cual se muestra en el esquema siguiente:

Debido a que son demasiados equipos de subsuelo, solo se definirn los que son representativos para este trabajo, esto en busca de sintetizar la cantidad de conceptos presentes en esta seccin.

Niples de Asiento.

Son dispositivos tubulares insertados en la tubera de produccin y comunes en el pozo a una determinada profundidad. Internamente son diseados para alojar un dispositivo de cierre para controlar la produccin de la tubera. Los niples de asiento estn disponibles en dos tipos bsicos que son:

a) Niples de asiento selectivo: Su principio de funcionamiento est basado en la comparacin del perfil del niple, con un juego de llaves colocado en un mandril de cierre. Pueden ser colocados ms de uno en una corrida de tubera de produccin, siempre que tenga la misma dimensin interna. Las ventajas de este tipo de niple son:

Taponar el pozo hacia arriba o hacia abajo o en ambas direcciones.

Permite probar la tubera de produccin.

Permite colocar vlvulas de seguridad.

Permite colocar reguladores en fondo.

Permite colocar un niple de parada.

Permite colocar empacaduras hidrulicas.

Existen bsicamente dos tipos de niples de asiento selectivo:

Niple de asiento selectivo por la herramienta de corrida.

Niple de asiento selectivo por el mandril de localizacin.

b) Niples de asiento no selectivo: Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Su principio de funcionamiento es de impedir el paso de herramientas de dimetro no deseado a travs de l (NO-GO), para localizar los dispositivos de cierre, por lo tanto el dimetro exterior del dispositivo debe ser ligeramente mayor que el dimetro interno ms pequeo del niple. Estos niples son colocados, generalmente, en el punto ms profundo de la tubera de produccin. c) Niples Pulidos: Son pequeos niples tubulares construidos del mismo material que el niple de asiento, el cual no tiene receptculo de cierre pero es pulido internamente para recibir una seccin de sellos. Estos niples pueden ser usados al mismo tiempo que los niples de asiento, las camisas deslizantes, juntas de erosin y otros equipos de completacin. Su funcin primordial radica en la posibilidad de aislar en caso de filtraciones en la junta de erosin, haciendo uso de herramientas de guaya fina y mediante un ensamblaje.

Tapones Recuperables de Eductor.

Son empleados para taponar la tubera de produccin y tener la posibilidad de realizar as trabajos de mantenimiento y reparacin de subsuelo. Existen tres tipos bsicos de tapones recuperables, los cuales son asentados en niples o en la tubera de produccin. Estos tres tipos se clasifican segn la direccin en que son capaces de soportar presin.

a) Los que son capaces de soportar presin por encima o en sentido descendente.

b) Los que soportan presin en sentido ascendente o por debajo.

c) Los que soportan presin en ambas direcciones, bajo condiciones de operacin.

En la Tabla 1-4, se muestran en forma esquemtica las aplicaciones recomendadas para taponar la tubera eductora. Se presenta en forma funcional las aplicaciones de los tipos de tapones, las direcciones de las presiones que deben soportar cuando se realiza determinada operacin en el pozo y finalmente cual de ellos es aplicable para la operacin presentada.

Tabla 1-4. Aplicaciones Recomendadas para Operaciones ms Comunes con Tapones.

Los tapones son piezas indispensables al momento de reparar y completar un pozo, debido a su aplicabilidad durante la prueba de tubera y las operaciones con equipos de superficie.

El tapn que soporta presin por debajo consiste en un ensamblaje con un tapn de cabezal cargado con un resorte, el cual sella sobre un asiento metlico dispuesto en el sustituto igualador, pudindose realizar este sello tambin con un asiento de goma en adicin con el metal.

El tapn de circulacin soporta presin solamente por encima y puede ser circulado a travs de l. Su diseo vara de acuerdo a los requerimientos, teniendo as dispositivos de cierre con bola y asiento, vlvula de sello o tipo vlvula check de goma. Para finalizar se tiene el tapn de cierre en ambas direcciones el cual es comnmente empleado para separacin de zonas de completaciones del tipo selectivas.

Mangas Deslizantes.

Son equipos de comunicacin o separacin, los cuales son instalados en la tubera de produccin. Pueden ser abiertos o cerrados mediante guaya fina. Entre las funciones que cumplen estos dispositivos tenemos:

a) Traer pozos a produccin.

b) Matar pozos.

c) Lavar arena.

d) Produccin de pozos en mltiples zonas.

Existe una gran variedad de estos equipos con diferentes aplicaciones, pero con un mismo principio de funcionamiento. Entre ellos tenemos:

a) Tubera de produccin con orificios.

b) Con receptculos de asiento y ancla para mandril.

c) Con una seccin de sello.

d) Con camisa recuperable con guaya.

e) Con vlvula recuperable con guaya.

Mandriles con Bolsillo Lateral.

Estos son diseados para instalarse en los controles de flujo, como vlvulas para levantamiento artificial con gas, en la tubera de produccin. Existen dos tipos bsicos de estos mandriles. El primer tipo, consiste en un mandril estndar, con perforaciones en el lado exterior de la camisa hacia el revestidor y el fondo de la misma est comunicado con la tubera de produccin. En el segundo tipo, las perforaciones estn en el interior hacia la tubera de produccin y el fondo de la misma est en contacto con el espacio anular. Las vlvulas que se instalan en estos mandriles se clasifican en dos grupos: recuperables con guaya fina y no recuperables con guaya fina. Las no recuperables con guaya son poco usadas debido a que el reemplazo de alguna de ellas ameritara sacar la tubera de produccin, sustituirla y luego introducirla de nuevo en el pozo.

CAPITULO V

EMPACADURAS

Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubera eductora y el revestimiento de produccin, a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio anular, hacia arriba. Estas empacaduras son utilizadas bajo las siguientes condiciones:

a) Para proteger la tubera de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta produccin o presiones de inyeccin.

b) Para proteger la tubera de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.

c) Para aislar perforaciones o zonas de produccin en completaciones mltiples.

d) En instalaciones de levantamiento artificial por gas.

e) Para proteger la tubera de revestimiento del colapso, mediante el empleo de un fluido sobre la empacadura en el espacio anular entre la tubera eductora y el revestimiento de produccin.

MECANISMO BSICO.

Para que una empacadura realice el trabajo para el cual ha sido diseada, dos cosas deben suceder: primero un cono debe ser empujado hacia las cuas a fin de que ellas se peguen a la pared del revestidor y segundo el elemento de empaque (gomas) debe ser comprimido y efectuar un sello contra la pared del revestidor. COMPONENTES BSICOS:

a) Elementos sellantes: Estos elementos son normalmente construidos de un producto de goma de nitrilo y se usan en aplicaciones tales como: instalaciones trmicas, pozos cretcicos y pozos productores de gas seco. Se ha comprobado que los sellos de goma de nitrilo son superiores cuando se utilizan en rangos de temperaturas normales a medias. Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime de manera tal que forma un sello contra la pared de la tubera de revestimiento. Durante esta compresin, el elemento de goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la tubera. Esta expansin junto con la maleabilidad del mencionado elemento ayudan a que estos vuelvan a su forma original al ser eliminada la compresin sobre la empacadura. Algunas empacaduras incluyen resortes de acero retrctiles moldeados dentro del elemento sellante para resistir la expansin y ayudar en la retraccin cuando se desasiente la empacadura. Existen cuatro tipos de elementos sellantes que se usan de acuerdo al tipo de servicio: ligero, mediano, duro y especiales. (I, II, III y IV, respectivamente).Tabla 1-2. Tipo de Elementos Sellantes.

b) Cuas:

Las cuas existen en una gran variedad de formas. Es deseable que posean un rea superficial adecuada para mantener la empacadura en posicin, bajo los diferenciales de presin previstos a travs de esta. Las cuas deben ser reemplazadas si ya se han utilizado una vez en el pozo.

c) Elementos de asentamiento y desasentamiento: El mecanismo ms simple de asentamiento y desasentamiento es el arreglo de cerrojo en J y pasador de cizallamiento que requiere solamente una ligera rotacin de la tubera de produccin al nivel de la empacadura para el asentamiento y puede, generalmente, ser desasentada por un simple levantamiento sobre la empacadura. Este procedimiento es aplicable a las empacaduras recuperables.

d) Dispositivos de friccin: Los elementos de friccin son una parte esencial de muchos tipos de empacaduras para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas. Pueden ser flejes, en resortes o bloque de friccin, y si estn diseados apropiadamente, cada uno de estos proporciona la fuerza necesaria para asentar la empacadura.

e) Anclas hidrulicas: Las anclas hidrulicas o sostenedores hidrulicos proporcionan un mtodo confiable para prevenir el movimiento que tiende a producirse al presentarse una fuerza en la direccin opuesta de las cuas principales. Por ejemplo, una empacadura de cuas simples que se asiente con peso puede moverse hacia arriba en el hoyo, cuando se lleva a cabo una acidificacin o fractura, sin embargo, este movimiento se puede evitar mediante el uso de sostenedores hidrulicos o de una ancla hidrulica.

TIPOS DE EMPACADURAS.

Los diferentes tipos de empacaduras pueden ser agrupados en clases principales; luego se pueden subdividir de acuerdo a mtodos de asentamientos, direccin de la presin a travs de la empacadura y nmero de orificios a travs de la empacadura. De esta forma se tienen: Recuperables, Permanentes, Permanentes

Existen alrededor de 10 fabricantes de empacaduras, sin embargo, en la industria petrolera nacional las ms utilizadas son de las marcas, Baker, Otis, Camco, en dimetros de 4 , 5, 7 y 9 5/8 pulgadas.

Empacaduras Recuperables.

Son aquellas que se bajan con la tubera de produccin o tubera de perforacin y se pueden asentar: por compresin, mecnicamente e hidrulicamente. Despus de asentadas pueden ser desasentadas y recuperadas con la misma tubera. Las empacaduras recuperables son parte integral de la sarta de produccin, por lo tanto, al sacar la tubera es necesario sacar la empacadura.

Las empacaduras recuperables se pueden clasificar tomando en cuenta la direccin del diferencial de presin en:

a) Empacaduras de recuperables compresin: Una empacadura de compresin se asienta aplicando el peso de la tubera de produccin sobre la empacadura y se recupera tensionando. Por estas razones, no se desasienta aplicando una fuerza hacia abajo, bien aplicando peso de la tubera de produccin (compresin) o bien aplicando presin por el espacio anular sobre la empacadura. Sus caractersticas particulares las hacen apropiadas para resistir diferenciales de presin hacia abajo. Son principalmente utilizadas en pozos verticales, relativamente someros y de baja presin. Pueden soportar presiones diferenciales desde abajo si se les incorpora un anclaje hidrulico de fondo dentro del ensamblaje de la empacadura.

Fig. 1-5. Empacaduras de Compresin.

b) Empacaduras recuperables de tensin: Estas empacaduras se asientan rotando la tubera de produccin de vuelta a la izquierda y luego tensionando. Para recuperarla, se deja caer peso de la tubera de manera tal de compensar la tensin y luego se rota la tubera a la derecha de vuelta, de manera que las cuas vuelvan a su posicin original. Se usan en pozos someros y donde se anticipen presiones diferenciales moderadas desde abajo. Las presiones desde abajo solo sirven para incrementar la fuerza de asentamiento sobre la empacadura. Son usadas preferiblemente en pozos de inyeccin de agua y en pozos someros, donde el peso de la tubera de produccin no es suficiente para comprimir el elemento sellante de una empacadura de asentamiento por peso o empacadura a compresin.

Fig. 1-6. Empacaduras de Tensin.

c) Empacaduras recuperables de compresin tensin: Estas empacaduras se asientan por rotacin de la tubera ms peso o con rotacin solamente. No se desasientan por presiones aplicadas en cualquier direccin, por lo tanto pueden soportar un diferencial de presin desde arriba o desde abajo. Para recuperarlas, solamente se requiere rotacin de la tubera de produccin hacia la derecha. Cuando se usan en pozos de bombeo mecnico se dejan en tensin y actan como anclas de tubera. Cuando se utilizan en pozos de inyeccin de agua permiten mantener la tubera de produccin en peso neutro, lo que elimina la posibilidad de que se desasienten debido a la elongacin de la tubera o por contraccin de la misma. Su mayor desventaja se debe a que como deben ser liberadas por rotacin de la tubera, si hay asentamiento de partculas slidas sobre el tope de la empacadura se hace imposible realizar cualquier trabajo de rotacin, sin embargo, eso se soluciona usando un fluido libre de partculas slidas como fluido de empacadura.d) Empacaduras recuperables sencillas y duales de asentamiento hidrulico: El asentamiento de las empacaduras sencillas se realiza cuando existe un diferencial de presin entre la tubera de produccin y la tubera de revestimiento. La principal ventaja de las empacaduras recuperables con asentamiento hidrulico, es que la tubera eductora puede ser corrida en el pozo y el cabezal de produccin instalado antes del asentamiento de la empacadura. Estas empacaduras son particularmente apropiadas en pozos altamente desviados donde la manipulacin de la tubera de produccin puede presentar dificultades. Las empacaduras duales se utilizan en completaciones mltiples cuando se requiere producir una o ms arenas.

Empacaduras Permanentes.

Estas se pueden correr con la tubera de produccin o se pueden colocar con equipos de guaya fina. En este ltimo caso, se toman como referencia los cuellos registrados en el perfil de cementacin para obtener un asentamiento preciso. En caso de formaciones con temperatura de fondo alta (400F-450F), el mtodo ms seguro de asentamiento consiste en utilizar un asentador hidrulico bajado junto con la tubera de produccin. Una vez asentada la empacadura, se desasienta el asentador hidrulico y se saca la tubera junto con la tubera de produccin. Las empacaduras permanentes se pueden considerar como una parte integrante de la tubera de revestimiento, ya que la tubera de produccin se puede sacar y dejar la empacadura permanente asentada en el revestidor. Usualmente para destruirla es necesario fresarla, por lo que frecuentemente se denomina empacadura perforable.

Fig. 1-7. Empacaduras Permanentes.

Unidades Sellantes para Empacaduras Permanentes.

Las unidades sellantes que se corren con la tubera de produccin, se empacan en el orificio de la empacadura permanente Tabla 1-3. Adicionalmente existen los niples sellantes con ancla. Este ltimo arreglo permite que la tubera de produccin sea colgada bajo tensin.

Tabla 1-3. Unidades Sellantes para Empacaduras Permanentes.

SELECCIN DE EMPACADURAS.

Para la seleccin de empacaduras es necesario considerar diversos factores tanto tcnicos como econmicos. Generalmente, se escoge la empacadura menos costosa que puede realizar las funciones para la cual se selecciona. Sin embargo, el costo inicial de la empacadura no debe ser el nico criterio de seleccin. Es necesario tomar en cuenta los requerimientos presentes y futuros de los pozos para la seleccin de la empacadura, por ejemplo, las empacaduras ms econmicas son generalmente las de compresin y las de tensin. Las empacaduras hidrulicas suelen ser las ms costosas. Es necesario tomar en cuenta facilidades de reparacin y disponibilidad. Las empacaduras con sistemas complejos para el asentamiento y desasentamiento deben evitarse, as por ejemplo, las empacaduras recuperables que se liberan con simple tensin son deseables en muchos casos.

La seleccin de una empacadura para un trabajo en particular, debe basarse en el conocimiento de las diferentes clases de empacaduras. Sin embargo, para hacer una seleccin preliminar es necesario recabar la siguiente informacin y verificar que la empacadura seleccionada cumpla con cada uno de los siguientes aspectos:

a) Tipo de empacadura (Recuperable, Permanentes, Permanentes Recuperables).

b) Tipo de completacin.

c) Direccin de la presin.

d) Procedimiento de asentamiento de la empacadura.

e) Procedimiento de desasentamiento de la empacadura.

La seleccin final de la empacadura se basar en un balance entre los beneficios mecnicos y las ganancias econmicas, resultando preponderante de dicho balance lo que genere mayor seguridad para el pozo.CAPITULO VICOMPLETACIN DE POZOS.

Se entiende por completacin o terminacin al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo despus de la perforacin o durante la reparacin, para dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formacin o destinarlos a otros usos, como inyeccin de agua o gas. Los trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubera lisa o ranurada, la realizacin de empaques con grava o el caoneo del revestidor y, finalmente, la instalacin de la tubera de produccin.

FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEO DE LA COMPLETACIN DE POZOS.

La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de completacin y los trabajos efectuados durante la misma. La seleccin de la completacin tiene como principal objetivo obtener la mxima produccin en la forma ms eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los factores que determinan dicha seleccin, tales como:

a) Tasa de produccin requerida.

b) Reservas de zonas a completar.

c) Mecanismos de produccin en las zonas o yacimientos a completar.

d) Necesidades futuras de estimulacin.

e) Requerimientos para el control de arena.

f) Futuras reparaciones.

g) Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecnico, etc.

h) Posibilidades de futuros proyectos de recuperacin adicional de petrleo.

i) Inversiones requeridas.

CLASIFICACIN DE LAS COMPLETACIONES DE ACUERDO A LAS CARACTERISTICAS DEL POZO.

Bsicamente existen tres tipos de completaciones de acuerdo a las caractersticas del pozo, es decir como se termine la zona objetivo:

a) Hueco Abierto.

b) Hueco Abierto con Forro o Tubera Ranurada.

c) Tubera de Revestimiento Perforada (Caoneada).Completacin a Hueco Abierto.

Este tipo de completacin se realiza en zonas donde la formacin est altamente compactada, siendo el intervalo de completacin o produccin normalmente grande (100 a 400 pies) y homogneo en toda su longitud.Consiste en correr y cementar el revestimiento de produccin hasta el tope de la zona de inters, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completacin se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se espera produccin de agua/gas ni produccin de arena derrumbes de la formacin.

Fig. 1-8. Completacin a Hueco Abierto.

Entre las variantes de este tipo de completacin encontramos:

a) Perforacin del hoyo desnudo antes de bajar (correr) y cementar el revestidor de produccin: En este tipo de completacin las muestras de canal y la interpretacin de los registros ayudan a decidir si colocar el revestidor o abandonar el pozo por ser no econmico.

b) Perforacin del hoyo desnudo antes de bajar (correr) el revestidor de produccin:

Ventajas: Se elimina el costo de caoneo.

Existe un mximo dimetro del pozo en el intervalo completado.

Es fcilmente profundizable.

Puede convertirse en otra tcnica de completacin; con forro o revestidor caoneado.

Se adapta fcilmente a las tcnicas de perforacin a fin de minimizar el dao a la formacin dentro de la zona de inters.

La interpretacin de registros o perfiles de produccin no es crtica.

Reduce el costo de revestimiento.

Desventajas: Presenta dificultad para controlar la produccin de gas y agua, excepto si el agua viene de la zona inferior.

No puede ser estimulado selectivamente.

Puede requerir frecuentes limpiezas si la formacin no es compacta.

Como la completacin a hueco abierto descansa en la resistencia de la misma roca para soportar las paredes del hueco es de aplicacin comn en rocas carbonatadas (calizas y dolomitas).

Completacin con Forro o Tubera Ranurada.

Este tipo de completacin se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido a problemas de produccin de fragmentos de rocas y de la formacin, donde se produce generalmente petrleos pesados.

En una completacin con forro, el revestidor se asienta en el tope de la formacin productora y se coloca un forro en el intervalo correspondiente a la formacin productiva. Dentro de este tipo de completacin encontramos la siguiente clasificacin:

a) Completacin con forro no cementado: En este tipo de completacin un forro con o sin malla se coloca a lo largo de la seccin o intervalo de inters. El forro con o sin malla puede ser empacado con grava para impedir el arrastre de la arena de la formacin con la produccin.

Fig. 1-9. Completacin con Forro No Cementado.

Entre los requerimientos necesarios para que este tipo de completacin se lleve a cabo, estn los siguientes: formacin no consolidada, formacin de grandes espesores (100 a 400 pies), formacin homognea a lo largo del intervalo de completacin, etc.

Ventajas: Se reduce al mnimo el dao a la formacin.

No existen costos por caoneado.

La interpretacin de los perfiles no es crtica.

Se adapta fcilmente a tcnicas especiales para el control de arena.

El pozo puede ser fcilmente profundizable.

Desventajas: Dificulta las futuras reparaciones.

No se puede estimular selectivamente.

La produccin de agua y gas es difcil de controlar.

Existe un dimetro reducido frente a la zona o intervalo de produccin.

b) Completacin con forro liso camisa perforada: En este caso, se instala un forro a lo largo de la seccin o intervalo de produccin. El forro se cementa y se caonea selectivamente la zona productiva de inters.

Fig. 1-10. Completacin con Forro Liso o Camisa Perforada.

Ventajas: La produccin de agua / gas es fcilmente controlada.

La formacin puede ser estimulada selectivamente.

El pozo puede ser fcilmente profundizable.

El forro se adapta fcilmente a cualquier tcnica especial para el control de arena.

Desventajas: La interpretacin de registros o perfiles de produccin es crtica.

Requiere buenos trabajos de cementacin.

Presenta algunos costos adicionales (cementacin, caoneo, taladro, etc.)

El dimetro del pozo a travs del intervalo de produccin es muy restringido.

Es ms susceptible al dao la formacin.

Completacin con Revestidor Caoneado.

Es el tipo de completacin que ms se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o ms). Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la tubera de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar, caoneando selectivamente frente a las zonas de inters para establecer comunicacin entre la formacin y el hueco del pozo.

Ventajas: La produccin de agua y gas es fcilmente prevenida y controlada.

La formacin puede ser estimulada selectivamente.

El pozo puede ser profundizable.

Permite llevar a cabo completaciones adicionales como tcnicas especiales para el control de arena.

El dimetro del pozo frente a la zona productiva es completo.

Se adapta a cualquier tipo de configuracin mecnica.

Desventajas: Los costos de caoneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos grandes.

Se reduce el dimetro efectivo del hoyo y la productividad del pozo

Pueden presentarse trabajos de cementacin.

Requiere buenos trabajos de cementacin.

La interpretacin de registros o perfiles es crtica.

CONFIGURACIN MECNICA DE LOS POZOS.

De acuerdo a la configuracin mecnica del pozo, la completacin del mismo puede clasificarse en Completacin Convencional y Completacin Permanente. Se entiende por Completacin Convencional aquella operacin en la cual existe una tubera mayor de 4 pulgadas de dimetro externo dentro del pozo y a travs de la cual fluyen los fluidos de la formacin hacia la superficie. La mayora de las partes mecnicas o equipos de subsuelo pueden ser removidos, es decir, no tienen carcter permanente. Respecto a la Completacin Permanente son aquellas operaciones en las cuales la tubera de produccin y el cabezal del pozo (rbol de navidad), se instalan de tal manera que todo trabajo subsiguiente se lleva a cabo a travs de la tubera de produccin con equipo manejado a cable.

FACTORES QUE DETERMINAN EL TIPO DE CONFIGURACIN MECNICA.

a) Tipo de pozo (productor, inyector, etc).

b) Nmero de zonas a completar.

c) Mecanismo de produccin.

d) Procesos de recuperacin secundaria (inyeccin de agua, inyeccin de gas, etc).

e) Grado de compactacin de la formacin.

f) Posibilidades de futuros reacondicionamientos.

g) Costos de los equipos.

TIPOS DE COMPLETACION DE ACUERDO A LA CONFIGURACIN MECNICA.

Completacin sencilla:Este tipo de completacin es una tcnica de produccin mediante la cual las diferentes zonas productivas producen simultneamente o lo hacen en forman selectiva por una misma tubera de produccin. Este tipo de completacin se aplica donde existe una o varias zonas de un mismo yacimiento. En completaciones de este tipo, todos los intervalos productores se caonean antes de correr el equipo de completacin. Adems de producir selectivamente la zona petrolfera, este tipo de completacin ofrece la ventaja de aislar zonas productoras de gas y agua. En caso de que la zona petrolfera no tenga suficiente presin como para levantar la columna de fluido hasta la superficie se pueden utilizar mtodos de levantamiento artificial. Entre las variedades de este tipo de completacin se tiene: Completacin sencilla convencional: Esta tipo de completacin se realiza para la produccin una sola zona, a travs de la tubera de produccin.

Completacin sencilla selectiva: Consiste en separar las zonas productoras mediante empacaduras, produciendo a travs de mangas vlvulas de circulacin.

Fig. 1-12. Completacin Selectiva.

Completacin mltiple: Se utiliza cuando se quiere producir simultneamente varias zonas petrolferas (yacimientos) en un solo pozo, sin mezclar los fluidos. Generalmente reduce el nmero de pozos a perforar.

Ventajas:

Pueden obtenerse altas tasas de produccin

Pueden producirse varios yacimientos a la vez

Existe un mejor control del yacimiento, ya que se pueden probar las diferentes zonas con miras a futuros proyectos.

Desventajas:

En zonas de corta vida productiva, se traduce en mayores inversiones

En caso de trabajos de reacondicionamiento, el tiempo de taladro es elevado.

Aumenta el peligro de pesca de equipos y tubera.

Entre los principales tipos de completaciones mltiples, se destacan: Completacin doble con una tubera de produccin y una empacadura de produccin: En este tipo de completacin, la zona superior produce a travs del espacio anular revestidor / tubera de produccin, mientras que la zona inferior produce a travs de la tubera de produccin. Generalmente, se aplica donde la zona superior no requiera levantamiento artificial, no tenga problemas de arena, corrosin, etc..

Fig. 1-13. Completacin Doble con una Tubera de Produccin y una Empacadura de Produccin.

Ventaja:

Bajo Costo.

Desventajas:

La zona superior no puede ser producida por la tubera de produccin a menos que la zona inferior est aislada.

El revestidor est sujeto a presin de la formacin y a la corrosin de los fluidos.

La reparacin de la zona superior requiere que se mate primero la zona inferior.

La produccin de arena en la zona superior puede atascar la tubera de produccin

La conversin a levantamiento artificial es difcil de implantar

Completacin doble con una tubera de produccin y dos empacaduras de produccin: Mediante este diseo es posible producir cualquier zona a travs de la tubera de produccin. Esto se lleva a cabo a travs de una herramienta de cruce (cross over chocke) que hace que la zona superior pueda ser producida por la tubera de produccin y la zona inferior por el espacio anular (revestidor-tubera).

Ventajas:

La herramienta de cruce permite que la zona superior sea producida por la tubera de produccin.

La herramienta de cruce permite realizar el levantamiento artificial por gas en la zona superior

Desventajas:

El revestidor est sujeto a dao por altas presiones de la formacin y por la corrosin de los fluidos

Se deben matar ambas zonas antes de realizar cualquier trabajo al pozo de reparar la zona superior.

No se pueden levantar por gas ambas zonas simultneamente.

Completacin doble con tuberas de produccin paralelas y mltiples empacaduras de produccin: Mediante este diseo se pueden producir varias zonas simultneamente y por separado a travs del uso de tuberas de produccin paralelas y empacaduras dobles.

Fig. 1-14. Completacin Doble con Tuberas de Produccin Paralelas y Mltiples Empacaduras de Produccin.

Ventajas:

Se puede producir con levantamiento artificial por gas.

se pueden realizar reparaciones con tubera concntricas y con equipo manejado a cable en todas las zonas

Desventajas:

Alto costo inicial

Las reparaciones que requieran la remocin del equipo de produccin pueden ser muy costosas

Las tuberas y empacaduras tienen tendencia a producir escapes y filtraciones.

Completacin Triple: Este tipo de diseo puede llevarse a cabo utilizando dos ms tuberas y empacaduras de produccin

Ventaja:

Permite obtener alta tasa de produccin por pozo

Desventajas:

Dificultad para su instalacin y remocin de los equipos en los futuros trabajos de reparacin. Son muy susceptibles a problemas de comunicacin, filtraciones, etc.CAPITULO VII

MTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.

Cuando la energa natural de un yacimiento es suficiente para promover el desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo, y de all hasta la superficie, se dice que el pozo fluye naturalmente. Es decir, el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presin entre la formacin y el fondo del pozo. Posteriormente como producto de la explotacin del yacimiento la presin de ste disminuye, esto implica que la produccin de fluidos baja hasta el momento en el cual, el pozo deja de producir por s mismo. De all que surja la necesidad de extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicacin de fuerzas o energas ajenas al pozo, a este proceso se le denomina Levantamiento Artificial.

Existen diversos Mtodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se encuentran los siguientes: Bombeo Mecnico Convencional (BMC), Bombeo Electrosumergible (BES), Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP), Bombeo Hidrulico (BH) y Levantamiento Artificial por Gas (LAG).

A continuacin se describen brevemente los Mtodos de Levantamiento Artificial mencionados anteriormente:

BOMBEO MECNICO CONVENCIONAL.

Este mtodo consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de accin reciprocante, abastecida con energa suministrada a travs de una sarta de cabillas. La energa proviene de un motor elctrico, o de combustin interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El Bombeo Mecnico Convencional tiene su principal aplicacin en el mbito mundial en la produccin de crudos pesados y extrapesados, aunque tambin se usa en la produccin de crudos medianos y livianos. No se recomienda en pozos desviados, y tampoco es recomendable cuando la produccin de slidos y/o la relacin gas lquido sea muy alta, ya que afecta considerablemente la eficiencia de la bomba.

Una unidad tpica de Bombeo Mecnico consiste de cinco componentes bsicos:

a) El Movimiento primario, el cual suministra la potencia del sistema.

b) La unidad de transmisin de potencia o caja reductora de velocidades.

c) El Equipo de bombeo en superficie, el cual se encarga de transformar el movimiento rotatorio (primario) en movimiento linealmente oscilatorio.

d) La sarta de cabillas, la cual transmite el movimiento y la potencia a la bomba de subsuelo. Aqu tambin puede incluirse la sarta de revestimiento y la de tubera de produccin[5].

e) La Bomba de subsuelo.

La Unidad de Bombeo en Superficie.

Clase I: comnmente denominados como Unidad Convencional de Bombeo. Este tipo de unidad se caracteriza por tener el punto de apoyo de la viga viajera cerca de la cabeza del balancn, tal como se muestra en la Fig. 1-15.

Fig. 1-15. Sistema Clase I. Unidad de Bombeo Convencional[5].

Clase III: la geometra de este tipo de unidades se caracteriza por tener un punto de apoyo al final de la viga viajera, es decir, lejos de la cabeza del balancn. Dentro de esta clase se ubican las unidades balanceadas por aire y las conocidas como Lufkin Mark II. Estas unidades estn representadas en las Figuras 1-16 y 1-17.

Fig. 1-16. Sistema Clase III. Unidad de Bombeo Balanceada por Aire[5].

Fig. 1-17. Sistema Clase III. Unidad de Bombeo Lufkin Mark II[5].

La Sarta de Cabillas.

La sarta de cabillas es el sistema que se encarga de transmitir la energa desde el equipo de superficie, hasta la bomba de subsuelo. La seleccin, el nmero de cabillas y el dimetro de stas dependen de la profundidad a la que se desea colocar la bomba de subsuelo y de las condiciones operativas. Por ejemplo, para pozos de profundidad mayor a 3500 pies es comn utilizar una sarta compuesta de diferentes dimetros de cabillas.

Las cabillas de dimetro menor son colocadas en la parte inferior de la sarta, ya que all la carga de esfuerzos generados es mnima; asimismo las cabillas de mayor dimetro se colocan en la parte superior de la sarta porque all es donde se genera la mxima cantidad de esfuerzos. Por lo tanto, las cargas mximas y mnimas de esfuerzos esperados durante el ciclo de bombeo deben ser calculados lo ms preciso posible, para asegurar que no ocurran fallas en el sistema durante su operacin.

Para evitar que ocurran los problemas mencionados anteriormente con la Sarta de Cabillas, el diseo de la misma se realiza generalmente siguiendo la Norma API RP 11L [6].

La Bomba de Subsuelo.

La Bomba de Subsuelo est compuesta por los siguientes elementos:

a) Cilindro o Barril.

b) Pistn o mbolo.

c) Vlvula fija o Vlvula de entrada.

d) Vlvula viajera o Vlvula de descarga.

La bomba acta segn el movimiento de la sarta de cabillas y de la unidad de bombeo en superficie. Las bombas de subsuelo se clasifican en tres tipos:

a) Bombas Tipo Tubera.

b) Bombas Tipo Inserta.

c) Bombas Tipo Casing (se consideran como una versin de las bombas Tipo Inserta, pero de mayor tamao).

La diferencia bsica entre una bomba Tipo Tubera y una Tipo Inserta es la forma en la cual el cilindro o barril es instalado en el pozo. En el caso de las bombas Tipo Tubera el cilindro es conectado a la parte inferior de la sarta de la tubera de produccin, para luego ser introducido en el pozo. Por el contrario, en el caso de las bombas Tipo Inserta el cilindro forma parte del ensamblaje de la bomba de subsuelo, y es colocado dentro del pozo a travs de la sarta de cabillas.

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE.

Este Mtodo de Levantamiento Artificial es aplicable cuando se desea producir grandes volmenes de fluido, en pozos medianamente profundos y con grandes potenciales.

Sin embargo, los consumos de potencia por barril diario producido son tambin elevados, especialmente en crudos viscosos. Una instalacin de este tipo puede operar dentro de una amplia gama de condiciones y manejar cualquier fluido o crudo, con los accesorios adecuados para cada caso[7].

Equipos de superficie:

a) Banco de transformacin elctrica: constituido por transformadores que cambian el voltaje primario de la lnea elctrica por el voltaje requerido por el motor.

b) Tablero de control: su funcin es controlar las operaciones en el pozo.

c) Variador de frecuencia: permite arrancar los motores a bajas velocidades reduciendo los esfuerzos en el eje de la bomba, protege el equipo de variaciones elctricas.

d) Caja de venteo: est ubicada entre el cabezal del pozo y el tablero de control, conecta el cable de energa del equipo de superficie con el cable de conexin del motor, adems permite ventear a la atmsfera el gas que fluye a travs del cable, impidiendo que llegue al tablero de control.

Equipos de subsuelo:

a) Motor elctrico: es la fuente de potencia que genera el movimiento a la bomba para mantener la produccin de fluidos. Se recomienda colocarlo por encima de las perforaciones.

b) Protector o sello: se encuentra entre el motor y la bomba, permite conectar el eje de la bomba al eje del motor. Adems absorbe las cargas axiales de la bomba y compensa la expansin o contraccin del motor, no permite la entrada de fluidos al motor.

c) Seccin de succin: est constituida por la vlvula de retencin y la vlvula de drenaje. La primera de ellas disminuye la presin hidrosttica sobre los componentes de la bomba, y la segunda se utiliza como factor de seguridad para circular el pozo de revestidor a tubera de produccin o viceversa.

d) Separador de gas: est ubicado entre el protector y la bomba, reduce la cantidad de gas libre que pasa a travs de la bomba. Su uso es opcional y se emplea cuando se prev alta relacin gas petrleo (RGP).

e) Bomba electrosumergible: es de tipo centrfugomultietapas, cada etapa consiste en un impulsor rotativo y un difusor fijo. El nmero de etapas determina la capacidad de levantamiento y la potencia requerida para ello. El movimiento rotativo del impulsor imparte un movimiento tangencial al fluido que pasa a travs de la bomba, creando la fuerza centrfuga que impulsa al fluido en forma radial, es decir, el fluido viaja a travs del impulsor en la resultante del movimiento radial y tangencial, generando al fluido verdadera direccin y sentido del movimiento.f) Cables trifsicos: suministran la potencia al motor elctrico, y deben cumplir con los requerimientos de energa del mismo. Estn aislados externamente con un protector de bronce o aluminio, en la parte media un aislante y cada cable est internamente aislado con plstico de alta densidad.

Es posible la aplicacin de Bombeo Electrosumergible en pozos que se encuentren bajo las siguientes condiciones: altas tasas de produccin, alto ndice de productividad, baja presin de fondo, alta relacin agua petrleo, y baja relacin gas lquido (RGL). En caso de alta RGL, se puede emplear este mtodo utilizando un separador de gas.

BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA.

Las bombas de Cavidad Progresiva son mquinas rotativas de desplazamiento positivo, compuestas por un rotor metlico, un estator cuyo material es elastmero generalmente, un sistema motor y un sistema de acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a travs de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan desde la succin hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator. El movimiento es transmitido por medio de una sarta de cabillas desde la superficie hasta la bomba, empleando para ello un motor reductor acoplado a las cabillas.

Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar altos volmenes de gas, slidos en suspensin y cortes de agua, as como tambin son ideales para manejar crudos de mediana y baja gravedad API. Los componentes bsicos de un sistema de Bombeo de Cavidad Progresiva incluyen:

Equipos de superficie:

a) Cabezal giratorio: su funcin principal es la de soportar el peso de la sarta de cabillas. Adems, evita que sta ltima retroceda cuando el sistema se apaga.

b) Movimiento primario (motor): su funcin principal es la de proveer la energa necesaria para mover el equipo de superficie, y por ende la sarta de cabillas y la bomba.

c) Equipo de transmisin de potencia: a travs de un conjunto de poleas, cadenas y un sistema hidrulico, se encarga de transmitirle potencia al motor. Tambin se puede incluir dentro de este grupo el Prensaestopas y la Barra Pulida.

Equipos de subsuelo: En este grupo de componentes se encuentran la bomba de subsuelo, el ancla de gas, el ancla antitorque y la sarta de cabillas. La bomba de subsuelo consiste de un rotor helicoidal singular que rota alrededor de un mismo eje, dentro de un estator helicoidal doble de mismo dimetro (menor) y del doble de longitud. El rotor y el estator forman una serie de cavidades selladas a lo largo de una misma direccin, que se desplazan desde la succin hasta la descarga de la bomba.

Fig. 1-18. Configuracin de una Bomba de Cavidad Progresiva[8].El desplazamiento de una bomba de Cavidad Progresiva adems de ser funcin de la velocidad de rotacin, es directamente proporcional a tres constantes: el dimetro de la seccin transversal del rotor, la excentricidad (o radio de la hlice) y la longitud pitch de la hlice del estator. El desplazamiento por revolucin puede variar con el tamao del rea de la cavidad.

2) Estator de la bomba: con respecto al elastmero del estator, actualmente existen tres componentes en el mercado para Bombas de Cavidad Progresiva[5], todos estos componentes son formulados a partir de la goma de nitrilo. Los componentes y algunas de sus aplicaciones se muestran a continuacin:

Nitrilo con concentracin media de Acrilonitrilo: este tipo de elastmero puede ser aplicado en crudos de API menores a 28 grados, con altos cortes de agua. As mismo, el material posee excelentes propiedades mecnicas, teniendo como lmite de temperatura de aplicacin 200 grados Fahrenheit.

Nitrilo de alta concentracin de Acrilonitrilo: este material posee alta resistencia a la presencia de aromticos. Puede ser aplicado en crudos entre 28 y 38 grados API. El material soporta temperaturas de hasta 225 grados Fahrenheit.

Nitrilo altamente saturado y de alta concentracin de Acrilonitrilo: este tipo de material no aplica ante la presencia de aromticos. Sus propiedades mecnicas son excelentes y soportan temperaturas hasta 275 grados Fahrenheit.

BOMBEO HIDRULICO.

Los sistemas de Bombeo Hidrulico transmiten su potencia mediante el uso de un fluido presurizado que es inyectado a travs de la tubera. Este fluido conocido como fluido de potencia o fluido motor, es utilizado por una bomba de subsuelo que acta como un transformador para convertir la energa de dicho fluido a energa potencial o de presin en el fluido producido que es enviado hacia la superficie. Los fluidos de potencia ms utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo[9].

Equipos de superficie:

Tanques de almacenamiento, tanques de lavado, separadores y/o tratadores: cuando se utiliza petrleo como fluido de potencia en un sistema abierto, dicho fluido se obtiene de tanques de almacenamiento o de oleoductos, de donde se suministran al sistema de bombeo o de distribucin. Si se est en un sistema cerrado, el fluido de potencia, bien sea agua o petrleo es manejado en un circuito cerrado, el cual debe disponer de su propio tanque de almacenamiento y equipos de limpieza de slidos, estos equipos operan independientemente de las operaciones en las estaciones de produccin.

a) Bomba multiplex o triplex: son bombas de accin reciprocante y constan de un terminal de potencia y un terminal de fluido. El terminal de potencia comprende entre otras partes el cigeal, la biela y los engranajes. El terminal de fluido est formado por pistones individuales, con vlvulas de retencin a la entrada y a la descarga.

b) Vlvulas de control: en general se usan varios tipos de vlvulas de control para regular y/o distribuir el suministro de fluido de potencia a uno o ms pozos.

c) Mltiples de control: se utilizan para dirigir los fluidos directamente a cada uno de los pozos. Una vlvula de control de presin constante, regula la presin del flujo y la cantidad de fluido de potencia que se requiere en cada pozo, cuando se usa una bomba reciprocante.

d) Lubricador: es una pieza de tubera extendida con una lnea lateral para desviar el flujo de fluido cuando se baja o se extrae la bomba del pozo. Tambin se utiliza para controlar la presencia de gases corrosivos que pueden obstaculizar la bajada de la bomba o su remocin del pozo.

Bombeo Hidrulico Tipo Pistn.

En el caso de Bombeo Hidrulico Tipo Pistn, el equipo de subsuelo est formado bsicamente por los siguientes componentes:

a) Arreglo de tubera: permite clasificar los diferentes tipos de instalaciones del sistema, tales como: tipo insertable fijo, entubado fijo, bomba libre tipo paralelo y tipo entubado.

b) Bomba hidrulica de succin: el principio de operacin es similar al de las bombas del Bombeo Mecnico, slo que en una instalacin de Bombeo Hidrulico Tipo Pistn, la cabilla se encuentra en el interior de la bomba. Las bombas hidrulicas se clasifican en bombas de accin sencilla y las de doble accin. Las de accin sencilla desplazan fluido a la superficie en un solo sentido, es decir, en el movimiento de ascenso o descenso. Las de doble accin desplazan fluido hasta la superficie en ambos recorridos, ya que poseen vlvulas de succin y de descarga en ambos lados del pistn que combinan acciones de apertura y cierre de las vlvulas de succin y descarga del mismo[9].

Bombeo Hidrulico Tipo Jet.

En el caso de Bombeo Hidrulico Tipo Jet, el Mtodo de Levantamiento Artificial es similar al de Bombeo Hidrulico Tipo Pistn en cuanto al principio de funcionamiento. En cuanto a las instalaciones y equipos de superficie para ambos Mtodos de Levantamiento Artificial son iguales, la diferencia principal es la bomba de subsuelo.

Los principales componentes de la bomba Jet son la boquilla, la garganta y el difusor. El fluido motor entra a la bomba por la parte superior de la misma, inmediatamente el fluido pasa a travs de la boquilla, de este modo toda la presin del fluido se convierte en energa cintica. El chorro de la boquilla es descargado en la entrada de la cmara de produccin, la cual se encuentra conectada con la Formacin. De esta manera, el fluido de potencia arrastra al fluido de produccin proveniente del pozo y la combinacin de ambos fluidos entra a la garganta de la bomba. La mezcla de los fluidos se logra completamente en los lmites de la garganta, debido a que su dimetro es siempre mayor al de la boquilla. En este instante el fluido de potencia realiza una transferencia de energa al fluido de produccin.

La mezcla que sale de la garganta posee el potencial necesario para fluir contra el gradiente de la columna de fluido de produccin. Gran parte de ese potencial se mantiene constante como energa cintica, y es por eso que la mezcla se hace pasar por una seccin final de operacin, formada por un difusor diseado para proporcionar un rea de expansin y as convertir la energa cintica restante en una presin esttica mayor que la presin de la columna de fluido de produccin, permitindole a la mezcla, llegar hasta superficie[7].

Este tipo de Levantamiento Artificial (Bombeo Hidrulico Tipo Jet) puede manejar grandes cantidades de arena y partculas slidas, adems puede ser instalado a grandes profundidades (hasta 18000pies). Tambin es capaz de manejar crudos de alta viscosidad, siempre que se est utilizando crudo como fluido de potencia.

Fluido Motor o de Potencia.

Los fluidos empleados con ms frecuencia son agua o crudos livianos provenientes del pozo, pero todo depende de las condiciones del mismo. Por condiciones ambientales y de seguridad es preferible utilizar agua. Sin embargo, cuando se usan crudos livianos, es posible diluir los crudos pesados y extrapesados del fondo del pozo, disminuyendo su viscosidad. Cuando existe el riesgo de producirse problemas de corrosin, deposicin de asfaltenos, parafinas y la formacin de emulsiones, es posible aadir qumicos para prevenir este tipo de problemas si el fluido de potencia es crudo. La inyeccin del fluido de potencia requiere de un sistema hidrulico instalado en superficie, que posee un equipo de tratamiento para eliminar el gas y los slidos indeseados que se encuentren en el fluido a ser inyectado[5].

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS (LAG).

Este Mtodo de Levantamiento Artificial opera mediante la inyeccin continua de gas a alta presin en la columna de los fluidos de produccin (Flujo continuo), con el objeto de disminuir la densidad del fluido producido y reducir el peso de la columna hidrosttica sobre la formacin, obtenindose as un diferencial de presin entre el yacimiento y el pozo que permite que el pozo fluya adecuadamente. El gas tambin puede inyectarse a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de lquido (Flujo intermitente). Como variantes de estos mtodos, tambin se han desarrollado otros como la Cmara de Acumulacin, el Pistn Metlico y el Flujo Pistn[5].

Una instalacin de LAG consta bsicamente de: la sarta de produccin y el equipo asociado, la lnea de flujo, el separador, los equipos de medicin y control, la planta compresora o fuente de gas de levantamiento de alta presin y las lneas de distribucin del gas. El equipo de produccin consiste en una o varias piezas tubulares denominadas mandriles, los cuales se insertan o enroscan a una vlvula de levantamiento, a travs de la cual pasa el gas destinado a levantar el fluido de produccin.

El equipo de subsuelo representa la base para el funcionamiento del LAG y est constituido principalmente por las vlvulas de LAG y los mandriles. Las vlvulas de LAG tienen como funcin permitir la inyeccin, a alta presin del gas que se encuentra en el espacio anular. De acuerdo a su mecanismo de operacin existen distintos tipos de vlvulas tales como: las cargadas con nitrgeno, las accionadas por resorte, aquellas operadas por la presin del gas inyectado, las operadas por la presin de los fluidos de produccin, las balanceadas y las no balanceadas[5].

El mandril es una seccin tubular que permite colocar la vlvula a la profundidad deseada y permite el paso del gas, desde el espacio anular hacia la vlvula LAG. Se instala con la tubera de produccin, puede ser de tipo convencional, donde la vlvula va enroscada externamente con un protector superior, para recuperar dicha vlvula es necesario sacar la sarta de produccin. Las instalaciones de LAG pueden ser: cerradas, semicerradas y abiertas. Las cerradas son aquellas provistas de empacadura y vlvula fija de retencin de lquido, las semicerradas poseen empacaduras, pero sin vlvula fija; y las abiertas no utilizan empacaduras, ni vlvula fija. Las instalaciones cerradas y semicerradas se usan para flujo por la tubera de produccin o por el anular.

Este tipo de Mtodo de Levantamiento Artificial permite manejar grandes volmenes de produccin, incluyendo la produccin de agua y sedimentos. Adems cuenta con la flexibilidad de distribuir gas a varios pozos con una sola planta de compresin, y de recuperar las vlvulas con guaya fina o tubera.

CAPITULO VIII

ESTIMULACIONES DE POZOS

La estimulacin es un proceso de tratamiento que consiste en restaurar o mejorar la productividad de un pozo.

Existen dos tipos principales de tratamiento por estimulacin:

- Tratamientos de la matriz

- Tratamientos de fracturamiento hidrulico.

Los tratamientos de la matriz son realizados para restaurar la permeabilidad despus de que ha ocurrido un dao en el pozo.

Los tratamientos de fracturamiento hidrulico implican usar la presin para romper la roca en el yacimiento y aumentar la permeabilidad.

CAUSAS PRINCIPALES DEL DAO DE FORMACIN

Invasin de slidos

Hinchamiento y Dispersin de Arcillas

Incrustaciones

Cambios en la humectabilidad

Sub Productos de Bacterias

Bloqueos por Agua

Bloqueos por Emulsin

Depositaciones Orgnicas

El dao que ocurre durante la perforacin es difcil de prevenir, especialmente cuando se requieren lodos pesados. En este caso, las partculas slidas del sistema de lodo son arcilla, arena, barita, etc. que tapan profundamente la cara de la formacin luego que el filtrado se ha perdido en ella.

El dao de formacin que ocurre al completar el pozo puede ser prevenido en la mayor parte de los casos utilizando los fluidos y aditivos apropiados de terminacin. Un fluido de terminacin limpio tal como salmuera de sodio, calcio o salmuera de calcio y bromuro deben ser utilizadas cuando las presiones de formacin lo permitan. Por supuesto, la hidrosttica del fluido debe sobre balancear la presin de la formacin. Sin embargo, si el fluido es limpio y se produce desbalance una parte del fluido se perder en la formacin productora.

La invasin por fluidos de terminacin puede ser prevenida mediante el uso de slidos adecuados que sellarn los punzados y/o la cara de la formacin. Los slidos utilizados en los fluidos de la terminacin deben ser de un carcter tal que no slo eviten el filtrado del fluido de terminacin a la formacin, sino que tambin se limpiar rpidamente y generar nada o muy poco dao en el pozo puesto a producir. Los slidos de este tipo deben degradarse naturalmente o fluir con facilidad cuando el pozo se produce, o debern ser solubles en cido.

IDENTIFICACIN DEL DAO

Cualquier restriccin al flujo de fluidos o cualquier fenmeno que distorsiona las lneas de flujo de los fluidos.

Influye significativamente en la productividad.

Ocasiona una cada de presin adicional en el flujo de los fluidos.

REMOCIN DEL DAO DE FORMACION

Una manera de remediar el dao de formacin, como se discuti previamente, es prevenir que esto ocurra. Otras soluciones son tratamientos tales como:

Acidificacin matricial

Fractura Acida

Fracturas Hidrulicas con agente de sostn

Inyecciones variadas de surfactantes, etc.

Cuando se considera un tratamiento para un pozo, la siguiente informacin puede ser til:

1) El tipo de formacin y la composicin mineral, la BHP y la temperatura

2) El tipo de dao y su extensin

3) Tiempo de contacto disponible para el tratamiento qumico

4) Las limitaciones fsicas del equipo del pozo

5) Los contaminantes posibles: agua, lodo, bacterias, cemento, etc.

6) Compatibilidad fluidos de tratamiento con el/los contaminantes y/o con los fluidos del reservorio

7) Propiedades de la Formacin : la solubilidad cida, permeabilidad y porosidad

AcidificacinLa estequeometra de una reaccin cida con los materiales de la formacin relaciona la proporcin molecular entre reactivos y productos de reaccin. Una vez que la estequeometra es conocida se puede calcular fcilmente la cantidad de materia de formacin disuelta por un volumen del cido. Un parmetro til que relaciona la estequeometra del cido es el poder disolvente.

Se establece un equilibrio termodinmico en muchas reacciones cidas antes que el cido haya reaccionado totalmente. En particular en el equilibrio alcanzado en la reaccin de cidos orgnicos (tal como el cido actico o frmico) con formaciones de piedra caliza y doloma. Las consideraciones del equilibrio controlan tambin la precipitacin de los productos de la reaccin que pueden anular los beneficios del tratamiento en formaciones carbonticas o areniscas.

La velocidad de reaccin entre un determinado cido y el material de la formacin fija el tiempo requerido para que el cido reaccione. Evaluando esto junto con la geometra dentro de la cual ocurre la reaccin, puede ser estimada la distancia que el cido penetra lejos del pozo (y con ello la estimulacin esperada).

cidos Minerales

Acido Clorhdrico

Acido Clorhdrico Fluorhdrico

cidos Orgnicos

Acido Frmico

Acido Actico

Mezclas de cidos

Acido Actico-clorhdrico

Acido Frmico- clorhdrico

Acido Frmico-fluorhdrico

Sistemas cidos Retardados

Acido Gelificado

Acido Qumicamente Retardado

Acido Emulsionado

ACIDOS MINERALES

cido Clorhdrico: La mayora de los tratamientos cidos de formaciones carbonticas emplean ampliamente el cido clorhdrico.

Generalmente se utiliza al 15% de la solucin del gas cloruro de hidrgeno en agua. Esta concentracin a menudo se llam el cido regular, se eligi originalmente as a causa de la incapacidad de inhibiciones tempranas y la dificultad de prevenir la corrosin de las caeras del pozo si se usaban soluciones ms concentradas.

Con el desarrollo de inhibidores mejorados las concentraciones usadas son ms altas y en general se logra aumentar la eficacia.

Adems de concentraciones altas se utilizan algunas consideradas diluidas que son utilizados donde el poder disolvente del cido no es la nica necesidad.

Un ejemplo de tal aplicacin se encuentra en la acidificacin de areniscas donde el HCl al 5% y 7.5% se utiliza a menudo para desplazar agua congnita delante de mezclas cidas Clorhdrico Fluorhdrico

Acido Clorhdrico Fluorhdrico: Esta mezcla cida se utiliza casi exclusivamente para la estimulacin de areniscas. Dentro de la industria qumica, el cido Fluorhdrico (HF) est disponible comercialmente como una materia relativamente pura en la forma anhidra o como un concentrado (40 al 70 por ciento) en solucin acuosa.

ACIDOS ORGNICOS

La principal virtud es la baja corrosividad y facilidad de inhibicin a altas temperaturas. Han sido usados principalmente en operaciones donde se requiere un largo tiempo de contacto cido-caera, como los fluidos de perforacin, o donde las superficies de aluminio o cromo no deban ser contactadas. A pesar que se consiguen muchos cidos orgnicos, slo dos, el actico y el frmico, son usados mayormente en estimulacin de pozos.

Acido Actico: Fue el primero de los cidos orgnicos en ser utilizado en volmenes apreciables en estimulacin de pozos. Est comnmente disponible al 10% en solucin del cido actico en agua. En esta concentracin, los productos de la reaccin (acetatos de calcio y magnesio) son generalmente solubles en el cido gastado. Adems de ser utilizado como un fluido de perforacin o como un fluido de bajo corrosividad en presencia de metales que se corroen fcilmente, el cido actico a menudo se utiliza en la mezcla con cido clorhdrico en los cidos hbridos.

Acido Frmico: De los cidos orgnicos utilizados en acidificacin, el cido frmico tiene el peso molecular ms bajo y, correspondientemente, el costo ms bajo por volumen de roca disuelta. Es un cido substancialmente ms fuerte que el actico aunque apreciablemente ms dbil que el cido clorhdrico. Como el cido actico, reacciona hasta una concentracin de equilibrio en la presencia de sus productos de reaccin. La ventaja principal del frmico sobre el cido actico es el costo, aunque esto ha sido parcialmente dejado de lado por la mayor dificultad de inhibir la corrosin usando este cido.

Mezclas de Acidos

Acidos Actico-clorhdrico y Frmico-clorhdrico: Estas mezclas cidas han sido diseadas para mejorar la economa del poder disolvente del cido clorhdrico aparte de lograr la baja corrosividad (especialmente a altas temperaturas) de los cidos orgnicos. Por eso se aplican casi exclusivamente en formaciones de alta temperatura donde los costos aparejados con el uso de inhibidores de corrosin en altas concentraciones afectan el costo total del sistema cido. Estas mezclas a veces se venden como cidos retardados debido a la presencia de un cido orgnico. Es importante reconocer que en condiciones de formacin, el CO2 que evoluciona por la reaccin del HCl reduce de forma importante la reaccin del cido orgnico donde, en casos extremos, evitan la reaccin de los mismos.

cido Frmico-Fluorhdrico: Esta mezcla, usada en areniscas, es a veces empleada en aplicaciones de alta temperatura debido a la baja corrosividad que la de la mezcla inorgnica HF-HCl.

Sistemas de cidos Retardados

La velocidad de reaccin de un cido generalmente se puede retardar gelificando el cido, leo-humectando momentneamente los minerales de la formacin, o emulsionando el cido con algn hidrocarburo.

Gelificados: Los cidos gelificados se utilizan para retardar la velocidad de reaccin en tratamientos de fracturas. Los resultados del retraso debido al aumento en la viscosidad del fluido reducen la velocidad de transferencia cida a la pared de la fractura. Los agentes gelificantes rara vez son utilizados en acidificaciones matriciales porque la alta viscosidad del sistema cido reduce la

inyectividad del cido y a menudo prolonga el tratamiento innecesariamente.

cidos Qumicamente Retardados: Estos cidos son preparados a menudo agregando un surfactante leo-humectante al cido en un esfuerzo para crear una barrera fsica a la transferencia cida hacia la superficie de la roca. Para que sea eficiente, el aditivo debe adsorberse en la superficie de la roca y formar una pelcula razonable. El uso de estos cidos a menudo requiere la inyeccin continua de algn tipo de hidrocarburo durante el tratamiento. A altos caudales y temperaturas altas de formacin, la adsorcin disminuye y la mayor parte de estas materias llegan a ser ineficaz.

cidos Emulsionados: estos sistemas pueden contener el cido como fase interna o externa. El ms comn contiene normalmente 10 a 30% de hidrocarburo como la fase discontinua y cido clorhdrico regular como la fase continua. Cuando el cido es la fase discontinua la proporcin del petrleo al cido es a menudo cerca de 2:1.

Tanto la alta viscosidad creada por la emulsin como la presencia del petrleo pueden retardar la velocidad de transferencia cida a la roca. Esta reduccin en la velocidad de transferencia y su correspondiente reduccin en la velocidad de reaccin del cido a menudo puede aumentar la profundidad de la penetracin cida.

ACIDIFICACION MATRICIAL

La estimulacin acida es el proceso de inyeccin de un fluido ya sea cido o solvente hacia un pozo viejo o nuevo a una presin, bajo la presin de fractura para remover el dao.

Esta tcnica ha sido usada desde 1930 para mejorar la produccin y las operaciones de inyeccin.

El logro de la estimulacin cida en arena es restaurar la permeabilidad a la original, es decir, obtener una gran capacidad de flujo en la zona de pago removiendo el dao de formacin. En carbonatos, el objetivo es crear un sistema de flujo de gran conductividad que desve el dao y proporcione una alta produccin obtenida de forma natural y sin dao.

Se prefiere mas una estimulacin cida a un fracturamiento hidrulico, cuando el fracturamiento puede resultar en una excesiva produccin de agua, indeseable produccin de gas, drenajes inadecuados del reservorio (grandes fisuras en las formaciones) y cuando los objetivos de produccin del pozo y gerencia de reservorio pueden ser logrados removiendo el dao. Los tratamientos de estimulacin cida constituyen un 75 a 80 % de todos los tratamientos de estimulacin. Ambos tratamientos se desarrollan en la industria petrolera.

ACIDIFICACIN MATRICIAL DE ARENISCAS

Normalmente un tratamiento de acidificacin de una formacin de arenisca consistir de la inyeccin secuencial de tres fluidos: un preflujo, una mezcla de cido fluorhdrico-clorhdrico, y un postflujo. Estos fluidos cumplen con distintos propsitos.

El preflujo usualmente es cido clorhdrico, en un rango de concentracin de 5 a 10% y que contiene un inhibidor de corrosin y otros aditivos segn los requerimientos.

El preflujo desplaza el agua de la regin cercana al borde de pozo, minimizando as el contacto directo entre los iones de sodio y de potasio que estn en el agua de formacin, y los productos de reaccin de fluosilicatos. Normalmente, esto evitar volver a daar la formacin por la precipitacin de fluosilicatos insolubles de sodio o de potasio. El cido tambin reacciona con la calcita (carbonato de calcio) o con otros materiales calcreos que se hallan en la formacin, reduciendo o eliminando la reaccin entre el cido fluorhdrico y la calcita.

El preflujo evita el desperdicio del cido fluorhdrico de alto costo, y evita la formacin de fluoruro de calcio, el cual puede precipitar de la mezcla de HF-HCl gastada.

La mezcla HF-HCl (usualmente 3% HF y 12% HCl) es inyectada luego. El HF reacciona con las arcillas, la arena, el lodo de perforacin o el filtrado de cemento para mejorar la permeabilidad cerca del borde de pozo.

El HCl no reaccionar y su funcin es mantener bajo el pH, evitando la precipitacin de los productos de reaccin del HF.

El postflujo se requiere para aislar el HF reactivo del agua que se use para lavar el tubing y para restaurar la acuohumectabilidad de la formacin y los productos de reaccin del cido insoluble.

En el postflujo, los productos qumicos usualmente se agregan para mejorar la remocin de fluidos de tratamiento, restaurar la acuohumectabilidad de los slidos de formacin y de los productos de reaccin del cido precipitado, y para prevenir la formacin de emulsiones. Para este propsito, un solvente mutual, el etilen glicol monobutil ter ha resultado eficiente. Cuando se usa gas como postflujo, los aditivos de limpieza se agregan en la etapa HF-HCl del tratamiento.

MECANISMOS DE ATAQUE DEL CIDO

Luego de una inyeccin continua de HCl-HF, la permeabilidad comienza a incrementarse, tal como se muestra en la Fig. 1.

Smith et al. llegaron a la conclusin de que la reduccin inicial de la permeabilidad se debi a la desintegracin parcial de la matriz de arenisca y a la migracin corriente abajo de los finos que taponaron los canales de flujo en la corona.

La continua exposicin de los finos al HF activo fue consideraba como causante eventual de su disolucin. Por lo tanto, el aumento posterior de la permeabilidad fue considerado como resultado de la limpieza de los canales de flujo que estaban taponados por finos y por el agrandamiento de otros canales porales por efecto del cido.

La misma clase de disminucin de permeabilidad puede observarse cuando slo se inyecta HCl en una arenisca (no habr precipitados). En este caso, el taponamiento puede ser causado por cualquiera o por ambos mecanismos (desintegracin parcial de la matriz y migracin de los finos) .

EFECTO DE LA CONCENTRACIN DE HF EN LA RESPUESTA AL HF-HCL

Estos estudios fueron los primeros en demostrar que la permeabilidad disminuye en el contacto inicial con la mezcla HF-HCl.

La arenisca de Berea usada en estos ensayos es una arenisca relativamente homognea que contiene menos arcilla (su componente ms reactivo) que muchas de las formaciones de areniscas; por lo tanto, la respuesta puede ser diferente en arenas de formacin.Esta informacin indica que se debe inyectar de 50 a 100 VP de 3% HF-12% HCl para lograr un aumento importante de la permeabilidad.

Es importante tener en cuenta que este volumen de cido puede destruir los materiales consolidantes en la roca y hacer que la permeabilidad disminuya debido a la compactacin (ver Figs. 4 y 5).

ACIDIFICACION MATRICIAL DE ARENISCAS EFECTO DEL GRADIENTE DE PRESION EN LA RESPUESTA AL HF-HCl

La Fig. 2 muestra que a medida que el caudal de cido aumenta a travs de la corona de Berea (el gradiente de presin aumenta), la declinacin inicial de la permeabilidad tambin aumenta. Para lograr un aumento de permeabilidad dado tambin se requieren mayores cantidades de cido. La mayor declinacin de la permeabilidad puede ser causada por una mayor cantidad de finos liberados por efecto de fuerzas de arrastre a caudales elevados. Probablemente se requieran mayores volmenes de cido para obtener un aumento de permeabilidad dado debido a que el HF no ha reaccionado mientras el cido resida en la corona cuando se lo inyect a mayor caudal. Debido a que las concentraciones efluentes de cido no fueron informadas, este efecto no puede ser verificado.

EFECTO DE LA COMPOSICION DE LA MATRIZ EN LA RESPUESTA AL HF-HCl

La composicin mineralgica de la matriz de arenisca posee un efecto sustancial sobre la respuesta de la formacin al cido fluorhdrico.

La arenisca Berea, siendo un material cuarzoso relativamente limpio y que usualmente contiene aproximadamente 6% de arcilla, fue utilizada en los ensayos presentados en las Figs. 1 y 2.

Debido a su bajo contenido de arcilla, este material exhibe una ligera reduccin de la permeabilidad en el contacto inicial con el cido.

La Fig. 3 ilustra la correspondiente mayor reduccin de la permeabilidad en el contacto /inicial con el cido respecto a otras areniscas. La corona C, que contiene ms finos cuarzosos que arcillas, muestra la mayor reduccin de permeabilidad de las formaciones ensayadas.

Los finos cuarzosos tienen una reaccin ms lenta con el mud acid respecto a los minerales arcillosos y, una vez que se desprenden de la matriz, son ms efectivos para taponar los canales porales. Los resultados del ensayo de la corona C indican que las formaciones que contienen finos cuarzosos requieren ms cido para obtener un aumento determinado de permeabilidad que las formaciones que contienen principalmente minerales arcillosos.

En un intento por remover completamente el dao, sea natural o inducido por el cido , una decisin puede ser hacerlo con un mayor volumen de cido.

Al margen del costo adicional, existe una limitacin fsica de la cantidad de cido que la formacin puede tolerar sin quedar inconsolidada.

No debemos olvidar que el cido est disolviendo el material cementante; por lo tanto, a medida que se inyecta el cido, la formacin se torna progresivamente ms dbil hasta que al final se desintegra.

Farley et al. estudiaron el efecto de las temperaturas y presiones elevadas y la carga de confinamiento en la respuesta a las mezclas HFHCl.

La Fig. 4, tomada de este estudio, demuestra qu sucede con la resistencia a la compresin de una corona a medida que se inyectan mayores volmenes de cido. Esta informacin demuestra que a medida que el volumen de cido es inyectado, la resistencia a la compresin uniaxial disminuye hasta que la arenisca queda