UNIVERSIDAD NACIONAL AUTONOMA DEMEXICO ESPECIALIDAD DE PERFORACION Y MANTENIMIENTO DE POZO CURSO DE REPARACION Y MANTENIMIENTO DE POZOS Reynosa, Tamps, Febrero 2002 m o c . t o p s g o w o l i h c . ww l b . z e l l e n u n ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS »UPMP »ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS. m ot.co p s g o l z.b elle nun o l i h c . ww w Objetivo Lograr en los participantes una visión clara de lo que representa el proceso de Reparación y Mantenimiento de Pozos, tomando en cuenta el punto de vista técnico de acuerdo a la relación Cliente - Proveedor, el riesgo y el negocio ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS Temario del curso de Reparación y Mantenimiento de pozos 1.0 Consideraciones generales 2.0 Proceso de reparación de pozos 3.0 Diagnostico 4.0 Herramientas para diagnostico 5.0 Planeación de la Intervención 6.0 Selección de equipo y conexiones superficiales 7.0 Riesgos, costos y negocio 8.0 Problemas específicos ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS 2 1.0 Consideraciones generales 1.5 Ciclo de vida de un yacimiento Ciclo de vida de los pozos Clasificación de las reparaciones de pozos Marco Legal de las Reparaciones Conceptos Generales ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS .4 1.1.3 1.1 1. Primaria RICARDO ESPINOSA RAMOS .1.1 Ciclo de vida de un yacimiento Exploración Taponamiento Descubrimiento Explotación avanzada Delimitación Producción Secundaria Desarrollo Producción ING. 000 60.000 40.1 Ciclo de vida de un yacimiento Comportamiento típico de la explotación de un yacimiento utilizando las técnicas de Administración de Yacimientos 160.000 Períodos de tiempo ING.000 80.000 140.000 20.000 100. RICARDO ESPINOSA RAMOS 193 187 181 175 169 163 157 151 145 139 133 127 121 115 109 103 97 91 85 79 73 67 61 55 49 43 37 31 25 19 13 7 1 0 .000 Producción 120.1. 2 Ciclo de vida de los pozos Ubicación y estudio Taponamiento Acondicionamiento de la localización Acondicionamiento Mantenimiento preventivo y correctivo Perforación Producción Toma de información ING.1. RICARDO ESPINOSA RAMOS . 3 Clasificación de las reparaciones Reparación Mayor (RM) se define como la intervención al pozo en la cual se cambia la esencia del pozo mismo. desincrustar. cambios de posición de empacadores y accesorios. arenar o engravar. Ampliación o reducción de intervalos. Reparación menor (Rme) se define como la intervención al pozo en la cual no se modifica su esencia pero puede ser tan costosa y difícil como cualquier reparación mayor o la misma perforación.entradas. Profundización o Modificación para acondicionamiento a otro fin (de productor a inyector. las mas comunes son: Corrección de problemas en el aparejo. acondicionamiento a bombeo neumático centrifugo o mecánico). acondicionamiento a sistemas diferentes de producción (cambio de diámetros . Taponamiento de Pozos aunque propiamente no es una reparación es una intervención muy importante que implica un costo elevado.) Re . RICARDO ESPINOSA RAMOS . fugas.limpiezas. roturas. testigo etc. hermeticidad) etc.1. incluyendo: “Cambios de intervalo” . corrección de problemas en el pozo (colapsos. la recuperación de materiales costosos como las CSC y tuberías de producción y explotación superficiales y tiene repercusiones contables y legales de consideración ING. 11 de mayo de 1995 y 13 de Noviembre de 1996 •Reglamento interior de la Secretaría de Energía •Diario Oficial de la Federación 1 de junio de 1995.1. RICARDO ESPINOSA RAMOS . su adición del 9 de octubre de 1995 y su reforma 30 de septiembre de 1977 •Reglamento de trabajos petroleros •Diario Oficial de la Federación 27 de febrero de 1974 ING.4 Marco Legal de las Reparaciones •Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos Artículo 27 Constitucional en el Ramo Petrolero •Diario Oficial de la Federación 5 de febrero de 1917 •Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo Petrolero •Diario Oficial de la Federación 29 de Noviembre de 1958 y sus reformas 30 de diciembre de 1977. la diferencia en costos es demasiado elevada por lo que los pozos deben de recibir periódicamente mantenimiento preventivo de sus partes como indican los fabricantes y de la formación de acuerdo al administrador del Yacimiento. RICARDO ESPINOSA RAMOS .1. puede ser preventivo o correctivo.5 Conceptos Generales Mantenimiento de pozos: Mantener en condiciones de producción el pozo resolviendo problemas específicos o de control del yacimiento. ING. 1. ING. abatidos por motivos de presión hidrostática superior a la presión de yacimiento.5 Conceptos Generales Inducción: Son las operaciones para establecer o restablecer la producción de pozos. RICARDO ESPINOSA RAMOS . de tal manera de modificar las condiciones estáticas del pozo y convertirlas en favorables para el flujo. se logra mediante el empleo de dispositivos mecánicos o por el desplazamiento de fluidos ligeros. 1. cemento y formación.5 Conceptos Generales Toma de información: Es el proceso para recuperar información de parámetros del pozo tal como presiones. Disparos: Es la operación que mediante cargas explosivas dirigidas (Altamente especializadas) comunican el interior del pozo con la formación productora. estableciendo canales de flujo a través de la tubería de revestimiento. RICARDO ESPINOSA RAMOS . ruidos. muestras de fluidos etc. ING. flujos.. temperatura. normalmente mediante la toma de registros en el pozo y cuyo objeto es establecer historia del comportamiento del campo y del pozo para análisis posterior. y es la técnica que por su volumen. Fracturamientos: Algunos autores la consideran una estimulación pero por su importancia económica (costos y beneficios) es considerada como una intervención diferente a una simple estimulación.1. y fracturas. presiones y materiales crea canales de flujo en forma de fractura en la formación. RICARDO ESPINOSA RAMOS . gasto. aditivos.5 Conceptos Generales Estimulaciones: Son los método para restituir la permeabilidad dañada alrededor del pozo o para formar canales de flujo y pueden ser sub clasificadas en Estimulación matricial o de limpieza. ING. mediante la cual se pueden realizar múltiples operaciones en el proceso de reparación de pozos entre los que destacan las inducciones. registros. cabeza inyectora. moliendas. estimulaciones. disparos. carrete. ING. perforación y puede utilizarse como aparejo de producción incluyendo sistemas artificiales de producción. control de arena. conexiones superficiales de control. consta de una tubería enrollada.5 Conceptos Generales Tubería Flexible: Es un equipo “auxiliar” para las operaciones de reparación y mantenimiento de pozos. unidad de alta presión y cabina de control.1. RICARDO ESPINOSA RAMOS . colocación de cemento. pescas. 1.5 Conceptos Generales Aparejo de Producción: Es el conducto diseñado exprofeso e individual para cada pozo, a través del cual se manejan los fluidos de producción de la formación a superficie o viceversa en el caso de inyección. Con la explotación las condiciones del pozo cambian por lo que existen diferentes tipos de aparejo diseñados de acuerdo a las condiciones del momento, y pueden ser clasificados en: Aparejos para pozos fluyentes o Aparejos que requieren sistemas artificiales como son los de ; bombeo neumático, mecánico, centrifugo, Plunger lift o de efecto jet. ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS 1.5 Conceptos Generales Curvas de incremento y decremento: Una herramienta digna de mencionar son las pruebas de “incremento y decremento” que son un indicador vital para la caracterización de Yacimientos, diagnostico de daño y determinar el mantenimiento del pozo. La prueba de incremento de presión, se realiza produciendo el pozo en un gasto constante suficientemente hasta que se estabilice la presión , posteriormente se cierra el pozo y se mide su presión hasta que se estabilice. ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS 2.0 Proceso de Reparación de Pozos Análisis Planeación Diagnóstico Diseño Ejecución Evaluación Insumos Información Estado de Historia de de la pozos, Producción clasificación problemática Jerarquización y solución Diagnóstico Ingeniería y apoyos Contrato Diseño Programa Aprobación Pozo Intervenido Ejecución de la Intervención Evaluación de la Intervención Operador de Reparación de pozos Administrador Yacimiento y Operador de Reparación Productos Estado de Planes y pozos, proyectos clasificación Movimiento Jerarquización de equipos Diagnóstico Cotización Diseño Programas Permisos Responsables Administrador Administrador Operador de Operador de Yacimiento y Reparación Reparación del Operador de de pozos de pozos Yacimiento Reparación ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS Roberts Punto de vista Operador de reparación Evalúa Problema Analiza Ejecuta Formaliza ING.2. RICARDO ESPINOSA RAMOS Diagnostico . 1 Planeación de la reparación de pozos Thomas O. Allen & Alan P. 0 Diagnostico Determinar el problema de uno o del sistema de pozos es vital. • Intervalos explotados y por explotar. • Registros Geofísicos de yacimiento. % Agua. RICARDO ESPINOSA RAMOS . • Curvas de variación de presión (Daño). es necesario analizar toda la información disponible incluyendo: • Historia de producción Gasto. RGA. • Comportamiento de presión en el yacimiento. • Propensión a incrustaciones Orgánicas e inorgánicas. • Análisis de los fluidos producidos PVT. • Presencia de solidos.3. • Producción acumulada.ING. • Registros de Producción. • Reservas. RICARDO ESPINOSA documento denominado “Movimiento de Equipos”. financieros y medios tecnológicos para la intervención o intervenciones. Se establece un plan. las estrategias para la intervención y se planifica el proyecto. materiales.0 Diagnostico Es necesario analizar en forma global la problemática para determinar con precisión el programa a seguir por que las implicaciones se reflejan directamente en los costos de intervención. se establecen reglas e índices de evaluación y se documenta el proyecto en el plan general de actividades. si es uno o varios pozos. si existen recursos humanos.3. En este momento se define si es conveniente la intervención. RAMOS . en PEP es conocido como Programa Operativo Anual (POA) y sus respectivas adecuaciones POT (Programa Operativo Trimestral) conforme se realizan las actividades y es resumido en el ING. Visión Global Enero 1992 Enero 1994 Enero 1996 ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS . Tipos de Problemas en los pozos Imputables al pozo •En las conexiones superficiales de control •Fugas. comunicación de espacios anulares. seguridad. Ambientes corrosivos. Accesorios. Sistemas artificiales de producción. comunicación de formaciones. daños. cráteres ING. corrosión. robos. fracturas. fallas de material. Empacador •En el cuerpo del pozo •Fugas. acumulación de presiones en espacios anulares. descontrol. •En el terreno circunscrito al pozo •Fugas. fisuras. colapsos. Ambientes tóxicos •En las conexiones sub superficiales •Aparejo de producción. RICARDO ESPINOSA RAMOS . falta de hermeticidad. • Flujos cruzados (Descontrol Interno) Inherentes a fenómenos Físico Químicos • Incrustaciones de carbonatos. arenas o aceite. CO2 . asfaltos. parafinas. parafinas. saturación de agua y gas. • Corrosión por producción de ácidos (H2S. ING. • Pozo no fluyente. • Flujo parcial. • Bloqueo por emulsiones y geles. Inherentes a condiciones Biológicos • Bacterias aerobicas anaerobica. asfaltenos. agua. Aparejo inadecuado para la explotación.Tipos de Problemas de pozos Imputable al yacimiento Inherentes a la Producción: • Flujos indeseables de gas. • Cambio de condiciones de explotación Baja presión. Daño a la permeabilidad. Cloruros). RICARDO ESPINOSA RAMOS . Inyección de Agua. •Continuar produciendo hasta el limite económico •Recuperación mejorada (Mantenimiento de presión. RICARDO ESPINOSA RAMOS . Solventes o vapor). Instalación de un sistema diferente de producción. •Conversión a otra finalidad (Inyector.). etc. Cambio de intervalo productor.3. •Una combinación de las recomendaciones anteriores •Estimulación •Abandono ING. un área o un pozo.0 Diagnostico Como se observó en las diapositivas anteriores el análisis del problema puede estar relacionado a un yacimiento. Después del efectuarse estudio pueden presentarse algunas de las siguientes recomendaciones: •Reparación (Restauración a su estado ideal de explotación. temperatura.4. magnetismo. radioactividad natural. flujo. presión. geometría Energía inducida: Sonido velocidad de refracción (porosidad. relación carbono oxigeno. RICARDO ESPINOSA RAMOS .0 Herramientas para diagnostico Básicamente existen 2 tipos de mediciones las que registran la energía natural y las que registran algún tipo de energía inducida Energía Natural: Potencial espontaneo. eléctrica (resistividad). radioactiva (Rayos Gama y decaimiento termal). densidad y adherencia de cemento). ING. saturación de fluidos Potencial Espontaneo Potencial eléctrico Formaciones porosa Temperatura Temperatura Presión Presión Temperatura de formación Presión de formación e hidrostática Flujo Flujo Movimiento de fluidos Radioactividad Natural Emisión radioactiva natural Tipo de formación Geometría Calibración Condiciones de agujero Sonido Ecos y velocidad del sonido Densidad de formación y porosidad Inducción magnetica Magnetismo Tipo de fluidos de formación Radioactiva Reacción a ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS radioactividad Porosidad y cantidad radicales hidrógeno .Medición Parámetro Inferencias principales Eléctrica Resistividad Salinidad. gas o sedimentos producidos Identifica cualitativamente la cantidad de fluidos de diferentes densidades que se encuentran en el pozo Gradiomanómetro Molinete % de gasto que aporta cada intervalo Registro TDT Detecta los cloruros e infiere agua si el decaimiento es alto infiere agua de formación. Registro de temperatura Una caída de temperatura infiere entrada de fluidos diferentes Registro estático Presiones y gradiente de fluidos en el pozo Condiciones de adherencia e infiere posibles canales de flujo de los fluidos indeseables Registro de cementación Identifica movimiento de fluidos por fuera de las tuberías de revestimiento Registro de ruidos Analizar hermeticidad de conexiones superficiales y espacios anulares Identifica posible problemas de aportación de fluidos de otras fuentes Muestreo y análisis PVT Explica posición y tipo de incrustaciones de en el aparejo infiere los fluidos para limpieza ING.Herramientas para diagnóstico del problemas de flujos indeseables Herramientas para diagnóstico Mediciones superficiales de fluidos producidos y análisis de laboratorio Producto del diagnóstico Porcentaje de agua. RICARDO ESPINOSA Infiere el fluido adecuado para tratamiento con el RAMOS Pruebas de laboratorio de estimulaciones (Análisis de compatibilidad de los fluidos) objetivo de no crear geles ni depositaciones . gas o sedimentos producidos Identifica cualitativamente la cantidad de fluidos de diferentes densidades que se encuentran en el pozo Gradiomanómetro Molinete Compara el % de gasto que aporta y toma cada intervalo Registro de temperatura Detecta alteración del gradiente de temperatura infiere movimiento de fluidos diferentes Registro de presiones de fondo Determina presiones de control Registro de cementación Condiciones de adherencia Identifica movimiento de fluidos por fuera de las tuberías de revestimiento Registro de ruidos Analizar hermeticidad de conexiones superficiales y espacios anulares Calibración del pozo Muestreo de fondo Identifica posible problemas Necesario para determinar herramientas de control taponamientos por asfaltenos. arenas o sedimentos RAMOS . RICARDOInfiere ESPINOSA parafinas.Herramientas para diagnóstico del problemas de Flujos cruzados (Descontrol Interno) Herramientas para diagnóstico Mediciones superficiales de fluidos producidos y análisis de laboratorio Producto del diagnóstico Gasto. emulsiones. ING. porcentaje de agua. arenas o sedimentos . Herramientas para diagnóstico Mediciones superficiales de fluidos producidos y análisis de laboratorio Producto del diagnóstico Gasto. porcentaje de agua. RAMOS parafinas. sedimentos. saturación de agua y gas. RICARDO ESPINOSA Infiere taponamientos por asfaltenos.Cambio de condiciones de explotación Baja presión. Daño a la permeabilidad. emulsiones. taponamientos Muestreo de fondo ING. gas o sedimentos producidos Identifica cuanitativamente el aparejo apropiado y el sistema artificial de producción Analisis nodal Compara el % de gasto que aporta cada intervalo si se tiene molinete base anterior Molinete Curvas de incremento y decremento Daño a la permeabilidad en la formación Una caída de temperatura infiere entrada de fluidos diferentes Registro de temperatura Presiones y gradiente de fluidos en el pozo en lugar del gradiomanometro. compara presión de yacimiento Registro estático Condiciones de adherencia e infiere posibles canales de flujo de los fluidos indeseables Registro de cementación Identifica movimiento de fluidos por fuera de las tuberías de revestimiento Registro de ruidos Analizar hermeticidad de conexiones superficiales y espacios anulares Identifica posible problemas de aportación de fluidos a otras fuentes Calibración del pozo Daños en el pozo. Aparejo inadecuado para la explotación. incrustaciones ING. emulsiones. compara presión de yacimiento Registro estático Condiciones de adherencia e infiere posibles canales de flujo de los fluidos indeseables Registro de cementación Identifica movimiento de fluidos por fuera de las tuberías de revestimiento Registro de ruidos Analizar hermeticidad de conexiones superficiales y espacios anulares Calibración del pozo Muestreo de fondo Producto del diagnóstico Identifica posible problemas de aportación de fluidos de otras fuentes. porcentaje de agua. taponamientos. gas o sedimentos producidos Identifica cualitativamente la cantidad de fluidos de diferentes densidades que se encuentran en el pozo Gradiomanómetro Compara el % de gasto que aporta cada intervalo si se tiene molinete base anterior Molinete Curvas de incremento y decremento Daño a la permeabilidad en la formación. que pueden contrlar el pozo Daños en el pozo. arenas o sedimentos .Herramientas para diagnóstico del problemas de flujo parcial Herramientas para diagnóstico Mediciones superficiales de fluidos producidos y análisis de laboratorio Gasto. RAMOS parafinas. RICARDO ESPINOSA Infiere taponamientos por asfaltenos. sedimentos. Una caída de temperatura infiere entrada de fluidos diferentes Registro de temperatura Presiones y gradiente de fluidos en el pozo en lugar del gradiomanometro. que pueden controlar el pozo Daños en el pozo. compara presión de yacimiento Registro estático Condiciones de adherencia e infiere posibles canales de flujo de los fluidos indeseables Registro de cementación Analizar hermeticidad de conexiones superficiales y espacios anulares Calibración del pozo Muestreo de fondo Identifica posible problemas de aportación de fluidos de otras fuentes. arenas o sedimentos .Herramientas para diagnóstico del problemas de Pozo no fluyente Herramientas para diagnóstico Mediciones superficiales de fluidos producidos y análisis de laboratorio Producto del diagnóstico Observación del pozo Identifica cualitativamente la cantidad de fluidos de diferentes densidades que se encuentran en el pozo Gradiomanómetro Molinete Verifica la no existencia de descontrol interno Análisis nodal Identifica cuanitativamente el aparejo apropiado y el sistema artificial de producción Presiones y gradiente de fluidos en el pozo. RICARDO ESPINOSA Infiere taponamientos por asfaltenos. RAMOS parafinas. taponamientos. sedimentos. incrustaciones ING. emulsiones. fugas superficiales. H etc.Herramientas para diagnóstico del problemas de daño mecánico superficial Herramientas para diagnóstico Mediciones superficiales de presión (Manómetros y bombas de prueba Valv. corrosión. faltantes. RICARDO ESPINOSA Define el grado de compatibilidad de las CSC y los RAMOS luidos producidos y grado de corrosividad . cupones Determinacion de hermeticidad y esatdo de conexiones . valvulas y cabezales Grado de deterioro ambiental. análisis de laboratorio. crateres etc. que pueden controlar el pozo Define cedula de material ING. condiciones de riesgo. Inspección visual Prueba de dureza Producto del diagnóstico Identifica posible problemas de aportación de fluidos de otras fuentes.) Inspección de Toxicidad y explosividad en el ambiente Verifica la no existencia de gases peligriosos (H2S e hidrocarburos) Identifica estado de soldaduras en lineas de escurrimiento Análisis radiológicos Análisis de ultrasonido Identifica disminución de acero en CSC Muestreo de materiales y análisis de laboratorio siderurgico Identifica causas de falla y determina grado de falla Analizar hermeticidad de conexiones superficiales y espacios anulares Muestreo de fluidos en superficie. molinete y temperatura Revisión de historial de pescados en el pozo Pruebas de alijo y pruebas de presión con empacadores recuperables RTTS Daños al pozo por condiciones de flujo o por el tipo de fluidos manejados o por material equivocado En desprendimientos se detecta formación Determina condiciones de accesorios (Empacador) y CSC Determina grado de daño Condiciones de adherencia e infiere posibles zonas de riesgo en el pozo Identifican movimiento de fluidos infieren zonas de falla Identifica posible problemas de pescados o daños ocasionados por estos Define fallas de hermeticidad y profundidad de las mismas ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS Registros de Video. taponamientos (puede inferir colapsos) Medición de condiciones de espesor y geometría física de tubulares Toma de registros de inducción Medición de hermeticidad y presiones anulares Pruebas de inyección Registro de cementación Registro de ruidos.Herramientas para diagnóstico del problemas de daño mecánico Sub-superficial Herramientas para diagnóstico Producto del diagnóstico Mediciones superficiales gasto y presión Gasto. sedimentos. localizadores de coples (CCL) Define daños y movimientos de aparejos y tuberías . y presión determina condiciones de control Calibración del pozo (con sello de plomo) Daños en el pozo. Con esta información se procede a elaborar el diseño técnico de la intervención considerando. del estado mecánico del pozo • Diagnóstico técnico del pozo y del problema existente • Recursos Humanos. Y establecer el programa para acopio de los recursos faltantes. se necesita considerar algunos factores para la planeación de la intervención y allegarse de: • Información. programa de control del pozo. sistemas de información disponibles para la intervención. la Selección del equipo y conexiones superficiales de control. etc. estableciendo el programa de interacción del sistema. ING. Financieros. RICARDO ESPINOSA RAMOS . Materiales. prueba de conexiones.0 Planeación de la intervención Para elaborar el diseño de la reparación del pozo es necesario establecer las reglas del juego. Servicios.6. RICARDO ESPINOSA RAMOS .ING. seguridad social. •Programa de Servicios de higiene protección ambiental seguridad industrial. comedores equipo auxiliar). Directos e Indirectos Mano de obra. precio. servicio de Registros y Línea de Acero. campamentos. •Servicios de transporte. •Programa de mantenimiento al equipo de Reparación de pozos. P.R. RICARDO ESPINOSA •Programa de estrategia de fallas. •Programa de “Costos” Depreciación. •Programa de Cementaciones de corrección . TIR. •Programa de Inducción y Estimulaciones. •Programa de Consumibles fijos (combustibles y lubricantes). •Programa de arrendamientos (oficinas. •Conexiones definitivas de producción (Reparación o reemplazo). •Aparejo producción y accesorios . Seguros y Fianzas. •Presupuesto. B/C. Análisis de sensibilidad •Diseño de tuberías de revestimiento adicionales para la intervención. RAMOS . •Programa de servicios especializados para accesorios de terminación. •Programa de Fluidos de Terminación y Filtrado y limpieza.0 Planeación de la intervención detalles recomendables •Análisis financiero del Proyecto.6. negociación y contrato con el Administrador del Pozo ING. •Programa de toma de información. »Conexiones definitivas de Producción ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS . •Se justifica hasta un 10% del costo en obtener la información y asegurar las habilidades del personal involucrado si es necesario capacitarlo según los autores Allen & Roberts. región o campo para determinar el riesgo del proyecto. El análisis se deberá efectuar en forma multi .de RICARDO ESPINOSAy eficiente ejecución. •Para calcular la rentabilidad de las reparaciones se acostumbra usar la tasa de retorno. •Hecho esto se debe analizar individualmente considerando el riesgo de fracaso y las ganancias netas para cada pozo.disciplinaria debido al carácter de incertidumbre de esta actividad ya que hay diferentes y múltiples soluciones. el costo de la reparación u otros parámetros económicos ING. •Es necesario efectuar un análisis económico de englobando los pozos de un área. Esto tenderá a alentar al cliente cuando el riesgo es alto pero las ganancias también. •La rentabilidad es una función la planeación RAMOS .Factores a considerar en la planeación de la intervención •Antes de la reparación debe analizarse el pozo y efectuar estudios del yacimiento por especialistas en ingeniería y geología para determinar si la problemática es aislada o general. cuentan con implementos para rotar sartas. elementos que varían conforme están integrados.28 m (Lingadas de 3 tramos cada una) con la finalidad de incrementar la velocidad en introducción y recuperación de los aparejos tubulares. ING. estos equipos poseen sistemas hidráulicos para manejo de fluidos en el pozo y en superficie con alta y baja presión.. capacidades de operación y su costo. apretar tuberías de acomodo de las mismas.Son diseñados para levantar sartas de producción o trabajo en tramos de +/.0 Selección de equipos Equipo convencionales. existen equipos auto transportables. terrestres marinos o lacustres. cada equipo es individual porque prácticamente todos tienen diferentes edades. así como conexiones superficiales de control y cuentan con los generadores de energía suficiente para mantener en movimiento estos implementos. mediante un sistema de levante de Cables y Poleas.6. RICARDO ESPINOSA RAMOS . empaquetados. Unidades Snubbing. Sin embargo es imprescindible para casos de control de pozos.diseñadas para levantar tubería utilizando sistemas hidráulicos. pero con la desventaja de baja torsión y velocidad en las intervenciones.. con la ventaja de poder realizar movimiento de tuberías en pozos con presión. con ella es posible realizar las siguientes operaciones: Colocación de baches de ácido y de tapones de cemento Reconocimiento de profundidades Registro y disparos en pozos desviados Limpieza mecánica de aparejos Pescas Perforar y eliminar tapones con auxilio de motores de fondo Herramienta casi indispensable para inducción de pozos Unidades móviles de bombeo de alta presión para cementar y estimular pozos Unidades de cable y de linea de acero Unidad de Combinación de los anteriores Unidades convencionales de levante (Grúas) ING.. Unidades de Tubería flexible es una excelente alternativa cuando en la reparación del pozo no es necesario mover el aparejo.0 Selección de equipos Equipo no convencional. RICARDO ESPINOSA RAMOS .6.Se utilizan cuando la función de reparación de pozos requiere de tratamiento especial o cuando se puede efectuar reduciendo los costos que implica utilizar equipos convencionales. .Actúa al meter la tubería dentro del pozo.Esta es determinada por la velocidad requerida en el gancho y el peso de la tubería Potencia=(Fuerza x distancia )/Tiempo (CF=76 kg*m/s).Debe ser funcional para manejar la carga y su propio peso y espacio adecuado para maniobras y almacenamiento de tuberías. La potencia del malacate. De acuerdo a éste parámetro se selecciona la transmisión y la capacidad del malacate requeridas para desarrollar la potencia y transmitirla al cable y al sistema de poleas de acuerdo a los datos técnicos del fabricante.. Como ejemplo la tablas de la siguiente pagina muestran la capacidad de los componentes principales en base a la ING. considerando los siguientes factores: Capacidad de frenado. RICARDO ESPINOSA profundidad. la capacidad de frenado esta en relación directa al área y tamaño de los tambores o discos de freno. para tubería de 2-7/8” RAMOS . Capacidad del mástil..Para seleccionar un equipo convencional adecuado es necesario determinar la capacidad de carga y la velocidad de izaje requerida para la operación. RICARDO ESPINOSA RAMOS .Selección de sistemas de frenado tomando en cuenta la profundidad Rango de Área efectiva Sistema de Profundidad de TP de potencia Tamaño del freno auxiliar de freno sq in enfriamiento 2 7/8" nominal en HP 100-150 1200 Aire -/- 4000 150-200 1600 Aire/Spray -/- 5000/7000 200-250 2000 A/S/S -/-/15 in Rotor sencillo 6000/8000/10000 250-400 2400 A/S/S/S -/-/15 in R sencillo/15 in R doble 7000/9000/11000/13000 400-600 2800 A/S/S/S -/-/15 in R doble/22 in R sencillo 8000/10000/15000/18000 Especificaciones generales de mástiles Nominal Capacidad de almacenaje Capacidad de Altura ft Peso lb carga con 6 lineas Tp 2 7/8 Varillas de BM 69 8000 140000 Sencilla 7200 7500 90 13000 180000 Dobles 9600 10500 96 15000 215000 Dobles 16000 11500 108 20000 250000 dobles 18000 11500 ING. Temario del curso de Reparación y Mantenimiento de pozos 1.0 Diagnostico 4.0 Problemas específicos ING. costos y negocio 8.0 Planeación de la Intervención 6. RICARDO ESPINOSA RAMOS .0 Selección de equipo y conexiones superficiales 7.0 Riesgos.0 Proceso de reparación de pozos 3.0 Herramientas para diagnostico 5.0 Consideraciones generales 2. 8 Control de corrosión ING.3 Control de arena 8.5 Solución a problemas mecánicos 8. RICARDO ESPINOSA RAMOS .1Clasificación y jerarquía de intervenciones 8.4Cambio de intervalo 8.2Control de agua 8.8.0 Problemas específicos 8.7 Toma de información 8.6 Daño a la formación 8. 1Clasificación y jerarquía de intervenciones Clasificación de pozos •En producción (Programa de evaluación y medición) •Con problemas de producción(programa de intervención) •Cerrados con posibilidades de explotación(programa de reparación) •Cerrados sin posibilidades de explotación(programa de taponamiento definitivo) •Taponados Diagnostico Problemas potenciales Herramientas de diagnostico Planeación de Reparación de pozos Diseño de la intervención Diagnostico y evaluación Programa de ejecución ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS .8. Este problema puede ser por rotura o falta de hermeticidad en la TR en la zona de agua o gas según el caso. menos producción de aceite.. El remedio para este problema es una cementación forzada previa localización del canal desde su origen ING.Es causada por una cementación defectuosa por medio de registros de adherencia (CBL )o registros de sonido ultrasónicos para medir las propiedades mecánicas del cemento. etc. estos aumentan entre mayor es el % en la producción llegando a ser hasta de 3 dólares por barril(en el mar). o también de registros de producción. RICARDO ESPINOSA RAMOS . y registros de temperatura. en pozos terrestres de 2 dólares por barril Las causas de la presencia de agua puede ser debido a: Fugas en la TR.CONTROL DE AGUA y GAS La presencia de agua en la producción de hidrocarburos no es deseable ya que ocasiona graves problemas de corrosión en los aparejos de producción.. Todo esto ocasiona un incremento en los costos de producción. así como su tratamiento para separarla del aceite y disposición final en pozos inyectores o presas. Este problema puede ser detectado por registro de anomalías y puede ser corregido con cementación o con un parche en la TR Canalización de fluidos atrás de la TR. radioactivo y de ruidos son también útiles. Este problema se presenta cuando el contacto agua-aceite o gas aceite esta cerca de los disparos y existe una permeabilidad vertical alta. Una solución a este problema puede ser cerrar el pozo un tiempo para su estabilización y después abrirlo posiblemente estrangulado. La prueba mas concluyente en este caso podría ser medir el pozo en diferentes gastos ya que este problema es muy sensitivo.Conificación de agua de fondo o de gas en la parte superior en yacimientos estratificados por segregación gravitacional(agua. estratos de alta permeabilidad por ejemplo un registro de ruidos puede eliminar un problema. Otra solución seria efectuar una C:F: y redisparar mas arriba si fuera posible Interdigitacion en yacimientos estratificados por estratos de diferente permeabilidad ING. aceite y gas). RICARDO ESPINOSA RAMOS . Hay veces que con registros es fácil confundirse con la canalización o . En el caso de gas el gas migra hacia abajo al depresionarse el pozo y en el caso del aceite el agua migra hacia arriba. la producción de agua puede exceder la capacidad de los sistemas artificiales y tendría que ser abandonada a menos que sean selladas. También el conocimiento geológico de la permeabilidad de los estratos y la localización y extensión de las barreras son importantes para disminuir el % de agua. RICARDO ESPINOSA RAMOS .En el caso. por lo que al bajar este . la decisión de producir el pozo dependerá de l aspecto económico presentandose las siguientes alternativas Producir selectivamente los intervalos abiertos de estratos menos permeables para reducir la producción y los costos de los sistemas artificiales Incrementar la recuperación de la zona y la ultima alternativa es terminar en todos los intervalos para reducir los costos de de la reparación aumentando los costos de sistemas artificiales si es el caso. la producción de agua baja o la otra alternativa es incrementar los intervalos permeables En este caso los registros de producción son útiles para determinar el perfil de producción y evaluación de los fluidos producidos en cada intervalo. de presentarse la irrupción de agua. Si las zonas son muy permeables. La digitacion es sensible al gasto de producción . ING. ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS . ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS . 8.2 Control de agua ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS . De alta K vert en matriz o por fractura • Invasión masiva • Cementación forzada a baja presión con cemento de baja perdida de agua y cambio de intervalo • Cementación forzada a baja presión con cemento de baja perdida de agua y cambio de intervalo • Taponar por C:F: y disparar otro intervalo arriba del contacto agua-aceite • Producción controlada de agua y Bloqueadores de ING. RICARDO ESPINOSA formación RAMOS .Alto % de agua • Interdigitación de agua en yacimientos estratificados • Intervalo invadido • Conificación de agua en yac. Si las perforaciones están tapadas con arena: •soluciones • engravar con cedazo •resina •cedazo preempacado ING. si hay tapón: •soluciones •limpieza •Re perforación •tratamiento químico •acidificación o fractura •.Daño a la formación •Verificar profundidad interior con L:A:. RICARDO ESPINOSA RAMOS . RICARDO ESPINOSA RAMOS .Baja permeabilidad • Baja permeabilidad – Sistema artificial – tratamiento con ácido – fracturamiento hidráulico – fracturamiento con ácido • Abatimiento de presión en el yacimiento – Sistema de recuperación mejorada – Sistema artificial de Prod ING. Alto % de gas • Problema • Yac. RICARDO ESPINOSA RAMOS . Estratificados o cementación defectuosa • Conificacion de gas • Solución • C.F: y disparar otro intervalo estructuralmente mas bajo ING.F: y disparar otro intervalo de menor RGA • C. Presencia de arena – Problema – Solución • Pozos de alta productividad term. RICARDO ESPINOSA RAMOS . Sencilla • Empaque con grava • Resinas plástica • Cedazos preempacados de fibra de vidrio • Cedazos de mallas de acero ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS .Aceite viscoso – Problema – Solución • Asfalto y parafina • Inyección de vapor • inyección de solventes químicos y surfactantes ING. Baja productividad – Problema – Solución • Fracturamiento • Formación areniscas o hidráulico con con calizas de baja sustentante permeabilidad • Calizas o dolomitas de baja • Fracturamiento hidráulico con ácido permeabilidad • Alta viscosidad debido a • Inyección de surfactantes emulsión • Calentador de fondo o circulación de aceite o • Alta viscosidad por aceite ING. RICARDO ESPINOSA agua por espacio anular pesado RAMOS . Problema Gasto de producción se abatió a menos de la mitad en 6 meses Con Py e Pwf se calculo I.P. RICARDO ESPINOSA RAMOS .< 50% que pozos vecinos Mediante análisis de pruebas de presión se determino que S=20 y Kh similar a pozos vecinos Estrategia de registros de producción y análisis Debido a la rápida declinación . y factor de daño alto se considera que el pozo esta dañado Para ayudar a diseñar el tratamiento de estimulación a la matriz se tomo un registro de molinete y uno de temperatura demostrando que el intervalo menos dañado es el B que aporta el 70% del total de la producción y el A con el 10 % y el C con 25 % por lo que deberá de usarse un agente divergente y con esto se lograra mayor efectividad y la optimización de los volúmenes de ácido ING. .problemas • Problemas • Incrustaciones • Parafina o asfalteno • Emulsión o bloqueo por agua • Presencia de areniscas • Solución • Métodos químicos.mecánicos. RICARDO ESPINOSA RAMOS .rimado • Aceite caliente o solventes • Surfactantes • Tratamiento de HF-HCl ING. PROBLEMA Bajo índice de productividad del pozo Kh baja Factor “S” alto Kro baja si IP bajo Restricciones de la terminación Registros de calibración y de producción Si Restricciones en el pozo Baja capacidad de flujo de la formación y disparos Si Pruebas de presión calculo de Kh y S Si Daño al yacimiento no Incrustación obturamiento o colapso de TR ? Disparos obturados o cortos ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS Registros de producción para definir la localizacion y extension del daño estimula . Estas no son problemas ya que son producidas Las referidas en primer termino son las que ocasionan obstrucción en los cana les de flujo 7.1.7. RICARDO ESPINOSA RAMOS . las que originalmente formaban parte de la estructura de la formación y las que están disueltas en los fluidos .Clasificación de las arenas: Como una regla de dedo.2 CONTROL DE ARENA La producción de arena normalmente esta asociada con campos de la edad terciaria Existe dos tipos de arena .2. esta es la que se debe de controlar ya que los otros pueden ser producidos sin problema ING. se tiene lo siguiente: Los sólidos producidos mas pequeños que 90 porcentiles son probablemente finos intersticiales Entre 90 y 75 representan algunos de los mas pequeños granos de arena no consolidada Entre 75 y 50 representa arena no consolidada . RICARDO ESPINOSA RAMOS .ING. »El gasto de flujo critico ocurre cuando al sobrepasar determinado gasto de producción se incrementa la presencia de arena »Existe una estabilidad entre las fuerzas que actúan en la formación entre las que tenemos las siguientes: »7.Factores que afectan la producción de arena: »La viscosidad y/o gasto aumentan las fuerzas de arrastre »Al aumentar la producción de agua disuelve el material de cementación propiciando una disminución de la resistencia de la formación o una reducción en las fuerzas capilares debido al aumento de la saturación de agua »Debido al incremento de saturación se reduce la permeabilidad relativa al aceite incrementando las caídas de presión en el yacimiento »Las caídas de presión en el yacimiento incrementa las fuerzas de compactación y puede reflejarse en la cementación entre los granos. RICARDO ESPINOSA RAMOS .22 Factores que afectan la producción de arena: »Debido a los estratos por la sobrecarga »Fuerzas capilares y la cementación de origen del material »7. » ING.3.2. RICARDO ESPINOSA RAMOS .ING. 5.2.Parámetros básicos de diseño Optimizar el tamaño de la grava en base al tamaño de arena de la ING.24 Mecanismos de control de la arena Reducción de las fuerzas de arrastre es el método mas barato y más efectivo y se puede hacer durante la terminación del pozo. 7. consiste en: Aumentar el área de flujo por: Aumento de la densidad de perforaciones Aumentar la longitud de disparos Fracturas empacadas Disparos limpios Restringir el gasto de producción determinando el gasto critico cuando se necesita producir al máximo gasto.Métodos mecánicos de control de arena Cedazos con grava para retener la arena de la formación Cedazos preempacados de fibra de vidrio Cedazos de mallas de acero inoxidable Cedazos sin grava 7.7.26. RICARDO ESPINOSA formación RAMOS . Las curvas varían de una región a otra El método Schwartz se ha usado para obtener la uniformidad del tamaño en base a loING.. Se debe usar una técnica de colocación efectiva 7. siguiente RICARDO ESPINOSA RAMOS El coeficiente de uniformidad c=D10/D90 . El procedimiento de análisis esta contenido en las especificaciones ASTM.-Obtener una muestra representativa.7.2.Optimizar el ancho de las ranuras del cedazo para retener la grava o arena en su caso.el tamaño de la arena varia dentro de un cuerpo arenoso Una muestra obtenida de la producción es buena Efectuar un análisis de mallas para obtener la distribución de tamaño de los granos en % en peso. Una vez obtenida la muestra se efectúa el análisis y se construye la curva de distribución del tamaño del grano en valores porcentiles de porcentaje acumulativo en peso contra diámetro del grano .CRITERIO DE DISEÑO 1. permeabilidad debe ser igual o mayor que el de la RICARDO ESPINOSA RAMOS formación . el tamaño de las partículas debe ser igual a l tamaño de 10 porcentiles En empaques con grava el ancho de la ranura debe ser ligeramente mas pequeño que el grano de grava mas chico.Si c es < 3 . En diámetros de tamaño uniforme o donde hay cambios de gasto . la arena es uniforme y es descrita por el tamaño D10 si C> 5 La arena no es uniforme y es representada por el tamaño D40 si C> 10 La arena no es uniforme y es representada por el tamaño D70 7.TAMAÑO DE LAS RANURAS Idealmente las ranuras deben ser tan largas como sea posible para no restringir el flujo de fluidos y finos El ancho de las ranuras no debe ser mayor del doble del ancho de los granos correspondiente 10 porcentiles a fin de que sean efectivas. 7.28.9TAMAÑO DEL LA GRAVA DEL EMPAQUE De diferentes estudios y pruebas de laboratorio se determino que el tamaño de la grava debe ser lo suficiente para no permitir pasar arena de la formación en la cara exterior del empaque y laING.2. RICARDO ESPINOSA RAMOS .ING. 05 pie/eg para arena uniforme y para arena no uniforme mayor que .05 pie/seg. RICARDO ESPINOSA permitir mayor producción y visceversa RAMOS . pero en la practica se considera que el optimo es de 3 pulgadas de espesor.Otro factor a controlar es la velocidad de flujo de la arena el cual debe ser de menor de . entre el 50% del área abierta de las ranuras en pie2 De acuerdo a las pruebas aludidas se llego por consenso que. la relación de grava . Debido a que a valores fuera de este rango se reduce la permeabilidad para valores mayores de 6 ocurre un puenteo dentro del empaque de grava y en menores el tamaño de la grava mas chica que la necesaria reduciendo la permeabilidad Teóricamente el espesor del empaque debe ser de de 4 a 5 veces el diámetro de la arena . espesores mayores pueden ING.arena debe estar entre 5 y 6 . El calculo de la velocidad viene dado por el cociente entre el gasto de producción en pie3/seg. Este es usado en zonas cortas donde por una u otra razón un empaque con grava no puede ser usado como son:En geometría reducidas. El diseño es realizado en base al análisis granulometrico de la arena de producción de forma similar al descrito para cedazos pero con la ventajas de. Pozos con presiones de formación anormales También existen cedazos de mallas de acero inoxidable que son fabricados por compañías que usan el análisis granulometrico para efectuar el diseño Los cedazos pre empacados de y con fibra de vidrio son usados exitosamente en pozo s de producción media de aceite y gas . Puede ser molido fácilmente. No tiene problemas de corrosión. Pozos costa afuera. Costo bajo En PEMEX se uso en el la ESPINOSA Central 333 con éxito como se ING. Se usan en el extremo del aparejo frente al intervalo disparado. Pozos donde no se dispone de medios para sacar la Tubería.Terminaciones dobles.pozo RICARDO RAMOS muestra a continuación .Otro método es el de uso de resina plástica. Fácil fabricación. G .58-1278.caja a 8h E.75”X2. RICARDO ESPINOSA 1403 RAMOS . caja Cedazo de 3.10 1335 1375 ING.50” Tapón de fibra de vidrio 3.E.5 1319 1323 1323.P: de 2-7/8” 1051 1056 1265 Camisa deslizable WB-1 Empacador kh-8 de 7” Combinación de 4hN.U.38 1318.93 1287.75x2.N.POZO CENTRAL 333 Prof mts 471 Mandriles de bolsillo para B.65-1290. 913 T.48”Pez Profundidad interior TR de 7” 1277. Otro es la consolidación química de la arena de la formación..Baje el ensamble de fondo con el cedazo en su parte inferior y la sección de tubo hasta la cima del tapón de cemento con la herramienta soltadora. colocar el empaque de arena o bolas de ceramica hasta cubrir el intervalo disparado Bajar el cedazo con la herramienta soltadora y con una zapata en su extremo inferior y en el interior TF como tubería lavadora Bajar hasta el fondo lavando el empacamiento en su parte central hasta el fondo donde se encuentra el tapón de cemento ING. RAMOS . material epoxico y resinas fenólicas..Coloque un tapón recuperable sobre la cima del ensamble 3... debido al mejoramiento en esta tecnología en los aspectos de equipo. El procedimiento para la colocación de cedazos es generalmente de dos formas. en la primera: 1. Actualmente el empleo de la TF resulta eficiente y es menos costoso comparado con otros. Este tratamiento es para intervalos no mayor de 10 pies y otro es la colocación de arena recubierta con resina fenólica y epóxica material empacado junto a la formación.Lave la cima del ensamble y recupere el tapón 5. servicios.Coloque un empaque en la boca del ensamble contra la TR En la figura 15 siguiente se muestra este procedimiento Otra forma es: Con la TF.Coloque arena alrededor del espacio anular entre la TR y el cedazo hasta cubrir el ensamble 4. 2. por lo que existen varios métodos para su control. herramientas y fluidos lo que la ha hecho más confiable. uno de ellos es colocar cedazos preempacados a través del aparejo de producción usando la TF. RICARDO ESPINOSA Releve la TF y saque y repita el paso 4 del procedimiento anterior.Control de arena La arena no es deseable en la producción de los pozos ya que llega el momento en que interfiere en la producción del pozo obturando las tuberías y reduciendo la producción de petroleo. puede ser con furan. El método seleccionado dependerá de las condiciones del pozo y circunstancias.. Es frecuente que se dañe la cementación después de efectuar un trabajo a la matriz con ácido por alcanzar presiones de fractura Para localizar las fugas debe analizarse el agua para diferenciar entre fugas de la TR y agua de formación. También el uso de empacadores junto con tapones ayudan a su ING.Solución a problemas mecánicos Causan perdida de producción y/o incremento en los costos de operación. así como los de producción son útiles en este caso. Los registros de temperatura. RICARDO ESPINOSA localización RAMOS . TR o en el empacador Falla en el sistema artificial Antes de mover un equipo de reparación debe estudiarse exhaustivamente que otro problema o cambio debe efectuarse. Algunas de las acusas mas comunes son: Falla en la cementación primaria Fugas en la TP. oxigeno. Tipos de corrosión. esfuerzos de corrosión. CO2..es un proceso electro químico que sufren los materiales metálicos que están expuestos a los fluidos corrosivos tal como H2S. O2 y dióxido de sulfuro 4fe+3O2 2Fe2O3 Fe+ H2S FeS +H2 ING. que originan perdida de material metálico en los tubulares..CORROSION Corrosión. conexiones y. celdas de concentración. galvánica. erosión de corrosión La corrosión ocurre cuando hay presencia de agua mas un electrolito como sulfatos o cloruros o gases disueltos como H2S. uniformemente. etc. RICARDO ESPINOSA RAMOS . cabezales del pozo .. picaduras. CO2. inter granular. fracturas. RICARDO ESPINOSA RAMOS . ING.CORROSION POR CO2 La corrosión del acero por CO2 se presenta generalmente en pozos de gas presentandose la siguiente reacción CO2+ H20 Corrosión del acero Si se condensa el vapor de agua en la TP o líneas se producirá la corrosión en forma de hoyos en la parte superior de estos La corrosión es mas rápida a medida que aumenta la presión dando origen a ácidos mas fuertes Para saber si se presentara el problema de corrosión por CO2 en un pozo de gas se basa en el índice de presión parcial: Presión parcial=presión total de CO2 * % de CO2 Si la presión parcial es > 30 habrá corrosión Si la presión parcial esta entre 7-30 puede haber corrosión Si la presión parcial es < 7 no habrá corrosión Si existe agua salada la corrosión aumenta debido a que las sales incrementan el gasto de corrosión. El endurecimiento es mas severo en aceros de alta resistencia cuya dureza es de mas de 22 Rockwell en tuberías y aparejos de varillas de Bombeo mecánico que están sujetos a cargas cíclicas.La dureza de la tubería hace que esta sea demasiado sensible a la acumulación de hidrogeno ocasionando fisuras El hidrogeno atómico se difunde dentro de los granos de metal y tiende a formar moléculas mas grandes. RICARDO ESPINOSA RAMOS .Acido sulfhidrico La corrosión por esta substancia causa que la superficie se torne color negro La reacción es la siguiente: Fe+H2S+ mezcla FeS+H2 En problemas mas graves en la capas subyacentes se presentan picaduras y grietas. Las rajaduras es debido a acumulación del hidrogeno atómico . Corrosión por oxigeno El oxigeno disuelto en agua acelera la velocidad de corrosión este problema es frecuente en sistemas de inyección de agua y en Bombeo mecánico El gasto de corrosión es tres veces mas cuando el oxigeno disuelto aumenta de 1 ppb a . las cuales debido a la alta presión dentro del acero tienden a reventar y formar rajaduras. grietas además de la perdida de ductilidad y resistencia a a la cedencia.2 ppm ING.. que son anaerobicas. estas se alimentan de sulfatos y producen H2S.Se ha investigado que si además de oxigeno hay CO2 en una proporción del 50% mas rápido que cuando no lo hay. las cuales tienden a taponar y dejar fuera el equipo. ocurre cuando entran trazas de oxigeno en un sistema de salmueras amargas destruyendo todo el equipo en 6 meses La corrosión es a veces protegida por una delgada película de oxido formada sobre la superficie de metales y aleaciones aunque muchas veces es destruida por la erosión causada por la corriente de producción. Se recomienda que el contenido de oxigeno no sea mayor del 50 ppb para tener un buen control El medio ambiente mas corrosivo. RICARDO ESPINOSA RAMOS . . Dentro del otro tipo de bacteria tenemos las sulfatoreductoras. Para evitar la formación de este tipo es necesario inyectar bactericida de 100 ppm a intervalos de tiempo.etc. Este tipo de bacteria es combatido tratandolo con cloro. ING. Bacteria Las salmueras pueden contener dos clases de bacteria aeróbicas y anaerobias dependiendo si contienen oxigeno o no Entre las bacteria aeróbicas tenemos las algas. hongos . adelgazamiento o desgaste. Este tipo debe correrse en forma periódica para ver el avance Evaluación de corrosión en la tubería de perforación es realizada con Tuboescope Hay otro equipo y métodos para detectar la corrosión. También deben considerarse la seguridad y las normas y regulaciones gubernamentales. Debe hacerse un análisis económico de los métodos de corrosión ya que algunas veces resulta mas caro . RICARDO ESPINOSA RAMOS . Llevar registros y descripciones son útiles para futuras comparaciones Registros de calibración de TP y TR detectaran perdida de metal debido a picaduras. ING..Técnicas para medir del gasto de corrosión pruebas para medir la velocidad de corrosión Inspección visual pruebas para medir el gasto químico historia de l comportamiento del equipo Medios para determinar el gasto de corrosión Inspección visual.Es realizado en equipo fuera de servicio. Algunos materiales no metálicos tienen mucha mas baja resistencia que el acero y limitaciones de temperatura excepto la tubería de de producción de fibra de vidrio con resina epoxica con amina aromática. y N-80 son ampliamente usados ya que resultan económicos y solo se recomiendan algunas medidas . esta resiste hasta 100 grados centígrados y hasta 4000 lb/ pg2 de para diámetros pequeños.Selección apropiada de materiales para reducir la corrosión Metales y aleaciones Existen aleaciones que son caras pero que a veces se justifica Cuando existe H2S el efecto de endurecimiento afecta la resistencia y durabilidad.para el caso de O2 se debe excluir el oxigeno. RICARDO ESPINOSA RAMOS . se pueden usar aleaciones pero son caras y será mas económico usar aceros de bajo carbón con algunas recomendaciones. como son las aleaciones de acero con Cromo y Níquel En un medio ambiente de bióxido de carbono y oxigeno el endurecimiento no es problema En el caso del CO2 O2. monel (aleación Ni-Cu).3 pero los de acero al bajo carbón como J55.Los materiales aceptables se muestran en la tabla 10.que no es afectada por el H2S y el CO2 En el caso de TP . en caso contrario se deberá usar aleaciones como son aceros inoxidables. ING. C75. Las demás aleaciones son caras y solo se deben usar cuando se justifique. Niquel-Hierro y Aluminio Bronce. . ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS . Para eliminar la excesiva producción de gas. fueron obtenidos un pozo de aceite que produce una alta RGA.»Solución a problemas mecánicos Ejemplo 12-2 Localización de canalización de gas con registros de temperatura y de ruido Los registros de temperatura y ruido de la figura 12-4. Los dos registros. muestran que el gas esta siendo producido de una arena superior y hay una expansión a través de las restricciones y canalización hacia el intervalo de bajo. RICARDO ESPINOSA RAMOS . disparando en la zona de gas y circulando la lechada a través del canal ING. se debe hacer una cementación forzada para bloquear el flujo en el canal. ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS . 7 muestra las curvas de los registros donde se ve claramente que la producción proviene de la zona ladrona. RICARDO ESPINOSA RAMOS . la producción de gas de la zona B no es canalización o conificación de la zona debajo de este nivel. La figura 12. El registro de temperatura tampoco indica que exista canalización ING.Problema 12-3 Excesiva producción de gas de una zona ladrona Un pozo en un yacimiento esta produciendo un gasto de gas alto con un gasto de aceite bajo comparado con pozos similares en el campo ¿Que registros de producción u otras pruebas pueden ser realizadas para demostrar que el gas esta migrando de otra capa de gas a través de una zona ladrona ? Una solución seria tomar un registro de temperatura y un registro de densidad. Puesto que el aceite es producido por la zona A como lo demuestra el ligero incremento en la densidad del fluido de la zona A. ambos localizarían el punto de entrada de gas cualitativamente. Del registro de temperatura se ve el súbito enfriamiento de la curva coincidente con la baja en la densidad del fluido demostrando que la zona ladrona es la B. además el registro de temperatura diferenciara entre la producción de una zona ladrona y el gas resultante de la canalización. Problema 12-2. Un pozo en un yacimiento, esta produciendo una cantidad excesiva de agua (50%) . Para localizar la fuente de la excesiva producción de agua se tomaron registros de temperatura, de molinete y gradiomanometro . Para este pozo Bo= 1.3, Bw=1.0 y a las condiciones de fondo densidad del aceite es de 0.85 gr/cm3, densidad del agua es de 1.05 gr/cm3. ¿Que zona parece estar produciendo mas agua?. Considerando los registros puede determinarse la causa del alto % de agua. Explique sus respuestas ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS Problema 12-3a Un pozo de aceite esta produciendo gas en exceso debido a la conificacion de gas de la parte superior. El pozo no produce agua. Considera que hay dos zonas perforadas, dibuja las curvas correspondientes a los registros de temperatura, ruido y densidad que se tendrían. Problema 12-4 Un pozo de inyección en un barrido de agua tiene una alta inyectividad . Describe los registros que tu pudieras proponer para diagnosticar la causa del problema. ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS F. Con la bomba colocada a 4580 pies (1395 m) y las perforaciones a 4648-68(1416-1422m) y 4684-4730 pies(1428-1442m) . y por medio de la combinación de herramientas para medir la densidad. La producción disminuyo de 70 bls de aceite y 40 de agua a 186 bls de agua sin producción de aceite . registro una entrada de fluido en 4605 pies(1403m) con 47 barriles de agua moviendose hacia arriba y 160 bls moviendose hacia abajo. Se sospecha de una fuga en la TR . la producción fue deRICARDO 110 bls de aceite y 71 de agua ING. El registro de temperatura mostró posible movimiento de agua hacia abajo a través de un canal en la zona de cemento. temperatura y gasto. pero la técnica de usar un tapón y un empacador no dio resultado. ESPINOSA RAMOS .20 pag 25 del vol 2 de Operaciones de Producción Un pozo de bombeo mecánico fue terminado con TR de 5-1/2” y TP de 2-3/8” en un yacimiento que maneja agua .Ejemplo de la figura 2. Después de efectuar una C. la alta radioactividad es un indicativo del movimiento de agua dejando residuos de radioactividad.8 m) arriba y otra en las mismas condiciones 50 pies(15 m) abajo . Puesto que los pozos vecinos no producían agua. se detecto la canalización y las arenas se identificaron ING. dos años después el agua se incremento hasta un 98%. pero después de repararlo produjo 314 bls de petróleo con 1% de agua . Combinado con rayos gamma. El registro de rayos gama mostró alta radioactividad en la zona de aceite disparada y también en una arena que contenía agua 75 pies(22.Ejemplo fig 2. se programo un registro de temperatura y un CBL ya que presumiblemente se trataba de una canalización.22 Flujo de agua a través de canales El pozo productor de aceite mostrado en la figura producía 100 % de agua. El CBL mostró pobre adherencia arriba del intervalo productor y solo una corta sección de buena adherencia abajo de este. RICARDO ESPINOSA RAMOS . ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS . 3) Medidor de flujo PCT para definir los perfiles de flujo y flujo cruzado Un pozo en el medio oriente fue terminado en 4 zonas que producían aceite 100 % con baja RGA. (figuras Fig 2.23-2.000 bls/dia se corrió un registro de medición de flujo continuo de cada intervalo. Con el pozo fluyendo en un gasto de 35.2 y 2. Como una operación de rutina. el operador quiso saber cuanto aportaba cada zona y medir si habia flujo cruzado entre zonas a condiciones de cierre. tres corridas fueron realizadas hacia abajo y tres hacia arriba en velocidades diferentes para registra las series de ING.25 y tablas 2.Ejemplo de flujo cruzado y uso del molinete para la determinación de gasto de multiples intervalos.mostradas RICARDO ESPINOSA registro bajo y arriba zona en la figura 2-23 RAMOS . Perfil de flujo. 25. La forma de la curva que decrece en el intervalo 4 verifica esto y mas ampliamente muestra entrada de flujo en la parte inferior del intervalo 4.Continuación ejemplo flujo cruzado Las velocidades corregidas son mostradas en la tabla2. RICARDO ESPINOSA RAMOS . El incremento en B a 8 rps flujo hacia arriba pasando B entrando a la zona 4. gradiomanómetro y medidor de flujo hechos con el pozo cerrado. La figura 2. La tabla 2. . muestra los registros de temperatura. El flujo en el intervalo 4 es aceite.2. Considerando el medidor de flujo en la corrida numero 6 registrada hacia abajo en 50 m/min. la no respuesta en A es de 7. muestra los valores de flujo cruzado en pozo cerrado ya corregidos considerando la calibración ING.69 gr/cm3 y viene de la zona 1 y 2 una menor aportación de la zona 3.3. mostrado por el gradiomanómetro con densidad de 0.6 rps. »Tabla 2. RICARDO ESPINOSA RAMOS»D .2 »Estación Velocidad Gasto Zona Bls/dia »A 200 35100 P4 16100 »B 108 19000 P3 0 »C 108 19000 P2 10600 48 8400 P1 8400 ING. ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS . 29 resume este movimiento ING. el intervalo 5053-5069 muestra un avance de agua.Registros de neutrón pulsado para seguir el comportamiento del yacimiento fig 2-29.29 muestra cuatro corridas realizadas a lo largo de 36 meses.Ejemplo . El registro TDT de la fig 2. Un pozo terminado en una zona mas alta se profundizo a intervalos mas profundos cerca del contacto agua-aceite como pozo de observación para los intervalos mas profundos.. mostrando lo siguiente: El agua progresivamente invadió el intervalo 5195-5225 (arena mas baja) El intervalo de 5132-5152 no estaba invadido En el tercer registro. La figura 2. El cuarto registro muestra la zona completamente lavada. RICARDO ESPINOSA RAMOS . ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS . 5225 ING.5053-5069 5132-5152 5195 . RICARDO ESPINOSA RAMOS . El medidor de flujo.32 Un pozo de gas terminado en el intervalo 5902-6479 con porosidad dolomítica se estimulo con ácido produciendo 9. con 15 pies de condensado sobre la cima. muestra que que el 40% de la producción total proviene del intervalo 6135 a 6180 sin producción abajo de 6275 m.5 mmpcd con 8% de H2S. RICARDO ESPINOSA aportando RAMOS . Después de efectuar una estimulación con ácido el pozo produjo 16 mmpcd y la segunda corrida muestra que zonas están ING.32 muestra una columna de agua salada de la profundidad de 6275 m al fondo. La corrida 1 de la figura 2.Ejemplo para estimulación selectiva figura 2. con una presión en la cabeza de 1800 lb/pg2 La prueba DST y registros de porosidad indicaron que el pozo podía producir mas. Se corrió registro de molinete y gradiomanómetro para definir el perfil de producción. ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS . fig 2.Ejemplo Localización de la posición de la expansión de gas con registros radioactivos neutrón tomados a través de la TP(. Esta información podrá ser usada para ver el estado del yacimiento y predecir el tiempo en el cual llegara el gas al intervalo en producción para tomar las medidas adecuadas ING. uno inmediatamente después de la terminación y el otro después de un año Los registros fueron tomados en TP de 31/2” y TR de 9-5/8”y la intención fue monitorear el avance de gas en la explotación de un intervalo de aceite mas abajo Mientras la mayoría de las secciones se ajustaba perfectamente bien.34) Se tomaron dos registros. RICARDO ESPINOSA RAMOS . en la parte superior en las secciones A y B de cuerpos arenosos se notaba que las curvas se separaban hacia la derecha(parte mas baja del índice de hidrogeno) indicando la presencia de gas libre. ING. RICARDO ESPINOSA RAMOS .