ESTUDIO DE LA INTERVENCION DE POZOS Introducción Durante la explotación racional de los pozos petrolíferos y gasíferos puede presentarse problemas de producción afectando el flujo normal de fluidos y cuyos síntomas principales aparecen en 'superficie, como por ejemplo con el incremento o disminución de varios factores como el caudal, la RGP y la RAP, producción de arenas de formación, parafinas, entre otros. Estos problemas pueden ser relacionados con las características y el comportamiento de las formaciones productoras y los fluidos contenidos, en 'otros casos puede estar relacionado con el funcionamiento de los equipos de producción, ya sean subsuperficiales o superficiales, problemas que crearan la necesidad de realizar trabajos de reparación o reacondicionamiento del pozo a través de operaciones de innervación' para poder normalizar los valores de los parámetros de trabajo a fin de mantener la explotación racional. Los pozos de gas y petróleo durante la etapa de producción pueden presentar problemas de flujo con disminución o incremento del caudal, inestabilidad de las presiones de surgencia, fluctuaciones en los valores de la RGP, RAP, producción de arenas de formación u otros. Estos problemas que pueden estar relacionados con el comportamiento de las arenas o el funcionamiento de los equipos subsuperficiales son consideradas como síntomas que pueden crear la necesidad de realizar trabajos de reparación o de reacondicionamiento de pozo, aplicando técnicas de intervención para normalizar los parámetros de flujo y normalizar la recuperación de hidrocarburos. Los síntomas originados por estos problemas deben ser identificados en cada turno de trabajo, observando las condiciones superficiales en los instrumentos de control para determinar el origen y las posibles causas que pueden estar relaCionadas con la estructura de las arenas productoras o el funcionamiento del equipo de fondo. En los campos productores en explotación estos problemas pueden afectar a un pozo en particular o a un grupo de pozos haciendo variar las proyecciones de recuperación de reservas por lo que es recomendable repararlos en sus inicios, aplicando métodos sistematizados de intervención con programas específicos para cada pozo. Para preparar un programa los trabajos que obligatoriamente se realizan para identificar las causas del problema son: Chequear el manómetro del árbol de navidad, las variaciones de las presiones de surgencia y del caudal. Si estas variaciones son continuas y significativas en relación a los valores normales que se ha fijado para flujo normal, una operación que debe ejecutarse es el chequeo de pozos por periodos cortos para cuantificar los valores de f lujo.
OBJETIVO PRINCIPAL
Analizar la la importancia que tiene la intervención intervención de pozos, como elemento vital para el control de pozos, siendo esta técnica para subsanar problemas que se puedan presentar en el fondo pozo o en superficie, además de diseñar el programa de intervención de pozos para cada tipo de intervención.
OBJETIVOS ESPECÍFICAS
Estudiar los distintos problemas que originan la intervención de pozos pozos proponiendo su eficaz solución. Aplicar todos los conceptos de intervención intervención de pozos a los campos de Bolivia, viendo todas las ventajas que nos ofrece esta técnica. Realizar la descripción adecuada de las técnicas de intervención, para que se pueda tener un adecuado tratamiento para cada una de estas técnicas. Clasificar las técnicas técnicas de intervención según según el grado de complejidad que presenten, así como los beneficios y características que posee.
1.1.- Causas para la intervención de pozos 1º Variación de la presión de surgencia, caudal, las líneas de flujo, los chokes y las variaciones de RGP y
RAP, 2º Incremento de las variaciones en relaciona los valores normales establecidos para flujo normal, por lo que se debe proceder a la operación de chokeo del pozo por penados cortos, 5, 10,15 min para cuantificar la variación de los parámetros y programar su control, en caso de que se continúe con el incremento se debe: Cerrar el pozo Evaluar las condiciones Elaborar mediante una adecuada planificación el programa de intervención del pozo.
1.2.- Definición
La intervención de pozos sean petroleros o gasíferos se define como las técnicas y procedimientos de Ingeniería aplicada que son utilizados para restaurar o incrementar la capacidad productiva afectada por problemas derivados, ya sea por causas naturales o inducidas, tanto en la etapa primaria, como durante la etapa secundaria de explotación. Generalmente cada pozo requerirá ser intervenido varias veces durante su vida productiva, ya sea en la 1 °,2°,3° o 4° etapa de explotación.
1.3.- Problemas que originan la intervención de pozos 1.- Incremento de RGP y RAP 2.- Variación sustancial de la densidad viscosidad, % de agua producida y saturación de gas. 3.- Variación de la presión y caudal en boca de pozo y espacio anular. 4.- Producción Inesperada de arenas y parafinas.
1.4.- Diseño del programa de intervención de pozos 1.- Para Intervenciones Eventuales
Generalmente se prepara hojas de datos de pozo donde se indica el cronograma de operaciones características del equipo y los datos del fluido de intervención.
2.- Para las Intervenciones planificadas Se aplican programas detallados contando con los siguientes datos: a) Tipo de problema que se identifica a través de una valoración de los síntomas y los datos de la Presión en boca de pozo y el caudal. b) Se analiza las causas del problema. c) Plantear objetivos de la intervención, además de definir el contenido del programa identificando ciertos parámetros, como: Características de la formación productora gas/pet Profundidad de la arena productora, Porosidad y Permeabilidad. Saturaciones actuales del gas, petróleo yagua. Presiones actuales del árbol de navidad. Características de los fluidos, como densidad, viscosidad, API, etc. Características de la cañería y el tubing, chequeo del anillo de cemento en el nivel productor. d) Preparar el programa de intervención, incluyendo las características del equipo de intervención, identificación de las herramientas de intervención, tipo de fluido, programas de registros, programas de cimentación y el cronograma de operaciones. Con estos datos se prepara el programa definitivo de intervención de la siguiente manera: a) Selección del equipo de intervención con capacidad para izar el peso de las herramientas de la columna de tuberías, soportar las presiones de trabajo y bombear en forma eficiente los volúmenes del fluido de intervención. b) Selección de las herramientas de intervención. c) Selección del fluido de intervención. d) Programa de registros eléctricos. e) Programa de cementación forzada. f) Selección del personal que opera los equipos. g) Cronograma de trabajos.
Un cronograma de trabajo tipo de operaciones contempla los siguientes aspectos: 1) Instalación del equipo de intervención (horas de trabajo). 2) Preparación del fluido de intervención. 3) Chequeo de las conexiones que se realizan para bombear fluido de intervención. 4) Toma de registros en el nivel de tratamiento para verificar el estado de las arenas y la cementación en el nivel de tratamiento. Se desancla el packer y se saca la tubería. Bajar la herramienta de intervención. Aplicar el proceso de intervención de acuerdo al programa. Si los resultados son positivos, correr registros para verificar la calidad del trabajo en el nivel de tratamiento. 9) Sacar la herramienta de intervención e instalar la columna de producción anclando packer de producción y controlando el nivel del fluido de intervención en el pozo para verificar la presión hidrostática. 10) Ahogar pozo y desfogar. Presiones para luego poner nuevamente el pozo en producción.
5) 6) 7) 8)
1.5.- Fluidos de Intervención El objetivo principal de la utilización de estos fluidos es el de preparar, limpiar y lubricar a las arenas para poder facilitar la inyección posterior de los fluidos de tratamiento o de intervención final. 1.5.1.- Propiedades Físicas y químicas Los fluidos de terminación son diseñados para controlar la presión, facilitar las operaciones de circulación – limpieza y proteger a la formación productora, mientras se hacen los trabajos
correspondientes. Se ha comprobado que de todos los fluidos de terminación, los más ventajosos, son las salmueras libres de sólidos en suspensión, por que protegen la formación productora, proveen un amplio rango de densidades para controlar las presiones de formación sin usar substancias dañinas como la barita. Las propiedades físico-químicas de las salmueras dependen de la composición química.
1.5.2.- Características
Bajo contenido de sólidos (> a 25%) Valores de salinidad y pH dependientes de simulación de salinidad de la formación. Reología baja Densidad dependiente de "LOT”
1.6.- Clasificación de las operaciones de intervención de pozos 1.6.1.- Intervenciones eventuales o
Son generalmente operaciones mecánicas que se realizan para reparar pozos con problemas menores que pueden presentarse en el equipo y su funcionamiento. Entre estos se tiene: Reparación o cambios de los componentes del arreglo de fondo. Cambios de packers. Cambios de trozos de tubing. Cambios en las bridas inferiores del árbol de navidad (se presenta fugas). Cambio del árbol de navidad. En pozos con flujo artificial los problemas comunes son generalmente: Cambio de la bomba electro sumergible. Cambio de las bombas hidráulicas. Cambió dela bomba mecánica. Cambio de válvulas de gas lift. Cambio de varillas de bombas. En el grupo de las intervenciones eventuales algunas empresas contemplan también algunos servicios especializados, tales como: Limpieza de fondo de pozo. Limpieza de tuberías. Limpieza de baleos. Desparafinamientos de poca intensidad. En la práctica si bien la reparación de pozos se realiza mediante trabajos de intervención simples para su ejecución se elaboran programas y se aplican todas las normas de seguridad para mantener los pozos bajo control y evitar reventones. 1.6.2.- Intervenciones planificadas o Contempla trabajos mas especializados que las intervenciones eventuales y que para su aplicación requieren la elaboración de programas específicos más detallados y diseñados de acuerdo a la complejidad de las operaciones. Se clasifican en 2 tipos: a) R e ac o n d i c i o n a m i e n t o d e pozos. Son operaciones de intervención para tratar problemas con fines de restaurar o incrementar la capacidad productiva de los pozos. Entre estos problemas se tiene: - Invasión de agua de formación. - Invasión de gas. - Producción de arenas de formación. - Producción intensa de parafinas. - Fallas en la cañería de revestimiento. - Fallas en el anillo de la cementación primaria.
b) estimu lación de p o z o s . Son trabajos de intervención para incrementar la capacidad productiva de las arenas gasíferas o petrolíferas, son 2 métodos: o
1.6.3.- métodos químicos
Se denominan estimulación química de formaciones y que contempla las siguientes operaciones: Inyección de fluidos especialmente preparados para cierto tipo de formaciones. Inyección de fluidos no ácidos. Inyección de soluciones acidas que pueden ser: a) ácidos orgánicos, b) ácidos inorgánicos y c) mezcla de ácidos orgánicos e inorgánicos.
1.6.4.- métodos mecánicos Se denominan fracturamiento de formaciones, entre las cuales se tiene las siguientes operaciones: Rebaleo de formaciones. Fracturamiento de formaciones, son 3 métodos: a) fracturamiento hidráulico,
b)
Fracturamiento acido, c) Fracturamiento combinado entre acido e hidráulico. Para aplicar cada uno de estos métodos de reacondicionamiento y estimulación se elaboran programas detallados y específicos para cada caso.
1.7.- Equipos y herramientas de intervención a) Equipos. Los equipos para intervención son seleccionados en función a la profundidad total del pozo, las presiones máximas que se van a manejar durante las operaciones, las presiones de inyección de fluidos y las presiones de las formaciones productoras que serán intervenidas. Los parámetros principales que se toman en cuenta para seleccionar un equipo son los siguientes: - Capacidad nominal para satisfacer la profundidad total del pozo y las solicitaciones de las cagas máximas (presiones, caudales, eventualidades). - Capacidad del cuadro de maniobras del equipo. - Capacidad de los motores para garantizar el funcionamiento del equipo. - Capacidad de izaje del mástil de perforación. - Volumen adecuadamente calculado para garantizar la circulación constante en el circuito. - Capacidad de las bombas para mantener el caudal de circulación. b) Herramientas. Las herramientas de intervención pueden ser fijas y recuperables que son utilizados para operaciones en fondo de pozo y en algunos casos en boca de pozo. Entre las herramientas mas usualmente utilizadas tenemos a los Packer de intervención, estos se clasifican en 2 tipos: Packer recuperable. Son utilizados en operaciones de inyección de fluidos de intervención tales como: - Soluciones acidas. - Fluidos de fracturamiento. - Fluidos para pruebas de presión. - Fluidos para cementaciones forzadas. - Otras operaciones mayores o menores de intervención. Los packer recuperables se caracterizan porque su uso es temporal y pueden ser anclados o desanclados en cualquier etapa de intervención y su presión de trabajo varían desde mediana (3000 psi) hasta alta presión (15000 psi). Ej. PK1 = 5Mps → PK2= 10Mpsi Packer permanente. Son generalmente de anclaje mecánico y se caracterizan porque una vez anclados e instalados en pozo no pueden ser desanclados en operación normal porque no están equipados con mecanismos de desanclaje, razón por la cual para ser removidos deben ser triturados mediante frezado. Se los utiliza en los siguientes trabajos: Aislamiento de arenas profundas de alta presión que no serán explotadas o que han sido seleccionadas como arenas en reserva. Aislamiento de niveles con pérdidas de circulación para luego realizar desviación del pozo. Abandono de niveles productores que han alcanzado el ciclo productivo. Abandono de pozos totalmente agotados y aquellos que no ingresan a los proyectos ya sea de recuperación secundaria o de recuperación mejorada. El mecanismo de anclaje de los packer permanentes puede ser de tipo mecánico o hidráulico con presiones de trabajo mayores a 10000 psi. Entre estas herramientas de intervención se tiene los siguientes: - Tapones mecánicos recuperables. - Tapones puente. - Válvulas de inyección de fluidos de intervención. - Frezadores. - Probadores de formación. - Manómetros de control de alta presión. Packers reperforables (drillable ), Los packers o empaquetaduras reperforables son preferido cuando se inyecta a presión en: 1) Pozos con niveles de fluidos bajos. 2) Zonas que requieren múltiples estaciones de inyección a presión. 3) Zonas con tapón para abandono. Los packers o empaquetadores reperforables se clasifican por el tipo de mecanismo de la válvula de retención que contienen: packers con válvulas balanceadas y packers con válvulas check.
a) Packers o em paquetadores con válvulas balanceadas (bv) Características.- Son las más usadas en trabajos a presión porque sostienen la presión por encima o por
debajo de la herramienta, son excelentes para pozos con nivel de fluidos bajos donde se puede necesitar llenar el pozo con fluidos una vez que el packer es fijado. Estos packers están diseñados con dos, mecanismos de válvulas rotatorias y corredizas, que son operados a través de una herramienta especial conocida como stinger (enchufe). Esta herramienta al penetrar aproximadamente la mitad del packer reperforable (anclado), sella primero por fuera y por encima del mandril, y la válvula corrediza permite el cierre sobre el refuerzo externo (upset) del stinger. En el caso de
que el stinger se arranca del packer, la válvula corrediza se cierra automáticamente. El uso de estas válvulas corredizas permite realizar pruebas de presión de tubería con la secuencia apropiada de sello, sin la necesidad de usar el probador de tubería con bola.
Aplicaciones.
Packers reperforables en agujero abierto.- Se usa para aislar zonas con perdidas ·:Ie circulación y sellar secciones de abandono en pozo abierto o para aislar una sección del pozo abierto mientras se esta realizando trabajos en una sección próxima. Su uso es limitado porque el fijado requiere de un golpe de asentamiento mas largo pues sus elementos son largos, antes de usarlos correr un calibrado de estudio. Packers reperforables con calibre grande.- Estos packers permiten controlar la presión entre operaciones se sellado, cementación o efectuar tratamientos de estimulación a razones de flujo mayores o probar, reprobar y sellar varios punzados con el mismo packer.
b) Packers o empaquetadores con válvulas check (ckv). Solo sostienen presión por debajo de la herramienta, son una buena opción cuando se quiere usar un packer reperforable debajo de un packer recuperable, su uso es limitado. Estos packers se bajan con la válvula check abierta y se cierra cuando el packer es fijado. Se la presión de la tubería es mayor que la presión debajo del packer, la válvula check esta abierta, si la presión de al tubería es menor que la presión debajo del packer, los resortes cierran automáticamente la válvula, puesto que el mecanismo de la válvula no depende del stinger. La válvula check es ideal cuando se necesita aislar punzados que están comunicadas con otros punzados, también su uso es practico en trabajos de alineación de cañerías partidas. Packers recuperables (retrievable) Los packers o empaquetadores recuperables son usados en operaciones de tratamientos, pruebas de presión y cementación. La mayoría de estas herramientas especiales (usadas en cañerías de 5 ½ plg o mas grandes) pueden ser reperforadas. En estos packers es uso de patines superiores (hold-down) como dispositivo de sostén, ayuda a prevenir bombeas a la parte superior del packer en el agujero, esto cuando las presiones de la tubería son sumamente altas y son necesarias para efectuar tratamientos o cementaciones, debido a esta característica estos packers son usados para el flujo de prueba de sello o tratamiento de zonas múltiples, puesto que estos son recuperables. Los packers recuperables también se clasifican en: packers con válvula de desviación integra (sobre los elementos del packer) y en packers con válvula de desviación concéntrica (by pass). a) Packers recuperables con válvula de desviación inteqra Los packers recuperables con válvula de desviación (by pass) muestran gran versatilidad permiten tratar, probar, circular, cementar punzar nuevas zonas de interés.
1.8.- Fluidos de intervención especiales Son fluidos específicamente preparados para cada método de intervención y sus características varían de acuerdo al tipo de formaciones productoras o sea si son petróleo o gas y el objetivo del uso de estos fluidos es el de limpiar, lubricar y preparar a las arenas para facilitar la aplicación posterior de los fluidos de tratamiento o de intervención final. Los fluidos de tratamiento se inyectan a las formaciones analizando las características del pozo y tomando en cuenta el sector de la arena que esta afectado por algún problema que puede estar relacionado por ejemplo con daños a las formaciones como ser: - Invasión de fluidos de un nivel a otro por problemas de arenas. - Desmoronamiento interno de arenas poco consolidadas y otros. Entre los fluidos de tratamiento mas utilizados en intervención de pozos se tienen: - Soluciones acidas. - Fluidos de fracturamiento. - Algunas clases de arenas. - Sufractantes. - Fluidos plásticos. - Lechadas de cemento. - Agentes consolidantes.
+ aditivos
1.8.1.- Características y propiedades de los fluidos de intervención Las propiedades de los fluidos de intervención son determinadas en función al tipo de operación y pueden ser variables en f(a su densidad, viscosidad, contenido de sólidos y ph). Entre los fluidos de intervención mas usados tenemos: - Agua pura tratada con aditivos.
- Algunos tipos de gases. - Petróleo condensado tratado con aditivos. (*) - Salmueras. (*) - Lados emulsionados Las características básicas que deben tener los fluidos de intervención son: - Ser compatibles con las arenas productoras y los fluidos que contienen. - Ser estables a las temperaturas y presiones de pozo. - No ser corrosivos para evitar taponamiento de los baleos. - No tener sólidos en suspensión para evitar daños a la formación. - Tener buenas propiedades lubricantes.
1.8.2.- Propiedades de los fluidos de intervención
Son determinadas en base al tipo de intervención y las características de las arenas productoras, en operaciones de campo se realizan con frecuencia y en forma obligatoria el control de las siguientes propiedades: El fluido de intervención debe tener una densidad equivalente suficiente para originar en forma constante un valor de Ph = PFO. Para algunos trabajos se considera un exceso de 200 Psi para facilitar el desplazamiento del fluido hasta 1 o 2 ft detrás de la cañería de revestimiento. La viscosidad debe ser variable entre 10 Y 100 cp para evitar el asentamiento de las partículas sólidas durante la circulación. El filtrado debe ser cero considerando que no se requiere formar película sobre las paredes del pozo que esta entubado. El contenido de sólidos. teóricamente debe ser cero aunque en la práctica es admisible porcentajes que varían entre 0,01 y 0,05 % de sólidos para evitar daños a la formación. La corrosión o coeficiente de corrosión debe ser cero para evitar taponamiento de baleos y filtros. 1.8.3.- Clasificación de los fluidos de intervención Se clasifican en tres grupos: a) Fluidos especiales. Entre los cuales se tiene los siguientes: Espumas. Son más utilizados para trabajos de terminación aplicando bajas presiones hidrostáticas y bajas presiones de inyección principalm ente en formaciones con tendencia a las perdidas de circulación en pozos no profundos o sea de 1000 a 1500 metros. Nitrógeno. Da buenos resultados para realizar báleos en formaciones blandas y en algunos trabajos de acidificación donde se requiere bajos valores de presión hidrostática. Polímeros. En algunos preparados de fluidos de intervención los polímeros pueden reemplazar a la bentonita para proporcionar viscosidad, dar peso y controlar las perdidas de fluidos. La desventaja de los polímeros es que son de mayor costo que los otros tipos de fluidos.
b) Fluidos base agua. Abarcan una amplia variedad de fluidos de intervención y son preparados utilizando agua dulce o agua con concentraciones de sales solubles, se clasifican en los siguientes tipos:
Fluidos base agua con sólidos en suspensión. Son aquellos que contienen porcentajes bajos de
sólidos provenientes de los materiales utilizados en la preparación del lodo de perforación. También los sólidos pueden incorporarse durante la circulación del fluido en la etapa de perforación o terminación de pozos, por lo que para su aplicación debe ser sometido a tratamiento o acondicionamiento para obtener valores de densidad y viscosidad aceptable para la intervención. Fluidos base agua sin sólidos en suspensión. Son soluciones preparadas mezclando agua pura con diversos tipos de sales para obtener un producto denominado salmueras. Las salmueras son por tanto soluciones de sal disueltas en agua. Las sales utilizadas pueden ser NaCl, KCI, CaCb, NaBr, CaBrz, ZnBr y otras con densidades suficientes para controlar la presión de formación. Entre las salmueras mas comúnmente utilizadas en intervención se indica las siguientes:
o
Tipos de salmueras simples.
Características de las salmueras simples. Son las más utilizadas en intervención y son aquellas hechas con agua dulce y una sal. Estas son simples salmueras usadas como fluidos de reparación y terminación por que contienen un solo tipo de sal, su composición inicial es de fácil identificación y sus densidades se ajustan por la simple adición de agua o de sal. Entre las salmueras mas utilizadas se indica los siguientes: Salmuera de NaCI. Este tipo de salmuera se obtiene mezclado de NaCI con' agua. La máxima densidad de esta salmuera es de 10 LPG a 60°F y su preparación hasta 9,7 LPG es fácil, pero que para densidades mayores a 9,7 LPG, el NaCI se disuelve muy lentamente por lo que de alguna manera es difícil alcanzar la máxima densidad del NaCl.
Salmuera de KCI. Son fluidos de reparación excelentes para formaciones altamente
sensitivas al agua donde no se requieren densidades mayores a 9,7 LPG. Los regímenes de corrosión son razonables bajos y pueden ser reducidos aun mas manteniendo el ph del sistema entre 7 a 10 usando CaCO3 como inhibidor de corrosión. Salmuera de CaClz. Son fácilmente mezcladas hasta 11,69 LPG. A mayores densidades en invierno en regiones frías podrían crear problemas operacionales por que el punto de congelamiento es de 44°F. generalmente el CaCl z seco esta disponible en dos rangos de concentraciones o sea 94-97 y 77-80 % para su manipuleo más fácil y por aspecto económico se recomienda las concentraciones de 94-97 %. Los regímenes de corrosión para salmueras de CaCl z son casi las mismas que para las salmueras de KCI y NaCI, son razonablemente bajos en ph y están en el rango de 7 a 10. Salmueras de CaCIz V CaBrz. El ingrediente básico de estas salmueras es una solución de CaBrz de más o menos 14,1 a 14,4 LPG con un punto de ebullición de 216°F y el rango de ph es de 7 a 7,6. la densidad de la salmuera de CaBrz puede ser aumentada hasta 15,1 LPG, agregando CaCI2 en escamas o granuJas y su punto de congelamiento esta a 65°F. La viscosidad e estas salmueras pueden ser fácilmente incrementadas agregando algunos tipos de viscosificantes. Cuanto más densas sean estas salmueras requerirán procedimientos de manipuleo especiales y calentamiento· a temperaturas bajas. Otra propiedad física que puede crear problemas en este tipo de salmueras es que cualquier incremento grande en la temperatura, disminuirá la densidad del fluido por lo que en sus aplicaciones debe controlarse constantemente la temperatura de aplicación en las arenas de tratamiento. Salmueras compuestas. Son el resultados de la mezcla de dos o más tipos de sales diluidas con o agua, entre estas salmueras se tiene las siguientes: NaCI + KCI (salmuera doble de cloruro de sodio y potasio) CaClz + CaBr (salmuera doble de cloruro de calcio y bromuro de calcio) CaClz + ZnBr (salmuera compuesta de cloruro de calcio y bromuro de zinc) CaBrz + CaClz + ZnBr (salmuera triple) o
Ventaias de las salmueras
Se indica lo siguiente: - Tienen contenido de sólidos igual a cero. - De fácil preparación y control en sus propiedades como la densidad y viscosidad. - Las salmueras con densidades menores a 9 LPG tienen buenas propiedades inhibidoras de arcillas, así no originan hinchamientos ni daños a la formación. - Ejercen un control eficiente de las presiones de formación. o
Desventajas de las salmueras
Las salmueras de elevada densidad pueden originar perdidas de circulación y bloqueos en los espacios porales. Tienen reducida capacidad de arrastre de sólidos. Se deterioran o se gelatinizan rápidamente cuando se deja estática la circulación por más de 72 hrs. Son sensibles a las altas temperaturas. c) Fluidos base aceite. Son emulsiones preparadas con crudo de petróleo o con aceites refinados, se utilizan para tratamiento de algunas formaciones de baja permeabilidad con tendencia a daño. Entre sus ventajas se señala las siguientes: - Dan buenos resultados en pozos profundos por que son estables a presiones y temperaturas elevadas. - La densidad y la viscosidad son de fácil control. - Dan valores de filtrado igual a cero. - Requieren poco tratamiento para su adecuación al tipo de aplicación. Entre sus desventajas tenemos: - En contacto con el agua de formación pueden originar emulsiones. - No son recomendables en trabajos de intervención de pozos de gas, pueden reducir la K.
1.9 TECNICAS DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS Los trabajos de reacondicionamiento de pozos, son operaciones de intervención planificadas, que para su aplicación se diseñan programas detallados. El objetivo del reacondicionamiento es restaurar las condiciones normales de producción en pozos petrolíferos o gasíferos afectados por tipos de problemas sean previstos o imprevistos. Estos dos tipos de problemas tienen generalmente dos causas que son: Causas naturales
Causas inducidas
PRIMERA.- Las causas naturales, que en la mayor parte de los casos derivan del proceso mismo de la producción y en otros, del desgaste natural de las arenas o de las instalaciones de pozo por efecto del tiempo de explotación, pueden aparecer en cualquier etapa de trabajo. Entre las causas naturales m ás comunes se indican los siguientes: a) FALLAS EN LOS EQUIPOS DE PRODUCCiÓN. Pueden estar relacismados con fallas en las tuberías o en las cañerías de revestimiento. En el caso de las cañerías estas pueden ser objeto de rajaduras o fracturas que provocaran fugas en niveles ubicados encima del nivel productor. También puede originarse reventones en niveles con contenido de aguas salinas con presión donde no se ha efectuado la cementación primaria. Una operación comúnmente aplicada en estos casos para reacondicionar el Pozo es realizar una CF. en los niveles de reventamiento para sellar a la cañería y a la formación que está aportando fluido con escape al espacio anular, deteriorando el fluido de terminación con peligro de desestabilizar el árbol de navidad. Otro método recomendado de reacondicionamiento, es la instalación de layner de cañería para sellar el nivel de reventamiento. Un tercer método consiste en anclar PK debajo y encima del nivel. de reventamiento de cañería, cuando la altura está entre 10 Y 20 Mt este método proporciona factores altos de seguridad fuera de ser mas económicos.
b) PROBLEMAS DERIVADOS DE LAS VARIACIONES IMPREVISTAS DE LAS PRESIONES DE FORMACIÓN.
Se presentan en algunos tipos de arenas, después de un tiempo de producción y que se traducen en variaciones en la altura de los niveles de contacto provocando migración de fluidos de una zona a otra afectando al valor de la RGP y RAP. Para tratar estos casos, el trabajo de reacondicionamiento mas recomendado es el siguiente: cerrar pozo por periodos de 8 horas, luego aplicar choqueo y verificar los valores de las presiones en boca de pozo - el caudal y las RGP y RAP. Si el pozo no se normaliza con esta operación, es un síntoma de que se está presentando invasión de fluidos de la formación que puede ser: PRIMERO. INVASIÓN DE GAS. El síntoma general en este caso es el incremento paulatino de la RGP, la misma que si n se controla a tiempo puede convertirse en una conificación de gas con el consiguiente peligro de pérdida de pozo. El procedimiento de control en este caso incluye las siguientes operaciones: Correr registros para ubicar con exactitud los niveles de contacto de los fluidos Gas - Petróleo. Diseñar una cementación forzada en base a un programa que debe ser preparado utilizando parámetros exactos de aplicación. Un segundo procedimiento puede consistir en la inyección de polímeros colocando un colchón en el nivel de contacto gas petróleo el que debe permanecer estático durante un tiempo hasta que el polímero se estabilice en los espacios porales para controlar la migración de gas. Después de este tiempo puede restablecerse la producción cuyo flujo arrastrara al polímero mezclado en la corriente. SEGUNDO.- Si el fluido de invasión es H2O y no se controla en sus primeras manifestaciones, puede convertirse en una conificación de H 20. La técnica de control más utilizado en este caso es también practicar una CF., o también puede aplicarse la inyección de polímeros como en el caso de gas. La conificación es un fenómeno que puede presentarse cuando la invasión de H 20 o de gas no es controlada a tiempo y se caracteriza por el desplazamiento total que se origina de la masa de fluidos, por la deformación de los niveles de contacto y fases provocada por las variaciones en las gradientes de presión. El grado e intensidad de la conificación está en función de la densidad de los fluidos, la estabilidad de las arenas y de las fuerzas gravitacionales que controlan el movimiento de los fluidos a través de los canales permeables, cuyas intensidades dependen de los ritmos de producción. Para evitar los problemas de invasión de agua o de gas, así como las conificaciones que demandan trabajos costosos de reacondicionamiento, es· necesario mantener un control permanente de los parámetros de flujo en pozos, P FP, Pw, q, RGP y RAP.
c) FALLA QUE SE PRESENTAN EN LA CEMENTACIÓN PRIMARIA.
Los síntomas se presentan con la presencia de figuras y canalizaciones en el anillo de cemento detrás del revestimiento en el nivel productor o en algunos casos en niveles adyacentes y que generalmente pueden originar migración de fluidos de un nivel a otro o flujo de fluidos extraños al EA. También puede presentar reventamiento de cañerías ya sea en el nivel productor o en niveles superiores que no están cubiertos con cemento. El procedimiento más comúnmente utilizado para reparar estos problemas es el de realizar cementaciones forzadas para reparar el anillo de cemento en el nivel productor y sellar la migración de fluidos. En el caso de los reventamientos de cañería en niveles superiores, la cementación originara un tapón de alta resistencia para evitar migración de fluidos al EA, para restaurar la presión hidrostática y evitar peligro de descontroles.
d) INVASiÓN DE ARENA DE FORMACiÓN. Entre las causas más comunes de invasión de arena se indica los siguientes: Disgregación interna de arenas de formación poco consolidadas Elevadas velocidades de fluidos y caudales elevados de producción en relación a los programas para el pozo. Incrementos imprevistos de la RAP por invasión de agua. Agotamiento del reservorio cuando esta finalizandola primera etapa de explotación entre los métodos de control que puede aplicarse son los siguientes: Reducción de los caudales de producción Aplicación de métodos mecánicos de control Aplicación de métodos químicos de control Aplicación de métodos combinados de control o Otros métodos
e) PRODUCCiÓN DE PARAFINAS
Es un problema relacionado con arenas productoras de crudos de elevada densidad parafinicos que requieren trabajos de reacondicionamiento de pozos para aplicar métodos de disolución y remoción de partículas parafinicas que en algunos casos se depositan en todo el sistema de circulación. En la práctica existe los siguientes métodos de control: Métodos mecánicos Métodos térmicos Métodos químicos Métodos combinados Hasta este punto se ha analizado las causas naturales que afectan a pozos productores y que obligan a practicar operaciones de intervención previstos para cada caso.
SEGUNDO TIPO DE CAUSAS.
Son las denominadas causas inducidas, que están relacionadas con la aplicación de programas de producción para mejorar o incrementar el rendimiento de los pozos mediante trabajos específicos que pueden realizarse en las mismas arenas o en las instalaciones superficiales. Entre estas operaciones se indica los siguientes: Ensanchamiento de baleos para incrementar el caudal de producción. Modificaciones en el tipo de terminación de pozos. Por Ej. Convertir pozos de terminación simple en terminación doble o múltiple. Cambios en el diámetro de choques Otras causas EJEMPLO DE CRONOGRAMA DE OPERACIONES TIPO Se indica solo las operaciones más importantes. 1. Identificación del problema en pozo mediante la evaluación de los síntomas que presenta, afectando la producción. 2. Traslado y armado del equipo de intervención. 3. Preparación del fluido de intervención. 4. Abrir pozo para desfogar presiones de la tubería 5. Desanclar PK, para inicial la circulación del fluido de intervención por inversa para ahogar el pozo. Verificar el ahogado con chequeo de presiones ose P bp = 0 PEA = 0. 6. Desmontar el árbol de navidad y colocar el preventor de reventones seleccionado. 7. Sacar el arreglo de la columna de producción y realizar pruebas isocromales de formación para verificar si existe o no daños. 8. Sacar registros para verificar el estado del anillo de cemento en el nivel productor para determinar la intensidad del problema que está afectando a la arena productora. Puede ser invasión de gas, de H20 o los otros problemas de producción. 9. Bajar herramienta de intervención seleccionado y acondicionado de acuerdo al tipo de operación de reacondicionamiento que se va a practicar. 10. Si la operación va a consistir en aplicar una CF. Aplicar el programa y disponer de los equipos necesarios para la inyección de la lechada de cemento. 11. Concluida la CF. Evaluar los resultados mediante la toma de registros para verificar la calidad de la adherencia del cemento. 12. Desarmar la herramienta de intervención y limpiar pozo con trepano para triturar el cemento que quedo en el fondo. 13. Circular fluido de intervención para limpiar pozo, chequeando presiones (Pbp - PEA) 14. Bajar el arreglo de producción y desmontar el preventor. 15. instalar el árbol de navidad y realizar las pruebas de presión en boca de pozo 16. Restaurar la producción 1.10.- Las cementaciones forzadas como método de reacondicionamiento de po zos Las CF, son procesos mediante los cuales la lechada de cemento es inyectada formación a tíavés de los
orificios realizados en la cañería, mediante baleos y aplicación de una presión hidráulica desde superficie. Las cementaciones forzadas pueden ser utilizadas tanto en la etapa de terminació pozos, como durante la vida productiva para el reacondicionamiento de pozos a fi obtener los siguientes resultados: Reparar una mala cementación primariaq puedo producirse por efectc canalización, falta en el espacio anular, mala adherencia en las paredes del espacio anular. Para eliminar o sellar formaciones acuíferas Reducir la relación de producción gas -petróleo Reparar la cañería dañada para evitar la fuga de fluidos q no se quiere producir Aislar y abandonar zonas agotadas El principio general de una CF consiste en: Baleados los sectores de formación donde vamos aplicar la CF se inyecta la lecha en esta con la presión calculada. Esta presión en su valor final nos permitirá colocar el cemento en toda la pared de aplicación de modo que solo el filtrado y un pequeño porcentaje de sólidos penetre en la 'formación. Cuando este procedimiento ha sido bien aplicado el cemento formara una p resistente e impermeable en el espacio anular, con un resultado final de reparé exitosa. La prueba posterior ge inyectividad que se realiza nos permitirá observar calidad de la cementación y su resistencia,
1.10.1.- Por que se Cementa a presión 1. Durante la completación a) Reparar una cementación primaria. Siempre se deberá tener una zona de t cemento por arriba y por debajo de la formación de interés. Esas zonas serán c mínimo de 54 pies de longitud si tenemos casing de 5 ½”, 10 para 7" y 15 para 5/8". Si el CBL muestra mal cemento en esta zona, será necesario una cementación que lo repare. El motivo por el cual el cemento puede tener mala adherencia (canalización del lodo debida a una mala remoción. También puede deberse excesiva separación de agua si la lechada fue muy liviana. b) Completar el anillo de cemento. Por diferentes razones no se obtuvo la deseada de cemento en el anular. El pozo tenia cavernas muy grandes y el exceso no fue suficiente El pozo entro en perdida parcial o total Surgió algún problema operativo: debido a fallas del equipo, del laboratorio mezclado, se uso menos cemento que el necesario o el mismo se fraguo de lo calculado quedando parte en el casing. Una vez determinado el tope de cemento se punza por encima y se trata de obtener circulación. Si se logra circulación a superficie se cementara como si fuera segunda etapa: si así no fuera tal vez deba hacerse varias cementaciones a presion hasta completar el anillo de cemento hasta la altura deseada. c) Asegurar el colgador del liner. Si no se hubiera conseguido un buen alrededor del tope de un liner, se deberá cementar a presión bombeando la lechada a través de punzados hechos ex profeso en el liner. Por lo general este tipo de cementaciones se lleva a cabo en la cañería producción donde es importante obtener un buen aislamiento. Cuando se haga cementación a presión en un pozo nuevo primario se deberá punzar la zona (objetivo del Squeeze será forzar la lechada dentro de los espacios que quedaron llenos de fluido entre le casing y la formación de modo de completar el aislamiento
2. Durante reparaciones i. Aislar una zona. Esta situación se puede presentar cuando los datos de campo muestran que hay
ii.
iii.
iv.
comunicación entre dos zonas luego que el pozo ha es produciendo. La comunicación puede darse entre dos zonas productoras o E una zona productora y otra zona acuífera, gasífera o seca. En este caso se p hacer una cementación a presión a través de los punzados existentes o nuevos objetivo será el mismo de siempre, ubicar suficiente cemento por detrás del casing en los espacios huecos a fin de lograr un buen aislamiento entre zonas. Reducir la relación gas- petróleo o agua - petróleo. En pozos que tienen intervalo productor relativamente largo, las pruebas de producción pueden mostrar q los punzados inferiores en el centro, ya q no es posible hacer un Squeeza través de unos pocos orificios sin q los otros no se vean afectados, ni tampoco puede fijar un packer en el medio de /a zona perforada. Sellar una zona acuífera o gasífera. Un pozo puede tener varios nivel productores y puede suceder q alguno de ellos comience a producir agua o gas mientras que los otros siguen produciendo petroleó; en este caso los mas conveniente es aislar la zona problemática por medio de un tapón y un paker cementándola a presión para q no produzca mas. Abandonar una zona agotada. De la misma manera, si tenemos varios ni\ productores una o mas zonas van a agotarse antes que las demás y deberán cementad as a fin de que no interfieran sobre las otras zonas productoras o aquellas nuevas a ser punzadas.
v.
Reparar un casing. Se hará una cementación a presión cuando haya que t una perdida del casing que pueda aparecer en cualquier lugar del pozo permitiendo la entrada de fluidos no deseados, tal vez corrosivos dentro del espacio anular entre tubing y casing. En los últimos 3 casos, el objetivo es sellar los punzados de manera de teminar con la comunicación entre el interior y el exterior del casing, estos punzados ha sido hechos para producción, lo que significa que el aislamiento entre le casing formación no es mala. Sin embargo a veces un Squeeze tapa no solo los punza sino el cemento va más allá por detrás del casing al mismo tiempo. 1.10.2.- Técnicas de cementación forzada. 1. Cementación forzada a alta presión Es la técnica mediante la cual se utilizan presiones de inyección elevadas y aplicables generalmente en zonas de elevada presión, para abandono o selle formaciones o para controlar invasión de fluidos no deseados. A la vez una CF a alta presión es definida como una operación a la cual la pre en el pozo excede a la presión de ruptura de la formación que es el limite en el la formación empiece admitir dichos fluidos. Para realizar una CF a alta presión, se utiliza previamente fluido de prueba inyección, antes de inyectar la lechada misma para establecer los limites de ruptura de formaciones y para calcular los volúmenes de cemento que se inyectara. Entre los fluidos de prueba de inyección, tenemos agua dulce, agua salad simplemente lodo, cuanto se planifica una CF a alta presión debemos considerar siguientes parámetros principales: Gradiente de fracturamiento de las formaciones. Para calcular las presiones de inyectividad adecuada de modo que la penetración del cemento, no sea r profunda. Es necesario fracturar la formación previa al bombeo de la lechada base a la gradiente de fracturamiento de las formaciones. En todo caso para conseguir una fractura, las presiones aplicadas deben mayores a la resistencia de la roca y las presiones deben ser adecuadas fractura en base a parámetros.geológicos de las rocas. Colapso de cañería. Cuando se programa la CF es necesario considerar ellí de rotura de la cañería de revestimiento. Este problema requiere de una aten cuando los pozos ya han tenido una vida de trabajo q ha ido debilitando 2 cañerías. Una buena técnica de cementación permite obtener presión equilibrada~ toda la longitud del entubado, donde la cementación tendrá su influencia. Tener este efecto la cementación debe contemplar la siguiente secuencia: Preparar la lechada de densidad adecuada Bombear la lechada lentamente Mantener una presión con incrementos paulatinos, hasta alcanzar la- pre final programada y hasta que el volumen llegue a la profundidad programada La presión así alcanzada podrá ser aumentada hasta los limites de inyección donde se mantendrá este valor por un tiempo establecido y calculado con lo deberá conseguirse la obturación de los poros y la formación de revoque deseado contra la pared del pozo. 1.10.3.- Casos concretos en los que se utiliza cementación forzada a presión 1. Cuando se presenta una mala cementación primaria, antes de completé terminación del pozo y efectuar los baleos, debemos reparar el intervalo cementado mediante una CF. Una mala cementación se debe siempre canalizaciones de la lechada, q originan que parte del anillo de cemento e espacio anular puede estar ocupado por lodo gelatinizado o por agua de formación En este caso se aislara el intervalo a ser tratado por medio de un packer, r inyectar la lechada lentamente (50% del volumen calculado) para llenar el espacio anular y dejar un tiempo de fragüe limitado, para luego aplicar la presión bombeando el resto de la lechada. Si todo volumen ha ingresado al espacio anular presión se mantiene por 5 a 10 minutos en situación estática, la cementación tenido éxito. Si la cementación no resulto satisfactoria es por que la presión empezado a bajarse, por lo tanto debe repetirse la operación hasta conseguir buen resultado. 2. Cuando el anillo de cemento no ha alcanzado la altura programada lo puede suceder por el mal calculo de los volúmenes requeridos o por perdida~ formaciones, cuando este sucede, es imprescindible completar el anillo de cemento para no dejar al descubierto zonas que pueden perturbar la etapa productiva. Una operación de cementación no tiene complicaciones cuando se trata de llenar con cemento intervalos descubiertos ubicados encima de la segunda etapa cementación primaria, por ejemplo, ya que el llenado completo puede efectué por el espacio anular, pero la operación se complica cuando el nivel descubierto se encuentra encima de la primera etapa de cementación, la complicación radica en el hecho de la dificultad del calculo del volumen adecuado y las perforaciones que se deben realizar en la cañería. Entonces se aísla el tramo con el pack cementación y se inyecta la lechada a presión para llenar el espacio descubierto. 3. Cuando el nivel de petróleo no se presenta muy definido y existe una tenc de miscibilidad del agua. Basados en la explicación y aplicación de altas pre~ q sobrepasan el limite de fractura de las formaciones, se la realiza en arel muy duras y de alta presión por invasión de gas yagua, además cuando las a son muy profundas o cuando la cementación primaria ha sido suficiente
El procedimiento entre la cementación forzada a alta presión y baja presión e el mismo y la secuencia es la siguiente: Antes de inyectar cemento se establece los valores de presión de fractura formación, donde aplicaremos la cementación forzada a alta presión (inyectar de fluido prueba, preferentemente agua a alta presión hasta el limite de fractura de formación) prueba de inyectividad. Luego de la prueba, recién se realiza la CF a alta presión Una vez colocado el cemento se aplica la presión hasta la presión de fractura para inyectar toda la lechada a la formación Se mantiene la presión constante un cierto tiempo para asegurarse efectividad de la formación. o
Factores a tomar en cuenta
No sobrepasar el límite de reventamiento de la cañería de revestimiento. Verificar los valores de presión de fractura por encima y por debajo de las formaciones a corregir. Tiempos de bombeabilidad.
2.- Cementación Forzada a Baja Presión
Es una operación en la cual la presión del fluido en el pozo se mantiene por debajo de la presión de fractura de las formaciones. A través de esta cementación forzada la lechada puede atravesar lentamente los baleos y los espacios entre la cañería la pared del pozo, pero una vez en contacto con la formación, los poros se tapando formando un revoque consistente, q cubrirá poco a poco toda la pare, pozo hasta sellar la zona de reparación. En relación a una cementación forzada a alta presión, este sistema permite ejl un mejor y mayor control de lo que esta sucediendo con el cemento en fondo del pozo. Por lo tanto para pozos de hasta mediana presión la CF a baja presión da mejores resultados que los de alta presión. La CF a baja presión consiste esencialmente en realizar la siguiente operación Instalar las herramientas de cementación Preparar el volumen adecuado de lechada de cemento Bombear la lechada frente a los baleos Comprobar la altura de cemento Levantar la tubería por encima de la lechada de cemento. Circular por inversa para limpiar la tubería. Desplazar el volumen total de cemento hacia la formación, utilizando la presión calculada y un fluido de desplazamiento (agua) Después que el volumen total de cemento ha sido desplazado bajar nuevamente tubería para realizar la circulación inversa, para limpiar tu bería y cañería Esta ultima operación se la realiza después de un tiempo prudencial de fragüe del cemento. Una variante de esta operación consiste en la utilización de Packer cementación para aislar la zona de operación. La CF baja presión es aplicable para resolver problemas de arenamiento problemas de elevadas relaciones gas - petróleo. Este método tiene la ventaja en el hecho de que es posible ejercer un control so la acción del fluido de cementación y su aplicación, da buenos resultados formaciones de baja presión y elevadas permeabilidades.
CONCLUSIONES
Analizamos la importancia que tiene la intervención de pozos, como elemento \ para el control de pozos, siendo esta técnica para subsanar problemas que puedan presentar en el fondo pozo o en superficie, además de diseñar el programa de intervención de pozos para cada tipo de intervención. Estudiamos los distintos problemas que originan la intervención de pozo proponiendo su eficaz solución. Aplicamos todos los conceptos de intervención de pozos a los campos de Bolivia viendo todas las ventajas que nos ofrece esta técnica. Realizamos la descripción adecuada de las técnicas de intervención, para que pueda tener un adecuado tratamiento para cada una de estas técnicas. Clasificamos las técnicas de intervención según el grado de complejidad que presenten, así como los beneficios y características que posee
