1. OBJETIVOS

1.1 Objetivo general

El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción óptima de hidrocarburos al menor costo que sea posible.

1.2 Objetivo específicos

Tener el conocimiento de cómo aplicar la ingeniería de producción para una mejor optimización de la producción.

Adquirir el conocimiento sobre los aparejos de producción y su funcionamiento adecuado.

2. INTRODUCCIÓN

La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después de cementada la última tubería de revestimiento de explotación y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos o taponado si así se determina.

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3. DISEÑO DE LA TERMINACIÓN DE POZOS

Para que esta se realice debe hacerse un análisis nodal para determinar que aparejos de producción deben de utilizarse para producir el pozo adecuado a las características del yacimiento. (Tipo de formación, mecanismo de empuje etc.) En la elección del sistema de terminación deberá considerarse la información recatada, indirecta o directamente, durante la perforación, a partir de: Muestra de canal, núcleos, pruebas de formación, análisis petrofísicos, análisis PVT y los registros geofísicos de explotación.

3.1 Programas de operación

Es desarrollado por el Ingeniero de proyecto es creado con información de la perforación del pozo a intervenir en caso de ser exploratorio y pozos vecinos a él al tratarse de pozos en desarrollo, consiste en un plan ordenado de operaciones que incluyen la toma de registros, la limpieza del pozo, el diseño de disparos, y la prueba de intervalos productores, con el fin de explotar las zonas de interés de potencial económico.

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3.2 Análisis de información

Para desarrollar la planeación de la terminación se deberá de contar con la información del pozo a intervenir y de pozos vecinos, esta estará constituida de: Registros geofísicos, muestras de canal, corte de núcleos, gasificaciones, perdidas de circulación, correlaciones, antecedentes de pruebas durante la perforación, pruebas de formación (DST). Esta información se evaluara con el propósito de determinar cuáles son las zonas de interés que contengan hidrocarburos y a través de un análisis nodal se diseñaran los disparos, diámetros de tubería de producción y diámetros de estranguladores para mejorar la producción del yacimiento.

3.4 Muestras de canal y corte de núcleos

Las muestras de canal se obtienen durante la perforación, son los fragmentos de roca cortados por la barrena y sacados a la superficie a través del sistema circulatorio de perforación, el recorte es recolectado en las temblorinas para su análisis. Estas muestras proporcionan información del tipo de formación que se corta, características de la roca como son:

Porosidad (ϕ) Permeabilidad (K) Saturación de agua (Sw) Saturación de aceite (So) Compresibilidad de la roca (C).

Los núcleos son fragmentos de roca relativamente grande que son cortados por una barrena muestreadora constituidas por: tambor o barril exterior, tambor o barril interior, retenedor de núcleo, cabeza de recuperación, válvula de alivio de presión. La práctica de corte de núcleos se usa preferentemente en áreas no conocidas y su operación consiste:

a. El equipo muestreador es instalado en el ex- tremo inferior de la sarta de perforación y se introduce hasta el fondo del agujero.

b. La barrena empieza a cortar el núcleo perforando solamente la parte del borde exterior y, al mismo tiempo, el núcleo va siendo alojado en el barril interior.

c. Cuando se termina de cortar el núcleo este es retenido por el seguro retenedor.

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d. Posteriormente es sacado el núcleo del barril muestreador. Se extrae solamente este barril ya que es independiente del equipo.

Se debe procurar obtener los 9 metros que es la longitud del barril, el núcleo proporciona mayor información sobre la litología y el contenido de fluidos. La decisión de obtener núcleos se toma cuando se presenta una aportación de hidrocarburos en rocas almacenadoras, y cuando los registros geofísicos indican una zona de posibilidad de contenido de hidrocarburos.

El corte de núcleos de pared del pozo es realizado con un equipo que trabaja a través de percusión. Este tipo de núcleos puede ser orientado para determinar los esfuerzos a los que es sometida la roca.

3.5 Gasificación y pérdidas de circulación

Durante la perforación se presentan gasificaciones que indican posibles acumulaciones de hidrocarburos y proporcionan información aproximada de una densidad equivalente a la presión de poro. Las gasificaciones consisten en la contaminación del lodo de perforación por un flujo de gas que sale de la formación hacía el pozo provocado por una presión diferencial a favor de la formación productora (la presión de formación es mayor que la presión hidrostática). Se debe de tener cuidado en este tipo de problemas (las gasificaciones) ya que cuando se vuelven incontrolables provocan los reventones o crean peligro de incendio, por lo que es recomendable la realización de un buen control de pozo. Estos problemas de gasificación son muy comunes duran- te la perforación de pozos petroleros; pero en especial en los pozos exploratorios, en donde no se tiene información precisa sobre la columna geológica que se está perforando.

Las pérdidas de circulación se definen como la pérdida parcial o total del fluido de control hacia una formación muy permeable o depresionada. Este problema se presenta en ocasiones en la perforación de pozos y se manifiesta cuando retorna parte o no hay retorno del fluido de perforación. Para que se presente este tipo de problemas se requiere dos condiciones en el pozo: Formación permeable y altas presiones diferenciales para que exista flujo hacia la formación. Las causas más comunes de este tipo de problema son:

- Causas naturales. Son aquellas inherentes a la formación, ejemplo:

Cavernas o Fracturas naturales.

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- Causas inducidas. Son provocadas durante la perforación al bajar rápidamente la sarta de perforación (efecto pistón), al controlar el pozo alcanzando la presión máxima permisible y al incremento inadecuado de la densidad de lodo.

En conclusión las pérdidas de circulación indican las zonas depresionadas así como también nos da una aproximación de la presión de fractura de la formación. Así el programa de terminación deberá contener las densidades requeridas para el control adecuado del pozo.

3.6 Correlaciones

En la elaboración del programa de terminación es importante la información que proporcionan los pozos vecinos, esta servirá para ubicar las zonas de interés, así como la geometría de aparejos de producción que se utilizaron, diseño de disparos e historia de producción de los pozos. Toda la información recolectada se evaluará con el objeto de optimizar el programa mencionado.

3.7 Antecedentes de pruebas durante la perforación

Una de las pruebas requeridas durante la perforación es la prueba de goteo, la cual exige que después de haber cementado la tubería de revestimiento, rebajado la zapata y se perforen algunos metros, se debe de determinar el gradiente de fractura de la formación expuesta, así como la efectividad de la cementación. Principalmente si han existido problemas durante la cementación, como perdidas de circulación de cemento, heterogeneidad de lechada, fallas de equipo de bombeo etc. Para determinar el gradiente de fractura de la formación, se realiza la prueba de goteo, esta prueba proporciona también la presión máxima permisible en el pozo cuando ocurre un brote, para determinar las densidades máximas en el pozo.

Otra de las pruebas que se realizan en la perforación es la prueba de formación con la cual se obtiene in- formación del comportamiento del flujo de fluidos y de la formación. La información obtenida en las pruebas realizadas en la perforación del pozo es de utilidad para optimizar la planeación de la terminación.

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3.8 Pruebas de formación

La prueba de formación consiste en hacer una terminación temporal del pozo y de esta manera provocar que la formación se manifieste. Para lograr esto es necesario crear una presión diferencial a favor de la formación de interés, suprimiendo la presión hidrostática. Para aislar la formación productora se utiliza un empacador o ensamble de fondo especial, quedando en comunicación la formación con la superficie, por lo que actuará solo en ella la presión atmosférica, lo cual permite que los fluidos de la formación fluyan hacia el pozo y posteriormente a la superficie. El objetivo de las pruebas de formación es crear las condiciones favorables para que la formación productora fluya, y de esta manera obtener información sobre el comportamiento de los fluidos de la formación.

Con esta información y con la que se obtuvo duran- te la perforación, se evalúa la capacidad de producción de la formación probada para conocer si es comercial su explotación. Las pruebas de formación se efectúan durante la perforación, por lo que siempre se realizan en agujero descubierto. Estas pruebas son costosas, pero indispensables en ciertos casos, especialmente en pozos exploratorios.

4. ANÁLICIS DE REGISTROS

Hace más de medio siglo se introdujo el Registro Eléctrico de pozos en la Industria Petrolera, desde entonces, se han desarrollado y utilizado, en forma general, muchos más y mejores dispositivos de registros. A medida que la Ciencia de los registros de pozos petroleros avanzaba, también se avanzó en la interpretación y análisis de datos de un conjunto de per- files cuidadosamente elegidos. Por lo anterior se provee un método para derivar e inferir valores de parámetros tan importantes para la evaluación de un yacimiento como es las saturaciones de hidrocarburos y de agua, la porosidad, la temperatura, el índice de permeabilidad, la litología de la roca de yacimiento y actualmente la geometría del pozo, los esfuerzos máximos y mínimos, el agua residual, etc.

El primer Registro eléctrico se tomó en el año de 1927 en el Noroeste de Francia, era una gráfica única de la resistividad eléctrica de las formaciones atravesadas, se realizaba por estaciones, se hacían mediciones y la resistividad calculada se trazaba manualmente en una gráfica, en 1929 se introdujo comercialmente y se reconoció la utilidad de la medición de la resistividad para propósitos de correlación y para identificar las capas potenciales portadoras de hidrocarburos. En 1931, la medición del potencial espontáneo (SP) se incluyó con la curva de resistividad en el registro eléctrico y así sucesivamente se fueron dando los

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avances de los diferentes registros eléctricos como el de echados, rayos gamma, neutrones, inducción, doble inducción, sónico de porosidad, de densidad, litodensidad y actualmente otras mediciones de registro incluyen la resonancia magnética nuclear, la espectrometría nuclear (natural e inducida) y numerosos parámetros en agujeros revestidos.

4.1 Registro en Agujero Descubierto

Casi toda la producción de petróleo y gas en la actualidad se extrae de acumulaciones en los espacios porosos de las rocas del yacimiento, generalmente areniscas, calizas o dolomitas. La cantidad de petróleo o gas contenida en una unidad volumétrica del yacimiento es el producto de su porosidad por la saturación de hidrocarburos. Además de la porosidad y de la saturación de hidrocarburos, se requiere el volumen de la formación almacenadora de hidrocarburos. Para calcular las reservas totales y determinar si la reserva es comercial, es necesario conocer el espesor y el área del yacimiento para calcular su volumen.

Para evaluar la productividad del yacimiento, se requiere saber con qué facilidad puede fluir el líquido a través del sistema poroso. Esta propiedad de la roca que depende de la manera en que los poros están intercomunicados, es la permeabilidad. Los principales parámetros petrofísicos para evaluar un depósito son: porosidad, saturación de hidrocarburos, espesor, área, permeabilidad, geometría, temperatura y la presión del yacimiento, así como la litología que desempeñan un papel importante en la evaluación, terminación y producción de un yacimiento.

4.1.2 Registro de Potencial Espontaneo y de Rayos Gamma Naturales

La curva de Potencial espontáneo (SP) y el registro de Rayos Gamma naturales (GR) son registros de fenómenos físicos que ocurren naturalmente en las rocas in situ. La curva SP registra el potencial eléctrico producido por la interacción del agua de formación innata, el fluido de perforación conductivo y otras rocas selectivas de iones (lutita) y el registro de GR indica la radioactividad natural de las formaciones. Casi todas las rocas presentan cierta radioactividad natural y la cantidad depende de las concentraciones de potasio, torio y uranio, los registros SP y de GR son bastantes útiles e informativos, entre sus usos se encuentran los siguientes:

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Diferencia roca potencialmente productoras permeables y porosas (arenisca, caliza, dolomia) de arcillas y lutitas no permeables.

Define los límites de las capas y permite la correlación entre las capas. Proporciona una indicación de la arcillosidad de la capa. Ayuda en la identificación de la litología (mineral). En el caso de la curva SP, permite la determinación de la resistividad del

agua de formación. En el caso de los Registros GR y NGS (registro de espectrometria de rayos

gamma naturales) detecta y evalúa depósitos de minerales radio- activos. En el caso del registro NGS define las concentraciones de potasio, torio y

uranio.

4.1.3 REGISTROS

4.1.3 REGISTRO DE POTENCIAL ESPONTANEO (SP)

El método eléctrico de prospección se basa en el estudio de campos de potencial eléctrico, tanto en lo referente a los naturalmente existentes en la corteza terrestre, como a los artificialmente provocados en la misma. Mediante estas mediciones se puede determinar la situación en el subsuelo de criaderos minerales o reconocer estructuras geológicas.El potencial espontáneo es un fenómeno natural que existe en el pozo cuandodos fluidos de diferentes salinidades se ponen en contacto. Este se manifiesta como una diferencia de potencial o voltaje en los contactos entre las formaciones permeables y las lutitas. La corriente o fuerza electromotriz generada se denomina

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efecto o potencial electroquímico. La penetración del filtrado de lodo dentro de la formación puede causar también un potencial denominado potencial electrocinético, que por lo general tiene un valor muy bajo y puede ser generalmente despreciado.La curva de potencial espontáneo es un registro de la diferencia de potencialeléctrico entre dos electrodos, uno móvil, en el pozo y otro fijo, en la superficie. La curva se registra como la deflexión desde una línea base arbitrariamente fijada por el ingeniero a cargo de la operación, hacia la izquierda o hacia la derecha, originada por la diferencia entre la salinidad del filtrado de lodo y la salinidad del agua.

4.1.3.1 PERFIL ELECTRICO CONVENCIONAL

Estos perfiles miden las propiedades eléctricas, acústicas y radioactivas de las rocas. Los sensores de resistividad (eléctricos) usan electrodos o bobinas, los acústicos usan Transductores sónicos y los Radiactivos usan o emplean detectores sensibles a la radioactividad.Por lo general el Perfil Eléctrico Convencional contiene cuatro curvas, siendo estas:

Resistividad Normal Corta (SN) de 16"Esta mide la resistividad en la zona lavada (Rxo), es decir, la zona que fue invadida por el filtrado del lodo.

Resistividad Normal Larga (NL) de 64"Esta mide la resistividad en la zona virgen (Rt)

Resistividad Lateral de 18" // - 8"Es utilizada para medir la resistividad verdadera de la formación cuando no es posible obtener un valor preciso de la curva Normal Larga (NL).

Curva Del Potencial Espontaneo (SP)La curva del potencial espontaneo o SP (SpontaneusPotential) representa la diferencia de potencial eléctrico entre un electrodo fijo en la superficie y otro móvil dentro del pozo en función de la profundidad.La escala del SP no tiene un valor ceso (0) absoluto, esto es debido a que apenas se registran los cambios de potencial dentro del lodo al pasar la herramienta de registro frente a diferentes capas.

4.1.3.2 ORIGEN DEL POTENCIAL ESPONTANEO

Dentro del pozo se originan potenciales eléctricos espontáneos en las interfaces entre las rocas permeables e impermeables, así como en la interface de la entre la zona virgen y la zona lavada, como se muestra en la siguiente imagen.

a) El Componente Electrocinético.

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Este componente se conoce también como potencial de corriente o potencial de electro- filtración. Se produce cuando un electrolito fluye debido a que una solución es forzada por presión diferencial a fluira través de un medio poroso, permeable no metálico (membrana).

b) El Componente Electroquímico

Este potencial se produce por contacto de soluciones de diferentes salinidades

.El contacto puede ser directo o a través de una membrana semi-permeable como las lutitas. De acuerdo con el tipo de contacto el potencial puede ser: Potencial de contacto de líquidos o potencial de membrana.

4.1.3.4 POTENCIAL DE CONTACTO DE LIQUIDOS

Tiene lugar en el límite entre la zona lavada y la zona virgen, no hay lutitas separando las dos soluciones. Tanto los aniones como los cationes pueden pasar de una solución a otra. Debido a que la salinidad del agua de formación es más alta, tanto los cationes Na+ y los aniones Cl- migrarán hacia el filtrado del lodo. El ión Na+ es comparativamente mayor y arrastra 4.5 moléculas de agua. El ión Cl- es más pequeño y arrastra solo 2.5 moléculas de agua. De allí que el Cl- migrará más fácilmente que los iones Na+.El resultado es un incremento de las cargas positivas dejadas en el agua deformación, estas cargas restringen la migración de Cl- hacia la zona lavada esto equivale a un flujo de corriente convencional en la dirección opuesta.

Como consecuencia se establece la circulación de corrientes eléctricas dentro de la formación las cuales atraviesan el lodo dentro del pozo originando deflexiones en la curva del SP.En otras palabras; las deflexiones de la curva del SP resultan de las corrientes eléctricas que fluyen en el lodo del pozo.No existe ninguna corriente eléctrica dentro del pozo en el centro de una lutita, debido a que esta es impermeable y en consecuencia la curva del SP es plana llamándose "Línea – Base de Lutitas".Por otro lado, en frente de formaciones permeables la curva muestra deflexiones con respecto a la Línea – Base de Lutitas; en las capas gruesas estas deflexiones tienden a alcanzar una curva esencialmente constante, definiéndose así una línea de arena.La deflexión puede ser a la izquierda (Negativa) o a la derecha (Positiva), dependiendo principalmente de las salinidades relativas del agua de formación y del filtrado del lodo.

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Siendo de la siguiente manera:

Si la salinidad del agua de formación es mayor a la del filtrado del lodo la deflexión será hacia la izquierda.

Si la salinidad del filtrado del lodo es mayor a la del agua de formación la deflexión ser hacia la derecha.No se puede registrar una curva del SP en pozos llenos de lodos no conductivos ya que estos no proporcionan una continuidad eléctrica entre el electrodo del SP y la formación. Además, si las resistividades del filtrado del lodo y del agua son casi iguales, las deflexiones del SP serán muy pequeñas y la curva no será muy significativa.

4.1.3.5 FUNDAMENTOS DE MEDICION DEL SP

Para realizar la medición del SP se utilizan distintos instrumentos montados en una sonda que se baja al pozo mediante un cable conductor. Este cable es de acero y normalmente posee siete (7) conductores eléctricos que sirven para alimentar eléctricamente a los equipos del pozo y al mismo tiempo hacer llegar a la superficie los datos leídos por las diferentes sondas a medida que realizan el recorrido en el interior del pozo.A medida que se va recogiendo el cable la sonda va midiendo, y las lecturas que son enviadas a través del cable, se registran en cintas magnéticas que posteriormente serán utilizadas para la interpretación de datos.

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4.1.3.6 FACTORES QUE AFECTAN A LA CURVA DEL SP

Entre los principales factores que afectan la curva tenemos: El lodo o fluido de perforación

Este afecta de diversas formas a la curva. Bien sea por la salinidad del lodo, ya que la presencia de estos minerales puede influir en la resistividad y reflejarse en el registro. Para ello se debe conocer primero las características de salinidad del lodo utilizado.Otra forma de afectar es cuando el fluido invade a la formación. Dentro de un estrato cuya porosidad/permeabilidad sea bastante efectiva podrá, por diferencia de densidad, filtrarse el lodo de perforación, cuando esto ocurre la curva SP reflejará las inclusiones o invasiones hechas por el fluido. En estos casos se debe calcular el diámetro de la zona contaminada.

SaturaciónDependiendo del fluido que este saturando a la formación, este influirá en la curva del registro.

Inclusión o alternancia de arcillas/lutitas en la formaciónPresentes como cuñas dentro de la capa permeable, pueden repercutir en la resistividad de la capa.

FallasQue ocasionarán el cambio de litología y por consiguiente el cambio en la tendencia de la curva.

Temperatura Diámetro del pozo

4.1.3.7 UNIDAD DE MEDICION DEL SP

La unidad del medición del Potencial Espontaneo es el mili voltio (mV), ya que cuantifica la diferencia de potencial eléctrico entre dos puntos, en este caso, mide la diferencia de potencial eléctrico entre dos electrodos, uno móvil, en el pozo y otro fijo, en la superficie.El voltio se define como la diferencia de potencial a lo largo de un conductor cuando una corriente de un amperio utiliza un vatio de potencia.

4.1.3.8 FACTORES QUE AFECTAN LA CURVA SP

Los factores que afectan la distribución de las líneas de corriente del SP y las disminuciones de potencial que tienen lugar en cada uno de estos medios a través de los que fluye la corriente de SP son:

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Tipo de fluido de perforación utilizado (lodo), es decir conocer sus características de salinidad.

Diámetro de invasión de la zona contaminada con lodo. Espesor de capa h. Resistividad verdadera Rt de la capa permeable (formación). Baja permeabilidad. Inclusiones de lutitas, presentes como cuñas dentro la capa permeable. Diámetro del agujero. Temperatura. Fracturas y fallas.

4.1.3.9 USOS DE LA CURVA DE POTENCIAL ESPONTANEO

Determinar valores de Rw (resistividad del agua de formación). Seleccionar zonas permeables, solo cualitativamente no proporciona un

valor de K, ni compara permeabilidades. Estimar el contenido arcilloso de la roca reservorio. Correlacionar unidades litológicas y ayuda a definir modelos

depositacionales. Identificación de pasos de falla. Ayuda a definir arenas drenadas.

4.1.4 POTENCIAL DE MEMBRANA

Debido a la estructura laminar de la arcilla y a las cargas en las laminas, las lutitas son permeables a los cationes Na+ pero impermeables a los aniones Cl-,es decir actúan como membranas selectivas por esto el potencial a través de las lutitas se llama potencial de membrana.

Normalmente hay potenciales eléctricos a través de las membranas en todas las células. De las cuales:

Las células nerviosas y musculares son AUTOEXCITABLES Es decir, son capaces de autogenerar impulsos electroquímicos En sus membranas, y en muchos casos, de transmitir señales a Lo largo de las mismas.

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[ Na +] intracelular > [ Na ] intracelular = difunde = > cargas + intracel = pero, luego la difusion se frena por esas cargas (+) = POTENCIAL DE NERNST

Cuando el potencial de membrana es generado por la por difusión de diferentes iones (por diferente permeabilidad a la membrana)Depende de:* Polaridad de la carga eléctrica de cada ión.* Permeabilidad de la membrana para cada ión.* [ ] de cada uno de los iones en el int-ext celular.

Esos iones son:

Na+ K+ Cl-

Desarrollan potenciales de membrana en membranas de células neuronales, musculares y nervios de conducción.El gradiente de [ ] de cada uno a través de la membrana determina el VOLTAJE del potencial de membrana.La permeabilidad de los canales de Na y K sufren cambios durante la conducción del impulso nervioso. Mientras que los canales de Cl. no cambian, por lo tanto los cambios depermeabilidad para Na y K son importantes para la: TRANSMISIÓN DE LA SEÑAL A LOS NERVIOS.Potencial de reposo en la membrana de la célula nerviosa

De reposo: cuando no están transmitiendo señales = - 90 Mv

Es producido por:

DIFUSIÓN PASIVA DEL K: a través de un canal proteico = - 94 Mv DIFUSIÓN PASIVA DEL Na: a través de canales proteicos pero con menos

permeabilidad que el K = + 61 Mv

La combinación de ambos genera un POTENCIAL NETO de – 86 Mv. Donde la bomba de sodio y potasio es:

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BOMBA Na-K: Saca 3 Na+ y mete 2 K = - 90 Mv

El potencial de acción:

Permite transmitir señales nerviosas en las células nerviosas que Son cambios rápidos del potencial de membrana = y que se desplaza a lo largo de la fibra nerviosa.

ETAPAS:

REPOSO: la membrana está POLARIZADA con – 90 MV

DESPOLARIZACIÓN: > permeab Na - entra Na a la cel - se positiviza el interior de la celula (porque el potencial de membrana disminuye a -50-70 Mv y se abren canales de Na por VOLTAJE)

REPOLARIZACION: < permeab K = sale K al ext = se negativiza el interior celular nuevamente.

Inicio del potencial de acción:

Cualquier acontecimiento que aumente RÁPIDAMENTE el potencial

De membrana y sobrepase el UMBRAL alrededor de los – 65 Mv

Provocará que se abran los canales de Na (por voltaje) en forma PROGRESIVA y RECLUTANTE.

Propagación del potencial de acción:

Es decir, un potencial de acción de un SEGMENTO EXCITABLE de la membrana puede excitar segmentos adyacentes = la PROPAGACIÓN DE LA DESPOLARIZACIÓN a lo largo de :* la fibra nerviosa = impulso nervioso = POT ACC ( >1 para que la fibra muscular = impulso muscular = UMBRAL se de la propagacion) como un "FACTOR DE SEGURIDAD"

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Potencial de acción en meseta:

A: DESPOLARIZACIÓN. por canales rápidos de Na abiertos por volt. B: MESETA. Prolongación del Tiempo de despolarización = T de contracción

muscular cardiaca. Es por canales lentos de Ca por voltaje C: REPOLARIZACIÓN. Por entrada de K (abertura de canales de K) y termina

entrada de Na (se cierran los canales)

La ritmicidad de ciertos tejidos excitables:

En base a la alta permeabilidad a los Na (y Tb. CA) para permitir la DESPOLARIZACIÓN AUTOMÁTICA.El potencial de membrana en reposo es de – 60 a – 70 MvEstas descargas repetitivas se dan en neuronas, músculo liso y cardiaco. En donde se manifiestan como ritmo cardiaco, peristalsis y ritmo respiratorio. Tb hay una HIPERPOLARIZACIÓN al final del potencial de acción, debido a canales de K = una excesiva permeabilidad al K y eso retrasa. La siguiente despolarización.

El fenómeno de excitación:

Cualquier fenómeno que aumente la permeabilidad al Na producirá la apertura de los canales de Na automáticamente.Pueden ser:

fenómenos físicos fenómenos químicos fenómenos eléctricos

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Los ESTABILIZADORES DE LA MAMBRANA Inhiben la excitabilidad (hipercalcemia, hipocalemia, procaína, Tetracína, por disminución de activación de canales de Na)

A. Aquí se describe la llamada Teoría de Singer y Nicolson (1972) o Teoría del mosaico fluido.La membrana está formada por una bicapa lipídica, por proteínas periféricas en la parte interna y externa y por proteínas integrales que atraviesan de punta a punta la membrana, son los llamados canales por donde pasan los iones. Esos canales pueden estar en estados diferentes, abiertos o cerrados.Se ha medido la composición que tiene el líquido extracelular e intracelular y se ha averiguado que es diferente.

B. CONCEPTO DE POTENCIAL DE MEMBRANA O DE ACCIÓNC. BASES IÓNICAS DEL POTENCIAL DE REPOSO

CONCENTRACIONES PARA DIRENENTES IONES

Cuando una célula está en reposo (no estimulada ni excitada) los canales de potasio están abiertos, el potasio tenderá a salir hacia el exterior (iones de K), son cargas positivas por tanto el interior celular será negativo respecto al exterior celular

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4.1.5 POTENCIAL ELECTRONÉTICO

El paso de una solución de resistividad eléctrica y viscosidad a través de un medio capilar o poroso, puede generar un gradiente de potencial eléctrico a lo largo de la trayectoria del flujo. Este potencial es lo que se conoce como Potencial electrocinético.

Según Dakhnov [13], la génesis de este potencial se debe a la adsorción preferencial de iones de la misma polaridad (en general aniones) en la superficie de los granos, formando una capa fija. Como respuesta a este fenómeno, seproduce un enriquecimiento por parte del fluido intersticial de iones de polaridad opuesta formando otra capa (en este caso móvil), de forma que en presencia de un gradiente hidráulico, el movimiento del agua intersticial y por tanto de la capa móvil, genera una carga neta de separación en la dirección del movimiento. Estas dos capas es lo que se conoce como la doble capa de Helmotz.

4.1.6 REGISTRO DE RG

El registro de RG es una medición de la radioactividad natural de las formaciones. En las formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el con- tenido de arcilla de las formaciones porque los elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas. Las formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy bajo de radioactividad, a menos que contaminantes radioactivos como cenizas volcánicas o residuos de granito estén presentes o que las aguas de formación contengan sales radioactivas disueltas.

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El registro de RG puede ser corrido en pozos entuba- do lo que lo hace muy útil como una curva de correlación en operaciones de terminación o modificación de pozo. Con frecuencia se usa para complementar el registro del SP y como sustituto para la curva SP en pozos perforados con lodo salado, aire o lodos a base de aceite. En cada caso, es útil para la localización de capas con y sin arcilla y, lo más importante, para la correlación general.

Las propiedades de los Rayos Gamma son impulsos de ondas electromagnéticos de alta energía que son emitidos espontáneamente por algunos elementos radioactivos. El isótopo de potasio radioactivo con un peso atómico 40 y los elementos radioactivos de las series del uranio y del torio emiten casi toda la radiación gamma que se encuentra en la tierra, cada uno de estos elementos emite rayos gamma, el número y energía de éstos es distintivo de cada elemento, al pasar a través de la materia, los rayos gamma experimentan colisiones de Compton sucesivas con los átomos del material de la formación y pierden energía en cada colisión. Después de que el rayo gamma ha perdido suficiente energía, un átomo de la formación lo absorbe por medio de efecto fotoeléctrico. Por consiguiente, los rayos gamma natura- les se absorben gradualmente y sus energías se degradan {reducen} al pasar a través de la formación. La tasa de absorción varía con la densidad de la formación, dos formaciones que tengan la misma cantidad de material radiactivo por volumen de unidad, pero con diferentes densidades, mostraran diferentes niveles de radioactividad, las formaciones menos densas aparecerán algo más radioactivas.

4.1.7 REGISTROS DE POROSIDAD

La porosidad de las rocas puede obtenerse a partir del registro sónico, el registro de densidad o el registro de neutrones. Todas estas herramientas ven afectada su respuesta por la porosidad, los fluidos y la matriz de la formación. Si los efectos de fluidos y matriz se conocen o se pueden determinar, la res- puesta de la herramienta puede relacionarse con la porosidad. Por lo tanto, estos instrumentos se mencionan con frecuencia como registros de porosidad. Tres técnicas de registro responden a las características de la roca adyacente al agujero. Su profundidad de investigación es de sólo unas cuantas pulgadas y por lo tanto está generalmente dentro de la zona invadida.

Otras mediciones petrofísicas, como la micro-resistividad, el magnetismo nuclear o la propagación electromagnética, algunas veces se utilizan para determinar la porosidad. Sin embargo, estos instrumentos también reciben una gran influencia del fluido que satura los poros de las rocas. Por esta razón se discuten aparte.

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4.1.8 REGISTROS SÓNICOS

Es una herramienta sónica consiste de un trasmisor que emite impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos. El registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo, t, que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación. Esto es conocido como tiempo de transito, delta t, t es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de transito para una formación determinada depende de su litología, esta dependencia dela porosidad hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. Los tiempos de transito sónicos integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos. El registro sónico puede correrse simultáneamente con otros servicios.

El principio del registro sónico: consiste en la propagación del sonido en un pozo es un fenómeno complejo que está regido por las propiedades mecánicas de ambientes acústicos diferentes. Estos incluyen la formación, la columna de fluido del pozo y la misma herramienta del registro. El sonido emitido del transmisor choca contra las paredes del agujero.

Esto establece ondas de compresión y de cizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido. En el caso de los registros de pozos, la pared y la rugosidad del agujero, las capas de la formación y las fracturas pueden representar discontinuidades acústicas significativas. Registro sónico: Las herramientas de registro sónicas son unos delos instrumentos más utilizados para las evaluaciones de hoy en día Su uso no se limita ala evaluación de formaciones para la búsqueda de aceite y gas, sino que se extiende hasta la evaluación de terminación del pozo así como del diseño del mismo. Las medidas acústicas se usaron por primera vez en un pozo en 1951 con el objetivo de determinar las velocidades acústicas de las formaciones, las cuales eran necesarias para convertir las medidas en tiempo de las señales sísmicas de exploración en medidas de profundidad.

Al poco tiempo se descubrió que las señales de velocidad podían usarse para determinar la porosidad de las formaciones. De esta manera, las herramientas sónicas se convirtieron rápidamente en instrumentación indispensable para la determinación de presencia y cantidad de hidrocarburos en las formaciones. Las mediciones acústicas se basan en La transmisión de energía a través de pulsos depresión. El perfil de velocidades un registro en función dela profundidad, del tiempo requerido por una onda de sonido para atravesar una distancia determinada a través de las formaciones alrededor. Este fue el primer esquema de diseño dela herramienta de registros sónicos en donde se encontraba un transmisor (rojo) que hacía llegar una señal acústica al receptor (azul) que se encontraba a una distancia conocida.

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Las medidas de tiempo de recorrido de la señal desde el transmisor al receptor único presentaron muchos problemas tanto operacionales como de interpretación.

2. El Registro Acústico, se basa en la transmisión y recepción de señal deforma senoidal emitidos por transductores sonoros de alta frecuencia. Con lo cual por medio de cálculos del tiempo de tránsito del sonido, entre el transmisor y el receptor, nos va a proporcionar datos del grado de porosidad, del yacimiento de interés. Posteriormente se comparan esos datos con tablas de valores del registro de neutrón para proporcionar información más aproximada de porosidad. Sin embargo al encontrarse con paquetes de gas, el registro acústico es poco confiable puesto que el sonido no viaja de igual manera en este medio. En tal caso se tomará un registro nuclear por ser de mayor confiabilidad.

Los registros acústicos más usados son:

a). Sónico de Porosidad: Su principio acústico es usado en un pozo sin tubería, es decir, sobre la litología. Al pasar por calizas, arenas, etc. Cambia su velocidad de recepción.

b). Sónico de Cementación: Se utiliza para pozos ya entubados y el principio lo utiliza para verificar la fijación o los vacíos entre el cemento, la tubería de revestimiento y la formación.

c). Sónico Digital: La forma en que trabaja, el tipo de transmisión de datos es diferente, las pérdidas por el cable y por frecuencia o ruidos, se eliminan, es decir no hay error en la información.

d). Sónico Bipolar: Como su nombre lo indica contiene dos polos, las características de los transmisores son diferentes. Este tipo contiene más receptores y por tanto pueden determinar otro tipo de parámetros por medio de interpretaciones que se llevan a cabo en un procesador en la superficie.

Perfil Sónico:

En su forma más sencilla, una herramienta sónica consiste de un transmisor que emite impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos. El registro sónico se da simplemente en función del tiempo, t, que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación. Este es conocido como tiempo de tránsito, t, t es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su litología y su porosidad. Cuando se conoce la litología, esta de- pendencia de la porosidad hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. Los tiempos de tránsito sónicos integrados

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también son útiles al interpretar registros sísmicos. El registro sónico puede correrse simultáneamente con otros servicios.

El principio es la propagación del sonido en un pozo, es un fenómeno complejo que está regido por las propiedades mecánicas de ambientes acústicos diferentes. Estos incluyen la formación, la columna de fluido del pozo y la misma herramienta de registro. El sonido emitido del transmisor choca contra las paredes del agujero. Esto establece ondas de comprensión y de cizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido.

En el caso de registros de pozos, la pared y rugosidad del agujero, las capas de la formación, y las fracturas pueden representar discontinuidades acústicas significativas.

Por lo tanto, los fenómenos de refracción, reflexión y conversión de ondas dan lugar a la presencia de muchas ondas acústicas en el agujero cuando se está corriendo un registro sónico. Estas formas de onda se registraron con un arreglo de ocho receptores localizados de 8 a 11 ½ pies del transmisor. Se marcaron los diferentes paquetes de ondas. Aunque los paquetes de ondas no están totalmente separados en el tiempo en este espaciamiento, pueden observarse los distintos cambios que corresponden al inicio de llegadas de compresión y cizallamiento y la llegada de la onda Stoneley.

El primer arribo u onda compresional es la que ha viajado desde el transmisor a la formación como una onda de presión de fluido, se refracta en la pared del pozo, viaja dentro de la formación a la velocidad de onda compresional de la formación y regresa al receptor como una onda de presión de fluido.

La onda de cizallamiento es la que viaja del transmisor a la formación como una onda de presión de fluido, viaja dentro de la formación a la velocidad de onda de cizallamiento de la formación y regresa al receptor como una onda de presión de fluido.

La onda de lodo (no muy evidente en estos trenes de ondas) es la que viaja directamente del transmisor al receptor en la columna de lodo a la velocidad de onda de compresión del fluido del aguje- ro.

La onda Stoneley es de gran amplitud y viaja del transmisor al receptor con una velocidad menor a la de las ondas de compresión en el fluido del agujero. La velocidad de la onda Stoneley depende de la frecuencia del pulso de sonido, del diámetro del agujero, de la velocidad de cizallamiento de la formación, de las

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densidades de la formación y del fluido y de la velocidad de la onda de compresión en el fluido.

4.1.8.1 PRINCIPIO DE MEDICION

La sonda del perfil sónico consiste en general, de uno o dos transmisores y varios receptores colocados a distancia variables, según el tipo de herramienta usada. El transmisor emite pulsos sonoros a razón de 10 pulsos por segundo hacia la formación, los cuales generan ondas que se desplazan en la formación y en el lodo. Como el sonido viaja más rápidamente en los sólidos de la formación que en el lodo, las ondas que viajan a través de ellas llegaran a los receptores antes que los que viajan por el lodo. La llegada de la primera onda acústica a cada receptor, pone en funcionamiento un sistema de respuesta que registra el tiempo que tarda la onda en llegar de uno a otro receptor. El primer tipo de herramienta usada constaba de un transmisor y tres receptores colocados a 3, 4 y 6’ del transmisor. En la actualidad, se utiliza un sistema integrado por dos transmisores y cuatro receptores colocados entre si, lo que permite compensar las lecturas por el efecto de las irregularidades en las medidas del hoy.

4.1.9 REGISTROS SÓNICOS (BHC)

Utiliza el mismo principio del método sísmico: mide la velocidad del sonido en las sondas penetradas por el pozo. Posee un emisor de ondas y un receptor. Se mide el tiempo de tránsito de dichas ondas. La herramienta se llama BHC. El objetivo principal del perfil sónico es la determinación de la porosidad de las ocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de tránsito de las ondas. Mientras mayor es el tiempo de tránsito, menor es la velocidad, y por lo tanto, mayores la porosidad de la roca. Se lee de derecha a izquierda. La unidad de medida es el seg/m (100–500) ó el seg/pie (40–240).

Efectos del Gas en el Perfil Sónico:

Si la formación se encuentra saturada de gas, el tiempo de tránsito de las ondas dentro de la formación será mayor, debido a que la densidad del gas es menor que lado otros fluidos, debido a que una formación saturada de gas presenta velocidades menores que cuando se encuentra saturada de agua. Por lo tanto la curva de BHC se desviará hacia la izquierda.

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Ley de Velocidad Única:

Para disminuir la ambigüedad en la relación tiempo –profundidad se debe obtener una ley de velocidad única.

Esto se logra calibrando o ajustando el perfil sónico con el registro del tiempo de arribo de la onda "D" directa a distintas profundidades, elegidas de forma talque permitan dividir al sónico en zonas donde el carácter del perfil es más omenos constante.

Prueba de velocidad (WSS. para calibrar al perfil sónico):

En el gráfico, sobre los perfiles de un pozo de la Cuenca del Golfo San Jorge pueden verse las posiciones elegidas para este registro de sísmica de pozo conocido como "Prueba de velocidad" (WSS), como así también la magnitud del ajuste del perfil sónico al aplicar el proceso de calibración.

Calibrar el perfil sónico, puede definirse como un proceso capaz de conferirle un carácter "sísmico", es decir el de un registro en zona virgen de una señal sísmica cuyo contenido de frecuencias está habitualmente en la banda de 10 a100 Hz, sin quitarle las ventajas de su alta resolución.

Esto permite, en definitiva, contar con una ley de velocidad prácticamente continua, una muestra cada dos milisegundos de tiempo doble, y por ende con una transformación tiempo–profundidad de alta resolución. El método clásico de calibración pasa por aplicar al perfil sónico las correcciones indicadas por una curva de "drift" obtenida a partir del análisis delas diferencias entre los tiempos registrados mediante la prueba de velocidad y los correspondientes obtenidos del tiempo de tránsito integrado (TTI) del perfil sónico.

DRIFT = T sísmico –T sonico = T wiss – TTI

Estos "puntos de drift" aparecen graficados para su análisis con círculos pequeños, conjuntamente con el perfil de velocidades interválicas obtenido dela prueba de velocidad y el sónico correspondiente, registrados en un pozo dela Cuenca Noroeste.

Calibración del perfil sónico: construcción de la curva de Drift

El análisis cuidadoso de estos datos permite concluir que, estrictamente hablando, la prueba de velocidad no calibra al sónico, pues en realidad se trata de un proceso interactivo. Si se aplicara sin dudar el drift positivo que se observa entre 3175 y 3202 metros, debería efectuarse una corrección en bloque de 55 us/ft

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resultando el "sónico corregido" que se indica en el gráfico. La simple aplicación del sentido común indica que éste no es un resultado aceptable pues resulta más razonable admitir un error de +/- 2 ms en los tiempos de la prueba de velocidad que un error por exceso de 55 us/ft en las lecturas del sónico, de no existir una falla de la herramienta. Si por el contrario, se decidiera aceptarlo, se habrían literalmente "inventado" dos reflectores sísmicos.

Este ejemplo muestra claramente que la calibración del sónico dista mucho de ser un proceso mecánico e implica un riguroso trabajo de análisis e interpretación. Este consiste básicamente en "suavizar" el drift original mediante una curva "promedio" con un concepto sinergético de interpretación, es decir, elegida de formal tal que satisfaga toda la información disponible, produciendo cambios que se ubiquen dentro del margen de error aceptable para cada curva.

4.1.9.1 Determinación de Litología y Porosidad

Las mediciones de los registros: neutrónico, de densidad y sónico dependen no sólo de la porosidad sino también de la litología de la formación, del flui- do en los poros, y en algunos casos, de la geometría de la estructura porosa. Cuando se conoce la litología, y en consecuencia, los parámetros de la matriz, pueden obtenerse los valores correctos de porosidad en base a dichos registros (corregidos debido a efectos ambientales) en formaciones limpias saturadas de agua. Bajo esas condiciones, cualquier registro, ya sea neutrónico, el de densidad o, si no hay porosidad secundaria, el sónico, puede utilizarse a fin de determinar la porosidad.

La determinación exacta de la porosidad resulta más difícil cuando se desconoce la litología de la matriz o si consiste de dos o más minerales en proporciones desconocidas. La determinación se complica toda- vía más cuando la respuesta de los líquidos de los poros localizados en la porción de la formación que la herramienta está investigando, varía de manera notable de aquella del agua. En especial, los hidrocarburos ligeros (gas) pueden influir de manera importante en los tres registros de porosidad.

Inclusive la naturaleza o tipo de la estructura porosa afecta la respuesta de la herramienta. Los registros neutrónico y de densidad responden a la porosidad primaria (intergranular o intercristalina) con la porosidad secundaria (cavidades, fisuras, fracturas). Sin embargo, los registros sónicos tienden a responder sólo a la porosidad primaria de distribución uniforme.

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A fin de determinar cuándo se presenta cualquiera de estas complicaciones, se necesitan más datos que aquellos que proporciona un solo registro de porosidad. Por fortuna, los registros neutrónicos de densidad y sónico responden de manera diferente a los minerales de la matriz, a la presencia de gas o aceites ligeros, y a la geometría de la estructura porosa. Se pueden utilizar combinaciones de esos registros y el factor fotoeléctrico, Pe, la medición del registro de Litho-Densidad y las mediciones de torio, uranio y potasio tomadas del registro de espectrometría de rayos gamma naturales NGS, con el propósito de determinar las mezclas de matrices o fluidos complejos y así proporcionar una determinación más exacta de la porosidad.

La combinación de mediciones depende de la situación. Por ejemplo, si una formación se compone de dos minerales conocidos en proporciones desconocidas, la combinación de los registros neutrónico y de densidad o de densidad y sección transversal fotoeléctrica podrá definir las proporciones de los minerales además de dar un mejor valor de la porosidad. Si se sabe que la litología es más compleja pero si sólo consiste de cuarzo, caliza, dolomita y anhidrita, puede deducirse un valor relativamente fiel de la porosidad en base, otra vez, a la combinación de densidad neutrónica.

Las gráficas de interrelación son una manera conveniente de mostrar cómo varias combinaciones de registros responden a la litología y la porosidad. También proporcionan un mejor conocimiento visual del tipo de mezclas que la combinación podrá determinar mejor. Cuando la litología de la matriz es una mezcla binaria (por ejemplo, arenisca-caliza, caliza- dolomita o arenisca- dolomita), el punto marcado a partir de las lecturas de registros caerá entre las lí- neas de litología correspondientes.

4.1.10 REGISTROS DE DENSIDAD

Los registros de densidad se usan principalmente como registros de porosidad, otros usos incluyen identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de gas, determinación de la densidad de hidrocarburos, evaluación de arenas con arcilla y de litologías complejas, determinación de producción de lutitas con contenido de aceite, cálculo de presión de sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas. El principio es una fuente radioactiva, que se aplica a la pared del agujero en un cartucho deslizable, emite a la formación rayos gamma de mediana energía, se puede considerar a estos rayos gamma como partí- culas de alta velocidad que chocan con los electrones en la formación, con cada choque, los rayos gamma pierden algo de su energía, aunque no toda, la ceden al electrón y continúan con energía disminuida la cual se conoce como efecto Compton y los

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rayos gamma dispersos que llegan al detector, que está a una distancia fija de la fuente, se cuentan para indicar la densidad de la formación.

El número de colisiones en el efecto Compton está directamente relacionado con el número de electrones de la formación, en consecuencia, la respuesta de la herramienta de densidad está determinada esencialmente por la densidad de los electrones (número de electrones por centímetro cúbico) de la formación. La densidad de los electrones está relacionada con el volumen de densidad real, que a su vez de- pende de la densidad del material de la matriz de la roca, la porosidad de la formación y la densidad de los fluidos que llenan los poros.

4.1.11 REGISTROS NEUTRÓNICOS

Los registros neutrónicos se utilizan principalmente para delinear formaciones porosas y para determinar su porosidad y responden principalmente a la cantidad de hidrógeno en la formación, por lo tanto, en formaciones limpias cuyos poros estén saturados con agua o aceite, el registro de neutrones refleja la cantidad de porosidad saturada de fluido. Las zonas de gas con frecuencia pueden identificarse al comparar el registro de neutrones con otro registro de porosidad o con un análisis de muestras. Una combinación del registro de neutrones con uno o más registros de porosidad proporciona valores de poro- sidad e identificación de litología aún más exactos, incluso una evaluación del contenido de arcilla. El principio es que los neutrones son partículas eléctricamente neutras; cada una tiene una masa idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Una fuente radioactiva en la sonda emite constantemente neutrones de alta energía (rápidos), estos neutrones chocan con los núcleos de los materiales de la formación en lo que podría considerarse como colisiones elásticas de "bolas de billar", con cada colisión, el neutrón pierde algo de su energía.

La cantidad de energía pérdida por colisión depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón, la mayor pérdida de energía ocurre cuan- do el neutrón golpea un núcleo con una masa prácticamente igual, es decir un núcleo de hidrógeno. Las colisiones con núcleos pesados no desaceleran mucho al neutrón, por lo tanto la desaceleración de neutrones depende en gran parte de la cantidad de hidrógeno de la formación. Debido a las colisiones sucesivas, en unos cuantos microsegundos los neutrones habrán disminuido su velocidad a velocidades térmicas, correspondientes a energías cercanas a 0.025 eV, entonces, se difunden aleatoriamente, sin perder más energía, hasta que son capturados por los núcleos de átomo como cloro, hidrógeno o silicio. El núcleo que captura se excita intensamente y emite un rayo gamma de captura de alta energía. Dependiendo del tipo de herramienta de neutrones, un detector en la sonda capta

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estos rayos gamma de captura o los neutrones mismos. Cuando la concentración de hidrogeno del material que rodea a la fuente de neutrones es alta, la mayoría de éstos son desacelerados y capturados a una distancia corta de la fuente, por el contrario, si hay poca concentración de hidrógeno, los neutrones se alejan de la fuente antes de ser capturados, de acuerdo con esto, la tasa de conteo en el detector aumenta para bajas concentraciones de hidrógeno y viceversa.

4.1.12 REGISTROS DE RESISTIVIDAD

La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar la saturación de hidrocaburos, la electricidad puede pasar a través de una formación sólo debido al agua conductiva que contenga dicha formación. Con muy pocas excepciones, como el sulfuro metálico y la grafita, la roca seca es un buen aislante eléctrico. Además, las rocas perfectamente secas rara vez se encuentran, por lo tanto las formaciones subterráneas tienen resistividades mensurables y finitas debido al agua dentro de sus poros o el agua intersticial absorbida por una arcilla. La resistividad de una formación depende de:

La resistividad de agua de formación. La cantidad de agua presente. La geometría estructural de los poros.

La resistividad (resistencia especifica) de una sustancia, es la resistencia medida entre lados opuestos de un cubo unitario de la sustancia a una temperatura especifica, las unidades de resistividad son el ohmio- metros cuadrados por metro, o simplemente ohmio- metros (ohm-m). La conductividad es la inversa de la resistividad.

Las resistividades de formación por lo general varian de 0.2 a 1000 ohm-m, resistividades superiores a 1000 ohm-m son poco comunes en formaciones permeables pero se observan en formaciones impermeables de muy baja porosidad (por ejemplo las evaporitas). La resistividad de formación se mide ya sea al mandar corriente a la formación y medir la facilidad con que fluye la electricidad o al inducir una corriente eléctrica en la formación y medir qué tan grande es.

El principio de la medición de los registros de resistividad es introducir corrientes en la formación, por medio de electrodos de corriente y se miden los voltajes entre

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los electrodos de medición, estos voltajes proporcionan la resistividad para cada dispositivo, en una formación homogénea e isotrópica de extensión infinita, las superficies equipotenciales que rodean un solo electrodo emisor de corriente (A), son esferas. El voltaje entre un electrodo (M) situado en una de esas esferas y uno en el infinito es proporcional a la resistividad de la formación homogénea y el voltaje medido puede graduarse en una escala en unidades de resistividad.

4.2 REGISTRO EN AGUJERO ENTUBADO

4.2.1 REGISTRO RG

El registro de RG puede ser corrido en pozos entubado lo que lo hace muy útil como una curva de correlación en operaciones de terminación o modificación de pozo, por ejemplo al correlacionar los disparos de cambio de intervalo y/o mejorar la cementación, así mismo cuando se inyecta un trazador radioactivo y se requiere ver la altura del intervalo que tomo.

4.2.2 REGISTRO DECAIMIENTO TERMAL (TDT)

La herramienta consta de un generador de neutrones de alta velocidad, la cual se reduce rápidamente hasta la llamada "velocidad termal" al ser capturados por núcleos de la formación, emitiendo radiaciones gamma que son detectadas por el aparato, durante el tiempo de medición, la cantidad de neutrones termales disminuye exponencialmente. El tiempo re- querido para medir la disminución de neutrones termales es la constante correspondiente al tiempo de decaimiento y representa las propiedades de captura de neutrones de la formación. Se gráfica un valor de tiempo de decaimiento que es representativo de la velocidad de decaimiento o pérdida de neutrones termales en la formación, el cloro captura una gran cantidad de neutrones y es el elemento predominan- te en el proceso de captura, con lo cual se puede decir que el registro responde al contenido de agua salada en la formación. El registro TDT es la primera herramienta que permite determinar la saturación de agua a través de la T.R.; para obtener valores precisos, se requiere una buena información de la porosidad. Las principales aplicaciones son:

Localización de zonas de hidrocarburos en pozos ademados.

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Control de proyectos de recuperación secundaria, ya que determina la saturación residual.

Correlación de profundidades de pozos ademados.

5. TOMA DE INFORMACIÓN

La toma de información al inicio y durante la vida productiva del yacimiento es muy importante para conocer la situación real del pozo y la posibilidad de mejorar sus condiciones de explotación, para lo cual se necesita información sobre las características del sistema roca fluido, el estado actual de agotamiento del yacimiento, la eficiencia de terminación del pozo, etc. y así mismo para dar recomendaciones válidas sobre la manera en que un pozo de aceite o gas debe producir, es necesario una compresión clara de los principios que rigen el movimiento de los flui- dos desde la formación hasta la superficie. Si se encuentra que el pozo no está produciendo de acuerdo con su capacidad, se deben investigar las causas, las cuales corresponden a diferentes tipos de problemas, ya sea del yacimiento, de los fluidos, del pozo o del equipo. Para poder determinar lo anterior es muy importante tomar información como son los registros de presión de fondo cerrado y fluyendo, realizar diferentes pruebas de variación de presión como son la de Incremento ó Decremento, de Interferencia, tomar los diferentes registros de producción, etc.

5.1 Registros de presión

Existen registros de presión en donde una buena medición de la presión es parte esencial de las pruebas de variación de presión en pozos. Para obtener mejores resultados, las presiones deben ser medidas cerca de los estratos productores y hay tres tipos básicos de medidores de presión de fondo y son: de cable de línea, registro con instalaciones permanentes y de registro recuperable en la superficie.

5.2 Curvas de variación de presión

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El objetivo de las pruebas de presión, que consisten básicamente en generar y medir variaciones de presión en los pozos, es obtener información del sistema roca-fluido y de los mismos pozos, a partir del análisis de las citadas variación de presión. La información que se puede obtener incluye daño, permeabilidad, porosidad, presión media, discontinuidades, etc., la cual es esencial para la explotación eficiente de los yacimientos. Las diferentes tipos de pruebas de presión son las siguientes: de Incremento, de Decremento, Prueba de inyectividad, de interferencia y de decremento en pozos inyectores.

Las diferentes pruebas de presión se basan en conceptos básicos y suposiciones para el análisis de las mismas pruebas como son: el daño a la formación y el almacenamiento del pozo, el principio de superposición en donde se realiza un desarrollo matemático intenso para llegar a las fórmulas matemáticas que se utilizan para el análisis.

El análisis se realiza por curvas tipo que fueron desarrolladas y es un análisis realmente sencillo para proporcionar resultados aproximados.

5.3 Registros de presión de fondo cerrado y fluyendo Registros de producción

Los registros de producción son los registros que se pueden tomar después que se han cementado las tuberías de revestimiento, colocado el aparejo de producción y disparado el intervalo productor, es decir, después de la terminación inicial del pozo, estos registros han permitido conocer con más detalle el comportamiento no solo de los pozos, sino también de las formaciones. Por ejemplo algunos de los beneficios que se pueden obtener: evaluación de la eficiencia de la terminación, información detallada sobre las zonas que producen o aceptan fluidos, detección de zonas ladronas, canalización de cemento, perforaciones taponadas, fugas mecánicas, etc. Entre los registros de producción se tienen los siguientes: de temperatura, de gastos, de presiones, de diámetro interior de tuberías, etc.

Paralelamente con el perfeccionamiento de las herramientas para correr los registros de producción se han ido desarrollando técnicas depuradas de interpretación, permitiendo que las intervenciones en los pozos sean más efectivas. Existen cuatro condiciones básicas en relación con el pozo, las cuales se determinan con la ayuda de los registros de producción, estas condiciones son:

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• Estado mecánico del pozo.

• Calidad de la cementación.

• Comportamiento del pozo.

• Evaluación de las formaciones.

Las herramientas de los registros de producción con una línea eléctrica y registran las señales en la superficie; han sido diseñadas para correrse con cable y grabar gráficas o cintas magnéticas con información sobre las condiciones del pozo, las cuales proporcionan los datos necesarios para evaluar la eficiencia de la terminación del mismo.

5.4 Registro de Molinete

Es un registro medidor continuo de gastos tipo hélice (molinete), que se utiliza para medir las velocidades de los fluidos en el interior de las tuberías de producción y revestimiento, la herramienta es colocada en el centro de la columna de fluido por medio de centrados de resorte y corrida a una velocidad constante en contra de la dirección del flujo, la velocidad de la hélice, que es una función lineal de la velocidad del fluido respecto a la herramienta, se registra continuamente contra la profundidad.

Este tipo de medidor es más efectivo para mediciones de flujo en una sola fase con gastos de producción altos y si el diámetro del agujero y la viscosidad de los fluidos permanecen constantes, el registro puede presentarse en una escala en por ciento del flujo total. Existen tres factores principales que afectan la velocidad de la hélice: velocidad y viscosidad de los fluidos y diámetro del agujero.

5.5 Registros de Evaluación de Cementación

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Los registros de evaluación de la cementación primaria de la tubería de revestimiento de superficial, intermedia y de explotación, se veía inicialmente únicamente la cima de cemento en la parte exterior, ya que dicho registro indicaba en donde estaba el cambio de temperatura de caliente a frío y en ese momento se detectaba o se veía la cima de cemento. Actualmente la evaluación de la cementación se realiza con el registro Sónico de cementación CBL, la herramienta consta de dos secciones: Acústica y electrónica, la sección acústica contiene un transmisor y un receptor. La onda sonora emitida por el transmisor viaja a través de la TR y es detectada por el receptor, la sección electrónica mide la amplitud de la porción deseada de la señal del receptor y la transmite a la superficie para ser registrada. La amplitud de la onda es función del espesor de la tubería y de la resistencia, de la adherencia y espesor del cemento. En tubería no cementadas, la amplitud es máxima; en tuberías cementadas (completamente circundada por una capa de cemento, menor de ¾" de espesor) la amplitud es mínima.

El concepto de índice de adherencia proporciona una evaluación cualitativa de la cementación, usando únicamente el registro CBL, excluyendo otros facto- res, el índice de adherencia es proporcional a la circunferencia de la T.R. en contacto con el cemento bueno, la experiencia indica que índices de cementación mayores de 8 sobre una sección de 5 pies de T.R. de 5 ½" de diámetro generalmente no hay comunicación a lo largo de la sección particular de T.R. y un índice de adherencia mucho menor de 8 indica la probabilidad de canalización de lodo o cemento contaminado con cemento.

La centralización es extremadamente importante en la amplitud sónica registrada, si se obtiene una repetibilidad adecuada, entonces puede suponerse que se tiene buena centralización y un movimiento rápido en la señal del tiempo de transito es debido a la mala centralización. El registro CBL-VDL indica la Adherencia entre la tubería de revestimiento y el cemento y la adherencia entre el cemento y la formación.

6. CEMENTACION DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO DE EXPLOTACION

La cementación es la operación efectuada en un pozo petrolero donde se mezcla y desplaza una lechada de cemento entre la tubería de revestimiento y la formación expuesta del agujero o revestidores anteriores con el fin de cumplir con los siguientes objetivos:

Crear un aislamiento de zonas productoras, formaciones de alta o baja presión y acuíferos.

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Proveer soporte al revestidor dentro del pozo. Proteger al revestidor del proceso de corrosión. Proteger el hoyo de un posible colapso. Formar un sello hidráulico entre la T.R. y la formación.

6.1 TUBERÍA CONDUCTORA

Es la primera tubería de revestimiento que puedes ser hincada o cementada; sirve para sentar el primer cabezal en el cual se instalan las conexiones superficiales de control y las conexiones de circulación del lodo de perforación. Es la de mayor diámetro que se utiliza en el pozo, pues a través de ella pasan todas las tuberías de revestimientos que se utilizan

Evitar que las formaciones someras no consolidadas se derrumben dentro del hoyo.

Proporcionar una línea de flujo elevada para que el fluido de perforación circule hasta los equipos de control de sólidos y a los tanques de superficie.

Proteger formaciones de agua dulce superficiales de la contaminación por el fluido de perforación.

6.2TUBERÍA SUPERFICIAL

Es la tubería que sirve para aislar los acuíferos sub - superficiales o someros, así como manifestaciones de gas someros.Como ejemplo se tiene que para las diferentes zonas de trabajo, actualmente se emplean tuberías superficiales de 20’’ para pozos exploratorios o pozos de desarrollo que son perforados a profundidades mayores de 4500m. Estas tuberías se introducen a profundidades que varían entre 500 y 1000m. Los diámetros se seleccionan de acuerdo a la profundidad total del pozo.

6.3TUBERÍA INTERMEDIA

Es la tubería que aísla zonas inestables del agujero, zonas con pérdida de circulación de baja presión y zonas de producción. Se utiliza en la zona de transición de presión normal a presión anormal.

6.4TUBERÍA DE EXPLOTACIÓN

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Es la tubería que aísla zonas de producción y debe soportar la máxima presión de fondo de la formación productora, tener resistencia a la corrosión así como resistir las presiones que se manejarán en caso de que el pozo se fracture para aumentar su productividad, el bombeo mecánico (gas lift), la inyección de inhibidores de aceite.

6.5 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CORTA (LINERS)

Es una sarta de tubería que se extiende a la cabeza del pozo. En cambio, se sostiene por otra sarta. La tubería corta se usa para reducir costos y mejorar la hidráulica durante perforaciones profundas. La tubería corta puede ser usada tanto en la sarta intermedia como en la de explotación. La tubería corta es cementada típicamente a lo largo de toda su longitud; la longitud de esta tubería permite cubrir el agujero descubierto.

6.6 ACCESORIOS PARA TUBERIA DE REVESTIMIENTO

Antes de introducir la tubería de revestimiento dentro del agujero es necesario equiparlo con los accesorios convenientes para obtener mejores resultado, los principales accesorios son:

Zapata de cementación

Es una herramienta que se coloca en la parte inferior del primer tubo, para permitir una libre introducción de la tubería al hoyo, esta hace que el contacto con la pared del hoyo sea lo mas suave posible y permita la bajada del revestidor.

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Tapones de cemento

Se utiliza para realizar una buena limpieza para el desplazamiento de la lechada de cementopara evitar contaminación.

Centralizadores

Se coloca en la tubería de revestimiento para mentenerla centralizada en el hoyo y permitir que el espesor del cemento sea uniforme alrededor de toda la tubería.

Raspadores

Son herramientas que se instalan en la parte exterior de la tubería y sirven para raspar la pared del pozo sacando la costra de lodo y de este modo se obtiene mejor adeherencia.

6.7 TIPOS DE CEMENTOS

Es un material con ciertas propiedades de adherencias, que es una mezcla quemada de caliza y arcilla.

Existen diferentes tipos de cementos, la API los clasifica de la siguiente manera:

Clase A: Esta diseñado para emplearse a 1830 m de profundidad como máximo, con temperaturas de 77 c, donde no se requieren propiedades especiales.

Clase B: Diseñado para emplearse hasta los 1830 m de profundidad con temperatura hasta 77 c, y en donde se requiere moderada resistencia a los sulfatos.

Clase C: Diseñado para emplearse hasta los 1830 m de profundidad, donde se requiere alta resistencia a la comprensión, se fabrica con moderada y alta resistencia a los sulfatos.

Clase D: Este cemento se emplea de 1830 hasta 3050 m de profundidad con temperaturas de 110c y alta presión, se fabrica con moderada y alta resistencia a los sulfatos.

Clase E: Este cemento se usa en 1830m hasta 4270m de profundidad con temperatura de 143c y alta presión, se fabrica con moderada y alta resistencia a los sulfatos.

Clase G y H: Comúnmente conocido como cemento petrolero, son básicos para emplearse desde la superficie hasta 2240m , pueden modificarse con

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aceleradores y retardadores para usarlos en un amplio rango de condiciones de presión y temperatura.

6.8 Aditivos de cementos:

Se utilizan para variar la densidad de la mezcla, la resistencia de la compresión, el tiempo del fraguado, controlar la filtración y reducir la viscosidad.

Aceleradores: Se utiliza para acelerar el tiempo del fraguado. Retardadores: Aditivos químicos que incrementa el tiempo de fraguado y

brinda la posibilidad de trabajar el cemento en un amplio rango de temperatura y presión.

Densificantes: Material que incrementa la densidad de los sistemas de cemento.

Dispersantes: Producto quimico que reduce la viscosidad de la lechada de cemento.

Controladores de filtrado: Se utiliza para disminuir la deshidratación o la perdida de agua en la lechada de cemento, en zonas porosas.

6.9 OPERACIONES

a) OPERACIONES PREVIAS A LA CEMENTACION:

Análisis de agua disponible: Es de gran importancia conocer con tiempo las características químicas del agua ya que para su utilización se verá afectado el proceso ya que en las pruebas del cemento con la misma. En el cual consideraríamos los medio necesario por los cuales se transportara cuidando que su propiedades no sean afectadas por los medios alternos o cambios en el ambiente perturbando la salinidad y se encuentra en una cantidad menor a 1000 ppm de cloruros.

Prueba de cemento de cada lote recibido: En este factor de control de calidad que se ve referido al cemento que es de gran importancia ya que es el material principal para todo el proceso e invariablemente deberán efectuarse pruebas de los lotes recibidos para especificar la calidad con la que viene el cemento teniendo en cuenta las especificaciones y variaciones en el mismo, básicamente se tomara en cuenta la cedula No. 5 que se encuentra sin aditivos, así como los cálculos de la densidades máximas permisibles para así evitar las pérdidas de circulación por fractura miento de las formaciones ya que las cuales se podrían ver afectados por las

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variables del mismo suelo ya sea la humedad del mismo suelo y de acuerdo a la temperatura de fondo del pozo para el diseño de la lechada de cemento la cual nos mostraría las cualidades específicas y requeridas en el proceso.

Programa de accesorios: El programa no es mas que una buena utilización de accesorios lo cual estará sujeto básicamente a los objetivos que se principalmente, fijar normas y condiciones en los que se optimicen los resultados teniendo en cuenta la calidad del transcurso de toda la obra evitando al máximo un incremento en los costos, así mismo se deben verificar los accesorios en su diámetro para mantenerse estables con las medidas a utilizar, estado ya que no sabríamos como llegarían por el medio de transporte, tipo de rosca, diámetros interiores, grados y librajes así como el funcionamiento de las partes de los accesorios antes de las operación para cualquier anomalía que se detecte se corrija a tiempo y no a la hora de iniciar la introducción de la tubería teniendo así un problema mayor ya que tendríamos una perdida en el tiempo por falta de verificación de los materiales generando un costo mayor.

Diseño de la lechada de cemento y los baches lavadores y espaciadores: El diseño de la lechada de cemento es uno de los aspectos más importantes ya que en la misma se debe considerar aditivos para la presencia de gas, retardadores y/o aceleradores y en caso de ser necesario.

b) OPERACIONES DURANTE LA CEMENTACION: Colocación de accesorios y revisión de tramos: Es muy importante verificar

la correcta colocación de los accesorios de acuerdo a la programación, revisar la la numeración de los tramos, los tiempos suficiente de de circulación dependerá de la profundidad, pozo, espacio anular entre tubería y agujero abierto.

Introduccion de la tubería de revestimiento: Uno de los problemas que puede afectar la operación de cementación seria ocasionar perdida de circulación que se origina durante la introducción incorrecta de la tubería, como ser por la velocidad de bajado de la TR, esta no debe pasar la velocidad de introducción de 20 – 30 segundos por tramo de 12m.

Llenado de tubería y circulación: El llenado de la tubería y la circulación del lodo de perforación es de gran importancia, ya que la mayoría de los lodos de perforación forman geles con sólidos en suspensión cuando

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permanecen en reposo, el movimiento de la tubería y la circulación rompen los geles reduciendo la viscosidad del lodo.

c) OPERACIONES POSTERIORES A LA CEMENTACION:

Luego a la operación de cementación, se probara con presión, luego se baja para reconocer la cima del cemento a que profundidad se encuentra, se prueba la tubería, se escaria o limpia la tubería y se evalúa la cementación tomando un registro sónico de cementación CBL-VDL.

7. DISEÑO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN.

Los aparejos de producción es el medio por el cual se transporta los fluidos del yacimiento a la superficie y pueden clasificarse dependiendo de los condiciones del yacimiento como: fluyente, bombeo neumático, bombeo mecánico, bombeo electro-centrifugo y bombeo hidráulico. Debe soportar íntegramente las presiones y los esfuerzos a que es sometido durante las operaciones de terminación y mantenimiento, tales como inducciones, pruebas de admisión, estimulaciones, fracturamientos, etc., así como durante la vida productiva del pozo.

Seleccionar, diseñar e instalar un aparejo de producción es una parte crítica en cualquier programa de operación durante la intervención de un pozo ya sea en una terminación y/o reparación.

7.1 DETERMINACIÓN DEL DIÁMETRO DEL APAREJO DE PRODUCCIÓN.

El diámetro del aparejo de producción debe ser tal que permita transportar los gastos de producción esperados, pues, si es pequeño, restringirá la producción, por el contrario, si es demasiado grande, el flujo puede ser intermitente o inestable, además se incrementará el costo del pozo total, pues la geometría de las tuberías de revestimiento dependen directamente del tamaño del aparejo de producción.

Presión del yacimiento.

Es la presión con la cual aporta la formación productora los hidrocarburos a través del sistema de producción, y es necesario conocer para identificar el tipo de aparejo de producción a utilizar.

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Este parámetro puede obtenerse de las curvas de análisis de variación de presión:· Índice de Producción.· Diámetro de la tubería de producción.· Presión de trabajo.

Presión de fondo fluyendo: se define como la presión que se encuentra en el fondo del pozo cuando se encuentra produciendo (Pwf).

Presión de fondo estática: se define como la presión que se encuentra en el fondo del pozo cuando se encuentra sin producción (Pws).

Presión de saturación: es la presión a la cual se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida a la región de dos fases (Pb).}

Índice de productividad.

Ley de Darcy.

Henry Darcy, investigando el fenómeno de flujo de agua a través de filtros de arena, estableció la relación existente entre el gasto y la presión por medio de la ley de Darcy. Dicha ley establece, que la creación de una diferencial de presión DP, a lo largo de un empaque de arena de longitud L, resulta en un gasto constante.Con la expresión anterior, Darcy modela el fenómeno de flujo a nivel microscópico en el yacimiento, en términos de cantidades microscópicas determinadas en laboratorio, sentado así las bases para los cálculos de la ingeniería de yacimientos.

Más tarde otros investigadores repitieron el experimento de Darcy con algunas modificaciones, tales como las de hacer fluir a través del empaque, diferentes líquidos y variar la posición del aparato. Con esto último, se pudo cuantificar el efecto que tiene sobre la relación gasto-presión, el ángulo de inclinación, la viscosidad y densidad del fluido

Geometría de flujo

La aplicación de la ley de Darcy al flujo en el yacimiento requiere de la definición de las fronteras interna y externa del yacimiento. La definición de la frontera interna define la geometría de flujo en las cercanías del pozo, siendo la más importante en el establecimiento del comportamiento de los pozos, debido a que un mayor porcentaje de las caídas de presión ocurren en ese lugar.

En la Figura se muestran las geometrías de flujo que pueden esperarse en la producción de hidrocarburos. En los pozos productores de aceite y gas, el flujo radial cilíndrico es probablemente el más representativo. Otras geometrías de

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flujo, también comunes, son las que se presentan en pozos parcialmente penetrantes (flujo esférico) y en pozos fracturados (flujo lineal y bilineal).

Flujo lineal

Para flujo lineal, considerando un área de flujo constante, la ecuación 3.5 será integrada para obtener la caída de presión ocurrida a lo largo de la longitud L

Si se considera que k, m y q son independientes de la presión, o que puedan ser evaluadas a la presión promedio en el sistema.

Flujo radial

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En la práctica, se consideran dos condiciones de frontera externa:

· Frontera externa a presión constante: representa la frontera a lo largo de la cual la presión del yacimiento se mantiene en su valor inicial. Esta condición, generalmente es causada por la afluencia de agua proveniente de un acuífero asociado.

· Frontera externa cerrada: representa la frontera a lo largo de la cual no penetran fluidos al área de drene. Las fronteras sin flujo, típicamente resultan de barreras geológicas tales como fallas y cambios de facies.

Para el caso de flujo estacionario, considerando condiciones ideales de flujo, esto es, un pozo sin revestimiento que penetra completamente un yacimiento homogéneo e isótropo de espesor constante y que produce un líquido ligeramente compresible en flujo radial y bajo condiciones laminares.

Flujo Pseudo-estacionario

Cuando se alcanza la estabilización, en el caso de frontera a presión constante, al flujo se le conoce como flujo en estado estacionario. Los pozos que producen bajo condiciones de flujo estacionario no experimentan agotamiento de presión, ya que la presión del yacimiento permanece constante.Por otro lado, al flujo estabilizado, bajo la condición de frontera cerrada, se le conoce como flujo en estado pseudoestacionario. Al contrario del flujo estacionario, el flujo pseudoestacionario resulta en un agotamiento de la presión de pozos productores, como consecuencia de la declinación de la presión del yacimiento.

Comportamiento en Pozos de Aceite - Bajosaturado

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Los pozos de aceite bajosaturado, se caracterizan porque su producción se efectúa a presiones de fondo a mayores que la presión de saturación del aceite, por lo que el flujo del yacimiento al pozo se efectúa en fase líquida. Idealmente se puede suponer que el aceite es ligeramente compresible.La relación de afluencia que describe el flujo del líquido incomprensible o ligeramente compresible, es la del comportamiento lineal.

Comportamiento en Pozos de Aceite Saturado

Una vez que la presión de fondo fluyendo alcanza la presión de saturación del aceite, es decirPwf = Pb, el gas disuelto empieza a liberarse y acumularse cerca del pozo. A medida que se continúa la explotación, la saturación de gas libre en el yacimiento se incrementa, hasta que alcanza la saturación crítica, por lo que ahora la corriente de fluido es heterogénea, debido que el gas empieza a fluir junto con el aceite. Ahora el flujo que se tiene es el de un fluido altamente compresible, por lo que la ecuación de Darcy no es mayormente aplicable dado que esta solo contempla el flujo del líquido incompresible.

Para saber si un pozo produce en forma apropiada, es necesario conocer su potencial. El potencial es el gasto máximo que aportaría un pozo si se le impusiera el mejor conjunto de condiciones posibles. El potencial debe de compararse con lo que el pozo es capaz de producir en las condiciones en las que se encuentra. El conocimiento del yacimiento, las propiedades de los fluidos, estado actual de depresionamiento, saturaciones de fluidos, permeabilidades relativas, daño al pozo y las características de la T.P. y la L.D., permiten determinar lo que un pozo en particular puede producir.

Curva IP

La relación del gasto de producción de un pozo y el abatimiento de la presión (Pws - Pwf) en este gasto particular se denomina índice de productividad IP y se simboliza con la letra J; desde un punto de vista práctico, el índice de productividad es la medición más directa de la capacidad productiva de una formación productora; si la producción q esta en bl/día de líquido a condiciones de almacenamiento y el abatimiento esta expresado en lb/pg2

A menos que se indique otra cosa, el IP se basa en la producción neta de líquidos (producción de aceite más producción de agua).Es práctica común evaluar el índice de productividad (J) durante las primeras etapas productivas de un pozo y continuar usando este valor en etapas posteriores de explotación del mismo. Esto puede efectuarse con cierta precisión en pozos cuyo yacimiento éste sometido a empuje hidráulico, siempre y cuando la presión de fondo fluyendo sea mayor a la de burbujeo.

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Sin embargo se puede incurrir en un error en pozos cuyo yacimiento esté sujeto a empuje por gas disuelto, y que se encuentre por debajo de la presión de burbujeo. Para un yacimiento con empuje hidráulico muy activo, en el cual la presión permanece por encima de la presión de burbujeo, el índice de productividad (J) será constante. Para un yacimiento con empuje por gas

Curvas de IPR

Por lo tanto, en la ecuación de Índice de Productividad se describen las variables que controlan y afectan el comportamiento de un pozo y mediante su manipulación a través del diseño optimizado, puede realizarse diversos escenarios de producción del pozo.

En esencia la ecuación Vogel representa un modelo homogéneo donde las características estructurales del medio poroso no se reflejan. Los cambios en los índices de productividad son atribuidos a los cambios en saturación, permeabilidades relativas y depresionamiento.

Para utilizar la correlación de Vogel se requiere una prueba de producción y ésta consiste en obtener un gasto de aceite a una presión de fondo fluyendo para la presión de fondo estática.Al comportamiento de flujo utilizando la correlación de Vogel se le conoce como curva de IPR.

Eficiencia de flujo

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La eficiencia de flujo depende de la variación de las condiciones naturales de la formación; cualquier cambio en ellas alterará la distribución de presiones y consecuentemente el gasto.Cuando no varían las condiciones naturales de la formación, está puede explotarse en agujero descubierto y con todo el intervalo expuesto al flujo con una EF = 1.0; en general esto no es común.

7.2 DISEÑO DEL APAREJO DE PRODUCCIÓN

Desarrollar una forma práctica para diseñar aparejos de producción a usarse en la terminación o el mantenimiento de pozos, que considere de las cargas generadas por presión interna, colapso, tensión y la combinación de estos esfuerzos, que indique como cuantificar los esfuerzos que originan movimiento en el aparejo de producción (Pistón, Ballooning, Buckling yTemperatura), con la finalidad de seleccionar la tubería de menor costo que soporte tanto las cargas a que será sometida como la presencia de fluidos corrosivos.

Las secciones de tubería que se localiza a mayor profundidad se exponen a mayores presiones externas y menores cargas axiales, contrariamente los tramos superficiales soportan mayores cargas axiales y menores presiones de colapso. En la actualidad existen varios procedimientos empleados para el diseño de tubería, entre los cuales están:

· Método analítico.· Método grafico.· Carga máxima.

Del procedimiento analítico existen dos variantes, una que emplea la ecuación de la elipse de esfuerzos biaxiales y la otra que utiliza una ecuación de corrección a la resistencia al colapso; en realidad aplican el mismo concepto, pero de manera diferente.

El método gráfico es también empleado, sin embargo, se pueden cometer errores al efectuar el diseño por lo que su uso ha disminuido, su principal ventaja era el hecho en que de una manera rápida se obtenían los diseños.

El procedimiento que aplica el concepto de carga máxima, que actualmente es uno de los más usados; el diseño de sartas de tuberías requiere de ciertas suposiciones básicas de acuerdo a las condiciones esperadas, para producir el diseño más económico

a) Diseño por criterio de cargas máximas

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El procedimiento de diseño de sartas de tuberías de revestimiento empleando el concepto de “carga máxima “, toma en cuenta: condiciones de brote, pérdidas de circulación, efecto de esfuerzo biaxial y factores de diseño. Por supuesto que una tubería de explotación está expuesta a soportar cargas diferentes a las que se exponen las tuberías superficiales e intermedias, por lo que el diseño de cada una de éstas difiere en las cargas a las que están expuestas.

1. Diseño por presión interna.a) Línea de carga máxima por presión interna.b) Línea de carga de presión interna resultante.c) Línea de diseño por presión interna.

2. Diseño por presión de colapso.a) Línea de carga máxima por presión de colapso.b) Línea de carga resultante.c) Línea de diseño a la presión de colapso.

3. Diseño por tensión.a) Línea de carga por tensión.b) Línea de diseño por tensión.

b) Diseño por Presión Interna

a) Línea de carga máxima por presión interna.Para evaluar la carga de presión interna, primero se deben definir los valores límite de presión interna en el fondo y en superficie, que se presentaran en el pozo. El límite de presión interna en superficie es definido generalmente igual al rango de presión de trabajo de las conexiones superficiales de control.

c) Diseño por presión de colapso

La carga por colapso para la tubería de revestimiento intermedia es ejercida por el fluido en el espacio anular, y se considera a la densidad del lodo máxima a utilizar en la perforación del intervalo, que es generalmente cuando se procede a bajar la sarta de la tubería de revestimiento.

d) Línea de carga resultante.

La máxima carga de colapso ocurrirá cuando se presente una pérdida de circulación, y el nivel del lodo en el interior de la tubería de revestimiento disminuya, quedando vacía.

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Por otro lado, es poco probable que la presión hidrostática ejercida en la zapata de la tubería de revestimiento intermedia por la reducción en la columna, sea menor que la ejercida por una columna llena de agua salada. Por lo tanto, al restar a la línea de carga máxima de colapso este respaldo, se obtiene una línea de carga de colapso resultante

e) Línea de diseño a la presión de colapso.

Finalmente se compara la resistencia a la presión de colapso de cada sección de tubería, seleccionada previamente en el diseño por presión interna, con la línea de diseño al colapso verificando que estas resistencias no intercepten la línea de diseño por presión de colapso, es decir que las resistencias de las tuberías seleccionadas sean mayores que los valores proyectados por la línea de diseño. En caso de que no se cumpla esta condición de carga por presión de colapso, se deberán seleccionar tuberías de mayor capacidad, las cuales implícitamente cumplirán además con la condición de carga por presión interna.

f) Diseño por tensión

Conociendo los pesos, grados y longitudes de las secciones que se obtuvieron en los diseños por presión interna y por colapso, se puede determinar la carga por tensión. Para este fin debemos hacer un balance de fuerzas que incluya la de flotación, que se interpreta como la reducción del peso de la sarta de tubería de revestimiento cuando se corre en algún líquido, a diferencia de cuando se corre en el aire. La flotación también se puede expresar como la resultante de fuerzas que actúa sobre todas las áreas expuestas de la sarta, es decir sobre los extremos y hombros de cada sección de tubería.

La Figura III.26 muestra las fuerzas actuando en cada área expuesta de una sarta de tubería de revestimiento, conformada por tres secciones. En este caso, sí la fuerza es compresiva se considera negativa, y sí es de tensión se toma como positiva. Por otro lado, las fuerzas actuando sobre las áreas de los hombros de los coples son despreciables para propósitos prácticos en el diseño de tuberías de revestimiento.

g) Línea de diseño por tensión

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A continuación se procede a obtener la línea de diseño por tensión, para lo cual se emplea un factor de diseño. Para este caso existen dos opciones, uno como factor de seguridad de 1.6 o una carga adicional de 25,000 kg como valor de sobre-jalón en caso de que se requiera tensionar la tubería por un atrapamiento.

En cualquier caso se debe utilizar el que resulte mayor. La representación gráfica de ésta combinación de factores de diseño se muestra en la Figura III.28 indicada como línea de diseño por tensión.

Efectos Biaxiales

Al concluir el diseño por presión interna, presión de colapso y tensión, han quedado definidos los pesos, grados y longitudes de cada sección; sólo resta determinar las modificaciones en la resistencia por presión interna y por colapso causada por la carga biaxial.

Consideraciones adicionales

El diseño de la T.R. intermedia sigue todos los procedimientos descritos anteriormente. A continuación se enuncian las consideraciones adicionales para las tuberías de revestimiento superficial y de explotación.

h) Diseño por Presión interna

Para determinar la línea de diseño a la presión interna se deben considerar lo siguientes puntos:

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· Para el control de un brote se procede con circulación normal, y al gas metano como fluido invasor.

· En el punto crítico del brote, toda la tubería se considera llena de gas.

· El respaldo será la presión de formación normal del área.· El efecto del cemento se considera despreciable

En la Figura III.31 se ilustran las líneas de carga máxima, la resultante y la línea de diseño a la presión interna para la T.R. superficial.

Tubería de Revestimiento Intermedia tipo Liner

En caso de incluir en el programa del pozo una T.R. Intermedia, tipo liner, el diseño se modificará solamente en el análisis a la presión interna. Como la presión de inyección y el peso del lodo serán mayores en la siguiente etapa, después del liner, estos valores deberán utilizarse para el diseño de la tubería de revestimiento intermedia, así como para el diseño del propioliner; es decir, la línea de diseño a la presión interna se empleará para diseñar la tubería de revestimiento intermedia y el liner para presión interna.

Tubería de revestimiento de explotación

La presión interna a la que estarán sujetas las tuberías de revestimiento de explotación será la máxima que se espera tener en la perforación, terminación y producción del pozo. Esta presión puede originarse por un descontrol o control del pozo o por tratamiento que se realicen al mismo.

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Arreglos de Pozos Tipo

Cualquier reducción en el costo de tuberías de revestimiento puede generar ahorros sustanciales en el costo total de los pozos. Por tanto se establece que para uno o varios campos en desarrollo, donde las condiciones geológicas (litología, geología estructural), lo permitan, es recomendable tipificar los arreglos de tuberías para disminuir el número de combinaciones diámetro-grado-conexión, que faciliten la logística y reduzcan el costo de manejo y custodia (sí es el caso) de la tubería de revestimiento.

Para esto se recomienda:

· Identificar los arreglos históricos de tuberías, empleados en los campos o áreas a tipificar.

· Revisar las condiciones geológicas y de presiones de formación de los campos o áreas a estudiar.

· Establecer condiciones de trabajos similares, dentro de los campos o áreas, en donde sea factible emplear tuberías de características semejantes.

· Proponer arreglos tipo para los campos o áreas, y evaluar su costo-beneficio para definir la factibilidad de su implementación.

Pérdida de retornos con agua

Este caso de carga de perforación modela una condición de pérdida total o parcial del control de un pozo submarino donde, después de un evento de brote y una subsiguiente pérdida de circulación en la zapata arriba del TD del agujero descubierto, el agua de mar (normalmente) es desplazado hacia abajo del anular de la T.R.-sarta de perforación en un intento de evitar un deterioro adicional del control hidrostático del pozo, a una condición de fractura la zapata y el gas a superficie, al mantener el nivel del fluido lo más alto posible en el anular. Sólo aplica al diseño de estallido.

El perfil de presión interna se determina a partir de la presión de fractura en la zapata arriba del TD del agujero descubierto, y en una combinación de densidades de agua y lodo basados en un nivel de lodo en el anular con agua de mar en la cima.

Cementación

El perfil de presión externa para este caso de carga de perforación es auto descrito, modelando la presión diferencial debido a las altas densidades de las lechadas de avance y de amarre en el exterior de la T.R., desde el TOC hasta la zapata inmediatamente después que el cemento es desplazado. No está afectado

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por selecciones de perfil de presión externa. Este caso de carga sólo aplica al diseño de colapso.

Si se utiliza un fluido de desplazamiento con una densidad menor al valor de la sarta actual para lado en la zapata (por ejemplo, agua de mar), el agregar cargas de colapso por arriba y por debajo del TOC.

Pérdida de retorno con caída de lodo

En este caso de carga de perforación modela la evacuación de la T.R. debido a pérdida de circulación. Solo aplica al diseño de colapso.

El perfil de presión interna corresponde a una caída de lodo que puede ocurrir debido a la perforación debajo de la zapata.

Esta caída de lodo se calcula asumiendo que la columna hidrostática de lodo en el hoyo se equilibra con una presión de poro especificada a una profundidad especificada.

Prueba de presión

Este caso de carga de perforación genera un perfil de presión interna basado en la densidad del lodo, presión aplicada en el cabezal y una opción para especificar una profundidad de tapón diferente a la profundidad de la zapata para la sarta actual. Si se especifica una profundidad alterna del tapón, la presión aplicada sólo se observa arriba de esa profundidad. Este caso de carga sólo aplica al diseño de estallido.

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Cargas de producción

Fuga en tubería

En este caso de carga de producción sólo aplica al diseño de estallido y modela una presión superficial aplicada a la cima del anular de producción como consecuencia de fuga en la tubería cerca del cabezal. El perfil de presión interna se basa en los datos de gravedad (del gas) del fluido producido (en yacimiento), o en gradiente (de gas/aceite) y presión en yacimiento (esto es, presión de poro en la profundidad de disparos).

Arriba del empacador de producción, el perfil de presión interna se basa en una presión superficial igual a la presión de yacimiento menos la presión hidrostática del fluido producido (desde el cabezal hasta la profundidad de disparos) aplicada a

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la densidad del fluido del empacador. Desde el empacador de producción hasta la profundidad de disparos, el perfil de presión interna corresponde a éste que se desarrollaría para un desplazamiento total de esta sección hasta el fluido producido (esto es, presión del yacimiento menos la presión hidrostática del fluido producido desde el empacador hasta la profundidad de disparos). Desde la profundidad de disparos hasta el TD del pozo, el perfil de presión interna se basa en presión de yacimiento aplicada a la densidad del fluido del empacador seleccionado.

Cargas de colapso

Cargas de perforación

Evacuación total o parcial a aire

En este caso de carga debe ser considerado si perfora con aire o espuma. También se puede considerar para T.R. conductor o superficial donde se encuentra gas somero. Este caso de carga representaría todo el lodo que se desplaza hacia fuera del agujero del pozo (a través del desviador) antes de que la formación se puntee.

Evacuación total hacia presión atmosférica

Este caso de carga de producción modela evacuación total de la T.R. debido a una pérdida completa del fluido del empacador o de reparación dentro de la formación, un gran abatimiento de una baja permeabilidad o una zona de producción de baja presión o por operaciones de bombeo neumático de gas. Sólo aplica al diseño de colapso.

El perfil de presión interna corresponde a la columna de aire cuyo perfil de densidad se calcula con un factor de compresibilidad dependiente de temperatura y de presión. A pesar de la similitud de este caso de carga con el caso de carga de colapso de perforación de evacuación total/parcial, se incluye para representar los efectos de temperatura de producción de peor caso.

Arriba/abajo del empacador

Este caso de carga de producción representa una combinación de los perfiles de presión interna arriba y debajo del empacador que pueden ocurrir durante diferentes operaciones. Sólo aplica al diseño se colapsó.

Arriba del empacador durante la operación, de asume que la T.R. nunca verá presiones totalmente evacuadas que puedan ocurrir debajo del empacador ya que el anular de producción nunca está en comunicación de presión con los disparos abiertos. Es este caso, el perfil de presión interna consiste en un gradiente

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hidrostático debido a densidad del fluido del empacador arriba del empacador y un perfil totalmente evacuado debajo.

7.3 DISPAROS DE PRODUCCIÓN

Una de las operaciones más importantes durante la terminación de un pozo es la de disparos de producción, pues la producción de hidrocarburos depende en gran parte de su diseño y ejecución. Seleccionar el sistema de disparos más adecuado en una terminación, la cuál considera los parámetros más importantes que determinan una mejor comunicación entre el yacimiento y el pozo.

La culminación de los trabajos en un pozo para obtener producción de hidrocarburos es la operación de disparos, la cual consiste en perforar la tubería de revestimiento, cemento y formación para establecer comunicación entre el pozo y los fluidos del yacimiento.

La correcta selección del sistema de disparos es de importancia relevante ya que de esto dependerá la productividad del pozo y la disminución de intervenciones adicionales que implican altos costos.

En la actualidad, la tecnología en la construcción de cargas y sistemas de disparos ha evolucionado rápidamente, y es posible encontrar en el mercado un gran número de opciones y proveedores.

Fluidos de Terminación y su control

El fluido de terminación es aquel en el que se realiza la operación de disparar el pozo y se hace producir (estará en contacto con la formación). Este fluido debe cumplir con la función de no afectar (o hacerlo lo mínimo posible) la formación productora y mantener el control del pozo.

Es el puente entre el fluido de perforación y el fluido de estimulación.Cuando es requerido proteger especialmente la zona productora, se emplea un fluido que actúa como fluido de perforación y fluido de terminación. El concepto conocido como “drill-in” describe al fluido que es específicamente formulado para perforar la última etapa.

Ventajas de fluidos limpios

· No daña la formación productora.· El retorno a la permeabilidad es excelente.· Se mezclan a la densidad deseada.· Tienen tasas de corrosión bajas.· Son estables a las condiciones del pozo.· Compatibles con los aditivos químicos.· No están clasificados como dañinos a la salud o al medio ambiente.

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Uso de fluidos adecuados

La producción y la vida de los pozos petroleros pueden mejorarse mediante la aplicación de fluidos y técnicas de terminación apropiadas, de acuerdo a las características de las formaciones.

Los fluidos de terminación se diseñan para controlar la presión, facilitar las operaciones de molienda/limpieza y proteger la formación productora, mientras se hacen los trabajos correspondientes.

Actualmente, la industria considera los fluidos de terminación, más ventajosos a las salmueras libres de sólidos porque protegen la formación productora y proveen un amplio rango de densidades para controlar las presiones de formación sin usar substancias dañinas como la “barita”.

Los fluidos de terminación se usan por su capacidad para controlar la presión de la formación y reducir o eliminar ciertos tipos de daños a la formación. Los dos tipos básicos de sistemas de terminación son los sistemas de fluidos sin sólidos y los sistemas mejorados por sólidos.

7.4 TIPOS DE TERMINACIÓN

Se entiende por terminación de un pozo petrolero a las actividades encaminadas a explotar los yacimientos, a través de las tuberías de revestimiento de explotación, contando con la inducción, anclaje y empacamiento del aparejo de producción para dejarlo produciendo por el método más conveniente.

Básicamente una terminación consiste en establecer en forma controlada y segura la comunicación entre el yacimiento y la superficie, cuidando de proteger las tuberías de revestimiento que representan la vida del pozo, aprovechando así óptimamente la energía del yacimiento.

En la actualidad, cuando los pozos dejan de fluir, se aplican los sistemas artificiales de producción como bombeo mecánico, neumático, electro centrífugo u otros, consisten en adicionar energía a los fluidos en el pozo para hacerlos llegar a la superficie con lo cual también se tiene un incremento en la recuperación de los hidrocarburos contenidos en el yacimiento.

Los pozos productores de petróleo durante su vida productiva pueden clasificarse como fluyentes o de bombeo. Los pozos fluyentes son aquéllos en el que el aceite es expulsado del yacimiento y llega a la superficie por su propia energía natural, que puede ser por empuje hidráulico, de gas disuelto, o algún otro mecanismo.

Dentro de la industria petrolera, los sistemas artificiales de producción para pozos petroleros tienen una importancia indiscutible, ya que en México como en otros

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países productores de petróleo, se utilizan sistemas artificiales de producción para mantener su ritmo de producción.

Los sistemas artificiales de producción suministran energía a los fluidos en el pozo para hacerlos llegar a la superficie, así como producir la mayor cantidad de fluido por día, con un mínimo de gasto económico.

Terminación sencilla selectiva

El diseño de este aparejo estará sujeto a las condiciones de flujo de los intervalos productores, así como a programas futuros de intervención del pozo y de su estado mecánico. Este aparejo consta de un empacador permanente inferior, junta de seguridad y dos válvulas de circulación.

Los fluidos que aporta pueden combinarse selectivamente; explotando simultáneamente los dos intervalos o aislando uno de ellos.

Terminación con aparejo de bombeo neumático

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El bombeo neumático es un medio de levantamiento de fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie, el cual se hace por medio de inyección de gas a una presión relativamente alta a través del espacio anular. El gas pasa a la T.P. a través de válvulas conectadas en uno o más puntos de inyección. El bombeo neumático se lleva a cabo por uno de los métodos siguientes:

· Bombeo continuo.· Bombeo intermitente.

Aparejo fluyente doble selectivo

Este tipo de aparejo utiliza tres empacadores: dos permanentes, uno inferior y otro intermedio y uno superior recuperable de doble terminación. Como accesorios: una junta de seguridad y tres válvulas de circulación con dos tuberías de producción de igual o diferente diámetro

Por la sarta larga (S.L.) desalojan los fluidos de los intervalos inferior e intermedio y por la sarta corta (S.C.) descargarán los fluidos del intervalo superior. En

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cualquier tipo de aparejo fluyente seleccionado, los empacadores de producción son el elemento de sello cuya finalidad principal es la de aislar el ó los intervalos abiertos entre sí, además de evitar la comunicación entre las tuberías de producción y las de revestimiento.

8. INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y PRODUCTIVIDAD DEL POZO

Los componentes del sistema de producción de un pozo pueden ser agrupados

dentro del índice de productividad. El papel que juega el diseño de producción del

pozo está encaminado a maximizar su productividad de una manera efectiva en

relación a los costos. El entendimiento y medición de las variables que controlan el

índice de Productividad (Diagnóstico del Pozo) llega a ser imperativo. Como es

conocido el índice de Productividad de un Pozo está representado por la ecuación:

En esta ecuación se describen las variables que controlan y afectan el

comportamiento de un pozo y mediante su manipulación a través del diseño

optimizado, el ingeniero de diseño puede realizar diversos escenarios de

producción del pozo. La presión adimensional, pD depende del modelo físico que

controla el comportamiento de flujo en el pozo, esto incluye el comportamiento

transitorio o de actuación infinita, la etapa en estado permanente (donde PD = In

re/rw ) y otros.

Para un yacimiento específico con permeabilidad k, espesor h, y con un fluido con

factor de volumen de formación B y viscosidad M la única variable de la parte

derecha de la ecuación anterior que puede ser ajustada es el factor de daño s.

este puede ser reducido o eliminado a través de la estimulación matricial si es

causa de daño o de otra modo remediado si es causado por medios mecánicos.

Un efecto de daño negativo puede ser impuesto si un fracturamiento hidráulico

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exitoso es creado. Así la estimulación puede mejorar el índice de Productividad, lo

cual resulta en un incremento de la producción.

En yacimientos con problemas relacionados con la caída de presión (producción

de finos, agua o conificación de la capa de gas) el incrementar la productividad

puede permitir disminuir la caída de presión con atractivos gastos de producción.

El incremento en la caída de presión (P-PWF) disminuyendo pwf es la otra opción

disponible para que el ingeniero de diseño incremente la productividad del pozo.

Mientras el índice de Productividad permanezca constante, la reducción de la

presión de fondo fluyendo debe incrementar el gradiente de presión (P-PWF) y el

gasto de flujo, q, consecuentemente

Herramientas principales para la evaluación del comportamiento del pozo:

medición (algunas veces solo el entendimiento) de las relaciones de la

caída de presión contra el gasto para las trayectorias de flujo desde el

yacimiento hasta el separador,

Pruebas del pozo, en las cuales se evalúa el potencial del yacimiento para

el flujo y, a través de las mediciones del efecto del daño, proporcionando

información acerca de las restricciones de flujo en la vecindad del pozo; y

Registros de producción, por medio de los cuales se describe la distribución

del flujo en el agujero, tanto como el diagnóstico de otros problemas

relacionados con la terminación.

8.1 Fluidos utilizados durante la Terminación

En general el uso de fluidos limpios es el de mejorar los sistemas para optimizar la

terminación e incrementar la producción y prolongar la vida del pozo al evitar el

daño que se genera en la formación productora al utilizar fluidos con sólidos.

Existe una amplia variedad de fluidos libres de sólidos y de acuerdo a la

formulación, es la densidad que proporcionan en la siguiente tabla 1 se ilustra lo

anterior:

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8.2 Sistemas libres de sólidos

Tabla Densidad de fluidos libres de sólidos.

SISTEMA GRAVEDAD ESPECIFICA

Agua dulce filtrada 1.00

Cloruro de Potasio 1.16

Cloruro de Sodio 1.19

Cloruro de Calcio 1.39

Bromuro de Sodio 1.52

Bromuro de Calcio 1.70

Cloruro de Calcio/Bromuro de Calcio 1.81

Bromuro de Calcio/Bromuro de Zinc 2.42

Bromuro de Zinc 2.50

Sistemas libres de sólidos tienen diferentes aplicaciones durante la terminación y

reparación de pozos productores de gas o aceite cuando se usan como:

Fluidos de terminación

Fluidos reparación

Fluidos para controlar presiones anormales

Fluido de empaque.

Fluido de perforación únicamente para la zona productora.

Ventajas de fluidos limpios

No dañan la formación productora.

El retorno a la permeabilidad es excelente.

Se mezclan a la densidad deseada.

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Tienen tasas de corrosión bajas.

Son estables a las condiciones del pozo.

Compatibles con los aditivos químicos.

No están clasificados como dañinos a la salud o al medio ambiente.

8.3 Daño a la formación productora

Se define como "cualquier factor que afecte a la formación reduciendo o

impidiendo la producción de hidrocarburos en un pozo". Y los principales daños a

la formación son:

Hidratación de arcillas.

Invasión de sólidos.

Alteración de la mojabilidad de la formación.

Dislocamiento y migración de partículas finas.

Reacciones químicas por incompatibilidad de fluidos.

Invasión de fluidos.

8.4 SALMUERAS

Los fluidos de terminación son diseñados para controlar la presión facilitar las

operaciones de molienda/limpieza y proteger a la formación productora, mientras

se hacen los trabajos correspondiente.

Se a comprobado de que 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

Composición y propiedades de las salmueras

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Las propiedades físico-químicas de las salmueras dependen de la composición

química

Densidad: un amplio rango de densidades (1.01 a 2.40gr./cc) es posible

escogiendo la mezcla de sales a disolver. Esto da mucha flexibilidad para controlar

la presión de formación sin usar adictivos dañinos

Viscosidad: la viscosidad normal de una salmuera es función de la concentración y

naturaleza de las sales disueltas y la temperatura. Se puede modificar mediante el

uso de adictivos viscosificantes como el hidroxietil celulosa o polímeros los cuales

dan la capacidad para mantener sólidos en suspensión y llevarlos a superficie.

Corrosividad de las salmueras

La corrosión puede ser definida como la alteración y degradación del material por

su ambiente.

El principal agente corrosivo q afecta a los materiales de la tubería en fluidos de

base agua son los gases solubles (O2, CO2,H2S) así como las disoluciones

salinas y acidas.

Causas de la corrosión:

Oxigeno: Es el agente corrosivo más común con un poco de humedad causa

oxidación de las tuberías

Dióxido de carbono: soluble en agua forma un ácido débil (H2CO3) que corroe el

acero conocido como corrosión dulce forma escamas en el acero provocando la

perdida de espesor

Ácido sulfhídrico: soluble en agua forma un ácido que provoca picaduras en el

acero que pueden provocar las fracturas por el esfuerzo de los equipos

Cálculos para el cambio de densidad de salmueras

Para una salmuera simple:

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Para incrementar la densidad de una salmuera simple adicionado sal

La adición de sal también aumenta volumen de la salmuera el volumen final de la

salmuera se encuentra con la formula siguiente

Vf =(Vo) Wo/Wf

Donde:

Vf: volumen final de la salmuera bls

Vo: volumen original bls

Wo: contenido original de agua bls/bbl de salmuera

Wf: contenido final de agua bls/bbl de salmuera

Las libras requeridas de adición de sal se calculan mediante la siguiente formula :

Sa= Sf * Vfm – Vo * So

Donde

Sa= sal adicionada en lbs

Sf= contenido final de sal lbs/bbl de salmuera

So = contenido original de sal lbs/bbl de salmuera

Para disminuir la densidad de una salmuera agrega agua

El volumen final de la salmuera esta dado por la siguiente formula:

Vf=VoSo/Sf

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Donde:

Vf = volumen final

Vo= volumen original

So= contenido original de sal

Sf Contenido final de sal

Contaminantes más comunes en los fluidos limpios

El fierro en el contaminante más común en las salmueras

oxido de fierro

hidróxido de fierro

recortes de fierro

Estos elementos al disolverse hacen q la salmuera haga un taponamiento en el

medio poroso y no pueda filtrarse

Adictivos del lodo que constituyen los materiales taponantes

Bentonita - barita – ilmenita - carbonato de fierro - polímeros - asfalto - ceras entre

otros

Materiales para perdida de circulación que causa taponamiento

Arena – arcilla – caliza – yeso – sales – lignito – mica – pirita, etc.

Aceite crudos que causan taponamiento

Por su contenido de asfáltenos y parafinas: plancton y bacterias de agua de

mar o laguna q cause taponamiento

Por su herramienta en el fondo del agujero: recubrimiento de tuberías o

herramienta y recortes de fierro

64

9. DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS DE CONTROL

El desplazamiento es el punto más importante, ya que del éxito de este

dependerán los tiempos y costos por lavado y filtración de los fluidos limpios.

El objetivo del desplazamiento del Fluido de Control por agua dulce y/o éste por

fluidos limpios es con la finalidad de efectuar la remoción del fluido, enjarre

adherido a las paredes de las tuberías, así como la eliminación de los sólidos en

suspensión presentes en el interior del pozo, sean éstos barita, recortes o

cualquier contaminante o sedimento que hubiera que remover.

Geometría del pozo y condiciones del equipo de superficie.

a).- Condiciones de temperatura y presión del pozo.

La temperatura afecta las condiciones y propiedades del fluido de control dentro

del pozo, aunque éste será desplazado es necesario considerar la forma como

pudiera afectar este factor a los fluidos diseñados para circulase dentro del pozo.

La presión puede incidir drásticamente en el equilibrio de presiones, que debe

mantenerse en un desplazamiento de fluidos.

b).- Diseño de las tuberías.

Las tuberías tanto de producción y de revestimiento ya fijas en el interior del pozo

y/o los accesorios del aparejo de producción influyen en el gasto o volumen por

bombearse al pozo y afectan los regímenes de flujo. Dependiendo de las tuberías

o accesorios que lleven éstas será diseñado el programa para desplazar el fluido,

ya que en aparejos de producción anclados, se circula a través de los orificios de

la camisa y esto influirá más que si tuviéramos una tubería franca, por lo que es

necesario conocer previamente las tuberías a través de las cuales se llevará cabo

el lavado del pozo, y diseñar el programa más adecuado al mismo.

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c).- Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseñadas en

superficie.

Si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de superficie, su

eficiencia será severamente reducida y puede ocasionar problemas para tener una

limpieza totalmente efectiva.

d).- El tipo de fluido de control que se tenga en el pozo.

Este es el factor más primordial, ya que dependiendo de las condiciones de éste,

será la eficiencia del desplazamiento. Se debe tomar en cuenta su densidad y

viscosidad, considerando que mientras éstas propiedades sean mayores existirá

una mayor diferencia de presión al ser desalojado y también una probable

disminución en el gasto programado.

e).- La efectividad del programa de desplazamiento.

No debe sobrepasar las condiciones de que se disponga en superficie. Es

necesario primero verificar que se tengan todos los materiales y equipos pro-

gramados y posteriormente monitorear el avance, eficiencia y cumplimiento del

programa diseñado para ello.

9.1 PRODUCTOS QUÍMICOS PROGRAMADOS EN EL DESPLAZAMIENTO

Que la función de los productos químicos no se cumpla por fallas de calidad de los

mismos. Estar preparados para tener productos químicos alternos para rediseñar

en corto tiempo un programa de limpieza igualmente efectivo, o que realice la

función que los otros productos no cumplieron. Se debe considerar el diseño de

los espaciadores y lavadores químicos especiales, ya que la mayoría de los lodos

utilizados son incompatibles con las salmueras, y es necesario su programación

para garantizar una limpieza y desplazamiento efectivos del fluido de control hacia

la superficie sin contaminación.

Formas de desplazamientos

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Existen dos formas para efectuar el desplazamiento del fluido de control, ya sea

por agua dulce, salmuera libre de sólidos o la combinación de ambos:

Circulación Inversa

Circulación Directa

Circulación inversa

Si la información de los registros de cementación y la calidad de las tuberías de

revestimiento indican que soportará una diferencia de presión calculado, ésta

circulación es más factible de ser utilizada.

Este procedimiento permite un maduro espaciamiento entre el agua dulce y los

fluidos por desalojarse, así como será mayor el volumen de agua en los espacios

anulares y menor el fluido que va quedando en las tuberías de producción, así

mismo pueden utilizarse regímenes de bombeo más elevados con flujos

turbulentos.

Estos regímenes de bombeo son los más adecuados para este tipo de operaciones

de limpieza de pozos al ser desplazado el fluido de control; lo cual permitirá

desplazamientos más efectivos y libres de contaminantes.

Así mismo tendremos menores tiempos operativos y una menor adición de

aditivos ya sean espaciadores y de lavadores químicos, lo cual nos dará como re-

sultado una considerable reducción en los costos del lavado y filtración.

Circulación directa

Si los registros de cementación muestran zonas no muy aceptables para ser

sometidas a una diferencial de presión calculada del fluido de control a despla-

zarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse este método de circulación

directa, en el cual no se obtiene un desplazamiento muy efectivo debido a que los

volúmenes de agua dulce a manejar son menores al circularse de las tuberías de

producción a los espacios anulares.

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Los regímenes de bombeo serán menores al incrementarse el valor de las

pérdidas de presión por fricción, y por consiguiente el empuje del agua sobre el

fluido de control en áreas más grandes creará deficiencias para un

desplazamiento efectivo y en algunos casos no se dará el régimen turbulento

necesario para garantizar que el pozo esté totalmente limpio de contaminantes.

Así mismo serán necesarios mayores cantidades de espaciadores y limpiadores

químicos, aunado al mayor tiempo de circulación y por consiguiente un costo más

elevado porfiltracióny por tiempos operativos.

Es necesario efectuar los cálculos pertinentes para que en ambos casos la presión

de bombeo que se programe, no rebase los límites permisibles de colapsos o

ruptura de las tuberías, así como tener en cuenta los parámetros de fractura de los

intervalos de interés.

Recomendaciones previas al lavado del pozo

En caso de tener accesorios como empaques tratar de bajar la tubería

diseñada para el paso libre hasta la profundidad adecuada para efectuar el

lavado del pozo.

Establecer la circulación con la bomba del equipo al máximo gasto

permisible en forma directa.

Acondicionar el fluido para evitar la formación de geles de alto valor ya q de

esta manera el fluido permitirá un mejor desplazamiento con mayor

eficiencia.

Tratar de centrar la sarta de trabajo para facilitar el desplazamiento y poder

incrementar la remoción del fluido de control

Tratar de efectuar viajes cortos con escariadores que se lleve hasta la boca

de la cañería liner para remover los solidos

Proceder a efectuar el desplazamiento del fluido por espaciadores y

lavadores químicos y por el fluido programado para quedarse dentro del

pozo.

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10.CONCLUSIONES

El fin esta ingeniería de producción y desplazamiento de fluidos de control es que todas las operaciones que se hagan en el pozo se las haga sin dañar la formación o la sarta de producción para así tener una producción óptima y rentable de nuestros hidrocarburos.

Los aparejos de producción es el medio por el cual se transporta los fluidos del yacimiento a la superficie y pueden clasificarse dependiendo de los condiciones del yacimiento como: fluyente, bombeo neumático, bombeo mecánico, bombeo electro-centrifugo y bombeo hidráulico. Seleccionar, diseñar e instalar un aparejo de producción es una parte crítica en cualquier programa de operación durante la intervención de un pozo ya sea en una terminación y/o reparación.Cualquier reducción en el costo de tuberías de revestimiento puede generar ahorros sustanciales en el costo total de los pozos. Por tanto se establece que para uno o varios campos en desarrollo, donde las condiciones geológicas (litología, geología estructural), lo permitan, es recomendable tipificar los arreglos de tuberías para disminuir el número de combinaciones diámetro-grado-conexión, que faciliten la logística y reduzcan el costo de manejo y custodia (sí es el caso) de la tubería de revestimiento.

Para esto se recomienda:Identificar los arreglos históricos de tuberías, empleados en los campos o áreas a tipificar.Revisar las condiciones geológicas y de presiones de formación de los campos o áreas a estudiar.Establecer condiciones de trabajos similares, dentro de los campos o áreas, en donde sea factible emplear tuberías de características semejantes.Proponer arreglos tipo para los campos o áreas, y evaluar su costo-beneficio para definir la factibilidad de su implementación.

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11.BIBLIOGRAFIAS

Principios de anatomía y fisiología, gerard j.tortora –Sandra ReynoldsGrabowski.

Oxford university press – México d.f -2001. Biología"vida en la tierra",Teresa audesirk – Gerald audesirk, prentice hall,

MEXICO-1997Reparación de Pozos I Nivel 3 Coordinación de Mantenimiento de Pozos.

Reparación de Pozos II Nivel 3 Coordinación de Mantenimiento de Pozos.

Reparación de Pozos IV Nivel 4 Coordinación de Mantenimiento de Pozos.

Manual de Procedimientos Técnico Operativos en Campo, Tomos I, II, III, IV, V, PEP; Perforación y Mantenimiento de Pozos, Sugerencia de Termi- nación y reparación de Pozos.

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