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REPARACIÓN DE POZOS UDABOL

INTRODUCCION

La planeación de explotación de un campo petrolero debe

tomar en cuenta “El uso adecuado de los recursos humanos,

tecnológicos y financieros disponibles, para maximizar la

rentabilidad económica de un yacimiento, minimizando

costos de inversión y operación, y maximizando ingresos

con las consideraciones de seguridad industrial y protección

ambiental necesarias” .A lo largo de la vida productiva de

un yacimiento, el pozo es el medio de comunicación del

yacimiento con la superficie y es el único medio de control

que se tiene para gobernar la explotación de los

hidrocarburos. Durante el largo periodo de producción de

los pozos se hacen presentes una serie de factores, como

arena de formación, fluidos corrosivos, precipitación de

orgánicos, etc. Que pueden ocasionar fallas o deterioro de

algunos de los accesorios del aparejo de producción o

pueden causar daño a la formación. Esta situación, puede

reducir los gastos de producción o impedir el control

eficiente de la explotación.

El mantenimiento y reparación a pozos es uno de los temas

más importantes a los que se enfrenta la industria petrolera

debido a la diversificación de problemas a los que se

presentan los pozos dependiendo de las características

mismas del pozo, las propiedades de los fluidos que son

producidos y las propiedades de la formación productora;

TERMNACIÓN AVANZADA Página 1


estas características tienen mucha influencia en el tipo de

problemáticas a los que se vea expuesto el pozo.

El termino reparación se refiere a una variedad de

operaciones correctivas realizadas en un pozo a fin de

mantener, restaurar o mejorar su producción. La reparación

de un pozo es un proceso que se lleva acabo después de la

perforación y de la terminación que en conjunto son las

operaciones que tienen como fin comunicar a la formación

productora con la superficie teniendo como objetivo

optimizar, rehabilitar o mejorar la productividad de un pozo

y de esta manera obtener hidrocarburos al menor costo.

La capacidad de analizar y diagnosticar correctamente o

prevenir posibles intervenciones es muy importante en la

industria ya que representa reducción en costos de

operación, reduce la perdida de producción y daño

ambiental por alguna falla. El presente trabajo se enfoca la

reparación de las diferentes problemáticas inherentes al

pozo petrolero debido a que la problemática que se tiene

por producción diferida, baja productividad, daño de

instalaciones superficiales y daños ambientales repercuten

fuertemente en el tipo de intervención a realizar así como

las inversiones que conllevan cada una.

IMPORTANCIA

Este tema es de suma importancia debido a que los costos

asociados a la reparación de pozos requieren de una alta



planificación de las actividades en este ramo a fin de evitar

desperdicios de recursos y problemas de seguridad que

pudiesen poner en riesgo a la misma.

OBJETIVOS:

OBJETIVO GENERAL

Lograr una visión clara de lo que representa el proceso de

Reparación y Mantenimiento de Pozos, tomando en cuenta

el punto de vista técnico.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Identificar los tipos de Trabajos de reparación de

acuerdo con el problema que se presenta en el pozo.

Mejorar o recuperar la producción de estos mediante la

aplicación de alguna operación que mejor se adapte a

resolver la problemática que presenta el pozo.

1. REPARACION DE POZOS

El termino reparación (también conocido como

rehabilitación, reacondicionamiento o workover) se refiere a

una variedad de operaciones correctivas realizadas en un

pozo a fin de mantener, restaurar o mejorar su

productividad. Las operaciones de reparación pueden incluir

trabajos como la substitución de tuberías de producción

dañadas, disparar otro intervalo para poner en producción



una zona más alta, acidificación por daño en el área cercana

al pozo, taponamiento y abandono de una zona, entre otras.

El termino servicios de mantenimiento a pozos se refiere a

las operaciones de reacondicionamiento realizadas a través

del árbol de válvulas, con la tubería de producción en su

lugar. Estas operaciones también se conocen como

“intervención de pozo”. Se puede utilizar tubería flexible

(“coiled tubing”), tubería de producción de pozo diámetro,

cable de acero y sartas de trabajo. Muchas de las

operaciones son similares a las realizadas durante un

reacondicionamiento, pero se encuentran limitadas por el

diámetro interno (ID) de la terminación existente.

La reparación de pozos es un proceso llevado a cabo

después de la perforación y de la terminación que en

conjunto son las operaciones que tienen como fin comunicar

a la formación productora con la superficie teniendo como

objetivo optimizar, rehabilitar o mejorar la productividad de

un pozo y de esta manera obtener hidrocarburos al menor

costo. Para esto deben emplearse técnicas y equipos

adecuados a las características del yacimiento (Tipo de

formación, mecanismo de empuje, etc.). En la planeación no

solo se debe considerar los costos iníciales y la producción

en la etapa de fluyente, si no las condiciones del pozo a

largo plazo que es donde entra la etapa de reparación del

pozo, tomando en cuenta las futuras reparaciones y la

instalación de sistemas de producción artificial.



Para la reparación de pozos un factor que afecta

comúnmente a la producción es el daño a la formación

(disminución de la permeabilidad) causado por el filtrado de

lodo durante la perforación, terminación y más aún al

disparar al intervalo productor. Por lo que esto ha llevado a

tomar en cuenta los efectos perjudiciales que pueden

ocasionar los diversos fluidos de control sobre las

formaciones, debido a lo cual es necesario seleccionar

cuidadosamente los fluidos utilizados durante las

intervenciones.

Para tomar la decisión de llevar a cabo la reparación

de un pozo se debe de tomar en cuenta alguna de los

siguientes parámetros:

1. Disminución de la producción.

2. Deterioro del aparejo de producción.

3. Arenamiento o limpieza de pozo.

4. Incorporación de un intervalo productor.

5. Cambio de Intervalo productor.

Tomando en cuenta la reparación que se realizara es muy

importante contar con la historia del pozo la cual contiene:

las operaciones realizadas durante la perforación y

terminación de este, así como las intervenciones realizadas

durante la vida fluyente del mismo, para realizar un buen



programa operativo y realizar las operaciones correctas en

el pozo.

1.1 RAZONES QUE JUSTIFICAN LA REPARACIÓN DE

POZOS.

Existen diversas razones que justifican un trabajo de

reparación de pozos, pero la mayor parte de ellas se puede

agrupar en seis categorías básicas:

Reparar o sustituir equipos dañados (ej. Equipo de

producción con corrosión, acumulación de

incrustaciones o con fugas).

Reparar daños naturales dentro del pozo (Reparar el

daño a la formación en la región cercana al pozo).

Disparar para poner otra zona en producción

(Aumentar la producción aislando una zona agotada y

disparando otra)

Aumentar la producción de una zona existente.

Convertir el pozo de productor a inyector y viceversa.

Sustituir el equipo de levantamiento artificial.

Aunque también pueden existir más razones como ser:

Mayor permeabilidad al abrirse fracturas naturales o

crearse otras nuevas y mejora de las comunicación

entre la formación y el pozo (es decir, operaciones de

fracturamiento hidráulico).



Mejorar el flujo del crudo que es muy viscoso como

para fluir fácilmente.

Aliviar problemas naturales tales como la conificación

de agua o formación de casquete de gas.

Aliviar la contrapresión excesiva que se deriva de

formaciones taponadas u obstrucciones en el pozo o

los equipos en superficie.

Para su mejor comprensión es bueno explicar

detalladamente los puntos anteriormente mencionados:

1.1.1 REPARAR O SUSTITUIR EQUIPOS DAÑADOS

Los ambientes de fondo adversos (ej. Erosión, reacciones

químicas, temperaturas extremas) pueden dañar los

equipos durante la vida útil de un pozo. Los siguientes tipos

de equipos pueden requerir de reparación:

Empacadores de la tubería de producción.

Mandriles y válvulas de levantamiento artificial por

gas.

Tuberías de producción.

Bombas electro sumergibles (ESP)

Bombas de mecánicas con varillas de succión (bombas

de vástago).



1.1.2 REPARAR DAÑOS NATURALES DENTRO DEL

POZO

El término daño natural se refiere al daño en la roca del

yacimiento o los fluidos dentro de ella. Este daño se dio

como resultado de la reducción en la permeabilidad del

yacimiento en las cercanías del pozo, causado en la

perforación debido a la filtración de los lodos de perforación

y los sólidos contenidos en este. Algunos ejemplos de este

daño natural incluyen la producción de arena, excesiva

producción de gas o de agua.

1.1.3 DAÑO A LA FORMACIÓN CERCANA AL POZO.

Los alrededores del pozo que han sido perjudicados por el

proceso de perforación, generalmente como resultado de

barro o cemento-filtrado invasión.

El daño puede afectar significativamente la productividad y

por lo general más fácil prevenir que es para curar. Aunque

casi se siempre presente una zona ligeramente dañada

alrededor del pozo, esta puede ser superada mediante la

perforación de túneles para crear la conexión de las

tuberías del pozo a la formación del yacimiento en buen

estado. Los casos más graves de daño pueden requerir una

matriz-acidificación, tratamiento con el cual se puede

restaurar la permeabilidad natural, o un tratamiento de

fracturamiento hidráulico para crear un nuevo camino de



gran flujo de conductividad para el depósito. Algunos de

estos ejemplos de daño a la formación incluyen:

Expansión de las arcillas finas de la formación, dentro

del espacio poroso de la roca del yacimiento.

Gargantas de poro obstruidas debido a la migración de

partículas finas a través de la formación y hacia el

pozo.

Obstrucción por acción de la emulsión que se forma

debido a la mezcla de dos fluidos que usualmente

permanecen separados (inmiscibles), tales como una

salmuera de terminación y crudo. El resultado es una

mezcla sumamente viscosa que reduce la

permeabilidad relativa de la formación productora.

Reducción del tamaño de la garganta de poro debido a

la precipitación de escamas, tales como carbonatos de

calcio o sulfatos de calcio, provenientes de los fluidos

del yacimiento, como resultado de la reducción de

temperatura o presión.

1.1.4 PRODUCCIÓN DE ARENA

Debido a que muchos yacimientos se ubican en lechos de

arena, la producción de arena es un problema que

usualmente se presenta en yacimientos poco profundos con

arenas poco consolidadas. A medida que la arena se mueve

a través del yacimiento, la sarta de producción puede

taponar los orificios disparados así como las válvulas de



seguridad y los equipos superficiales; además, puede

erosionar los componentes del árbol de válvulas.

La tasa de producción de arena puede aumentar debido a la

fractura de la formación, prácticas de producción

deficientes, terminaciones inadecuadas y fallas de los

equipos.

Una técnica común en la industria, a fin de controlar la

producción de arena, se denomina empaque de grava y

consiste en empacar, en el espacio anular, partículas de

graba dimensionadas, por fuera de una rejilla especialmente

diseñada para empaque de grava. De esta manera se evita

que la arena de formación entre en la terminación.

El empaque con grava se puede realizar en pozo revestido o

en agujero descubierto. Para estos procedimientos se

utilizan diferentes tipos de rejillas: pre-empacadas, de

empaque de grava o simplemente juegos de varias rejillas.



Fig.1

1.1.5 PRODUCCIÓN EXCESIVA DE GAS

En algunos yacimientos, el gas asociado con el petróleo

actúa como una fuerza motriz fundamental para la

producción del crudo. Los tipos más comunes de empujes

de gas son: empuje por gas disuelto y empuje por gas libre.

En el primer tipo, el gas disuelto en el petróleo contribuye a

empujarlo hacia la superficie. En algún momento, parte de

este gas sale de la solución y queda atrapado por encima

del petróleo, formando un “casquete de gas”. La energía en

dicho casquete ya se encuentra presente cuando se realiza

la terminación. En cualquiera de estos casos, el gas del

casquete puede formar un “cono” hacia abajo, es decir,

hacia los orificios disparados y producirse junto con el

petróleo. La conificación quita al yacimiento parte de su

energía de empuje y así se reducen las tasas reproducción

Figura 2.

A fin de controlar esta separación durante las etapas

tempranas de la producción, se debe controlar la presión a

la cual los fluidos de pozo se producen en el yacimiento.

Mantener una cierta presión en el pozo contribuirá a retener

el gas disuelto con el petróleo. A medida que se producen

los fluidos del pozo, esta separación se hace cada vez más



difícil de mantener y, por lo tanto, se requiere un trabajo de

reparación correctivo. Este tipo de reparación involucra la

cementación de los intervalos disparados existentes y

disparar una zona diferente a fin de permitir que el petróleo

que se encuentra por debajo del punto de contacto

petróleo-gas pueda fluir hacia la superficie.



Fig.2 Producción excesiva de gas en pozos de

petróleo.

1.1.6 PRODUCCIÓN EXCESIVA DE AGUA

(CONIFICACIÓN).

En yacimientos con empuje por agua, la energía que empuja

el petróleo o el gas, proviene de la expansión de grandes

cantidades de agua, la cual generalmente, se considera

incompresible, pero realmente se expande y comprime en

cierta medida. Considerando las enormes cantidades de

agua presente en una formación productora, esta pequeña

expansión representa una cantidad importante de energía,

la cual facilita el empuje de los fluidos a través del

yacimiento y hacia la superficie. En este tipo de empuje, el

agua tiende a ser llevada arriba, en forma de cono y, tarde

o temprano, alcanzará los orificios disparados Figura 3.

Como resultado de ello se produce agua, y se deja atrás una

porción de las reservas de petróleo. Usualmente, el primer

esfuerzo para controlar la conificación implica reducir la

tasa de producción; sin embargo, cuando esto falla, puede

ser necesario una operación de reparación mayor para

taponar los orificios disparados por debajo de la zona de

contacto petróleo-agua y producir desde la parte superior

de la zona inundada. Sin embargo en muchos casos, el agua

termina cubriendo todo el intervalo productor y se debe



realizar un reacondicionamiento para abandonar totalmente

esa zona y de ser posible, producir de otra.

Fig.3 conificación de agua

2. TIPOS DE REPARACIÓN DE POZOS

Existen dos tipos de reparación de pozos:

1. Reparación mayor (RM)

Se define como la intervención al pozo en la cual se cambia

la esencia del pozo mismo, incluyendo: “Cambios de

intervalo” , Ampliación o reducción de intervalos,

Profundización o Modificación para acondicionamiento a

otro fin (de productor a inyector, testigo etc.) Re - entradas.



Todo esto con la finalidad de mantener al pozo en constante

producción.

2. Reparación menor (Rme)

Se define como la intervención al pozo en la cual no se

modifica su esencia pero puede ser tan costosa y difícil

como cualquier reparación mayor o la misma perforación,

las mas comunes son: Corrección de problemas en el

aparejo, acondicionamiento a sistemas diferentes de

producción (cambio de diámetros ,limpiezas, desincrustar,

arenar o engravar, acondicionamiento a bombeo neumático

centrifugo o mecánico), cambios de posición de

empacadores y accesorios, corrección de problemas en el

pozo (colapsos, roturas, fugas, hermeticidad) etc.

Estos conjunto de actividades que tienen la finalidad de

corregir fallas en los aparejos de producción que impiden

flujo hacia la superficie. Dichas actividades son:

a. Cambio de aparejo fluyente.

b. Conversión a bombeo mecánico.

c. Conversión a neumático.

d. Conversión a inyector.

2.1 REPARACION MAYOR

2.1.1 REPARACIÓN MAYOR DISPARAR PARA PONER

OTRA ZONA EN PRODUCCIÓN.



Una de las razones más comunes para realizar una

reparación es la terminación de ciertas zonas. La

terminación de otras zonas implica cambiar de zona desde

la cual se producen los hidrocarburos, este tipo de

reacondicionamiento también se le llama reparación mayor.

Muchos pozos se perforan de manera tal que penetran

muchas zonas pero solamente una de ellas a la vez se pone

en producción. En algunos pozos, las zonas más bajas se

ponen a producir primero. Una vez agotadas éstas, se

someten a cambiar de zona productora (aislamiento) de

manera tal que sea posible poner en producción otra zona

más arriba Figura 4.

Figura 4 Reparación Mayor para poner en producción

una zona más alta.

En algunos casos, las zonas más altas se ponen a producir

primero y luego se cambia de zona productora para llevar la

producción hacia zonas más bajas Figura 5.



Durante estas intervenciones se tiene que aislar la zona

productora

efectuando una cementación forzada al intervalo,

posteriormente se muele el cemento y el retenedor

cemento buscando dejar descubierta la nueva zona de

interés donde se encuentra el nuevo intervalo productor.

Figura 5. Reparación mayor para poner en producción

una zona más baja.

En algunas reparaciones mayores para pasar de una zona

más baja a otra más alta, se coloca un tapón de cemento,

un tapón recuperable o un tapón de arena, los cuales

posiblemente son bajados con cable a fin de aislar la zona

abandonada (Figura 6); esto contribuye a asegurar que la

zona disparada previa quede debidamente aislada.



En una reparación mayor para pasar de una zona más alta a

otra más baja y donde no se utilice un tapón para aislar la

zona, se pueden requerir varios trabajos de cementación

forzada a fin de aislar las zonas superiores y sellar los

orificios disparados.

Figura 6. Aislamiento de una zona productora.

2.1.2 REPARACIÓN MAYOR PARA AUMENTAR LA

PRODUCCIÓN DE UNA ZONA EXISTENTE.

Es posible aumentar la producción de una zona dañada o de

baja producción mediante una o más de las siguientes

técnicas.

ESTIMULACIÓN CON ÁCIDO O SOLVENTE



La estimulación matricial es una técnica de estimulación

que implica la inyección de un ácido en la roca de formación

a presiones por debajo del nivel al cual se fracturará esa

roca. Esta técnica permite remover el daño causado por la

perforación, terminación y reparación o por los fluidos para

controlar el pozo, así como para la precipitación de

depósitos provenientes del agua producida. Gracias a la

acción del ácido, se pueden abrir nuevos canales o rutas

para los hidrocarburos cerca de las paredes del pozo. El

ácido clorhídrico (HCl) se utiliza para tratar la caliza,

dolomita y otros tipos de rocas carbonatadas, mientras que

el ácido fluorhídrico (HFl) se utiliza para los yacimientos de

areniscas. Una mezcla de HCl y HFI, se emplea para disolver

los depósitos perjudiciales de la arcilla. El daño de las

parafinas o asfáltenos presentes en el crudo pueden

tratarse mediante solventes orgánicos como la aromina.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO.

En algunos pozos es necesario fracturar una formación de

manera intencional, a fin de lograr una ruta más profunda

para el flujo de petróleo y gas hacia el pozo. Entre los

fluidos de fractura se encuentra el petróleo, agua, ácido,

geles, emulsiones, espumas o combinaciones de éstos. Los

fluidos de fractura se bombean bajo alta presión y a

elevados caudales a fin de fracturar la formación. En estos

fluidos se encuentran partículas de grano fino denominadas



apuntalantes. Los apuntalantes se encuentran constituidos

por partículas de arena de tamaño controlado o bauxita

sintetizada (mineral de aluminio). El apuntalante permanece

en la fractura para mantenerla abierta una vez que se

reduce la presión de bombeo.

Un trabajo de fracturamiento con ácido implica bombear un

ácido gelificado a una presión superior al límite de fractura

de la formación. El gel abre una fractura y el ácido corroe

las superficies de las rocas, creando un patrón irregular,

para este tipo de fracturamiento no se utiliza apuntalante.

Cuando las fuerzas terrestres cierran la fractura, la

superficie desigual de sus caras no encaja y se forma un

nuevo conducto para el petróleo y el gas.



Fig.7 fracturamiento hidráulico

2.2 REPARACION MENOR

2.2.1 REPARACIONES MENOR CONVERSION DE UN

POZO FLUYENTE A SISTEMA ARTIFICIAL.

Las reparaciones menores son trabajos de rehabilitación de

los pozos cuyo objetivo es corregir fallas en el estado

mecánico del pozo y restaurar u optimizar las condiciones

de flujo del yacimiento, pero sin modificar las propiedades

petrofísicas de la zona productora o de interés.

Cuando un yacimiento no tiene o no puede mantener una

energía de empuje suficiente como para producir a una tasa

económicamente justificable, se requiere la ayuda de los

sistemas artificiales, de cual existen cuatro tipos:

Bombeo mecánico Bombeo Hidráulico Bombeo de cavidades progresivas Levantamiento por gas (gas lift)

Las tareas de reparación para los pozos con operaciones de

levantamiento artificial pueden incluir:

Reparación para levantamiento por gas

Para levantamiento por gas, se recupera, repara o

sustituye las válvulas de levantamiento por gas que

hayan perdido su funcionalidad (las válvulas dañadas



pueden permitir el paso del gas directamente a través de

ellas sin restricciones, al perderse su precarga interna

porque las piezas elásticas fuelles han perdido su

flexibilidad).

Fig.9 Estado mecánico de un pozo con aparejo de

bombeo neumático

Reparación para pozos con bombeo mecánico.

Para bombas mecánicas con varillas de succión

(bombas de vástago) : reparación o substitución de la

bomba en el extremo de la sarta de las varillas de succión,



ya que puede existir daño debido al desgaste, presencia de

arena o bloqueo por presión. Este reacondicionamiento

implicaría el uso del equipo de reparación que permita

extraer la sarta con varillas y separarla de la tubería de

producción, o también puede utilizarse únicamente un

equipo varillero. En algunos casos, el movimiento

reciprocante de las barras causa abrasión y, tarde o

temprano, corroe la tubería de producción. En esta

situación, se debe sacar tanto la sarta de varillas como la de

la tubería de producción.

Figura 10 Estado mecánico de un pozo con aparejo de

bombeo mecánico



Reparación para pozos con bombeo hidráulico.

Para bombas hidráulicas: recuperar la bomba a través de la

tubería de producción para su reparación o substitución. En

algunos casos, se debe limpiar primero la tubería de

producción, pues la acumulación de incrustaciones o

parafinas puede obstaculizar el paso de la bomba.

Figura. 11 Estado mecánico de un pozo con aparejo

de bombeo hidráulico

Reparación para pozos con bombeo cavidades

progresivas



Para bombas de cavidades progresivas: este tipo de

reparación también incluye el recuperar y reparar el aparejo

de producción además de utilizar varillas de succión para

realizar la extracción de fluido.

Figura. 12 Estado mecánico de un pozo por bombeo

de cavidades progresivas

2.3 CAMBIOS DE APAREJO O EMPACADOR POR

COMUNICACIÓN O DAÑO.



Debido a las condiciones y requerimientos de optimización

de la producción de los pozos se hacen presentes una serie

de factores que pueden ocasionar fallas o deterioro de

alguno de los componentes que constituyen el aparejo de

producción. Esta situación puede reducir los niveles de

producción o impedir el control eficiente de la explotación.

Entre las principales situaciones donde es necesario

remplazar alguno de los componentes de la sarta de

producción; están:

Falla de alguna de las empaquetaduras por exceso de

esfuerzo tensión o compresión.

Fugas en el cuerpo de la tubería de producción por

defectos de fábrica, falta de torque en las uniones o

mal diseño.

Mangas deslízate que no puede ser abierta o cerrada

por la erosión causada por la arena de la formación.

Válvula de seguridad que no funciona adecuadamente

por erosión causada por la arena de la formación.

Recuperación de un pescado que no puede ser

previamente recuperado mediante trabajos de línea de

acero.

2.4 REPARACION MENOR (CONVERSIÓN DE UN POZO

PRODUCTOR A INYECTOR)



Consiste en adecuar pozos productores para que sirvan de

inyectores de fluidos (Agua/gas). Esos inyectores pueden

ser obtenidos de la perforación de pozos o también a través

de la conversión de productores que ya están agotados o

invadidos por agua o gas.

Aplicaciones:

En proyectos de recuperación suplementaria y para

desechar efluentes petroleros

Ventajas:

La reparacion es una opción más económica que la

perforación de un pozo nuevo.

Desventajas:

Tiene una vida útil más corta que un pozo perforado debido

a las óptimas condiciones de los revestidores de un pozo

nuevo.



Fig.12 conversión de productor a inyector

3 PLANIFICACION DE LA REPARACION

Para elaborar el diseño de la reparación del pozo es

necesario establecer las reglas del juego, se necesita

considerar algunos factores para la planeación de la

intervención y allegarse de:

Información, del estado mecánico del pozo

Diagnóstico técnico del pozo y del problema existente

Recursos Humanos, Materiales, Financieros, Servicios,

sistemas de información disponibles para la

intervención.



Fig.22 planeación de la reparación

Con esta información se procede a elaborar el diseño

técnico de la intervención considerando, la Selección del

equipo y conexiones superficiales de control, prueba de

conexiones, programa de control del pozo, etc.

estableciendo el programa de interacción del sistema. Y

establecer el programa para acopio de los recursos

faltantes.



Fig.23 procesos de reparación

Planeación de la intervención detalles recomendables

Análisis financiero del Proyecto, B/C, TIR, P.R. Análisis

de sensibilidad

Diseño de tuberías de revestimiento adicionales para la

intervención.

Aparejo producción y accesorios.

Conexiones definitivas de producción (Reparación o

reemplazo).

Programa de toma de información, servicio de

Registros y Línea de Acero.

Programa de Fluidos de Terminación y Filtrado y

limpieza.

Programa de Cementaciones de corrección.

Programa de Inducción y Estimulaciones.



Programa de mantenimiento al equipo de Reparación

de pozos.

Servicios de transporte.

Programa de arrendamientos (oficinas, campamentos,

comedores equipo auxiliar).

Programa de servicios especializados para accesorios

de terminación.

Programa de Servicios de higiene protección ambiental

seguridad industrial, seguridad social.

Programa de Consumibles fijos (combustibles y

lubricantes).

Programa de “Costos” Depreciación, Seguros y

Fianzas, Directos e Indirectos Mano de obra.

Presupuesto, precio, negociación y contrato con el

Administrador del Pozo

Programa de estrategia de fallas.

Factores a considerar en la planeación de la

intervención

Antes de la reparación debe analizarse el pozo y

efectuar estudios del yacimiento por especialistas en

ingeniería y geología para determinar si la

problemática es aislada o general.

Se justifica hasta un 10% del costo en obtener la

información y asegurar las habilidades del personal



involucrado si es necesario capacitarlo según los

autores Allen & Roberts.

Es necesario efectuar un análisis económico de

englobando los pozos de un área, región o campo para

determinar el riesgo del proyecto.

Hecho esto se debe analizar individualmente

considerando el riesgo de fracaso y las ganancias

netas para cada pozo. El análisis se deberá efectuar en

forma multi - disciplinaria debido al carácter de

incertidumbre de esta actividad ya que hay diferentes

y múltiples soluciones. Esto tenderá a alentar al cliente

cuando el riesgo es alto pero las ganancias también.

Para calcular la rentabilidad de las reparaciones se

acostumbra usar la tasa de retorno, el costo de la

reparación u otros parámetros económicos

La rentabilidad es una función de la planeación y

eficiente ejecución.

4. ANALISIS DE POZOS PROBLEMAS

Un pozo problema es aquel que dentro de un marco

económico particular presenta límites predeterminados.

Como analizar un pozo problema

Durante la vida productiva de los pozos de petróleo ocurren

diferentes situaciones que reducen su capacidad de

producción tales como:



Alta relación gas petróleo

Alta producción de agua

Perdida de producción especifica

Cuando los pozos llegan a la categoría de pozos problemas,

deberá llevarse a cabo un análisis a fondo con las

recomendaciones necesarias para cumplir con:

1. Reparar el pozo

2. Continuar produciendo hasta su límite económico

3. Mantener presión con inyección

4. Operaciones de recobro mejorado

5. Abandono del pozo

El analizar un pozo problema puede inclluir un estudio de

yacimientos y en algunos casos tomar registros de

producción, limpiezas u otros trabajos pequeños, para

obtener datos ya sea para estudio del pozo o del

yacimiiento.

Por ejemplo: En un yacimiento de empuje por gas disuelto,

la saturación de gas aumenta a medida que produce el pozo

y a su vez disminuye la presión del yacimiento. Este gas

liberado fluye hacia el pozo, si la permeabilidad del mismo

es vertical continúa, puede presentarse una conificación de

gas. La forma de corregir este problema es completándolo

más abajo ó sea cementar y recañonear más abajo con esto

disminuimos la RGP.



De aquí, la necesidad de mantener una constante

“planificación sobre los pozos por reparar”, para lo cual se

deben analizar los problemas específicos en cada pozo e

identificar el pozo problema y el tipo de reparación que se

ha de realizar para el mantenimiento o generación del

potencial.

4.1 FACTORES QUE DEBEN CONSIDERARSE PARA

IDENTIFICAR UN POZO PROBLEMA

a) Problema aparente del pozo se analiza basándonos en

su comportamiento durante la vida productiva.

b)Revisar la Historia del pozo es la base principal para el

diagnóstico del problema y la recomendación del

trabajo a realizar, se deben tomar en cuenta los

siguientes puntos:

Completación Original: Se deben considerar los

procedimientos utilizados en la perforación de las zonas

productoras, incluyendo los fluidos utilizados, trabajos de

cementación (ubicar cuello flotador y tope del cemento),

fecha de completación e intervalos cañoneados (tipo de

cañón y su penetración) y detalle de la completación final

(tubería de producción, empacaduras, revestidores).

Trabajos Posteriores: Se analizan con detalles todos los

trabajos efectuados en el pozo, motivo por el cual fue



efectuado, fluidos utilizados, estimulaciones, detalles de

tubería de producción y resultados del trabajo.

Fig.24

Historia de Producción: Presenta el comportamiento de

producción del pozo, pruebas de producción actual de

petróleo, agua y RGP. Se reportan todos los cambios como

estranguladores usados, métodos de producción y

acumulados de petróleo, agua y gas.

Fig.25

Presión del yacimiento: Se estudia el comportamiento de

presión del yacimiento, los cambios de producción en

conjunto con los de presión de yacimiento. Se compara la

historia de presión del pozo problema con los pozos del

mismo yacimiento.



Fig.26

c) Diagnóstico del equipo de producción

Conocer las condiciones de operación de un equipo de

producción, ya que muchas veces el bajo rendimiento de

determinados pozos se debe a un mal funcionamiento de

dicho equipo, lo cual se corrige sin que se requiera la

entrada de un taladro de reacondicionamiento.

d)Condición mecánica

Verificar el estado mecánico del pozo mediante la revisión

de trabajos anteriores en los cuales se hallan corrido

herramientas de calibración del revestimiento y que se

hallan realizados pruebas de revestimiento metiendo

presión por el anular.



Fig.27

e) Pozos vecinos

Se revisan los problemas presentes en los pozos vecinos, los

trabajos realizados anteriormente y su comportamiento de

producción después de cada trabajo. Su posición

estructural, zonas abiertas a producción y correlación con la

del pozo estudio, zonas aisladas por problemas de agua y/o

gas.

f) Análisis de Estudio, Pruebas y Registro de

Producción

Se analizan mapas estructurales, isópacos, isobáricos,

porcentaje de agua y sedimento (% AyS), se analizan los

registros de producción, pruebas de restauración de

presión, caída de presión, pruebas de inyectividad, análisis

de agua, pruebas de comunicación, chequeos de fondo y

análisis de muestras de sedimentos.



g)Análisis de datos geológicos

Se ubica la posición estructural del pozo en el yacimiento,

se realizan análisis estratigráficos de los cortes

transversales, identificación de los contactos agua- petróleo

(CAP) y gas–petróleo (CGP) y se analizan las correlaciones.

h)Consideraciones de yacimiento

En estas consideraciones se deben tomar los datos de

permeabilidad y porosidades, saturación de agua,

permeabilidad relativa, naturaleza de las rocas del

yacimiento, efectividad de los diversos mecanismos de

empuje del yacimiento, futuro pronostico del

comportamiento del yacimiento, futuros proyectos de

recuperación secundaria.

i) Análisis Económico

Este análisis es muy importante y necesario para la

planificación y elaboración de los trabajos a realizarle al

pozo, ya que es la parte donde se consideran los factores

esenciales en el análisis del proyecto.



La tasa de flujo de caja y el rendimiento de pago de los

trabajos a realizarse en los pozos se utilizan frecuentemente

para calcular la rentabilidad de los trabajos.

4.2 PROBLEMAS EN LOS POZOS



4.2.1 ANALISIS DE POZOS CON BAJA TAZA DE

PRODUCCION

Los problemas de baja tasa de producción pueden resultar

de varios factores, a nivel de yacimiento o del mismo pozo,

que alteran la normal producción del sistema pozo-

yacimiento. Estos factores son:

Baja permeabilidad de la formación.

Baja presión del yacimiento.

Daño de la formación.

Taponamiento de la vecindad del pozo

Alta viscosidad del petróleo.

Excesiva contrapresión sobre la formación.

Inadecuado sistema de levantamiento



AMBIENTE DEL POZO



AMBIENTE EN EL YACIMIENTO



4.2.2 ANALISIS DE PROBLEMAS DE POZOS

CON ALTA PRODUCCION DE AGUA

Ocurre generalmente en los yacimientos cuyo mecanismo

predominante de producción es por empuje hidráulico.

Existen otros factores que inciden en dichos problemas

como invasión de agua, conificación y fuentes externas.



BENEFICIOS DE LA TECNOLOGÍA DE CONTROL DE

AGUA

Incrementa la eficiencia de recobro

Prolonga la vida productiva del pozo

Reduce los costos de levantamiento

Minimiza el tratamiento y disposición de agua

ANTECEDENTES

❒ RESERVAS REMANENTES DE PETROLEO

ATRACTIVAS

❒ POZOS PRODUCTORES CONALTOS CORTES

DE AGUA

ALTA PRODUCCION DE AGUA DIAGRAMA CAUSA Y

EFECTO



GRAFICOS DIAGNOSTICO DE CHAN (RAP- PAR VS

TIEMPO)



ADEDAMIENTO DE AGUA

Para yacimientos estratificados, donde las características

petrofísicas difieren, presentándose algunos estratos con

mejor permeabilidad que otros, el empuje de agua se hace

presente en estos estratos o lentes más permeables,

formando adedamientos.

Para estos tipos de yacimientos, se presentan varias

alternativas para completar los pozos, dándose el caso de

completaciones con selectividad de producción para cada

lente o estrato, lo cual da flexibilidad de producción y hace

menos costosa la operación de producción: pero complica

operacionalmente las condiciones mecánicas del pozo.



Otra manera de completación podría ser en forma sencilla

en una zona, lo cual facilita el drenaje homogéneo de cada

lente, pero con mayores costos de operación.

CONIFICACIÓN

En un yacimiento con empuje de agua, la caída de presión

en los alrededores del pozo puede tender a empujar el agua

hacia arriba.

Cuando diferenciales extremos de presión existen en un

pozo vertical, la forma resultante del contacto agua petróleo

en las cercanías del pozo es cónica, en un pozo horizontal la

forma es más parecida a la cresta de una ola.



La conificación y "cresting" provienen de una baja presión

en el fondo del pozo resultando en un ascenso del contacto

agua-petróleo (CAP).

Las técnicas para prevenirlas involucran formas de

minimizar la caída de presión en dicho contacto,

manteniendo las tasas de producción por debajo de la

crítica, la cual es la tasa máxima de producción de agua

libre. Sin embargo, limitar la producción minimiza el coning,

pero también los ingresos.

Otros métodos para prevenir la conificación involucran el

maximizar la tasa crítica.



IYECCION DE AGUA

FRACTURAMIENTO NATURAL



ZONA DE AGUA ADYACENTE ACIDIFICACION MATRICIAL

COMUNICACIÓN

Fallas de Cementación

Una pobre adherencia cemento/casing o

cemento/formación son la principal causa de canales

en el anular entre el casing y la formación.

Estos canales pueden ocurrir en cualquier etapa de la

vida de un pozo, pero son usualmente observados

debido a un rápido incremento en la producción de



agua después de una estimulación o un corte de agua

inesperado después de una completación.

Los canales detrás del casing son mucho mas comunes

que las fallas o fugas en el revestidor.

Un buen trabajo de cementación primaria usualmente

previene canales detrás del casing.

Métodos para alcanzar una buena adherencia entre el

reservorio y el casing han sido establecidos; sin

embargo, pobre calidad en los trabajos de

cementación primaria son muy frecuentes.

FALLAS MECANICAS (CONFIGURACION DE LOS POZOS)



4.2.3 ANALISIS DE PROBLEMAS DE POZOS

CON ALTA PRODUCCION DE GAS

Para el caso de problemas de pozos con alta Producción de

Gas, la metodología para diagnósticar y controlar el Gas, se

realiza de manera similar al problema de alta Producción de

Agua, con la diferencia que se realizan análisis

cromatográficos de muestras de Gas a fin de definir el

patrón del mismo. Adicionalmente se elaborarian los

Gráficos de Diagnósticos de Chan mediante la utilización de

RGP y RGP’ vs Tiempo

Producción excesiva de gas en pozos de petróleo: Las

principales fuentes de gas en pozos de petróleo son:

Gas disuelto en el petróleo

Capa de gas primaria o secundaria



Flujo de gas por encima o por debajo de zonas de

petróleo

ALTA PRODUCCION DE GAS DIAGRAMA CAUSA Y

EFECTO

4.2.4 ANALISIS DE PROBLEMAS MECANICOS DE

POZOS



5 EVALUACION DE LA REPARACION

Existen básicamente dos formas de evaluar la reparación

de un pozo:

1.- desde el punto de vista económico, la cual debe hacerse

previo a la reparación teniendo como base los pronósticos

de producción generados del análisis del pozo y la

formación financiera relacionada con intervenciones,

impuesto, costos, inflación, vida útil, etc.

2.- desde el punto de vista de los resultados obtenidos

5.1 EVALUACION ECONOMICA

Latoma de decisión relacionada con la ejecución de un

proyecto, perforación o reparación de un pozoesta sujeta

alas expectativas de la rentabilidad que se esperan del

mismo la herramienta utilizada para determinardicho

indicador es la evaluación económica, mediante la cual se

introduce la información financiera realizada con

inversiones, costos, impuestos, inflación, vida útil del

proyecto, factores de descuentos, precios, etc. Y de esta

manera se obtiene el balance requerido para comparar

opciones, alternativas y casos que permiten la decisión

final.



Ademas del indicador señalado, existen otros como el valor

presente, el tiempo de pago, etc. Que permiten reforzar la

comparación haciendo mas solvente, objetiva y confiable la

toma de decisión.

En algunos casos la evaluación económica no es suficiente

por si sola para decidir; este es el caso de proyectos que

son de utilidad publica o nescesiad operacional, en lo que la

decisión debe de obedecer otro tipo de objetivo o directriz,

diferente al beneficio económico.

5.2 ANALISIS DE LOS RESULTADOS

El análisis de los resultados de una reparación queda sujeto

al hecho de si salio la reparación de acuerdo con lo

planificado. De otra forma se deben estudiar las causas que

impidieron obtener los resultados pronosticados.

Entre las causas que pueden originar un fracaso en la

reparación de un pozo, se pueden señalar:

- Identificacion del problema

Este tipo de causa describe en tener una buena

identificación del problema existente en un pozo y que

se requiere solucionar o mitigar con al reparación del

mismo. Una manera de diagnosticar este típico

problema es manteniendo control de los

comportamientos de producción – presión antes y

después de la reparación. Tambien es recomendable



usar pruebas de producción, presión, temperatura

antes y después de cada trabajo. Entre los graficos de

control para este tipo de evaluación es recomendable

mantener: curvas de declinación, curvas de índice de

productividad, estudios de presión de fondo, registro

de producción, etc. Desde el punto de vista del

yacimiento se debe mantener control sobre la

continuidad de arena, posibles arenas productoras de

agua/gas, avance de los frentes de fluido, zonas de

baja calidad de arena, zonas de baja o alta presión,

zonas productoras de arena, productoras de

asfaltenos, etc.

- Problemas operacionales mecánicos

Los problemas operacionales o mecánicos son

originados en el pozo durante la reparación y

completación del mismo, debido a las diferentes

condiciones a las cuales es sometido. Entre los que

pueden presentarse durante la reparación se tienen:

pescados dejados durante la reparación o

completación fugas a travez del revestidor,

empacaduras tubería de producción, mandriles,

camisas de producción, fallas de la cementación y

fallas del equipo de producción. Durante la ejecución

de un trabajo de reparación en un pozo se utilizan para

control del mismo, lodos que son preparados de

acuerdo a las condiciones de presión de las arenas



abiertas. Esto ocaciona muchas veces a al exeder el

peso del lodo que se generen altos diferenciales de

presión en contra de la formación, con el consiguiente

daño de la misma. Otras causas que generan la baja

productividad de producción del fluido indeseado (agua

y o gas) y que pueden considerarse como el tipo

operacional o mecánicos, son: cañoneo paracial, poca

penetración del cañoneo, cañoneo fuera de sitio, mal

diseño del equipo de producción, restricciones de

tubería, ect

6. CLASIFICACIÓN DE POZOS

•En producción (Programa de evaluación y medición)

•Con problemas de producción(programa de intervención)

•Cerrados con posibilidades de explotación(programa de

reparación)

•Cerrados sin posibilidades de explotación(programa de

taponamiento definitivo)

•Taponados

7. LIMPIEZA DE POZO.

Desde el comienzo de la etapa de producción hasta la fecha

en que cesa de ser productor comercial ,cada pozo requiere

de limpieza y reacondicionamiento , según los síntomas y

dificultades mecánicas que presentan sus instalaciones



pozo abajo y/o el mismo estrato productor. Los programas

de limpieza y reacondicionamiento de pozos en los campos

petroleros son partes importantes del esfuerzo de cada día

para mantener la producción de hidrocarburos a los niveles

deseados. Además, estos programas de por si y

conjuntamente con todas las actividades de apoyo que

requieren presentan un alto porcentaje del presupuesto de

operaciones, especialmente si los pozos producen

mayoritariamente por bombeo mecánico y los yacimientos

tiene años produciendo.

También se ha comprobado que los cambios de

temperatura, presión composición química del aceite y el

contacto con sustancias de bajo pH propician desequilibrio y

la consecuente precipitación de sustancias asfálticas y

parafinitas, presentes en mayor o menor proporción, que se

depositan dentro de la tubería, obturándola parcial o

totalmente.

A su vez el movimiento natural de las partículas de arena en

el fondo del pozo, cuando un fluido es producido, es

indudablemente un problema de producción primaria de la

mayoría de los campos petroleros en el mundo,

exceptuando los campos maduros, las arenas bien

consolidadas o carbonatos.

Los problemas que generan la precipitación de parafinas y/o

asfáltenos y el arenamiento en el pozo se pueden evitar con



la limpieza del pozo estas pueden ser la limpieza del aparejo

de producción o a el fondo del pozo.

7.1 LIMPIEZA DEL FONDO DEL POZO.

Esta operación consiste en circular un fluido lavador que

limpie los sedimentos y escombros del fondo del pozo y

llevarlos a la superficie la operación se puede realizar ya

sea con el equipo de reparación o tubería flexible

Con el equipo de reparación se tendría que retirar el aparejo

de producción y bajar tubería de perforación para circular el

fluido hasta obtener un retorno limpio de fluido circulante e

instalar el aparejo de producción.

Con el equipo de tubería flexible no es necesario retirar el

aparejo de producción aunque el tiempo de limpieza se

incrementa por el cambio en los volúmenes de circulación

pero se evitan una mayor posibilidad de pescados, ni olvidar

hacer previamente un análisis de compatibilidad entre los

fluidos de limpieza y los producidos por el pozo.

7.2 LIMPIEZA DE ARENA

La producción de arena es uno de los problemas más

frecuentes que ocurren durante la vida productiva de los

pozos petroleros. Su intensidad y gravedad varían con el

grado de cementación de los granos de la arena productora

y con la forma como están completados los pozos. Esta



arena se deposita en el fondo del hoyo y con frecuencia

reduce la capacidad productiva del pozo. En los campos

donde la arena constituye una causa importante de perdida

de producción se dedican taladros para remediarla situación

con la mayor celeridad.

Bombeo de fluido para limpiar un pozo arenado

Causas

El arenamiento en los pozos es producido principalmente

por las siguientes causas:

• Falta de material cementante que mantenga la adherencia

entre los granos de la arena productiva.



• Disminución de la presión del yacimiento (Etapa avanzada

de producción) que reduce la adherencia entre los granos

de la matriz, y propicia su desplazamiento hacia el hoyo.

• La llegada (irrupción) del agua del acuífero a las cercanías

del hoyo puede deteriorar el material cementante entre los

granos.

• Nivel de producción superior a la tasa crítica.

Consecuencias

Entre las principales consecuencias producidas por el

arenamiento están:

• Reducción de los niveles de producción.

• Erosión de los equipos de completación del pozo (cabillas,

bombas, mangas, etc.).

• Erosión de los equipos e instalaciones de superficie

(estranguladores, separadores, válvulas,etc.).

Tipos de limpieza de arena

-Tipos correctivo:

Se aplica cuando en el hoyo hay volúmenes de arena que ya

están causando reducción de los niveles de producción.

Estos trabajos pueden ser realizados con: Taladros de

rehabilitación, equipos de coiled tubing y suabeadura.

Limpieza con taladro de rehabilitación:



En estos casos el procedimiento general es el siguiente:

1. Mudar el taladro seleccionado.

2. Controlar (“Matar”) el pozo.

3. Sacar la sarta de completación.

4. Bajar tubería de limpieza, circulando, hasta el fondo.

5. Circular en el fondo hasta obtener retornos limpios.

6. Sacar tubería de limpieza.

7. Bajar la sarta de completación.

8. Mudar



Fig. 13 El siguiente gráfico esquematiza un trabajo

de limpieza efectuado con taladro.

Limpieza con coiled tubing:

Para la limpieza con este equipo de proceder de la siguiente

manera:

1. Mudar la unidad de coiled tubing.

2. Vestir los equipos: bombas, carreto,

impiderreventones,etc.

3. Instalar tubería continua a través del eductor.

4. Bajar tubería, circulando, hasta la profundidad

programada.

5. Sacar tubería continua cuando los retornos estén limpios.

6. Mudar el coiled tubing.



Fig.14 El gráfico siguiente representa un trabajo de

limpieza usando el equipo de coiled tubing.

-Tipos preventivos:

Se aplica para prevenir o contrarrestar la producción de

arena en áreas con larga historia de arenamiento. Para ello

los pozos son completados con algunos de los

procedimientos tradicionales de exclusión de arena. A

continuación se describe el procedimiento de empaque con

grava a hueco abierto, por ser utilizad en la mayoría de los

pozos. Empaque con grava a hueco desnudo.

Después de asentado y cementado el revestidor de

producción se procede de la siguiente manera:

1. Perforar hasta el tope de la arena productiva.

2. Asentar revestidor de producción.

3. Perforar hasta la profundidad total.

4. Ampliar el hoyo.

5. Bajar tubería ranurada (forro).

6. Empacar con grava el espacio anular entre el

forro y el hueco ampliado.



7. Mudar.

Fig.15 La siguiente figura representa un pozo

completado con un forro ranurado, empacado con

grava, como medida para prevenir la entrada de

arena al hoyo.

7.3 LIMPIEZA DE PARAFINA

La precipitación de parafina en el fondo del pozo o en la

tubería de producción esta asociada con la producción de

crudo del tipo parafínico. Su efecto adverso es que termina

afectando los niveles de producción de los pozos. Estas

reparaciones pueden ser ejecutadas con taladros

estándares de rehabilitación, equipos de coiled tubing o

taladros para trabajos menores (suabeadura).

Causas:

La disminución de la temperatura del crudo desde el

yacimiento hasta el pozo causa desprendimiento de

partículas de parafina que se depositan en el hoyo.

Consecuencias:



La precipitación de la parafina en los pozos produce los

siguientes impactos:

• Taponamiento de los canales de flujo de la matriz (roca),

reduciendo la entrada de hidrocarburos de la formación al

hoyo.

• Precipitación y adherencia en la tubería de producción

reduciendo su diámetro y afectando la tasa de producción

del pozo.

Método de limpieza:

Existen básicamente tres métodos para remover los

depósitos de parafina del pozo: mecánico, químico y

térmico.

• Mecánico: Se efectúa bajando dentro de la tubería

equipos que provocan el desprendimiento de los depósitos

de parafina, tales como: raspadores, cortadores o

escariadores.

• Químico: Consiste en bombear a través de la tubería de

producción un material solvente (kerosene, gasolina, etc.)

de la parafina depositada en el hoyo.

• Térmico: Consiste en aplicar sustancias calientes (vapor,

agua, aire, etc.) como medio para hacer más fluida la

parafina y así poderla circular hasta la superficie.



Fig.16 A continuación se presenta el esquema de un pozo

con problemas de precipitación de parafina sometida a

inyección de vapor, usando un generador portátil.

7.4 LIMPIEZA DE ASFALTENOS

En áreas asociadas con la producción de petróleo del tipo

asfáltico, es frecuente la precipitación de asfáltenos en el

medio poroso, en los equipos de subsuelo o en las

facilidades de superficie, que afectan con frecuencia los

niveles de producción.



Fig.17 En el siguiente gráfico se presentan las diferentes

zonas donde frecuentemente ocurre la precipitación de

asfáltenos, y las facilidades usadas para la inyección de

solvente en el pozo, como medio para diluir los tapones de

asfáltenos.

Causas:

La precipitación de asfáltenos está asociada a los cambios

de composición del crudo debido a la liberación del gas y

fracciones ligeras, por efecto de la reducción de la presión

del yacimiento.

Consecuencias:

La precipitación de asfáltenos produce:

• Taponamiento en los poros que reduce el flujo de

hidrocarburos de la formación al hoyo.



• Depósitos en las tuberías de producción, reduciendo su

diámetro y afectando los niveles de producción de

hidrocarburos.

• Taponamiento en el separador y líneas de superficie.

Métodos de remoción:

Los métodos de remoción de asfáltenos en la sarta de

producción son básicamente de tipo químico o mecánico.

Algunas veces, debido a la severidad del problema, se usan

los dos métodos simultáneamente.

Procedimiento químico:

El procedimiento consiste en:

1. Bombear a través de la tubería de producción un material

solvente de los asfaltenos (benceno, xileno, tolueno, etc.).

2. Dejar en remojo el solvente durante el tiempo

previamente determinado en el laboratorio.

3. Bajar el calibrador con guaya fina para verificar la

profundidad del tapón de asfaltenos.

4. Bombear un nuevo volumen de solvente, si el tapón no

está totalmente disuelto.

5. Repetir la operación si es necesario.

Procedimiento mecánico:



Este método se usa con frecuencia en combinación con un

solvente. Para ello se emplea el coiled tubing, equipado con

una mecha en el extremo de la tubería continua. El

procedimiento es el siguiente:

1. Bajar la tubería continua con mecha en el extremo.

2. Perforar el tapón circulando solvente.

3. Avanzar hasta que haya sido despejado el tapón.

4. Circular en el fondo.

5. Sacar tubería continua.

Fig.18 En el siguiente gráfico se representa el esquema de

un pozo durante los trabajos de limpieza de asfáltenos

depositados en la tubería de producción, utilizando un

equipo de coiled tubing.



7.5 REEMPLAZO DE LA SARTA DE PRODUCCIÓN

Durante el largo período de producción de los pozos se

hacen presentes una serie de factores, como arena de

formación, fluidos corrosivos, etc. que pueden ocasionar

falla o deterioro de alguno de los equipos que constituyen la

sarta de completación. Esta situación, que puede reducir los

niveles de producción o impedir el control eficiente de la

explotación, es generalmente remediada mediante la

entrada de un taladro de reacondicionamiento de pozos o

un equipo de suabeadura.

Aplicaciones:

Entre las principales situaciones donde es necesario

reemplazar alguno de los componentes de la sarta de

producción, están:

• Fallas de alguna de las empacaduras por exceso de

esfuerzos de tensión o compresión.

• Fugas en el cuerpo de la tubería de producción por

defectos de fábrica, falta de torque en las uniones o mal

diseño.

• Manga deslizante que no puede ser abierta o cerrada por

la erosión causada por la arena de formación.



• Válvula de seguridad que no funciona adecuadamente por

la erosión causada por arena de formación.

• Recuperación de un pescado que no pudo ser

previamente recuperado mediante trabajos con guaya fina.

• Instalación de mandriles para LAG, no instalados en la

completación original.

Procedimiento:

Estos trabajos se ejecutan, con equipos típicos de

rehabilitación de pozos, según el siguiente procedimiento:

1. Matar el pozo.


3. Reemplazar los elementos de la completación

deteriorados y agregar los equipos adicionales

programados.

4. Bajar la nueva completación.

5. Mudar.



Fig.19 El gráfico siguiente representa un pozo donde se ha

programado una reparación para cambiar la manga

erosionada por arena de formación que impide cerrar la

zona de alta producción de gas.

7.6 REEMPLAZO DE LA BOMBA DE SUBSUELO

Este tipo de reparación se efectúa con taladros o gabarras,

en caso de pozos profundos, y con equipos para trabajos

menores (suabedura), en los pozos someros.

Aplicaciones:

Las causas más frecuentes de estos trabajos son:

• Daño de la bomba por erosión de arena de formación.

• Daño del cilindro (barril) por golpeteo del pistón.

• Atascamiento del pistón de la bomba por la presencia de

parafina, asfalto o arena.

• Cambios en el comportamiento del pozo.

• Daño del motor de fondo (Bombas electrosumergibles).

Consecuencias:

Un pozo instalado con una bomba dañada o con una de

capacidad menor que la requerida puede causar pérdida



total de su producción o una reducción de su nivel óptimo

de producción.

Procedimiento:

El trabajo consiste en:

1. Matar el pozo.


3. Cambiar la bomba de subsuelo.

4. Mudar.

7.7 REEMPLAZO DE CABILLAS

Estos trabajos de reparación se efectúan generalmente con

equipos para trabajos menores (suabedura) ya que es un

tipo de completación muy típica de pozos someros.

Causas:

Las causas más frecuentes de estos trabajos son:

• Ruptura de cabillas por fatiga metálica.

• Desgaste de cabillas por roce con el revestidor, en pozos

desviados.

• Ruptura por atascamiento del pistón dentro de la bomba.

• Falla por diseño deficiente.

Consecuencias:



Pérdida temporal de la producción del pozo.

Procedimiento:

Los pasos a seguir para realizar este tipo de trabajo son:

1. Matar al pozo.


3. Cambiar las cabillas.

4. Mudar.

7.8 CAMBIO DE ZONAS PRODUCTORAS

En los pozos completados con varias empacaduras es muy

frecuente cerrar o abrir las diferentes zonas productoras

para evaluar y controlar sus comportamientos y poder

explotar eficientemente los yacimientos asociados. Estas

operaciones de cambio de zona sólo requieren el uso de

equipos de guaya fina que generalmente son provistos por

las empresas de servicio del ramo.

Aplicaciones:

Las aplicaciones de estos trabajos se listan a continuación:

• Evaluación del potencial de las zonas.

• Toma de registros de producción o de presión en forma

selectiva.



• Toma de muestras de hidrocarburos, en una zona

específica, para el análisis de PVT.

• Abrir a producción nuevas zonas.

• Abandono temporal o permanente de zonas por alta

producción de agua o gas.

Procedimiento:

La operación de cambio de zonas generalmente se efectúa

de dos formas:

1. Cerrando/abriendo las mangas deslizantes que

generalmente son instaladas en la sarta de completación.

2. Alojando tapones metálicos en los niples de asiento

instalados en la tubería de producción.

7.9 CAMBIO DE VÁLVULAS PARA LAG

Los pozos que en el futuro serán sometidos a levantamiento

artificial con gas, son generalmente completados con

mandriles, en cuyo interior hay un bolsillo donde pueden ser

alojadas las válvulas utilizadas en este método de

producción.

Aplicaciones:

Las situaciones más frecuentes donde se aplica este tipo de

reparación son:

• Cambio de las válvulas dañadas.



• Instalación de válvulas de LAG en remplazo de las válvulas

ciegas instaladas durante la completación.

• Reemplazo de las válvulas existentes por otras válvulas

con diferente calibración debido a la variación de la presión

de entrega del gas de LAG a los pozos.

Estos trabajos son ejecutados por compañías de servicio

quienes disponen del equipo de guaya fina y las

herramientas adecuadas para instalar y pescar las válvulas

para LAG.



Fig.20 La primera de las figuras siguientes representa una

completación de un pozo donde se muestran los mandriles

instalados en la sarta de completación y en la segunda un

mandril donde se encuentra instalada una válvula para LAG.

7.10 RECUPERACIÓN DE PESCADOS

Durante las operaciones de cambio de zonas, toma de

registros de producción o de presión, etc., se pueden caer o

atascar en el pozo alguna de las herramientas, materiales o

equipos utilizados en estos trabajos. La recuperación de

estos “pescados” se realiza con los equipos de guaya fina

que tienen disponibles las campañas especializadas en el

ramo. En caso de ser infructuosos los intentos para

recuperarlos, se hace necesario utilizar un taladro estándar

de rehabilitación de pozos.

Causas:

Dentro de las causas más comunes por las cuales se dejan

pescados en el hueco están:



• La falta de pericia o descuido del operador de guaya fina.

• Falta de información sobre las características de los

equipos de completación.

• Acumulación de sucio en la sarta de completación.

Consecuencias:

La presencia de pescado en la sarta de completación

impacta de la siguiente manera:

• Reduce el flujo de hidrocarburos.

• Impide el cierre de mangas y la colocación de tapones en

los niples.

• Impide efectuar pruebas y mediciones individuales de las

diferentes zonas.

Procedimiento:

Para los trabajos de recuperación de pescado se sigue el

siguiente procedimiento general:

1. Bajar un calibrador del diámetro de la tubería y

determinar la profundidad del pescado.

2. Bajar bloque de impresión para determinar el diámetro y

la posición del pescado.

3. Seleccionar y bajar el pescante adecuado.

4. Recuperar el pescado.



Fig.21 procedimiento de pescado

7.11 INSTALACIÓN DEL REGULADOR DE FLUJO

La instalación de reguladores de flujo (estranguladores) en

la tubería de producción reduce, en algunos casos, la alta

producción de gas o agua. Esta es una opción muy utilizada

antes de decidir la mudanza de un taladro para resolver el

problema. Generalmente estos estranguladores son

colocados mediante equipos de guaya fina, en alguno de los

niples de asiento de la completación.

Aplicación:



Generalmente los reguladores de flujo son empleados para

tratar de controlar la alta de producción de gas antes de

decidir mudar un taladro.

7.12 VENTAJAS DE LAS REPARACIONES A LOS

Los beneficios de los trabajos de reparación de pozos son

los siguientes:

1. Aliviar la contrapresión excesiva que se deriva de

formaciones taponadas u obstrucciones en el pozo o los

equipos en superficie.

2. Reparar o sustituir los equipos de pozos dañados (ej.

Equipo de producción con corrosión, acumulación de

incrustaciones o con fugas).

3. Reparar el daño a la formación en la región cercana al

pozo.

4. Aliviar problemas naturales tales como la conificación de

agua o formación de casquete de gas.

5. Aumentar la producción aislando una zona agotada y

disparando otra.

6. Mejorar el flujo del crudo que es muy viscoso como para

fluir fácilmente



7. Mayor permeabilidad al abrirse fracturas naturales o

crearse otras nuevas y mejora de las comunicación entre la

formación y el pozo (es decir, operaciones de

fracturamiento hidráulico).

8. Substitución del equipo de levantamiento artificial.

CONCLUSION

Concluimos que la reparación de pozos comprende de

una serie de procesos y/o técnicas, las cuales se llevan

acabo de acuerdo al diagnostico de la problemática que

afecta al pozo para así poder hacer una mejor selección de

la técnica de reparación, esto con la finalidad de combatir

los tipos de daños o problemas que se presenten y de esta

manera poder tener una mejor producción y/o extracción de

hidrocarburos.

BIBLIOGRAFIA

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Reparación mayores y menores en pozos petroleros TESIS

UNAM 2014

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Trabajos de reparación y mantenimiento de pozos para los

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4. Rehabilitación de Pozos

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5. ING. Ricardo Espinosa Ramos.

Curso de reparación y mantenimiento de pozos 2002

6. Racondicionamiento de pozo

Ecapetrol escuela de capacitación petrolera 2011


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