CARRERA DE ESPECIALIZACIN EN PETROLEO

PROYECTO INTEGRADOR

TEMA:

Autores:

Ing. Oscarina Hernndez

Tutor:

Ing.

2015

RESUMEN

El proceso de perforacin involucra para su realizacin dos tipos de energa: Energa Mecnica y Energa Hidrulica.

La energa mecnica impuesta sobre el fondo del pozo se refiere a la aplicacin de la carga sobre barrena, trasmitida a la formacin a ser perforada por esta ltima, y a la velocidad de rotacin impuesta en la barrena mediante la sarta de perforacin y la mesa rotaria. Con esto, los elementos cortadores de la barrena realizan la funcin de rascar, triturar o fracturar las formaciones.

La energa hidrulica proporcionada por la circulacin del fluido de control a travs del sistema circulatorio del pozo, tiene como principal funcin la limpieza del fondo del pozo y del agujero, as como el transporte de los mismos hacia la superficie.

Con la aplicacin de estas dos energas, se cumple con el fundamento bsico de la perforacin: destruir la roca y remover los recortes generados.

Con respecto a la energa hidrulica empleada en el proceso de perforacin de pozos petroleros, es comn suponer que sta se refiere nicamente a la determinacin de la relacin entre el gasto volumtrico de flujo (gasto de circulacin) y la presin de bombeo, as como a la seleccin de las toberas de la barrena que satisfaga alguna funcin objetivo (criterio de optimizacin). A esto se le ha denominado Optimizacin de la Hidrulica de perforacin.

Sin embargo, el empleo de la energa hidrulica durante las operaciones de perforacin incluye otros aspectos tales como el comportamiento de flujo de los fluidos (reologa), las prdidas de presin por friccin, las presiones generadas por el movimiento de tuberas dentro del pozo, el transporte de recortes desde el fondo del pozo hasta la superficie (capacidad de acarreo de recortes) y la utilizacin eficiente de la energa (optimizacin de la perforacin), as tambin tomando en cuenta la clasificacin de los diferentes tipos de fluidos de perforacin y las funciones de estos en el desarrollo de los proyectos de perforacin.

Por lo tanto, la determinacin de la utilizacin apropiada de la energa hidrulica disponible no estar completa si no se toman en cuenta los aspectos mencionados.

En estas notas se pretende proporcionar en forma prctica y simple, las diferentes relaciones empleadas en el anlisis de la Hidrulica de Perforacin, cubriendo los aspectos antes mencionados.

En la industria petrolera la restauracin de presiones se requiere realizar para poder predecir la vida futura del yacimiento y tomar medidas de accin para controlar la produccin.

Para realizar estas pruebas tenemos varios mtodos como el DST, prueba mediante bombeo hidrulico, por restauracin de presiones.

Para este tipo de pruebas de produccin se utiliza herramientas que nos permite registrar las presiones y temperatura del yacimiento, en petroproduccin se utilizaban para este trabajo de produccin, bombas de presin que en su interior llevaban una carta de presin la cual registraba presin, tiempo y temperatura que despus de registrar o terminar la prueba se proceda a subir esta herramienta a la superficie por medio de wireline.

Para sacar estas cartas de presin y ser analizadas por mtodos de ingeniera, el mtodo ms utilizado en petroproduccin era el de horner.

En la actualidad se utilizan herramientas que nos permiten registrar la presin, tiempo y temperatura del yacimiento los cuales son registradores de memoria electrnica o memory gauge. Los mencionados son sensores de fondo que nos permite realizar las pruebas.

Estas herramientas acumulan la informacin para que despus de sacar del fondo del pozo con la unidad de wireline (pulling tool), se procede a pasar toda la informacin almacenada, a un programa de computadora que nos procesara los resultados para determinar la produccin del pozo.

Estos equipos y herramientas utilizados para esta prueba son confiables para su trabajo, por ser electrnicos y los resultados de los reportes de los pozos son rpidos.

1.2 OBJETIVO GENERAL.

Realizar un estudio de los equipos y herramientas que se utilizan en las operaciones para la toma de restauracin de presiones en los pozos petroleros.

1.3 OBJETIVOS ESPECFICOS.

Estudiar las presiones estticas del yacimiento para optimizar las tasas de produccin de los pozos petrolferos.

Analizar los resultados obtenidos en las operaciones de restauracin de presiones (BUILD UP).

Aplicacin de los resultados.

Datos tcnicos de los equipos y herramientas para la obtencin de

(BUILD UP).

Parmetros de medida para la operacin optima de un pozo productivo.

1.4 JUSTIFICACIN.

Los pozos petroleros aportan con su produccin diaria como objeto principal y respuesta a la inversin que realizan las empresas en la actividad hidrocarburfera, la inversin de nuestra actividad necesita una base que permita asegurarse en el presente y en el futuro la recuperacin y ganancias de esta inversin, la toma de restauracin de presiones en los pozos permite tener parmetros tcnicos que ayudan a tomar decisiones oportunas para mantener los pozos en niveles productivos aceptables as como parmetros para poder proyectarse hacia el futuro.

1.6 MTODOS DE INVESTIGACION.

Analtico.- se utiliza la revisin de manuales tcnicos de los equipos y herramientas utilizados para la toma de BUILD UP tambin unos de los mtodos tericos utilizando (HORNER) para el anlisis de los parmetros y datos obtenidos con estas herramientas.

Investigativo.- en el campo y la literatura tcnica disponible.

CAPTULO II

2.1 MARCO TERICO

Funciones del fluido de perforacin

Las funciones del fluido de perforacin describen las tareas que el fluido de perforacin es capaz de desempear, aunque algunas de stas no sean esenciales en cada pozo. La remocin de los recortes del pozo y el control de las presiones de la formacin son funciones sumamente importantes. Aunque el orden de importancia sea determinado por las condiciones del pozo y las operaciones en curso, las funciones ms comunes del fluido de perforacin son las siguientes:

1. Retirar los recortes del pozo.

2. Controlar las presiones de la formacin.

3. Suspender y descargar los recortes.

4. Obturar las formaciones permeables.

5. Mantener la estabilidad del agujero.

6. Minimizar los daos al yacimiento.

7. Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforacin.

8. Transmitir la energa hidrulica a las herramientas y a la barrena.

9. Asegurar una evaluacin adecuada de la formacin.

10. Controlar la corrosin.

11. Facilitar la cementacin y la completacin.

12. Minimizar el impacto al ambiente.

Los recortes de perforacin deben ser retirados del pozo a medida que son generados por la barrena. A este fin, se hace circular un fluido de perforacin dentro de la columna de perforacin y a travs de la barrena, el cual arrastra y transporta los recortes hasta la superficie, subiendo por el espacio anular. La remocin de los recortes (limpieza del agujero) depende del tamao, forma y densidad de los recortes, unidos a la Velocidad de Penetracin (ROP); de la rotacin de la columna de perforacin; y de la viscosidad, densidad y velocidad anular del fluido de perforacin.

Viscosidad.

La viscosidad y las propiedades reolgicas de los fluidos de perforacin tienen un efecto importante sobre la limpieza del pozo. Los recortes se sedimentan rpidamente en fluidos de baja viscosidad (agua, por ejemplo) y son difciles de circular fuera del pozo. En general, los fluidos de mayor viscosidad mejoran el transporte de los recortes. La mayora de los lodos de perforacin son tixotrpicos, es decir que se gelifican bajo condiciones estticas.

Esta caracterstica puede suspender los recortes mientras que se efectan las conexiones de tuberas y otras situaciones durante las cuales no se hace circular el lodo. Los fluidos que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte y que tienen altas viscosidades a bajas velocidades anulares han demostrado ser mejores para una limpieza eficaz del pozo.

Velocidad.

En general, la remocin de los recortes es mejorada por las altas velocidades anulares. Sin embargo, con los fluidos de perforacin ms diluidos, las altas velocidades pueden causar un flujo turbulento que ayuda a limpiar el agujero, pero puede producir otros problemas de perforacin o en el agujero. La velocidad a la cual un recorte se sedimenta en un fluido se llama velocidad de cada. La velocidad de cada de un recorte depende de su densidad, tamao y forma, y de la viscosidad, densidad y velocidad del fluido de perforacin. Si la velocidad anular del fluido de perforacin es mayor que la velocidad de cada del recorte, el recorte ser transportado hasta la superficie.

La velocidad neta a la cual un recorte sube por el espacio anular se llama velocidad de transporte.

En un pozo vertical: Velocidad de transporte = Velocidad anular - velocidad de cada

(Observacin: La velocidad de cada, la velocidad de transporte y los efectos de la reologa y de las condiciones hidrulicas sobre el transporte de los recortes se describirn detalladamente en otro captulo.) El transporte de recortes en los pozos de alto ngulo y horizontales es ms difcil que en los pozos verticales.

La velocidad de transporte, tal como fue definida para los pozos verticales, no es aplicable en el caso de pozos desviados, visto que los recortes se sedimentan en la parte baja del pozo, en sentido perpendicular a la trayectoria de flujo del fluido, y no en sentido contrario al flujo de fluido de perforacin.

En los pozos horizontales, los recortes se acumulan a lo largo de la parte inferior del pozo, formando camas de recortes. Estas camas restringen el flujo, aumentan el torque, y son difciles de eliminar. Se usan dos mtodos diferentes para las situaciones de limpieza difcil del pozo que suelen ser encontradas en los pozos de alto ngulo y horizontales:

a) El uso de fluidos tixotrpicos que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte y que tienen una alta Viscosidad a Muy Baja Velocidad de Corte (LSRV) y condiciones de flujo laminar. Ejemplos de estos tipos de fluido incluyen los sistemas de biopolmeros como FLO-PRO, y las lechadas de bentonita floculadas tal como el sistema DRILPLEXTM de Hidrxido de Metales Mezclados (MMH). Dichos sistemas de fluidos de perforacin proporcionan una alta viscosidad con un perfil de velocidad anular relativamente plano, limpiando una mayor porcin de la seccin transversal del pozo. Este mtodo tiende a suspender los recortes en la trayectoria de flujo del lodo e impide que los recortes se sedimenten en la parte baja del pozo. Con los lodos densificados, el transporte de los recortes puede ser mejorado aumentando las indicaciones de 3 y 6 RPM del cuadrante de Fann (indicaciones de LSRV) de 1 a 1 1/2 veces el tamao del pozo en pulgadas, y usando el ms alto caudal laminar posible.

b) El uso de un alto caudal y de un lodo fluido para obtener un flujo turbulento. El flujo turbulento proporcionar una buena limpieza del pozo e impedir que los recortes se sedimenten durante la circulacin, pero stos se sedimentarn rpidamente cuando se interrumpa la circulacin. Este mtodo funciona manteniendo los recortes suspendidos bajo el efecto de la turbulencia y de las altas velocidades anulares. Es ms eficaz cuando se usan fluidos no densificados de baja densidad en formaciones competentes (que no se desgastan fcilmente).

La eficacia de esta tcnica puede ser limitada por distintos factores, incluyendo un agujero de gran tamao, una bomba de baja capacidad, una integridad insuficiente de la formacin y el uso de motores de fondo y herramientas de fondo que limitan el caudal.

Densidad.

Los fluidos de alta densidad facilitan la limpieza del pozo aumentando las fuerzas de flotacin que actan sobre los recortes, lo cual contribuye a su remocin del pozo. En comparacin con los fluidos de menor densidad, los fluidos de alta densidad pueden limpiar el agujero de manera adecuada, aun con velocidades anulares ms bajas y propiedades reolgicas inferiores. Sin embargo, el peso del lodo en exceso del que se requiere para equilibrar las presiones de la formacin tiene un impacto negativo sobre la operacin de perforacin; por lo tanto, este peso nunca debe ser aumentado a efectos de limpieza del agujero.

Rotacin de la columna de perforacin.

Las altas velocidades de rotacin tambin facilitan la limpieza del pozo introduciendo un componente circular en la trayectoria del flujo anular. Este flujo helicoidal (en forma de espiral o sacacorchos) alrededor de la columna de perforacin hace que los recortes de perforacin ubicados cerca de la pared del pozo, donde existen condiciones de limpieza del pozo deficientes, regresen hacia las regiones del espacio anular que tienen mejores caractersticas de transporte. Cuando es posible, la rotacin de la columna de perforacin constituye uno de los mejores mtodos para retirar camas de recortes en pozos de alto ngulo y pozos horizontales.

CONTROLAR LAS PRESIONES DE LA FORMACIN.

Como se mencion anteriormente, una funcin bsica del fluido de perforacin es controlar las presiones de la formacin para garantizar una operacin de perforacin segura.

Tpicamente, a medida que la presin de la formacin aumenta, se aumenta la densidad del fluido de perforacin agregando barita para equilibrar las presiones y mantener la estabilidad del agujero.

Esto impide que los fluidos de formacin fluyan hacia el pozo y que los fluidos de formacin presurizados causen un reventn.

La presin ejercida por la columna de fluido de perforacin mientras est esttica (no circulando) se llama presin hidrosttica y depende de la densidad (peso del lodo) y de la Profundidad Vertical Verdadera (TVD) del pozo.

Si la presin hidrosttica de la columna de fluido de perforacin es igual o superior a la presin de la formacin, los fluidos de la formacin no fluirndentro del pozo. Mantener un pozo bajo control se describe frecuentemente como un conjunto de condiciones bajo las cuales ningn fluido de la formacin fluye dentro del pozo.

Pero esto tambin incluye situaciones en las cuales se permite que los fluidos de la formacin fluyan dentro del pozo bajo condiciones controladas. Dichas condiciones varan de los casos en que se toleran altos niveles de gas de fondo durante la perforacin, a situaciones en que el pozo produce cantidades comerciales de petrleo y gas mientras se est perforando.

El control de pozo (o control de presin) significa que no hay ningn flujo incontrolable de fluidos de la formacin dentro del pozo.

La presin hidrosttica tambin controla los esfuerzos adyacentes al pozo y que no son ejercidos por los fluidos de la formacin.

En las regiones geolgicamente activas, las fuerzas tectnicas imponen esfuerzos sobre las formaciones y pueden causar la inestabilidad de los pozos, aunque la presin del fluido de la formacin est equilibrada. Los pozos ubicados en formaciones sometidas a esfuerzos tectnicos pueden ser estabilizados equilibrando estos esfuerzos con la presin hidrosttica. Igualmente, la orientacin del pozo en los intervalos de alto ngulo y horizontales puede reducir la estabilidad del pozo, lo cual tambin se puede controlar con la presin hidrosttica. Las presiones normales de formacin varan de un gradiente de presin de 0,433 psi/pie (equivalente a 8,33 lb/gal de agua dulce) en las reas ubicadas tierra adentro, a 0,465 psi/pie (equivalente a 8,95 lb/gal) en las cuencas marinas.

La elevacin, ubicacin, y varios procesos e historias geolgicas crean condiciones donde las presiones de la formacin se desvan considerablemente de estos valores normales.

La densidad del fluido de perforacin puede variar desde la densidad del aire (bsicamente 0 psi/pie) hasta ms de 20,0 lb/gal (1,04 psi/pie).

Las formaciones con presiones por debajo de lo normal se perforan frecuentemente con aire, gas, niebla, espuma rgida, lodo aireado o fluidos especiales de densidad ultrabaja (generalmente a base de petrleo).

El peso de lodo usado para perforar un pozo est limitado por el peso mnimo necesario para controlar las presiones de la formacin y el peso mximo del lodo que no fracturar la formacin. En la prctica, conviene limitar el peso del lodo al mnimo necesario para asegurar el control del pozo y la estabilidad del pozo.

SUSPENDER Y DESCARGAR LOS RECORTES.

Los lodos de perforacin deben suspender los recortes de perforacin, los materiales densificantes y los aditivos bajo una amplia variedad de condiciones, sin embargo deben permitir la remocin de los recortes por el equipo de control de slidos. Los recortes de perforacin que se sedimentan durante condiciones estticas pueden causar puentes y rellenos, los cuales, por su parte, pueden producir el atascamiento de la tubera o la prdida de circulacin. El material densificante que se sedimenta constituye un asentamiento y causa grandes variaciones de la densidad del fluido del pozo. El asentamiento ocurre con mayor frecuencia bajo condiciones dinmicas en los pozos de alto ngulo donde el fluido est circulando a bajas velocidades anulares.

Las altas concentraciones de slidos de perforacin son perjudiciales para prcticamente cada aspecto de la operacin de perforacin, principalmente la eficacia de la perforacin y la velocidad de penetracin (ROP). Estas concentraciones aumentan el peso y la viscosidad del lodo, produciendo mayores costos de mantenimiento y una mayor necesidad de dilucin. Tambin aumentan la potencia requerida para la circulacin, el espesor del revoque, el torque y el arrastre, y la probabilidad de pegadura por presin diferencial.

Se debe mantener un equilibrio entre las propiedades del fluido de perforacin que suspenden los recortes y las propiedades que facilitan la remocin de los recortes por el equipo de control de slidos. La suspensin de los recortes requiere fluidos de alta viscosidad que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte con propiedades tixotrpicas, mientras que el equipo de remocin de slidos suele funcionar ms eficazmente con fluidos de viscosidad ms baja. El equipo de control de slidos no es tan eficaz con los fluidos de perforacin que no disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte, los cuales tienen un alto contenido de slidos y una alta viscosidad plstica.

Para lograr un control de slidos eficaz, los slidos de perforacin deben ser extrados del fluido de perforacin durante la primera circulacin proveniente del pozo. Al ser circulados de nuevo, los recortes se descomponen en partculas ms pequeas que son ms difciles de retirar. Un simple mtodo para confirmar la remocin de los slidos de perforacin consiste en comparar el porcentaje de arena en el lodo en la lnea de flujo y en el tanque de succin.

OBTURAR LAS FORMACIONES PERMEABLES.

La permeabilidad se refiere a la capacidad de los fluidos de fluir a travs de formaciones porosas; las formaciones deben ser permeables para que los hidrocarburos puedan ser producidos. Cuando la presin de la columna de lodo es ms alta que la presin de la formacin, el filtrado invade la formacin y un revoque se deposita en la pared del pozo. Los sistemas de fluido de perforacin deberan estar diseados para depositar sobre la formacin un delgado revoque de baja permeabilidad con el fin de limitar la invasin de filtrado. Esto mejora la estabilidad del pozo y evita numerosos problemas de perforacin y produccin. Los posibles problemas relacionados con un grueso revoque y la filtracin excesiva incluyen las condiciones de pozo reducido, registros de mala calidad, mayor torque y arrastre, tuberas atascadas, prdida de circulacin, y daos a la formacin.

En las formaciones muy permeables con grandes gargantas de poros, el lodo entero puede invadir la formacin, segn el tamao de los slidos del lodo. Para estas situaciones, ser necesario usar agentes puenteantes para bloquear las aberturas grandes, de manera que los slidos del lodo puedan formar un sello. Para ser eficaces, los agentes puenteantes deben tener un tamao aproximadamente igual a la mitad del tamao de la abertura ms grande. Los agentes puenteantes incluyen el carbonato de calcio, la celulosa molida y una gran variedad de materiales de prdida por infiltracin u otros materiales finos de prdida de circulacin.

Segn el sistema de fluido de perforacin que se use, varios aditivos pueden ser aplicados para mejorar el revoque, limitando la filtracin. Estos incluyen la bentonita, los polmeros naturales y sintticos, el asfalto y la gilsonita, y los aditivos desfloculantes orgnicos.

MANTENER LA ESTABILIDAD DEL AGUJERO.

La estabilidad del pozo constituye un equilibrio complejo de factores mecnicos (presin y esfuerzo) y qumicos. La composicin qumica y las propiedades del lodo deben combinarse para proporcionar un pozo estable hasta que se pueda introducir y cementar la tubera de revestimiento.

Independientemente de la composicin qumica del fluido y otros factores, el peso del lodo debe estar comprendido dentro del intervalo necesario para equilibrar las fuerzas mecnicas que actan sobre el pozo (presin de la formacin, esfuerzos del pozo relacionados con la orientacin y la tectnica). La inestabilidad del pozo suele ser indicada por el derrumbe de la formacin, causando condiciones de agujero reducido, puentes y relleno durante las maniobras. Esto requiere generalmente el ensanchamiento del pozo hasta la profundidad original. (Se debe tener en cuenta que estos mismos sntomas tambin indican problemas de limpieza del pozo en pozos de alto ngulo y pozos difciles de limpiar.)

La mejor estabilidad del pozo se obtiene cuando ste mantiene su tamao y su forma cilndrica original. Al desgastarse o ensancharse de cualquier manera, el pozo se hace ms dbil y es ms difcil de estabilizar. El ensanchamiento del pozo produce una multitud de problemas, incluyendo bajas velocidades anulares, falta de limpieza del pozo, mayor carga de slidos, evaluacin deficiente de la formacin, mayores costos de cementacin y cementacin inadecuada.

El ensanchamiento del pozo a travs de las formaciones de arena y arenisca se debe principalmente a las acciones mecnicas, siendo la erosin generalmente causada por las fuerzas hidrulicas y las velocidades excesivas a travs de las toberas de la barrena. Se puede reducir considerablemente el ensanchamiento del pozo a travs de las secciones de arena adoptando un programa de hidrulica ms prudente, especialmente en lo que se refiere a la fuerza de impacto y a la velocidad de la tobera. Las arenas mal consolidadas y dbiles requieren un ligero sobrebalance y un revoque de buena calidad que contenga bentonita para limitar el ensanchamiento del pozo.

En las lutitas, si el peso del lodo es suficiente para equilibrar los esfuerzos de la formacin, los pozos son generalmente estables inicialmente. Con lodos a base de agua, las diferencias qumicas causan interacciones entre el fluido de perforacin y la lutita, las cuales pueden producir (con el tiempo) el hinchamiento o el ablandamiento. Esto causa otros problemas, tales como el asentamiento y condiciones de agujero reducido. Las lutitas secas, quebradizas, altamente fracturadas, con altos ngulos de buzamiento pueden ser extremadamente inestables cuando son perforadas. La insuficiencia de estas formaciones secas y quebradizas es principalmente de carcter mecnico y normalmente no est relacionada con las fuerzas hidrulicas o qumicas.

Varios inhibidores o aditivos qumicos pueden ser agregados para facilitar el control de las interacciones entre el lodo y la lutita. Los sistemas con altos niveles de calcio, potasio u otros inhibidores qumicos son mejores para perforar en formaciones sensibles al agua. Sales, polmeros, materiales asflticos, glicoles, aceites, agentes tensioactivos y otros inhibidores de lutita pueden ser usados en los fluidos de perforacin a base de agua para inhibir el hinchamiento de la lutita e impedir el derrumbe. La lutita est caracterizada por composiciones y sensibilidades tan variadas que no se puede aplicar universalmente ningn aditivo en particular.

Los fluidos de perforacin a base de petrleo o sintticos se usan frecuentemente para perforar las lutitas ms sensibles al agua, en reas donde las condiciones de perforacin son difciles.

Estos fluidos proporcionan una mejor inhibicin de lutita que los fluidos de perforacin a base de agua.

Las arcillas y lutitas no se hidratan ni se hinchan en la fase continua, y la inhibicin adicional es proporcionada por la fase de salmuera emulsionada (generalmente cloruro de calcio) de estos fluidos.

La salmuera emulsionada reduce la actividad del agua y crea fuerzas osmticas que impiden la adsorcin del agua por las lutitas.

MINIMIZAR LOS DAOS AL YACIMIENTO.

La proteccin del yacimiento contra daos que podran perjudicar la produccin es muy importante.

Cualquier reduccin de la porosidad o permeabilidad natural de una formacin productiva es considerada como dao a la formacin. Estos daos pueden producirse como resultado de la obturacin causada por el lodo o los slidos de perforacin, o de las interacciones qumicas (lodo) y mecnicas (conjunto de perforacin) con la formacin. El dao a la formacin es generalmente indicado por un valor de dao superficial o por la cada de presin que ocurre mientras el pozo est produciendo (diferencial de presin del yacimiento al pozo).

El tipo de procedimiento y mtodo de completacin determinar el nivel de proteccin requerido para la formacin. Por ejemplo, cuando un pozo est entubado, cementado y perforado, la profundidad de perforacin permite generalmente una produccin eficaz, a pesar de los daos que puedan existir cerca del agujero. En cambio, cuando se termina un pozo horizontal usando uno de los mtodos de completacin en pozo abierto, se requiere usar un fluido de perforacin del yacimiento diseado especialmente para minimizar los daos. Aunque los daos causados por el fluido de perforacin no sean casi nunca tan importantes que no se pueda producir el petrleo y/o gas, sera prudente tener en cuenta los posibles daos a la formacin al seleccionar un fluido para perforar los intervalos productivos potenciales.

Algunos de los mecanismos ms comunes causantes de daos a la formacin son los siguientes:

a) Invasin de la matriz de la formacin por el lodo o los slidos de perforacin, obturando los poros.

b) Hinchamiento de las arcillas de la formacin dentro del yacimiento, reduciendo la permeabilidad.

c) Precipitacin de los slidos como resultado de la incompatibilidad entre el filtrado y los fluidos de la formacin.

d) Precipitacin de los slidos del filtrado del lodo con otros fluidos, tales como las salmueras o los cidos, durante los procedimientos de completacin o estimulacin.

e) Formacin de una emulsin entre el filtrado y los fluidos de la formacin, limitando la

permeabilidad.

La posibilidad de daos a la formacin puede ser determinada a partir de los datos de pozos de referencia y del anlisis de los ncleos de la formacin para determinar la permeabilidad de retorno.

Fluidos de perforacin diseados para minimizar un problema en particular, fluidos de perforacin del yacimiento diseados especialmente, o fluidos de rehabilitacin y completacin pueden ser usados para minimizar los daos a la formacin.

ENFRIAR, LUBRICAR Y APOYAR LA BARRENA Y EL CONJUNTO DE PERFORACIN.

Las fuerzas mecnicas e hidrulicas generan una cantidad considerable de calor por friccin en la barrena y en las zonas donde la columna de perforacin rotatoria roza contra la tubera de revestimiento y el pozo. La circulacin del fluido de perforacin enfra la barrena y el conjunto de perforacin, alejando este calor de la fuente y distribuyndolo en todo el pozo. La circulacin del fluido de perforacin enfra la columna de perforacin hasta temperaturas ms bajas que la temperatura de fondo. Adems de enfriar, el fluido de perforacin lubrica la columna de perforacin, reduciendo an ms el calor generado por friccin. Las barrenas, los motores de fondo y los componentes de la columna de perforacin fallaran ms rpidamente si no fuera por los efectos refrigerantes y lubricantes del fluido de perforacin.

La lubricidad de un fluido en particular es medida por su Coeficiente de Friccin (COF), y algunos lodos proporcionan una lubricacin ms eficaz que otros. Por ejemplo, los lodos base de aceite y sinttico lubrican mejor que la mayora de los lodos base agua, pero stos pueden ser mejorados mediante la adicin de lubricantes. En cambio, los lodos base agua proporcionan una mayor lubricidad y capacidad refrigerante que el aire o el gas.

El coeficiente de lubricacin proporcionado por un fluido de perforacin vara ampliamente y depende del tipo y de la cantidad de slidos de perforacin y materiales densificantes, adems de la composicin qumica del sistema pH, salinidad y dureza. La modificacin de la lubricidad del lodo no es una ciencia exacta. Aun cuando se ha realizado una evaluacin exhaustiva, teniendo en cuenta todos los factores pertinentes, es posible que la aplicacin de un lubricante no produzca la reduccin anticipada del torque y del arrastre.

Altos valores de torque y arrastre, un desgaste anormal, y el agrietamiento por calor de los componentes de la columna de perforacin constituyen indicios de una lubricacin deficiente.

Sin embargo, se debe tener en cuenta que estos problemas tambin pueden ser causados por grandes patas de perro y problemas de desviacin, embolamiento de la barrena, asentamiento ojo de llave, falta de limpieza del agujero y diseo incorrecto del conjunto de fondo. Aunque un lubricante pueda reducir los sntomas de estos problemas, la causa propiamente dicha debe ser corregida para solucionar el problema. El fluido de perforacin ayuda a soportar una porcin del peso de la columna de perforacin o tubera de revestimiento mediante la flotabilidad. Cuando una columna de perforacin, una tubera de revestimiento corta o una tubera de revestimiento est suspendida en el fluido de perforacin, una fuerza igual al peso del lodo desplazado la mantiene a flote, reduciendo la carga del gancho en la torre de perforacin. La flotabilidad est directamente relacionada con el peso del lodo; por lo tanto, un fluido de 18-lb/gal proporcionar el doble de la flotabilidad proporcionada por un fluido de 9-lb/gal. El peso que una torre de perforacin puede sostener est limitado por su capacidad mecnica, un factor que se hace cada vez ms importante con el aumento de la profundidad, a medida que el peso de la sarta de perforacin y de la tubera de revestimiento se hace enorme. Aunque la mayora de los equipos de perforacin tengan suficiente capacidad para manejar el peso de la columna de perforacin sin flotabilidad, ste es un factor importante que se debe tener en cuenta al evaluar el punto neutro (cuando la columna de perforacin no est sometida a ningn esfuerzo de tensin o compresin). Sin embargo, cuando se introducen largas y pesadas tuberas de revestimiento, se puede usar la flotabilidad para proporcionar una ventaja importante. Cuando se usa la flotabilidad, es posible introducir tuberas de revestimiento cuyo peso excede la capacidad de carga del gancho de un equipo de perforacin. Si la tubera de revestimiento no est completamente llena de lodo al ser introducida dentro del agujero, el volumen vaco dentro de la tubera de revestimiento aumenta la flotabilidad, reduciendo considerablemente la carga del gancho a utilizar. Este proceso se llama introduccin por flotacin (floating in) de la tubera de revestimiento.

TRANSMITIR LA ENERGA HIDRULICA A LAS HERRAMIENTAS Y A LA BARRENA.

La energa hidrulica puede ser usada para maximizar la velocidad de penetracin (ROP), mejorando la remocin de recortes en la barrena. Esta energa tambin alimenta los motores de fondo que hacen girar la barrena y las herramientas de Medicin al Perforar (MWD) y Registro al Perforar (LWD). Los programas de hidrulica se basan en el dimensionamiento correcto de las toberas de la barrena para utilizar la potencia disponible (presin o energa) de la bomba de lodo a fin de maximizar la cada de presin en la barrena u optimizar la fuerza de impacto del chorro sobre el fondo del pozo. Los programas de hidrulica estn limitados por la potencia disponible de la bomba, las prdidas de presin dentro de la columna de perforacin, la presin superficial mxima permisible y el caudal ptimo. Los tamaos de las toberas se seleccionan con el fin de aprovechar la presin disponible en la barrena para maximizar el efecto del impacto de lodo en el fondo del pozo. Esto facilita la remocin de los recortes debajo de la barrena y ayuda a mantener limpia la estructura de corte. Las prdidas de presin en la columna de perforacin son mayores cuando se usan fluidos con densidades, viscosidades plsticas y contenidos de slidos ms altos. El uso de tuberas de perforacin o juntas de tubera de perforacin de pequeo dimetro interior (DI), motores de fondo y herramientas de MWD/LWD reduce la cantidad de presin disponible en la barrena. Los fluidos de perforacin que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte, de bajo contenido de slidos, o los fluidos que tienen caractersticas reductoras de arrastre, son ms eficaces para transmitir la energa hidrulica a las herramientas de perforacin y a la barrena.

En los pozos someros, la potencia hidrulica disponible es generalmente suficiente para asegurar la limpieza eficaz de la barrena. Como la presin disponible en la columna de perforacin disminuye a medida que se aumenta la profundidad del pozo, se alcanzar una profundidad a la cual la presin ser insuficiente para asegurar la limpieza ptima de la barrena. Se puede aumentar esta profundidad controlando cuidadosamente las propiedades del lodo.

ASEGURAR UNA EVALUACIN ADECUADA DE LA FORMACIN.

La evaluacin correcta de la formacin es esencial para el xito de la operacin de perforacin, especialmente durante la perforacin exploratoria. Las propiedades qumicas y fsicas del lodo afectan la evaluacin de la formacin. Las condiciones fsicas y qumicas del agujero despus de la perforacin tambin afectan la evaluacin de la formacin. Durante la perforacin, tcnicos llamados registradores de lodo (Mud Loggers) controlan la circulacin del lodo y de los recortes para detectar indicios de petrleo y gas. Estos tcnicos examinan los recortes para determinar la composicin mineral, la paleontologa y detectar cualquier indicio visual de hidrocarburos. Esta informacin se registra en unregistro geolgico (mud log) que indica la litologa, la velocidad de penetracin (ROP), la deteccin de gas y los recortes impregnados de petrleo, adems de otros parmetros geolgicos y de perforacin importantes.

Los registros elctricos con cable son realizados para evaluar la formacin con el fin de obtener informacin adicional. Tambin se pueden obtener ncleos de pared usando herramientas transportadas por cable de alambre. Los registros con cable incluyen la medicin de las propiedades elctricas, snicas, nucleares y de resonancia magntica de la formacin, para identificar la litologa y los fluidos de la formacin. Herramientas de LWD estn disponibles para obtener un registro continuo mientras se perfora el pozo. Tambin se perfora una seccin cilndrica de la roca (un ncleo) en las zonas de produccin para realizar la evaluacin en el laboratorio con el fin de obtener la informacin deseada. Las zonas productivas potenciales son aisladas y evaluadas mediante la realizacin de Pruebas de Intervalo (FT) o Pruebas de Productividad Potencial de la Formacin (DST) para obtener datos de presin y muestras de fluido.

Todos estos mtodos de evaluacin de la formacin son afectados por el fluido de perforacin. Por ejemplo, si los recortes se dispersan en el lodo, el gelogo no tendr nada que evaluar en la superficie. O si el transporte de los recortes no es bueno, ser difcil para el gelogo determinar la profundidad a la cual los recortes se originaron. Los lodos a base de petrleo, lubricantes, asfaltos y otros aditivos ocultarn los indicios de hidrocarburos en los recortes. Ciertos registros elctricos son eficaces en fluidos conductores, mientras que otros lo son en fluidos no conductores. Las propiedades del fluido de perforacin afectarn la medicin de las propiedades de la roca por las herramientas elctricas de cable. El filtrado excesivo puede expulsar el petrleo y el gas de la zona prxima al agujero, perjudicando los registros y las muestras obtenidas por las pruebas FT o DST. Los lodos que contienen altas concentraciones inicas de potasio perjudican el registro de la radioactividad natural de la formacin. La salinidad alta o variable del filtrado puede dificultar o impedir la interpretacin de los registros elctricos.

Las herramientas de registro con cable deben ser introducidas desde la superficie hasta el fondo, y las propiedades de la roca se miden a medida que las herramientas son retiradas del pozo. Para un registro con cable ptimo, el lodo no debe ser demasiado denso y debe mantener la estabilidad del pozo y suspender cualesquier recortes o derrumbes. Adems, el pozo debe mantener el mismo calibre desde la superficie hasta el fondo, visto que el ensanchamiento excesivo del dimetro interior y/o los revoques gruesos pueden producir diferentes respuestas al registro y aumentar la posibilidad de bloqueo de la herramienta de registro.

La seleccin del lodo requerido para perforar un ncleo est basada en el tipo de evaluacin a realizar. Si se extrae un ncleo solamente para determinar la litologa (anlisis mineral), el tipo de lodo no es importante. Si el ncleo ser usado para estudios de inyeccin de agua y/o humectabilidad, ser necesario usar un lodo suave a base de agua, de pH neutro, sin agentes tensioactivos o diluyentes. Si el ncleo ser usado para medir la saturacin de agua del yacimiento, se suele recomendar un lodo suave a base de aceite con una cantidad mnima de agentes tensioactivos y sin agua o sal. Muchas operaciones de extraccin de ncleos especifican un lodo suave con una cantidad mnima de aditivos.

CONTROLAR LA CORROSIN.

Los componentes de la columna de perforacin y tubera de revestimiento que estn constantemente en contacto con el fluido de perforacin estn propensos a varias formas de corrosin. Los gases disueltos tales como el oxgeno, dixido de carbono y sulfuro de hidrgeno pueden causar graves problemas de corrosin, tanto en la superficie como en el fondo del pozo. En general, un pH bajo agrava la corrosin. Por lo tanto, una funcin importante del fluido de perforacin es mantener la corrosin a un nivel aceptable. Adems de proteger las superficies metlicas contra la corrosin, el fluido de perforacin no debera daar los componentes de caucho o elastmeros. Cuando los fluidos de la formacin y/o otras condiciones de fondo lo justifican, metales y elastmeros especiales deberan ser usados. Muestras de corrosin deberan ser obtenidas durante todas las operaciones de perforacin para controlar los tipos y las velocidades de corrosin. La aireacin del lodo, formacin de espuma y otras condiciones de oxgeno ocluido pueden causar graves daos por corrosin en poco tiempo. Los inhibidores qumicos y secuestradores son usados cuando el riesgo de corrosin es importante. Los inhibidores qumicos deben ser aplicados correctamente. Las muestras de corrosin deberan ser evaluadas para determinar si se est usando el inhibidor qumico correcto y si la cantidad es suficiente. Esto mantendr la velocidad de corrosin a un nivel aceptable. El sulfuro de hidrgeno puede causar una falla rpida y catastrfica de la columna de perforacin. Este producto tambin es mortal para los seres humanos, incluso despus de cortos periodos de exposicin y en bajas concentraciones. Cuando se perfora en ambientes de alto contenido de H2S, se recomienda usar fluidos de alto pH, combinados con un producto qumico secuestrador de sulfuro, tal como el cinc.

FACILITAR LA CEMENTACIN Y LA COMPLETACIN.

El fluido de perforacin debe producir un pozo dentro del cual la tubera de revestimiento puede ser introducida y cementada eficazmente, y que no dificulte las operaciones de completacin. La cementacin es crtica para el aislamiento eficaz de la zona y la completacin exitosa del pozo. Durante la introduccin de la tubera de revestimiento, el lodo debe permanecer fluido y minimizar el suabeo y pistoneo, de manera que no se produzca ninguna prdida de circulacin inducida por las fracturas. Resulta ms fcil introducir la tubera de revestimiento dentro de un pozo liso de calibre uniforme, sin recortes, derrumbes o puentes. El lodo debera tener un revoque fino y liso. Para que se pueda cementar correctamente la tubera de revestimiento, todo el lodo debe ser desplazado por los espaciadores, los fluidos de limpieza y el cemento. El desplazamiento eficaz del lodo requiere que el pozo tenga un calibre casi uniforme y que el lodo tenga una baja viscosidad y bajas resistencias de gel no progresivas. Las operaciones de completacin tales como la perforacin y la colocacin de filtros de grava tambin requieren que el pozo tenga un calibre casi uniforme y pueden ser afectadas por las caractersticas del lodo.

MINIMIZAR EL IMPACTO AL AMBIENTE.

Con el tiempo, el fluido de perforacin se convierte en un desecho y debe ser eliminado de conformidad con los reglamentos ambientales locales. Los fluidos de bajo impacto ambiental que pueden ser eliminados en la cercana del pozo son los ms deseables. La mayora de los pases han establecido reglamentos ambientales locales para los desechos de fluidos de perforacin. Los fluidos a base de agua, a base de petrleo, anhidros y sintticos estn sujetos a diferentes consideraciones ambientales y no existe ningn conjunto nico de caractersticas ambientales que sea aceptable para todas las ubicaciones. Esto se debe principalmente a las condiciones complejas y cambiantes que existen por todo el mundo, la ubicacin y densidad de las poblaciones humanas, la situacin geogrfica local (costa afuera o en tierra), altos o bajos niveles de precipitacin, la proximidad del sitio de eliminacin respecto a las fuentes de agua superficiales y subterrneas, la fauna y flora local, y otras condiciones. RESUMEN La recomendacin de un sistema de fluido de perforacin debera estar basada en la capacidad del fluido para lograr las funciones esenciales y minimizar los problemas anticipados en el pozo. Aunque las funciones descritas en este captulo sirvan de pautas para la seleccin del lodo, estas funciones no deberan constituir la nica base para la seleccin de un fluido de perforacin para un pozo en particular. El proceso de seleccin debe fundarse en una amplia base de experiencias, conocimientos locales y el estudio de las mejores tecnologas disponibles. SELECCIN DEL LODO Inicialmente, la anticipacin de los problemas del pozo ayuda a seleccionar un sistema de fluido de perforacin especfico para un pozo en particular. Sin embargo, otros factores pueden existir, exigiendo el uso de un sistema diferente. El costo, la disponibilidad de los productos y los factores ambientales siempre son consideraciones importantes. No obstante, la experiencia y las preferencias de los representantes de la compaa petrolera suelen ser los factores decisivos. Muchos pozos son perforados con xito usando fluidos que no fueron seleccionados simplemente por razones de rendimiento. El xito de estos pozos se debe a los ingenieros de lodo experimentados que adaptan el sistema de fluido de perforacin para satisfacer las condiciones especficas encontradas en cada pozo.

PROPIEDADES vs FUNCIONES DEL LODO

Diferentes propiedades del lodo pueden afectar a una funcin en particular del lodo. Aunque el ingeniero de lodo slo modifique una o dos propiedades para controlar una funcin en particular del fluido de perforacin, es posible que otra funcin sea afectada. Se debe reconocer el efecto que las propiedades del lodo tienen sobre todas las funciones, as como la importancia relativa de cada funcin. Por ejemplo, la presin de la formacin es controlada principalmente mediante la modificacin del peso del lodo, pero el efecto de la viscosidad sobre las prdidas de presin anular y la Densidad Equivalente de Circulacin (ECD) debera ser considerado para evitar la prdida de circulacin.

CUANDO LAS FUNCIONES ESTN EN CONFLICTO.

La ingeniera de fluidos de perforacin casi siempre impone concesiones mutuas en lo que se refiere al tratamiento y al mantenimiento de las propiedades necesarias para lograr las funciones requeridas. Un lodo de alta viscosidad puede mejorar la limpieza del pozo, pero tambin puede reducir la eficacia hidrulica, aumentar la retencin de slidos, reducir la velocidad de penetracin y modificar los requisitos de dilucin y tratamiento qumico. Los ingenieros de fluidos de perforacin experimentados estn conscientes de estas concesiones mutuas y saben cmo mejorar una funcin mientras minimizan el impacto de las modificaciones de las propiedades del lodo sobre las otras funciones.

FLUIDOS BASE AGUA.

FLUIDOS PARA INICIAR A PERFORAR.

Los fluidos para iniciar a perforar se utilizan en la perforacin del tubo conductor del pozo. Generalmente consisten de una mezcla sencilla de agua y bentonita o atapulgita, a fin de proporcionar viscosidad al fluido y ayudar en el levantamiento y sustentacin de recortes perforados. Estos fluidos generalmente se desechan luego de perforar la longitud del conductor. Por esta razn debe hacerse hincapi en que no deben ser contaminantes.

FLUIDOS BENTONTICOS Los fluidos bentonticos, de los ms populares, es una mezcla de agua y bentonita. Son los ms sencillos, despus de los fluidos para iniciar. De hecho, pueden ser los mismos. Estos fluidos son excelentes para perforar zonas en las que no se tengan pronsticos de problemas, en las que la tendencia de las presiones de formacin sea normal.

FLUIDOS CON DISPERSANTS Los fluidos tratados con dispersants se utilizan para reducir la viscosidad de los fluidos bentonticos que han sido contaminados con slidos de la formacin o con cemento. Los slidos de la formacin pueden ser, en este caso, en su mayora arcillas hidratables que aumentan la viscosidad del fluido original. Tambin se utilizan en la molienda de cemento. Los dispersants ms utilizados son los fosfatos. No controlan el filtrado y son inestables a ms de 65 C. An as, los fosfatos son los dispersants ms econmicos y slo se requieren en pequeas cantidades. Se pueden utilizar en la parte superior del pozo, siempre y cuando no haya gradientes anormales de temperatura. Sin embargo, para pozos ms profundos y por supuesto con mayor temperatura de fondo, se puede utilizar un fluido gelatinoso qumico, el cual es una mezcla de bentonita y lignosulfonato. 2.4. FLUIDOS CON LIGNITOS Y LIGNOSULFONATOS Los fluidos con lignito y lignosulfonato se utilizan en pozos en los que el contenido de slidos aumenta. Esto es una doble ventaja. Por un lado, el uso de estas sustancias en los fluidos ayudan a mantener las propiedades reolgicas (punto de cedencia y gelatinosidad) an con alto contenido de slidos perforados. Esto se aprovecha para mejorar o aumentar las velocidades de penetracin en las etapas que as lo ameritan, como por ejemplo ciertas zonas de lutitas arcillosas. La segunda ventaja importante es que dado que controlan la reologa con alto contenido de slidos, es utilizada para incrementar la densidad del fluido. Por otro lado, los fluidos con lignosulfonatos son resistentes a la contaminacin con calcio o con cloruros. Esto los hace ideales para perforar zonas de carbonatos o con flujos de agua salada, hasta cierto lmite. Tambin resisten la contaminacin con cemento en pequea escala.

Otra caracterstica importante de los fluidos con lignosulfonatos es que resisten mayor temperatura, del orden de los 200 C.

FLUIDOS CLCICOS

Los fluidos clcicos estn saturados con cloruro de calcio (CaCl2) o sulfato de calcio (CaSO4). Se utilizan para perforar zonas de anhidrita (sulfatos), zonas de flujos de agua salada (cloruros) o zonas de lutitas deleznables, sean estas arcillas sdicas, como la bentonita, o clcicas. En un fluido clcico, las arcillas sdicas se convierten en arcillas clcicas mediante la adicin de cloruro de calcio o de sulfato de calcio. Los fluidos clcicos preparados con cloruro de calcio se preparan mediante la adicin de hidrxido de amonio, adelgazantes orgnicos y cal hidratada a un fluido bentontico. Estos fluidos resisten contaminaciones de sal de hasta 50,000 ppm, equivalentes a unos 30,000 ppm de cloruros. Sin embargo, tienen la desventaja de que a altas temperaturas tienden a solidificarse o a desarrollar altos valores de gel. Los fluidos clcicos preparados con sulfato de calcio se pueden utilizar en la perforacin de zonas de anhidrita y yeso o con intercalaciones de sal y lutita.

FLUIDOS POLIMERICOS Los fluidos polimricos de bajo contenido de slidos no dispersos se preparan con agua, bentonita y polmeros. El contenido de slidos de arcilla en estos fluidos se reduce de dos maneras. Los polmeros mejoran el comportamiento de la bentonita de tal manera que se requiere slo la mitad aproximadamente de bentonita para obtener las propiedades reolgicas deseadas. Los polmeros floculan y cubren los slidos perforados de tal manera que puedan ser removidos mecnicamente. El motivo principal de utilizar estos fluidos es reducir el contenido total de slidos de arcilla por medios mecnicos y qumicos cuyo resultado sea una mayor velocidad de penetracin. Por otro lado, los sistemas dispersos se disean para tolerar mayores concentraciones de slidos de arcilla mediante la desintegracin qumica en partculas ms que finas generalmente mantienen o elevan la viscosidad pero que resulta en menores velocidades de penetracin. Los fluidos polimricos son estables a altas temperaturas (200 C), se pueden densificar hasta 2.16 g/cm3 y tienen buenas propiedades de filtracin. Sin embargo, no son resistentes a la contaminacin de sal en concentraciones mayores de 10,000 ppm ni a la de calcio en concentraciones mayores de 100 ppm.

FLUIDOS SALADOS La salinidad de los fluidos salados puede variar desde 10,000 ppm hasta un valor de saturacin, el cual puede ser del orden de 315,000 ppm a 20 C. La salinidad del fluido puede provenir del agua de tratamiento, de sal adicionada en superficie o de sal de las formaciones perforadas. Se pueden utilizar diversas sales para propsitos especficos. Entre ellas estn el cloruro de sodio NaCl, el cloruro de calcio CaCl2, cloruro de magnesio MgCl o cloruro de potasio KCl. El componente bsico para preparar los fluidos salados es la atapulgita o la bentonita prehidratada. Los fluidos salados tienen altos valores de filtracin y enjarres gruesos. Para control del filtrado se utilizan compuestos de almidn o carboximetil celulosa CMC. El pH generalmente es mayor de 8. La suspensin de recortes es difcil, debido a la floculacin de la arcilla.

Estos fluidos se utilizan para perforar zonas de sal, anhidrita, yeso y algunas lutitas problemticas. Tambin se utilizan para operaciones de reparacin de pozos, perforacin marina y en reas de lutitas en las que no se requieran altas densidades. En estos casos se utilizan polmeros para aumentar la viscosidad.

FLUIDOS BASE ACEITE

FLUIDOS BASE ACEITE VERDADERA Los fluidos base aceite verdadera contienen menos del 5% de agua y son mezclas de aceite estabilizado, la cual puede ser de asfalto oxidado, cidos orgnicos, alkalinos, agentes estabilizadores y diesel o aceites minerales no txicos. La principal aplicacin de los fluidos base aceite es evitar la contaminacin de agua de las zonas productoras, aunque tambin se utilizan para perforar ciertas zonas de lutitas problema. Los fluidos base aceite son inertes a muchos contaminantes, tales como H2S, sal y anhidrita y son resistentes a altas temperaturas.

FLUIDOS BASE ACEITE DE EMULSION INVERSA Los fluidos base aceite de emulsin inversa contienen al agua como fase dispersa y al aceite como fase continua. Pueden contener hasta un 40% de agua en forma dispersa y emulsificada dentro de una pelcula de aceite continua mediante el uso de emulsificantes. Se pueden utilizar diversos aditivos para estabilizar la emulsin, una vez que esta se ha formado. Las emulsiones inversas tienen las mismas caractersticas que los fluidos base aceite verdadera, debido a que la fase continua es aceite y el filtrado es aceite. Esto es cierto si la emulsin es estable. Los fluidos de emulsin inversa son estables a las altas temperaturas, son inertes a muchos contaminantes y se pueden densificar sin mayor problema. El uso de los fluidos base aceite, tanto los base aceite verdadera, como los de emulsin inversa, requieren de cuidados especiales para proteccin del medio ambiente.

FLUIDOS GASEOSOS

FLUIDOS AIRE SECO La perforacin con aire seco permite obtener velocidades de penetracin altas. De hecho se obtienen las velocidades ms altas de cualquier fluido conocido. Los recortes generalmente se reducen a polvo al momento de llegar a la superficie debido a la pulverizacin y choque a alta velocidad contra la tubera y las paredes del pozo. El transporte de recortes depende de la velocidad en el espacio anular dado que el aire no tiene un soporte estructural para transportarlos. La perforacin con aire o gas est restringida por la estabilidad del agujero, formaciones con produccin de agua o altas presiones de formacin y por factores econmicos. An cuando se puede perforar con aire en presencia de flujos de gas, existe la posibilidad de explosiones internas y externas. Sin embargo, la perforacin con aire permite velocidades de penetracin altas, mejor desempeo de las barrenas, agujeros ms uniformes, pruebas de formacin continuas, ncleos y recortes ms limpios, mejores trabajos de cementacin y mejores terminaciones.

FLUIDOS DE MEZCLA GAS LQUIDO

FLUIDOS DE NIEBLA Como se mencion, cuando se encuentran zonas productoras de agua, los fluidos a base de aire seco o gas no tienen buen desempeo. En este caso, se pueden utilizan los fluidos de niebla, donde se inyecta una pequea cantidad de agua y agentes espumantes a la corriente de aire. Los agentes espumantes reducen la tensin interfacial de las gotas de agua.

FLUIDOS ESPUMOSOS Los fluidos espumosos son ms viscosos que los fluidos de niebla porque contienen mayor porcentaje de agua. Las velocidades de penetracin con estos fluidos son bastante grandes. El fluido se forma con la inyeccin de agua y surfactantes espumosos a la corriente de aire. Tambin se pueden formar espumas estables inyectando fluidos de perforacin con surfactantes a una corriente de aire. En los fluidos espumosos, la capacidad de acarreo depende ms de la viscosidad del fluido que de la velocidad del fluido, a diferencia de los fluidos a base de aire seco o con niebla.

FLUIDOS AERADOS Estos fluidos se utilizan en zonas depresionadas o de baja presin de formacin, con el fin de evitar las prdidas de circulacin que impiden un proceso correcto de perforacin. Se preparan inyectando aire y gelatina. Su uso no est muy generalizado.

Es necesario realizar un estudio completo de los equipos y herramientas para el anlisis de restauracin de presiones en pozos exploratorios como en pozos viejos ya que en esta investigacin se analizan los diferentes mtodos de pruebas para los diferentes tipos de yacimientos. Estas pruebas nos darn una visin futura de produccin y de su tasa diaria.

Es importante si todas las herramientas son de fcil maniobra y seguras para el trabajo que deben realizar. Todas estas incgnitas se las resumir a continuacin en los diferentes captulos de toda la investigacin.

MTODOS PARA EL ANALISIS DE RESTAURACIN DE

PRESIONES

Existen varios mtodos para realizar las pruebas de produccin que se los pone en prctica en pozos exploratorios despus de tener un tiempo de haber producido con el propsito de controlar la produccin del mismo. A continuacin se especifica los diferentes mtodos.

MTODO DEL DRILL STEM TEST (DST)

Este mtodo debemos realizar despus que se perfora un pozo se lo puede realizar antes de la completacin con el fin de encontrar importantes parmetros del pozo que se encuentra en prueba. Por las condiciones del pozo no siempre se utiliza este mtodo para obtener la presin del yacimiento el DST como los otros mtodos permite establecer una produccin comercial para el futuro.

Este tipo de herramientas son corridos en el DST con la tubera de perforacin y tubing. Se utiliza empacaduras para sellar el espacio anular y lograr controlar el fluido de formacin.

A continuacin se muestra como se baja la herramienta DST al pozo.

A. Bajada de la herramienta al pozo.

B. Herramienta en el fondo. Empacadura libre. Presin hidrosttica inicial.

C. Se fija el retenedor: sobre presin debida a la compresin del fluido por debajo del retenedor.

D. Abertura de la vlvula de entrada, fluido a la precmara.

E. Llenando la precmara. Descompresin de la zona de la formacin adyacente al pozo.

F. Presin mxima del yacimiento (estabilizada)

G. Apertura vlvula entrada de fluido (con comunicacin hasta la superficie).

H. Se cierra vlvula para recuperacin de presin.

I. Recuperacin de la presin de cierre final.

J. Se afloja retenedor y al mismo tiempo cierra la vlvula principal, encerrando el fluido dentro de la herramienta.

K. Presin hidrosttica final.

L. Se saca la herramienta.

CONSIDERACIONES OPERACIONALES.

En las pruebas de restauracin de presiones siempre se debe dejar fluir el pozo por cinco minutos y realizar un cierre de 30 minutos para que el lodo que se encuentra en la formacin se expanda junto con las presiones y con la zona invadida para poder obtener un valor de presin esttica del reservorio.

El tiempo del segundo perodo de flujo se determina por las condiciones del yacimiento.

Para un valor Kh de menos de 10 md-pie, tiempos de cierre de por lo menos 2 horas son recomendados. Para valores altos de Kh, valores de tiempo entre 30 minutos a 1 hora son necesarios. La propia compaa operadora de esta herramienta debe preocuparse de conocer a grandes rasgos las condiciones probables que se pueden presentar; como temperatura aproximada del yacimiento y rangos de presin. La calibracin de los equipos juega un papel muy importante en la obtencin de datos precisos de las curvas obtenidas.

TEORA DEL USO DEL DST.

El equipo del DST es una completacin en el fondo del pozo que debe estar por un cierto tiempo para despus ser cambiada a la completacin para la produccin, mientras el pozo se encuentra en la perforacin se corre con el tubing una vlvula y una empacadura, la vlvula sirve para impedir la entrada del fluido en la tubera de perforacin durante la bajada de la herramienta y evitar la presin de la columna hidrosttica.

La teora de las pruebas de restauracin de presin es aplicable al anlisis del DST. Los parmetros bsicos de flujo radial, reservorio infinito, ligera compresibilidad del fluido son aplicados en este caso. La presin esttica de la formacin es estimada por extrapolacin del ploteo.

Pws vs. Log (t + t)

Donde:

t es el tiempo de cierre (shut - in) y t es el tiempo fluyente antes de la prueba.

Cuando el pozo fluye constantemente la presin de fondo fluyente es la que se registra en los sensores debido a que solo tenemos un valor, pero si el flujo no es constante se obtiene varios valores de Pwf. Lo que preferible tomar un valor promedio de las presiones registradas.

El mtodo del DST se lo puede realizar en hueco abierto o hueco entubado, es preferible realizarlo a hueco abierto esto permitir obtener mejores resultados en la prueba.

Hay generalmente dos mtodos o programas de pruebas a hueco abierto.

A. Prueba de posibles zonas productoras cuando las zonas son penetradas por la mecha. Este tipo de programa es usualmente corrido con registro de Lodos (mud - logging) o programa de ncleos.

B. Prueba de posibles zonas productoras despus de la perforacin. En este mtodo las muestras de pared, registros de lodos y registros de pozos ayudan a solucionar los intervalos de prueba. En esta parte es necesario el uso de tapones de cemento sucesivos para aislar los intervalos.

Pruebas de perforacin son conducidas en hueco entubado en intervalos definidos por perforacin en el casing. Este debe ser asentado y perforado antes de hacer esta prueba. Los resultados del DST son interpretados de datos de presin observados en el estrangulador de superficie durante la prueba de la recuperacin de fluidos obtenidos al sacar la tubera, y de la presin registrada por los elementos de presin colocados en la herramienta.

Cuando existe produccin de lquido de la formacin o gas es necesario registrar un sinnmero de parmetros concernientes a la formacin y sus fluidos.

El flujo es asumido que cumple la ley de Darcy y su caracterstica ser de influencia radial.

El reservorio es horizontal homogneo y de espesor uniforme. Se asume que la produccin, est presente en una sola fase y su tasa de flujo es constante antes del cierre para una restauracin de presin.

La compresibilidad y viscosidad absoluta permanece constante sobre un rango de presin y temperatura de trabajo.

Para las interpretaciones todas las ecuaciones del mtodo de Horner se encuentran en un programa de computadora que nos da todos los datos de los parmetros y presiones del yacimiento.

PRUEBA A HUECO ABIERTO.

En general las pruebas a hueco abierto sern hechas siguiendo buenos cortes de perforacin (por lo menos 30 pies) confirmado con muestras prolferas de hidrocarburos (preferiblemente petrleo). La toma de ncleo total del pozo puede preceder a la prueba a hueco abierto.

Despus que la herramienta se encuentra en el fondo del pozo, la formacin debe encontrarse limpia con el propsito de realizar un mejor trabajo.

Para pruebas a hueco abierto, el perodo de flujo inicial no exceder de 15 minutos. Si un soplo inicial fuerte es observado, el perodo de flujo inicial puede ser reducido a no menos de 5 minutos. El objeto es relevar cualquier sobrecarga de formacin sin excesivo disturbio en la formacin virgen.

Un colchn de agua ser usado solamente si la profundidad y peso del lodo requiere lo mismo para evitar colapso del "drill pipe".En el Oriente se usa 1000 pies.

Los tiempos de prueba secuenciales sern como sigue:

Perodo de flujo inicial

Presin de cierre inicial

Perodo de flujo final

Presin final cerrada

5 a 15 minutos

30 minutos

60 minutos

60minutos

Si se requiere de ms tiempo de flujo y de cierre se lo puede hacer para que en la interpretacin no se tenga problemas de lecturas con los grficos.

Recuperaciones de fluido deben ser medidas en forma precisa si hay flujo de superficie, se medir a travs de separador de prueba y muestras de cada tipo acumulado. Si no fluye a superficie, se debe tener cuidado para precisar la medida y muestras recuperadas en la tubera cuando el ensamblaje es sacado del pozo. No circula inverso hasta que el nivel de fluido es alcanzado.

PRUEBA A HUECO ENTUBADO.

En una prueba de DST con hueco entubado no debe ser igual que a la de hueco abierto por el tipo de tubera que se debe usar y por las vlvulas que son usadas, La tubera de perforacin ser 3 1/2" drill pipe 4 1/3"drill collar.

A. Las pruebas en hueco entubado sern desarrolladas basadas en toda la informacin disponible, registros, muestras, ncleo DST a hueco abierto, etc. En general las perforaciones y pruebas sern conocidas desde la ms baja perspectiva y secuencialmente hacia arriba en la zona ms prospectiva; el objeto ser obtener suficiente informacin para obtener finalmente una completacin del pozo o el abandono.

B. Despus de la completacin, el pozo puede ser probado a travs de un separador para un perodo largo de evaluacin. El equipo de completacin incluye mltiples empacaduras con vlvulas "dummy" de gas lift asentadas en mandriles. Las zonas individuales sern abiertas a la prueba por manipulacin con wireline" as como la localizacin en el fondo de los registros de presin (electrnicas).

Otra diferencia en la prueba a hueco entubado que para realizar este trabajo debemos usar caones para perforar el casing este trabajo puede causar forzamiento, extensin de perforaciones, etc. Si en un pozo tenemos varias zonas por producir este debe ser separado por un tapn de fondo el mismo que asla la formacin a ser probada de las otras que estn ms abajo.

Cuando se tiene el flujo final debemos extenderlo con el propsito de que si no logra subir a la superficie hasta el Choke, debemos alivianar la columna hidrosttica para que el fluido suba al separador de prueba y poder tomar muestras.

PRUEBAS DE PRODUCCIN POR BOMBEO HIDRAULICO.

Esta prueba se realiza con el objetivo de determinar la produccin, las propiedades del reservorio y colectar muestras de fluido producido por el reservorio (crudo, agua). Primero se realiza una seleccin de bomba jet.

DISEO DE BOMBA

Para el diseo de una bomba hidrulica tipo jet es necesario tomar en cuenta los siguientes datos bsicos:

A. Presin esttica o presin del reservorio. Ps, Pr (PSI)

B. Presin de fondo fluyente. (Asumido) Pwf (PSI)

C. Presin de cabeza (PSI)

D. Presin de operacin (triplex) (PSI)

E. API del fluido producido

F. Relacin gas petrleo GOR

G. Sedimento bsico y agua BSW

H. Temperatura del yacimiento y superficie (F)

I. Gravedad especfica del gas y del agua

J. Dimetro externo e interno del tubing y el dimetro interno del casing

K. Profundidad de la tubera (pies)

L. Produccin deseada (BFPD)

M. Fluido motriz usado (agua, petrleo)

N. API del fluido motriz

O. Profundidad de la bomba (pies)

P. Longitud de la tubera en superficie (pies).

Estos datos se ingresan en el programa, se elige la geometra de la boquilla y garganta para empezar a bombear el fluido motriz o diesel en este caso.

Los datos que se tiene como resultado del programa son:

A. Barriles de agua inyectados por da (BIPD)

B. Presin de entrada a la bomba Pwf (PSI)

C. Presin de descarga (PSI)

D. Rango de cavitacin

E. Eficiencia de la bomba (%)

F. Potencia (HP).

Se prueba con diferentes geometras de boquilla y garganta hasta tener la geometra ptima de trabajo.

De igual forma, el programa permite cambiar la presin de la bomba de superficie, as podemos saber si durante la evaluacin podemos incrementar la presin.

Para la evaluacin de un pozo de cualquier tipo de arenas se analiza con diferentes geometras de boquilla y garganta. En estos casos las presiones y los volmenes inyectados sern diferentes para cada tipo de formacin.

De igual manera la geometra ptima se selecciona tomando en cuenta los diferentes parmetros analizados de la tabla de seleccin de bombas que la empresa tiene para los estudios.

Cuando se incrementa la presin de la bomba triplex necesariamente se debe bajar la presin de entrada a la bomba e incrementar la produccin si aun estamos sobre el punto de burbuja.

ANLISIS DE LABORATORIO

Durante la evaluacin se toma muestras de fluido de retorno para hacer el anlisis del BSW y la salinidad.

Para realizar el anlisis de la salinidad se utiliza:

A. Muestra de fluido (retorno)

B. Agua destilada

C. Cromato de Potasio y

D. Nitrato de Plata.

El procedimiento es el siguiente, en 50 mml de agua se pone 1 mml de muestra, se coloca una cantidad de cromato de potasio hasta cuando la muestra tome un color amarillo; finalmente poco a poco ponemos el nitrato de plata hasta cuando la muestra tome un color ladrillo (caf), en ese momento se obtiene un valor en el aparato inyector del qumico, este resultado se multiplica por 50 (constante del instrumento) y se obtiene el valor de la salinidad en PPM.

El anlisis de BSW se realiza cuando tenemos presencia de crudo en la lnea de retorno. En el caso de que no exista presencia de oil se procede a verificar si existen problemas en las lneas de superficie, casing y/o tubing, esta decisin toma la persona responsable de la evaluacin.

Las lecturas se toman cada hora hasta que el BSW se estabilice, en este momento se termina la evaluacin.

Se cierra el pozo para restauracin de presin (build-up) durante 24 horas o durante el tiempo establecido por el operador, luego se saca las memorias electrnicas con Wireline para el posterior anlisis de la curva de presiones.

Se recupera la bomba jet reversa con Wireline. Se revisa la condicin de la bomba en especial la boquilla y garganta, ya que pueden estar rotas y/o cavitadas.

2.2.2.2 CONDICIONES DE SUPERFICIE

A. Presin de inyeccin - Piny.

B. Barriles inyectados por da - BIPD

C. Produccin - BFPD

D. BSW RET

E. BSW INY

F. BSW REAL

G. API

H. PPMM

I. BPPD

J. (BWFPD)

K. Presin de Inyeccin (bomba triplex)

Ejemplo:

BSW

BSW

REAL

REAL

=

BSW

)**)(( -+

=

BFPD

BSWBIPDBSWBIPDBFPD

INYRET

REAL

Fuente: Petroproduccin

Elaborado por: Dennis Escobar

1000

)1*200098.*)20001000((

-+

%94=

CALCULO DEL BSW Y DEL API REAL DE FORMACIN EN

BOMBEO HIDRULICO

QM = Caudal Produccin mezcla

QI = Caudal de inyeccin

QF = Caudal Formacin = QM QI

BSWM = BSW de la mezcla

BSWI = BSW de Inyeccin

BSWF = BSW de la formacin

BSWF =

QIQM

QIBSWIQMBSWM

Fuente: Petroproduccin

Elaborado por: Dennis Escobar

QF = Caudal de la formacin

QF = QM QI

BPF = Barriles de petrleo de la formacin

BPF = (1 BSWF/100) QF

API M = Grados API de la Mezcla

API I = Grados API de inyeccin, en el anexo 2 tenemos el diagrama de

superficie para la inyeccin de fluido.

API F = Grados API de la formacin

Los datos de los fluidos de superficie (diesel, Crudo y agua) siempre se

registra en los laboratorios como:

A. El API del fluido de Inyeccin

B. El API de la Mezcla

C. Para obtener los valores del API del petrleo se lo realiza en tablas que

se encuentran en los laboratorios de la empresa.

QI = 1200 BFPD

API I = 34 API (diesel)

QM = 2500 BFPD

API M = 28 corregido a 60F

dM= 311 lbs/bbl

dI= 299.4 lbs/bbl

dF=

Densidad de formacin =

QF

IxQIMxQM

dd -

Fuente: Petroproduccin

Elaborado por: Dennis Escobar

1300

1200/4.2992500/311

-

bbl

bblbblxlbsbblsbblxlbs

= 322 lbs/bbl

dF= 322 lbs/bbl

Con este peso obtenido vamos a la tabla que tiene la empresa que realiza la prueba y se obtiene el API correspondiente, que en este caso es = 22.5 API

TAMAO DE BOMBA TIPO JET PARA UN POZO

En esta seccin consideraremos las variables del pozo, como presiones causadas por la gradiente de la columna de fluido, temperaturas, relaciones gas petrleo, presin de superficie o limitaciones de flujo.

El procedimiento para determinar el tamao de la bomba jet para un pozo, puede ser escogido de varias formas. Una sera por ejemplo, probar todas las combinaciones de geometras indicadas en la tabla que se encuentran en folletos del calculo de diseo; con diferentes presiones y ratas de fluido motriz se selecciona la mejor combinacin de geometra determinada por los mejores parmetros que se obtiene del programa.

ANLISIS DE FALLAS

A continuacin se dar una breve explicacin sobre cada una de las fallas que afectan directamente sobre la produccin.

1.- Falta de fluido motriz.- Cuando por cualquier causa se presenta una deficiencia del fluido motriz, se detectar por la cada de presin, debido al taponamiento de la tubera, falta de fluido motriz en el tanque.

2.- Fugas.- Es un problema muy frecuente y se produce tanto en las tuberas superficiales, como en aquellas que estn dentro del pozo. Cuando existe un escape en el tubing, se produce una disminucin en la presin de operacin,

lo cual provoca una merma en el volumen de produccin.

Generalmente las fugas empiezan con un mnimo goteo que no es detectable

en primera instancia, pero despus van aumentando gradualmente acarreando

las respectivas consecuencias.

3.- Cambios de condiciones del pozo.- En la vida productiva del pozo existen cambios en sus caractersticas, los cuales inciden sobre las condiciones de operacin del sistema de bombeo hidrulico. Por ejemplo, el nivel de fluido puede elevarse debido al exceso de gas en el fluido producido, y traer como consecuencia una cada de presin.

4.- Desgaste del motor.- El desgaste normal de las piezas del motor de la

bomba de fondo, se refleja en el aumento de la cantidad de fluido motriz

necesaria para mantener la velocidad de la bomba.

5.- Contaminacin del fluido motriz.- La contaminacin puede ser el

producto del mal funcionamiento de los desarenadores, es decir, que no

retiene eficazmente los slidos, la presencia de estos slidos puede causar

taponamiento en alguna tubera y consecuentemente, se reduce la

productividad.

6.- Produccin de gas.- Se debe tener cuidado con el gas producido, ya que

ste es la causa de cavitacin en el jet, el cual puede destruir la bomba y

reducir la produccin, reduciendo as la eficiencia de la bomba.

7.- Arena.- La produccin de abrasivos, tales como la arena, causan

problemas de erosin en todos los tipos de levantamiento artificial;

tolerancias a la obstruccin en el fondo, son requeridas para la eficiencia del

bombeo hidrulico.

8.- Parafina.- La acumulacin de parafina en la parte superior de la sarta del

tubing, en la cabeza del pozo o en la lnea de flujo, causar contrapresin

que har reducir la eficiencia, lo cual se requiere remover o prevenir. Fluidos

a alta temperatura e inhibidores pueden ser circulados en un sistema

hidrulico.

9.- Corrosin.- La corrosin en el fondo del pozo puede ser causada por

electrlisis entre diferentes tipos de metal, H

2

S o CO

, contenido en el fluido

producido, alta salinidad o saturacin del agua con salmuera u oxigenacin

de metales.

Para disminuir la corrosin se suele usar elementos hechos de materiales de

alta calidad. Sin embargo, tambin se pueden controlar la corrosin mediante

la inyeccin de qumicos

2.2.3 BUILDUP PRESSURE (RESTAURACIN DE PRESION).

En este mtodo generalmente se utiliza el anlisis de Horner y de la

derivada con el objetivo de lograr la interpretacin y obtener resultados de

los parmetros del yacimiento.

Esta prueba es muy importante realizarla para tener conocimiento de la

produccin del pozo.

Las herramientas que se utilizan para la toma de datos son registradores de

memoria electrnica con la finalidad de ser aplicadas prcticamente y tener

una precisin mayor para el ploteo en el programa.

En la interpretacin build up es muy raro que se obtenga una lnea recta del

tiempo de cierre por el incremento de presin. Solo que el cierre este en un

buen tiempo para que sea un caso ideal, tenemos que la pendiente y la curva

de incremento de presin en el eje Y se encuentren en un mismo punto.

2.2.3.1 PRUEBA DE RESTAURACIN DE PRESIONES (BUILD UP)

En una prueba de restauracin de presiones un pozo que ya est fluyendo

(idealmente a proporcin constante) est cerrado y la presin del pozo medida

como las acumulaciones de presin. El anlisis del ensayo de acumulacin a

menudo requiere solo de ligera modificacin de las tcnicas utilizadas para

interpretar la prueba de reduccin de presin con proporcin constante. La

ventaja prctica de una prueba de restauracin de presiones es que la condicin

de proporcin de flujo constante es ms fcilmente lograda (en vista de que la

proporcin de flujo es cero).

2.2.3.2 DESVENTAJAS DE LA RESTAURACIN DE PRESIN

(a) Puede ser difcil lograr la produccin de cantidad constante antes del cierre.

En particular puede ser necesario cerrar el pozo brevemente para correr la

herramienta de presin dentro del pozo

(b) La produccin se pierde mientras el pozo est cerrado lo que no le conviene

a la operadora y es por ese motivo que no se cierra el pozo el tiempo que

debe ser estimado en algunos casos.

2.2.3.3 EL EFECTO SKIN

En particular, hay a menudo una zona que rodea al pozo la cual es invadida por

lodo filtrado o cemento durante la perforacin o la terminacin del pozo, esta

zona puede tener una permeabilidad muy inferior que el reservorio y por lo tanto

acta como un skin o dao alrededor del orificio del pozo, causando mayor cada

de presin.

La transmisin de presin no ocurre uniformemente en todo el

reservorio, en vista de que esto es afectado por heterogeneidades locales. Para la

mayor parte, estas no afectan al cambio de presin dentro del pozo, excepto esas

heterogeneidades de reservorio en la cercana inmediata del orificio del pozo.

2.2.3.4 EFICIENCIA DE FLUJO

Un trmino que es utilizado para describir el dao del orificio de pozo es la

eficiencia de pozo, la relacin de la cada de presin terica si no ha estado

presente ningn dao para que sea la cada de presin medida durante la prueba.

El parmetro de eficiencia de flujo se utiliza para calcular la cantidad de flujo que

podra ser logrado si el dao de orificio de pozo fuera retirado en vista de que

esta es tambin la relacin de la cantidad de flujo.

En la prctica, la eficiencia de flujo depende del tiempo, no porque el dao del

pozo est cambiando, sino simplemente debido a su definicin matemtica. As

este no es un parmetro definitivo como factor de skin, el cual es una constante

para todo tiempo.

18

2.2.3.5 SKIN DE PENETRACIN PARCIAL

El skin no solo se refiere al dao en la cara de la arena de la formacin. Si un

pozo tiene entrada limitada, entonces el flujo no puede ingresar sobre todo el

intervalo de produccin y el pozo experimenta una mayor cada de presin para

una cantidad dada de flujo que un pozo que penetra completamente y produce

mayor caudal. Este efecto geomtrico da origen al efecto de skin de penetracin

parcial. A menudo es til estimar el tamao del factor de skin de penetracin

parcial, en vista de que este puede ser restado del skin total evidente para

determinar si el pozo est realmente daado.

2.2.3.6 TIEMPO INICIAL

En los tiempos iniciales, el fondo de la investigacin est cerca del pozo;

por con siguiente las condiciones en la zona alterada (tal como informacin

de dao) determina el carcter de la curva. Adems, la produccin

continuada dentro del pozo o cierre en superficie influye en la curva de esta

regin.

En esta regin, el fondo de investigacin ha sido movido alrededor de la

regin de influencia de la zona alterada y no est todava afectada por

condiciones de lmite de drenaje. Propiedades de formacin totales son las

influencias dominantes, y una lnea recta de pendiente m usualmente

ocurre de la cual puede ser obtenida la permeabilidad de la formacin como

si el yacimiento fuera infinito.

2.2.3.8 TIEMPOS FINALES.

Al tiempo final, la profundidad de investigacin ha alcanzado el lmite de

drenaje de los pozos. El comportamiento de presin est influenciado por

condiciones en estos lmites.

Dada la gran aceptacin que tiene el mtodo de HORNER en el clculo de

determinados parmetros en base a pruebas de presiones tanto para

yacimientos limitados como infinitos ha sido considerado como el mtodo

convencional.

2.2.3.9 CASO DE YACIMIENTO INFINITO

La restauracin de presin para el caso de yacimiento infinito puede

obtenerse aplicando el principio de superposicin. Tericamente el pozo

produce a una tasa constante q durante un tiempo t, a este tiempo se

cierra el pozo durante un lapso t, se quiere saber la presin en el pozo al

tiempo. La figura 5 indica un esquema de tasa de produccin como funcin

de tiempo en una prueba de restauracin de presin.

Efecto 1: Cada de presin debido a la produccin a una tasa Q durante un

tiempo (t +

t).

Efecto 2: Cada de presin debido al cambio de produccin (Q - q) durante

un tiempo (t +

t).

La suma de estos dos efectos (cada de presin) darn la cada total de

presin ( Pi - Pwf) en el pozo durante el tiempo (t +

t).

20

2.2.3.10 CASO DE YACIMIENTO FINITO.

En este caso, el efecto de los lmites del yacimiento se refleja en la

tendencia de la curva de restauracin de presin de hacerse horizontal a

medida que el tiempo de restauracin aumenta. Para que este efecto se note

en la curva, debe ser el tiempo de restauracin suficientemente largo para

que los lmites del yacimiento tengan efecto en la presin del pozo.

2.2.3.11 RESTAURACIN DE PRESIN EN POZOS CON FLUJO EN

ESTADO CONTINUO

Representa una analoga hidrulica de flujo en estado continuo de un pozo donde

la presin en el lmite exterior se mantiene en Ps. La presin fluyente de fondo

pwf se mantiene en el pozo por extraccin de fluido, bien sea por flujo natural o

levantamiento artificial, a una rata que determina pwf, o su equivalente nivel de

fluido. Si la produccin se paraliza, el nivel del fluido ascender

exponencialmente. La rata de ascenso ser rpida al principio y se aproxima

asintticamente a un nivel o presin final. A una presin cualquiera del pozo,

Pw, despus de cesar.

La produccin, la rata de flujo hacia el pozo ser proporcional a la presin

diferencial (Pe - Pw).

2.2.3.12 RESTAURACIN DE PRESIN EN POZOS CON FLUJO EN

ESTADO NO CONTINO

La restauracin de presin en pozos, donde, en contraste con el estudio de flujo

de estado continuo, se requiere un determinado tiempo para la readaptacin de

las presiones en el fluido a travs del rea que rodea al pozo, adems del tiempo

requerido para la entrada del fluido en el pozo.

Inicialmente, inmediatamente despus de cerrar dicho pozo el aumento de

presin es bastante similar al aumento en el flujo de estado continuo, pero

despus de un perodo de tiempo relativamente corto, el factor de control es el

tiempo requerido para la readaptacin del fluido .alrededor del pozo a una

presin comn final. Como la readaptacin est controlada principalmente por la

constante de difusividad, el tiempo ser determinado por los factores

componentes de esta constante. La mayor parte del fluido que va a readaptarse a

una presin promedia o comn se halla en el rea exterior del pozo y no

inmediatamente contiguo a ste. Por lo tanto, la permeabilidad que entra en la

constante de difusividad consta en su mayor parte de la permeabilidad exterior,

en lugar de la permeabilidad en las inmediaciones del pozo, posiblemente alterada

por dao

zonal

o estimulacin

del pozo.

2.2.3.13

FUNDAMENTOS DE COMPROBACIN DE RESTAURACIN

DE PRESIN

La comprobacin de acumulacin de presin es el mtodo de preferencia de la

industria de ensayo de pozo. Una razn para esta preferencia es que las pruebas

de restauracin de presin no requieren de la supervisin de cierre exigida por

otros mtodos de comprobacin. Otra razn es que cuando el pozo es cerrado

durante el estado transitorio, la prueba de acumulacin produce P, la presin

inicial de reservorio en el nivel de medicin. Si el pozo es cerrado durante el

estado semiestable, entonces es posible estimar P, la presin promedio de

reservorio en el rea de drenaje del pozo. Aunque las pruebas de reduccin y

acumulacin producen la permeabilidad promedio, K, y el factor skin, s, una

prueba de reduccin no produce P; esta debe ser calculada de sondeos de pozo

esttico antes de correr la prueba.

Una prueba de restauracin de presin es efectuada de la siguiente forma el pozo

es producido en una cantidad constante durante un perodo de tiempo, un

registrador de memoria electrnica es corrido dentro del pozo inmediatamente

antes de cerrar el pozo y luego el pozo es cerrado. Si fuera posible producir el

pozo a una proporcin constante, q, a partir de la constante de apertura de pozo

22

para hasta la produccin, entonces no habra restricciones sobre la duracin del

tiempo de produccin, tp, antes de cerrar el pozo. Sin embargo, cuando tp es

muy pequeo, el radio de investigacin del perodo de reduccin sera muy

pequeo tambin y la permeabilidad segn estimada en base a la prueba de

restauracin de presin representara la roca de reservorio en la cercana

inmediata del orificio del pozo. Esto podra ser confuso si la permeabilidad de la

roca en la cercana .

inmediata del orificio de pozo ha sido alterada en el curso de la perforacin y la

terminacin del pozo. Usualmente no es posible estabilizar la cantidad de flujo

desde el instante de que el pozo es puesto en produccin. Por lo tanto, es

necesario producir el pozo a una cantidad constante por un largo perodo de

tiempo. Esto garantiza que los resultado de prueba no sean muy afectados por

fluctuaciones en la cantidad de flujo que normalmente ocurre cuando el pozo es

recin abierto al flujo y se extiende al radio de investigacin de la prueba ms

all de la cercana inmediata del orificio de pozo. Posteriormente analizaremos

los efectos de la fluctuacin de relacin en los resultados de interpretacin de la

prueba.

La teora de anlisis de prueba de pozo est basada en la aceptacin de que los

pozos son cerrados para restauracin de presin (build up) y abiertos para

reduccin de presin (Draw dowm) instantneamente. Esto no es realmente

verdadero; toma algn tiempo abrir o cerrar un pozo. La teora est tambin

basada en la aceptacin de que a partir de la apertura del pozo para producir una

prueba de reduccin, toda la produccin proviene del reservorio, ni de la

expansin del fluido contenido en el orificio de pozo, sin embargo, los fluidos

con los que tratamos son comprimibles. Por lo tanto, el fluido de reservorio debe

ingresar en el pozo a partir del cierre del mismo, por lo tanto transmitir la

acumulacin de presin. As mismo, a partir de la apertura del pozo para

produccin, parte de la produccin debe provenir de la expansin de los fluidos

de pozo, por lo menos durante un corto tiempo. Por otro lado, si el pozo est

equipado con un compactador y tubera, sera posible utilizar dispositivos de

23

apertura y cierre de pozo para reducir el volumen de fluido en el pozo y as

reducir los efectos de compresibilidad de pozo. Los efectos de orificio de pozo

que se desarrollan como consecuencia del cierre de pozo en la superficie y no

cerca de la cara de arena.

2.2.3.14 PRINCIPIO DE SUPERPOSICIN

Supongamos que despus de producir un pozo a proporcin constante durante

un cierto tiempo decidimos cerrarlo para restauracin de presin. Intuitivamente,

esperamos que el movimiento del fluido contine en el reservorio despus de

cerrar el pozo. El hecho de que cerramos el pozo significa que q = 0 en la cabeza

de pozo. Nosotros tomamos en cuenta el movimiento del fluido que contina en

el reservorio despus de que el pozo es cerrado como sigue, dejamos que el pozo

produzca indefinidamente en la misma constante, q, y en el instante de cerrar el

pozo inyectamos en el mismo pozo a la misma q y luego sumamos la reduccin

de presin debido a la produccin de q y los mismos datos de presin

multiplicados por -1 y cambiados al instante de cierre del pozo. El resultado sera

la restauracin de presin.

2.2.3.15 PRUEBA DE REDUCCIN DE PRESIN (DRAW DOWN)

En una prueba de reduccin de presin, un pozo que est esttico, estable y

cerrado es abierto al flujo. Para efectos de anlisis tradicional, la cantidad de

flujo se supone que es constante.

Muchas de las tcnicas tradicionales de anlisis se derivan utilizando la prueba

de reduccin de presin como una base. Sin embargo, en la prctica, una prueba

de reduccin de presin puede ser bastante difcil de lograr bajo las condiciones

ideales. En particular:

26

(a) Es difcil hacer que el pozo fluya a rata constante aun despus de que este

haya sido estabilizado.

(b) La condicin del pozo puede inicialmente ser esttica o estable,

especialmente si este fue perforado recientemente o ha fluido previamente.

Por otro lado, la comprobacin de reduccin de presin es un buen mtodo de

ensayo de lmite de reservorio, en vista de que el tiempo requerido para observar

una re