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República Bolivariana de Venezuela Ministerio del Poder Popular para la Educación Superior Convenio Interinstitucional IUTA-RAFAEL MARIA BARALT Especialidad Ingeniería en Gas Barcelona - Estado Anzoátegui INTEGRANTES BUCAN MARIA BOLIVAR JOSE GARCIA JOSELYN GUACARAN BARBARA MENDIBLE RICHARDS NUÑEZ LUIS ANGEL PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS

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República Bolivariana de Venezuela

Ministerio del Poder Popular para la Educación Superior

Convenio Interinstitucional IUTA-RAFAEL MARIA BARALT

Especialidad Ingeniería en Gas

Barcelona - Estado Anzoátegui

INTEGRANTES

BUCAN MARIA

BOLIVAR JOSE

GARCIA JOSELYN

GUACARAN BARBARA

MENDIBLE RICHARDS

NUÑEZ LUIS ANGEL

YAGUARAMAY LUÍS

BARCELONA, FEBRERO DE 2015

FORMAS DE PERFORACIÓN

PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS

En el pasado, la perforación direccional se utilizó para solucionar problemas

relacionados con herramientas o equipos dejadas dentro del hoyo, mantener la

verticalidad del pozo o para la perforación de un pozo de alivio para contrarrestar

la presión de fondo en un reventón.

En la actualidad, la perforación de pozos de hidrocarburos ha logrado grandes

progresos:

1. Desarrollado nuevas técnicas (muy avanzadas).

2. Diseñado y mejorado herramientas y taladros especiales.

La perforación direccional controlada es la ciencia que se ocupa de la

desviación de un hoyo a lo largo de un rumbo planificado, hacia un objetivo

subterráneo localizado a una distancia horizontal dada desde un punto

directamente debajo del centro de la mesa rotatoria de un taladro de perforación.

No es fácil mantener el hoyo en rigurosa verticalidad desde la superficie hasta

la profundidad final, mientras más profundo esté el yacimiento petrolífero, más

control exigirá la trayectoria de la mecha para mantener el hoyo recto. Esta

verticalidad se ve afectada por factores mecánicos y geológicos.

FACTORES MECÁNICOS:

−Características, diámetros y pesos de la sarta de perforación.

−Tipo de mecha.

−Velocidad de rotación de la sarta.

−Peso sobre la mecha.

−Tipo y propiedades del fluido de perforación.

−La hidráulica para garantizar la limpieza del fondo del hoyo y el transporte del

ripio hasta la superficie.

FACTORES GEOLÓGICOS:

−Tienen que ver con la clase y constitución del material de las rocas, grado de

dureza; el buzamiento o inclinación.

Por tanto, es necesario verificar cada cierto tiempo y a intervalos determinados

la verticalidad convencional del hoyo, mediante registros y análisis de los factores

mencionados. En la práctica se acepta una cierta desviación del hoyo. Desde los

comienzos de la perforación rotatoria se ha tolerado que un hoyo es razonable y

convencionalmente vertical cuando su trayectoria no rebasa los límites del

perímetro de un cilindro imaginario, que se extiende desde la superficie hasta la

profundidad total y cuyo radio, desde el centro de la mesa rotatoria, toca las cuatro

patas de la cabria.

PERFORACIÒN VERTICAL.

De las experiencias derivadas de la desviación fortuita del hoyo durante la

perforación rotatoria normal, nació, progresó y se perfeccionó la tecnología de

controlar intencionalmente el grado de inclinación, el rumbo y el desplazamiento

lateral para llegar al objetivo seleccionado. Durante el proceso de desviación se

realiza la verificación y el control de la trayectoria del hoyo mediante la utilización

de instrumentos y/o registros directos electrónicos que al instante relacionan el

comportamiento de cada uno de los factores que influyen y permiten la desviación

del hoyo.

La perforación direccional es el proceso de direccionar el pozo a lo largo de

una trayectoria a un objetivo predeterminado. El control de la desviación es el

proceso de mantener el pozo con unos límites preestablecidos relacionados al

ángulo de inclinación y azimuth.

PERFORACION DIRECCIONAL

Perforar en localizaciones inaccesibles: son aquellas áreas donde se

encuentra algún tipo de instalación, edificación, comunidades, zonas urbanas o

por condiciones naturales (lagunas, ríos, montañas, etc). Ejemplo: Costa Oriental

del Lago.

Causas que originan la perforación direccional

· Evitar perforar domos de sal: cuando el yacimiento a explotar se encuentra

entrampado baja la fachada de un domo salino y por razones operacionales no se

desee atravesar.

· Perforar múltiples pozos desde una misma plataforma o macolla: desde una

misma plataforma o macolla se pueden perforar varios pozos y reducir costos

operacionales y de instalaciones de facilidades de producción. Ejemplos:

perforaciones costa afuera y en macollas en la Faja Petrolífera del Orinoco.

· Perforar pozos de alivio: es aquel pozo perforado para controlar un pozo en

reventón y las operaciones para clausurar el pozo desde superficie se hacen muy

difíciles. La idea es contrarrestar las presiones que ocasionaron el reventón.

· Desviación de un hoyo perforado originalmente (Side Track): es el caso de un

pozo, en proceso de perforación, que no marcha según la trayectoria programada,

bien sea por problemas de operaciones o fenómenos inherentes a las formaciones

atravesadas. Ejemplo: no pudo recuperar pez en el hoyo, etc.

· Realizar control de desviación: ocurre esencialmente en pozos verticales en lo

que se atraviesan fallas, la cuales ocasionan una desviación natural de la

trayectoria.

· Desarrollo múltiple del yacimiento: cuando se desea drenar más rápidamente el

yacimiento y aprovechar más eficazmente el espesor de los yacimientos. Ejemplo:

pozos horizontales y multilaterales.

· Razones Económicas: perforar en el continente es más barato que perforar costa

Su finalidad es proveer un medio para bajar o levantar sartas de perforación

o de revestimiento y otros equipos de subsuelo. Los componentes del sistema de

levantamiento se dividen en componentes estructurales y equipos y accesorios.

Dentro de los compontes estructurales se encuentran: Cabria, subestructura,

bloque corona, encuelladero y planchada.

Dentro de los equipos y accesorios del sistema de levantamiento tenemos:

malacate, bloque viajero, gancho, elevadores, cable de perforación (guaya), llaves

de potencia y cuñas.

 PERFORACIÓN ROTATORIA

Este método es el utilizado actualmente, la perforación la realiza una mecha,

esta mecha puede ser de diamante o diferentes tipos de acero, los cuales se

utilizan según el tipo de formación que va a ser perforada, van enroscado en una

columna de tubos cuyas longitudes aumentan a medida que se profundiza el pozo.

 

La perforación la ejecuta una barrena de acero cortante, enroscada en el

extremo inferior de una columna rígida de tubos de acero, cuya longitud se

aumenta, añadiendo nuevos tubos al extremo superior, a medida que se

profundiza el pozo. La rotación se suministra en la parte superior de la tubería

girando la columna de tubos en cuyo extremo inferior se encuentra la barrena que

perfora a través de la tierra.

La complejidad de la operación de perforación determina el nivel de

sofisticación  de los distintos componentes de la plataforma

La función principal de la operación de perforación rotaria es perforar un pozo

debajo de la superficie hasta penetrar una formación de potencial productivo de

petróleo y/o gas.El pozo perforado, luego de revestido con tubería, conecta la

formación productora con la superficie y de esta manera es posible recuperar el

petróleo y/o gas. Estas operaciones de perforación sonrealizadas por el uso de un

sofisticado complejo de perforación. El taladro de perforación. El taladro de

perforación rotario está formado por cinco (5) componentes principales:

1. Sistema delevantamiento.

2. Sistema de rotación.

3. Sistema de circulación.

4. Sistema impide Reventones o de seguridad.

5. Sistema de potencia.

VENTAJAS DEL MÉTODO DE PERFORACIÓN ROTATORIA:

Es más económico

Permite introducir a grandes profundidades tuberías de gran diámetro.

Perforación de formación duras y blandas.

Permite la circulación del fluido durante la perforación para el control de altas

presiones durante la perforación.

SISTEMAS DE PERFORACIÓN

PROCESO DE PERFORACIÓN

La perforación consiste en la aplicación de un conjunto de técnicas y

procesos, con la finalidad de construir pozos, sean productores (de petróleo y gas)

o inyectores (de agua y vapor). El objetivo de una perforación es generar el menor

daño posible al pozo, dentro del margen económico pre-establecido y cumpliendo

con las normas de seguridad y ambiente. Los pozos se clasifican según su

trayectoria en verticales, horizontales, y según su propósito en exploratorio,

delineador y productor.

Los equipos de perforación están compuestos por cinco sistemas los cuales

son:

Sistema de Levantamiento.

Sistema de Rotación.

Sistema de Circulación.

Sistema de Potencia.

Sistema de Seguridad.

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO

SISTEMA DE ROTACIÓN

Es el sistema de proporcionar la rotación necesaria a la sarta para que la

mecha pueda penetrar la corteza terrestre hasta las profundidades donde se

encuentran los yacimientos. Este sistema lo conforman: El ensamblaje rotatorio

que puede ser convencional o top drive, la sarta de perforación y las mechas de

perforación.

SISTEMA DE CIRCULACIÓN

Este sistema es el encargado de mover el fluido de perforación en un circuito

cerrado de circulación, succionándolo de los tanques activos y enviándolo por

medio de las líneas de descarga hacia la cabria, y pasando luego a través de las

conexiones superficiales, de la sarta de perforación, de las boquillas de la mecha y

delos espacios anulares hasta retornar nuevamente a los tanques activos, pasado

por los equipos separadores de sólidos.

Los componentes del sistema de circulación son: El fluido de perforación,

tanques activos, bombas de lodo, conexiones superficiales, sarta de perforación,

espacios anulares, línea de retorno y equipos separadores de sólidos.

SISTEMA DE POTENCIA

La potencia generada por los motores primarios debe transmitirse a los

equipos para proporcionarle movimiento. Si el taladro es mecánico, esta potencia

se transmite directamente del motor primario al equipo. Si el taladro es eléctrico, la

potencia mecánica del motor se transforma en potencia eléctrica con los

generadores. Luego, esta potencia eléctrica se transmite a motores eléctricos

acoplados a los equipos, logrando su movimiento.

SISTEMA DE SEGURIDAD

Es el sistema diseñado para cerrar el pozo en caso de contingencia y para

permitir el desalojo de arremetidas ocurridas durante el proceso de perforación o

reacondicionamiento. Este sistema está integrado por: Válvulas de seguridad,

carreto de perforación, múltiple de estrangulación, unidad acumuladora de presión,

tanques de viajes, separadores de gas y línea de venteo.

BROCAS DE PERFORACION

La broca es el elemento cortador localizado en el extremo inferior de la sarta de

perforación, y se utiliza para cortar y triturar las formaciones de tierra y roca que se

encuentran en el proceso de perforación (rotatoria), se puede decir que es la parte

más importante en cuanto a exploración de H.C se trata ya que la buena elección

de la broca y un buen manejo definirá el éxito y rendimiento de la perforación.

Básicamente el funcionamiento de las brocas se divide en dos principios el uno es

de ataque que consiste en la incrustación de los dientes en la formación, y luego el

corte de la roca al desplazarse dentro de ella, el principio de ataque varía según

las características únicas de la roca especialmente la dureza.

Clasificación de brocas: Las brocas se clasifican en dos grupos de acuerdo a su

mecanismo de “ataque”.

TRICONICAS: Su mecanismo principal de ataque es de trituración por 

Por impacto.

DE CORTADORES FIJOS: Su mecanismo de ataque es raspando la roca,

Fallando por fuerza de desgaste.

BROCAS TRICONICAS:

Como su nombre lo dice son aquellas que poseen tres conos cortadores que

giran sobre su propio eje, y fueron introducidas entre 1931 y 1933, pueden variar

según su estructura de corte ya que pueden tener: dientes de acero fresado o de

insertos de carburo de tungsteno, y constan de tres importantes componentes:

Estructura cortadora (dientes): la estructura cortante va montada sobre los

cojinetes, los cuales ruedan sobre los pernos que forman una parte importante

de la estructura de la broca.

Sistema de rodamiento: existen tres diseños: auto lubricados con rodillos y

balines, de fricción auto lubricados y los de Chumacera.

Cuerpo de la barrena: el cuerpo de la barrena consta de:

1. Una conexión con rosca que une la broca con la tubería.

2. Tres ejes de cojinetes donde van montados los conos.

3. Los depósitos que contienen el lubricante para los cojinetes.

4. Orificios por donde sale el fluido de perforación para la limpieza del

pozo.

BROCAS DE CORTADORES FIJOS:

Las brocas de diamante tienen un diseño muy elemental, a diferencia de las

triconicas carecen de partes móviles, normalmente el cuerpo puede ser de acero o

de tungsteno (matriz) o una combinación.

El diamante utilizado puede ser real o sintético, según el tipo y características

de la misma. La dureza extrema y la alta conductividad térmica del diamante lo

hacen un material con alta resistencia para perforar en formaciones duras y

semiduras.

Las brocas diamantadas, a excepción de las brocas PDC, no usan toberas

para circular el fluido de perforación, su diseño es tal que, el fluido de perforación

puede pasar a través del centro de la broca, alrededor de la cara de la broca y

entre los diamantes por unos canales llamados vías de agua o de circulación.

Las vías de circulación en una broca diamantada no son tan variadas como en

una broca triconica, donde las toberas son intercambiables.

Brocas de diamante natural: su flujo es radial y el tipo de cortadores es de

diamante natural incrustados en el cuerpo de la broca con diferentes diseños, el

mecanismo de corte es de fricción y arrastre.

El uso de estas brocas es limitado, salvo en casos especiales de formaciones

muy duras, cortar núcleos de formación y de broca desviadora de pozos con

formaciones muy duras y abrasivas. Entre más dura y abrasiva es la formación,

más pequeño será el diamante, los diamantes que aquí se utilizan son redondos

pero irregulares.

Brocas de diamante térmicamente estable (TSP): son utilizadas para perforar

rocas duras como la caliza, basalto y arenas finas. Son más usadas que las de

diamante natural. Se caracterizan por usar diamante sintético de forma triangular,

la densidad, tamaño y forma del grano son característicos de cada fabricante.

Brocas de compacto de diamante policristalino (PDC): El diseño de los

cortadores esta hecho con diamante sintético en forma de pastillas (compacto de

diamante). A diferencia de las brocas de diamante natural y TPS, su diseño

hidráulico se realiza con sistema de toberas para lodo, al igual que las brocas

triconicas, por su diseño y características las brocas PDC cuentan con una gran

gama de tipos y fabricantes, especiales para cada formación: desde muy suaves

hasta muy duras, pueden ser rotadas a altas velocidades, utilizadas con turbinas y

motores de fondo, además de diferentes pesos sobre la broca. Por su versatilidad

son las mas usadas.

LAS BROCAS ESPECIALES:

Como su nombre lo dice son brocas que se utilizan en situaciones específicas

y se clasifican así:

Brocas desviadoras.

Brocas ampliadoras.

Brocas de corazonamiento o nuecleadoras.

FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Según el manual de Tecnología Aplicada a los Fluidos de Perforación (1998),

define el lodo de perforación como un fluido de características físicas y químicas

apropiadas que puede ser aire o gas, agua, petróleo y combinación de agua y

aceite con diferente contenido de sólido. No debe ser tóxico, corrosivo ni

inflamable pero si inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales, y

además estable a las temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las

exigencias de las operaciones y debe ser inmune al desarrollo de bacterias.

El propósito fundamental del lodo es ayudar a hacer rápida y segura la

perforación, mediante el cumplimiento de ciertas funciones. Sus propiedades

deben ser determinadas por distintos ensayos y es responsabilidad del

especialista en lodos comparar las propiedades a la entrada y salida del hoyo para

realizar los ajustes necesarios.

FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Remover y transportar el ripio del fondo del hoyo o pozo hacia la superficie,

enfriar y lubricar la barrena y la sarta de perforación, cubrir la pared del hoyo con

un revoque liso, delgado, flexible e impermeable-, controlar la presión de las

formaciones, mantener en suspensión, cuando se interrumpe la circulación, el ripio

y el material densificante. Soportar, por flotación, parte del peso de la sarta de

perforación y de la tubería de revestimiento, durante su inserción en el hoyo.

Mantener en sitio y estabilizada la pared del hoyo, evitando derrumbes. Facilitar la

máxima obtención de información deseada acerca de las formaciones perforadas.

Transmitir potencia hidráulica a la barrena.

COMPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS

La composición del fluido dependerá de las exigencias de cada operación de

perforación en particular. La perforación debe hacerse atravesando diferentes

tipos de formación, que a la vez, pueden requerir diferentes tipos de fluidos. Por

consiguiente, es lógico que varias mejoras sean necesarias efectuarle al fluido

para enfrentar las distintas condiciones que se encuentran a medida que la

perforación se hace cada vez más profunda en busca de petróleo.

En su gran mayoría los lodos de perforación son de base acuosa, donde la

fase continua es el agua. Sin embargo, en términos generales, los lodos de

perforación se componen de dos fases: Fase líquida, la cual puede ser agua

(dulce o salada) o aceite; o Fase sólida, está puede estar compuesta por sólidos

inertes (deseables o indeseables) o por sólidos reactivos.

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Densidad: Es la relación entre la masa y el volumen de un cuerpo. En la

industria petrolera se usa como el peso por unidad de volumen y se

expresa en libras por galón (Lbs/gal), libras por pie cúbicos (Lbs/pc), libras

por barril (Lbs/Bls), entre otros.

PROPIEDADES REOLÓGICAS

Viscosidad: Es la resistencia al flujo de una sustancia. Se puede calcular a

través de la siguiente ecuación:

Velocidad de corte (ال): La velocidad de corte (ال), es igual a la velocidad

rotacional (ω). Depende de la velocidad medida del fluido en la geometría

en que está fluyendo. Por lo tanto, las velocidades de corte son mayores en

las geometrías pequeñas (dentro de la columna de perforación) y menores

en la geometría grandes (como la tubería de revestimiento y los espacios

anulares). Las velocidades de corte más altas suelen causar una mayor

fuerza resistiva del esfuerzo de corte.

Esfuerzo de corte (ح): Es la fuerza requerida para mantener la velocidad de

corte. El esfuerzo de corte está expresado en labras de fuerza por cien pies

cuadrados (Lb/100 pie2)

Viscosidad de embudo: Se usa como indicador relativo de la condición del

fluido. No proporciona suficiente información para determinar las

propiedades reológicas o las características de flujo de un fluido.

Viscosidad aparente (VA): Es la viscosidad que un fluido parece tener en un

instrumento dado y a una tasa definida de corte Está indicada el

viscosímetro de lodo a 300 RPM (Θ300) o la mitad de la indicación del

viscosímetro a 600 RPM (Θ600). Cabe indicar que ambos valores de

viscosidad aparente concuerdan con la formula.

Viscosidad plástica (VP): Se describe como la parte de la resistencia al flujo

que es causada por la fricción mecánica, es afectada por: la concentración

de sólidos, el tamaño y la forma de los sólidos, la viscosidad de la fase

fluida, la presencia de algunos polímeros de cadenas largas (POLY-PLUS,

hidroxietilcelulosa (HEC), POLYPAC, Carboximetilcelulosa (CMC) y por las

relaciones de aceite-agua (A/A) o sintético - agua (S/A) en los fluidos de

emulsión inversa. Los cambios de la viscosidad plástica pueden producir

considerables cambios en la presión de bombeo.

Punto cedente (Pc): Es una medida de las fuerzas electroquímicas o de

atracción en un fluido. Es la parte de la resistencia al flujo que se puede

controlar con un tratamiento químico apropiado. También disminuye a

medida que las fuerzas de atracción son reducidas mediante el tratamiento

químico.

Esfuerzos de gel: La resistencia del gel formado depende de la cantidad y

del tipo de sólidos en suspensión, del tiempo, de la temperatura y del

tratamiento químico.

pH: Es una medida para expresar la alcalinidad o ácido de un lodo de

perforación. Si el pH ≥ 7 el lodo es alcalino y si el pH ≥ 8 el lodo es ácido. El

pH debe ser alcalino para evitar la corrosión.

TIPOS DE FLUIDOS

Los fluidos de perforación se clasifican de acuerdo al tipo de base en: fluido

base agua y fluido base aceite; y de acuerdo a su comportamiento de flujo en:

newtonianos y no newtonianos.

Si la fase continua de un lodo es la parte líquida en el cual se encuentra

suspendido otro líquido en forma de glóbulos muy pequeños, esto es lo que se

conoce con el nombre como fluido base agua. En los lodos base agua, el agua

constituye el medio de suspensión para los sólidos y es la fase continua, haya o

no petróleo.

Los lodos base aceite constituyen una emulsión de agua en aceite, es decir,

una emulsión inversa donde la fase dispersa es el agua y la fase continua al igual

que el filtrado, es aceite. El agua no se disuelve o mezcla con aceite sino que

permanece suspendida, actuando cada gota como una partícula sólida.

DISEÑO DE REVESTIDORES

Según el manual de Diseño de Revestidores P.D.V.S.A. (1998) el revestidor

es una tubería especial que se introduce en el hoyo perforado y luego se cementa

para lograr la protección de éste y permitir posteriormente el flujo de fluidos desde

el yacimiento hasta la superficie. Entre las funciones más importantes de la tubería

de revestimiento están: Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación, evitar

contaminaciones de aguas superficiales, permitir un mejor control de las presiones

de formación, al cementarlo se puede aislar la comunicación de las formaciones

de interés, sirve como punto de apoyo del equipo de trabajo y permite facilidades

de producción.

En un pozo, las tuberías de revestimiento cumplen con ciertas funciones

específicas, de allí que se tengan los siguientes tipos:

Tubería conductora: Es un tubo guía de diámetro grande (16” – 30”) que

se hinca hidráulicamente con un martillo hidráulico a profundidades entre

90’ y 500’. Entre las funciones específicas de este tipo de revestidor se

tiene: Reduce al mínimo las pérdidas de circulación a poca profundidad,

conducto por donde el lodo regresa a la superficie al comienzo de la

perforación, minimiza la erosión de sedimentos superficiales debajo del

taladro, ejerce protección anticorrosiva al resto de a sarta de revestimiento,

soporta cargas en el cabezal del pozo, permite la instalación de un sistema

desviador de flujo (“Diverter”) y de un impiderreventón en el anular.

Tuberías de revestimiento de superficie: Son un tipo especial de tubería

cuyo papel es proteger las formaciones superficiales de las condiciones de

mayor profundidad de perforación. La profundidad de asentamiento está

entre 300’ y 3500’ dependiendo del área operacional. Las funciones más

importantes de este revestidor son: Proteger las arenas de agua dulce de la

contaminación de los fluidos producidos. Esta tubería se cementa hasta la

superficie, proporciona un gradiente de fractura suficiente para permitir la

perforación del próximo hoyo hasta asentar el revestidor intermedio, permite

la colocación de los sistemas impiderreventones para el control del pozo

contra posibles arremetidas.

Tubería de revestimiento intermedia: Tubería especial utilizada para

proteger las formaciones de altos pesos de lodos y evitar contaminaciones

del fluido de perforación cuando existen zonas presurizadas más profundas.

Entre sus funciones tenemos: Proporciona al hoyo integridad durante las

operaciones de perforación, permite control de pozo si se encuentran zonas

de presiones anormales y ocurre una arremetida, permite el control del

pozo si se generan presiones de succión (suabeo) durante un viaje de

tubería, aísla formaciones con problemas (Lutitas inestables, flujos de agua

salada o formaciones que contaminan el lodo de perforación) y permite

bajar la densidad del lodo para perforar zonas de presiones normales que

se encuentran debajo de zonas presurizadas.

De producción (camisa o Tubería “liner”): Tubería especial que no se

extiende hasta la superficie y es colgada de la anterior sarta de

revestimiento.

Tubería de Producción

Tubería especial utilizada para cubrir la zona productiva; proporciona

refuerzo para la tubería de producción durante las operaciones de producción del

pozo, además permite que dicha tubería sea reemplazada o reparada

posteriormente durante la vida del pozo.

PERFILAJE DE POZOS

El perfilaje de pozos es una actividad muy importante dentro de la exploración

y producción de hidrocarburos (petróleo y gas), la cual consiste en la toma y

monitoreo de los perfiles o registros del pozo.

REGISTRO O PERFIL DE UN POZO.

Un registro o perfil de pozo quiere decir “una grabación contra profundidad de

alguna de las características de las formaciones rocosas atravesadas, hechas por

aparatos de medición (herramientas) en el hoyo del pozo”. Los registros de pozos

de petróleo son técnicas geofísicas in situ, que se utilizan en las operaciones

petroleras para obtener una mayor información de los parámetros físicos y

geológicos del pozo, tales como; cantidad de petróleo móvil, saturación del agua

en la formación, resistividad de las rocas, porosidad, etc.

COMPONENTES DE UN REGISTRO GEOFÍSICO.

El cabezal: es la parte superior que encabeza el registro de papel, en el se

encuentra información relativa a la identificación del registro, el pozo,

compañía operadora y de servicio, datos de la cabria, otros servicios

realizados en el pozo, datos del hoyo y del terreno, seguidamente se

presentan datos de profundidades, de medición, ubicación de medidas y las

características del fluido de perforación, medidas de temperaturas

específicas. Cada una de estas partes tiene importancia para la evaluación

e interpretación de las formaciones del subsuelo.

La sección principal o cuerpo del registro: es la sección que contienen las

curvas con las características de la roca del subsuelo. Comprende un

encabezado donde se indican las escala de medición, las unidades y la

identificación de las características medidas; además una escala de

profundidad a todo lo largo de sección registrada.

La sección repetida: se presentan en todos los registro como su nombre lo

indica es una repetición de una pequeña porción de la sección principal, y

su función es de control de calidad del registro. Para que la información sea

confiable esta debe reproducir fielmente la información registrada a esa

misma profundidad en la sección principal.

La cola del registro: es un anexo que se presenta en los registro de

completación del pozo, generalmente en el registro eléctrico y comprende

una historia reducida de todos los trabajos y servicio realizados en el pozo

desde su completación original, hasta su acabado oficial el encabezo de la

cola tiene información sobre todos los registro y servicio, al pozo, datos de

la tubería y profundidad de asentamiento, clasificación inicial y final del

pozo, profundidad y tipo de falla que se atraviesa.

OBJETIVOS DEL REGISTRO GEOFÍSICO

1. Determinación de las características de la formación: porosidad, saturación

de agua/hidrocarburos, densidad.

2. Delimitación (cambios de litología).

3. Desviación y rumbo del hoyo.

4. Medición del Diámetro del Hoyo.

5. Evaluación de la cementación.

6. Condiciones Mecánicas de la tubería de revestimiento (TR).

IMPORTANCIA DE LOS PERFILES DE POZO

A través de los perfiles de pozos medimos un número de parámetros físicos

relacionados a las propiedades geológicas y petrofísicas de los estratos que han

penetrado. Además, los registros nos dan información acerca de los fluidos

presentes en los poros de las rocas (agua, petróleo o gas). Por lo tanto, los datos

de los perfiles constituyen una descripción de la roca.

La interpretación de los perfiles puede ser dirigida a los mismos objetivos que

llevan los análisis de núcleos convencionales. Obviamente, esto solo es posible si

existe una relación definida entre lo que se mide en los registros y los parámetros

de roca de interés para el Ingeniero Geólogo, el Petrofísico o el Ingeniero de

Yacimientos.

CEMENTACIÓN DE POZOS

La cementación a la hora de poner a producir un pozo juega un pepel

fundamental y útil, la cementación es realizada para evitar que las aguas

superficiales contaminen los acuíferos, evitar la comunicación de un acuífero

utilizable con otro u otros contaminados o que constituyan un horizonte ladrón o

que se pretendan utilizar.

Aumentar la resistencia mecánica y a la corrosión de las tuberías de

revestimiento. En casos especiales proporcionar a un tramo de pozo la

hermeticidad necesaria para realizar en él inyecciones a presión, bien sea para

hacer un desarrollo con dispersantes o por acidificación, o por fracturación

hidráulica.

No obstante, en ocasiones se pueden realizar cementaciones con otros

objetivos como formar un tapón de sellado en el fondo del pozo o corregir

desviaciones (o a veces para provocarlas) durante la perforación. El tipo de

cemento y los aditivos que se utilicen dependerán de cada caso en concreto. Por

ejemplo, para cerrar grandes cavidades durante la perforación se suele emplear

cemento al que se le ha añadido productos colmatantes y/o expansivos.

Los principales problemas que pueden encontrarce durante la cementacion de

pozos son diversos y podrian ser:

1. Remoción de lodo.

2. Diseño de lechadas.

3. Evaluación trabajos.

4. Perdida de circulación.

5. Falla de equipos.

6. Mezclado del cemento en planta.

7. Problemas de hoyo.

Podríamos catalogar la cementación de pozos en dos importantes

clasificaciones:

Cementación primaria: En el proceso de la construcción de un pozo

petrolero se requiere de un recubrimiento de cemento entre el revestidor y

la formación con el fin de: aislar zonas y proteger el revestidor de cargas

axiales y de corrosión.

Cementación secundaria: entre sus funciones alberga remediar trabajos de

cementación primaria deficientes y y remediar fallas en el casig.

Para cementar un pozo es necesario seguir ciertas reglas como por ejemplo las

siguientes:

Introducción de la tubería de revestimiento con el pozo lleno de la

suspensión de cemento: Este procedimiento de cementación está

especialmente indicado para pequeñas profundidades (de unos 50 m) ya

que la introducción de la tubería y su soldadura por tramos de 3 ó 4 m, o del

doble, si previamente se ha soldado en el suelo cada dos, requiere un

tiempo que no es compatible con el de fraguado del cemento.

Inyección a presión por el interior de la tubería con tapón perdido:Este

procedimiento es muy utilizado en la cementación de pozos para agua, y

también en los de petróleo, donde se usan tapones más complicados,

generalmente sujetos a alguna patente.

Inyección a presión por el interior de la tubería: Procedimiento muy similar

al anterior, con la diferencia que en éste no existe interposición del tapón.

La suspensión de cemento se inyecta poniéndola en contacto directamente

con el agua o lodo que rellena la tubería y el anular.

Inyección a presión con tubería de inyección por el interior del revestimiento

y válvula en el fondo:Este procedimiento es muy empleado en la

cementación de pozos de petróleo y menos en pozos de agua.

La inyección se hace a través de una tubería de pequeño diámetro alojada

en el interior de la entubación.

TÉCNICA DE CAÑONEO

Es el proceso de crear abertura a través de la tubería de revestimiento y el

cemento, para establecer comunicación entre el pozo y las formaciones

seleccionadas. Las herramientas para hacer este trabajo se llaman cañones. Cabe

destacar que el cañoneo se ve afectado por los siguientes factores: La

temperatura, la resistencia de la formación, y el estado del cemento.

OBJETIVOS DEL CAÑONEO DE POZOS:

Lograr comunicación efectiva entre el yacimiento y el interior del pozo.

Mejorar la producción por inyección.

Efectuar trabajos de cementación.

Lograr flujo efectivo entre el pozo y el yacimiento para evaluar intervalos

productores. 

En el momento de realizar un cañoneo se debe tomar en cuenta varios factores

de los cuales tenemos: 

Tipo del equipo usado en el proceso.

Técnicas usadas en la completación del pozo.

Procedimiento usado para el cañoneo.

Características de la tubería y del cemento.

Cantidad y tipo de carga en el cañón.

TIPO CHORRO:

Es la técnica de cañoneo más utilizada en la actualidad e Involucra el uso de

explosivos de alta potencia y cargas moldeadas con una cubierta metálica., más

del 95% de las operaciones utiliza este método. (Los explosivos utilizados en el

cañoneo están expuestos a las temperaturas de fondo y tienen un tiempo de

vencimiento que depende de la temperatura, suplen la energía necesaria para

realizar una penetración efectiva en el revestidor, cemento y formación.

Actúan rápidamente, produciendo una explosión caracterizada por la

producción de una onda de alta velocidad). Es un sistema muy versátil ya que: Las

cargas son seleccionadas para los diferentes tipos de formación; y los cañones

pueden ser bajados simultáneamente dentro del pozo, utilizando guayas

eléctricas, guayas mecánicas, tubería de producción o coiled tubing.

FUNCIÓN DEL CAÑONEO TIPO CHORRO: 

Comienza por el encendido del detonador eléctrico; este a su vez da inicio a una

reacción en cadena detonador-explosivo principal, en la cual el material del forro

comienza a fluir por la alta presión de la explosión. El flujo del material del forro se

vuelve un chorro de alta densidad parecido a una aguja de partícula fina de metal,

el cual se dispersa del cono de la carga a una velocidad de unos 20.000 pies por

segundo. La presión de la punta del chorro se estima en 5 millones Lpc. Mientras

esto ocurre, la parte exterior de la capa se colapsa y forma otra corriente de metal

que se desplaza a una velocidad mucho menor (alrededor de 1500 / 3000 pies por

segundo). En el caso exterior puede formar un residuo que, a su vez, puede

taponar la misma perforación que hizo.

TIPO BALA:

Las balas son disparadas hacia el revestidor atravesando el revestimiento

hasta llegar a la formación. El desempeño disminuye sustancialmente al

incrementar la dureza de las formaciones, del revestidor y cemento de altas

consistencias. Es poco utilizado en la actualidad, pero se utiliza en formaciones

blandas resquebradizas. Es poco utilizado en la industria petrolera; su desempeño

disminuye sustancialmente al incrementar la dureza de las formaciones o cuando

se utiliza un revestidor de muy alta dureza, pero sigue teniendo aplicaciones en

formaciones blandas o formaciones no consolidadas.

TIPO HIDRÁULICO:

Utiliza altas presiones de fluido (algunas veces con arenas) para abrir agujeros

a través del revestidor, cemento y formación. Los fluidos son bombeados a través

de la tubería, con un arreglo de orificios direccionados a la pared del revestidor. La

tubería es manejada para realizar los agujeros, canales e inclusive cortes

completos circunferenciales del revestidor. El chorro presurizado lanzado hacia la

formación deja túneles limpios con muy poco daño. Tiene la desventaja de ser un

sistema lento y muy costoso ya que, los agujeros son creados uno a la vez.

FLUIDOS DE COMPLETACIÓN, REPARACIÓN Y

REACONDICIONAMIENTO

Los fluidos de completación o reparación de pozos, son aquellos que se

bombean o se hacen circular, dentro del hoyo en el momento de realizar

operaciones tales como: control de pozo, limpieza, taponamiento, cañoneo,

evaluación y completación. Dichos lodos son seleccionados de acuerdo a las

necesidades presentes en la formación y a su vez ajustados a la disponibilidad de

recursos financieros.

PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS

No toxico y no corrosivo.

Ser térmicamente estable.

Ser económico.

PRINCIPALES FUNCIONES DE LOS FLUIDOS

Control del pozo

Eliminar del hoyo todos los sólidos y llevarlos a superficie (limpieza del

hoyo).

Enfriar y lubricar la sarta.

Minimizar daños a la formación.

Estabilidad del hoyo.

Controlar la corrosión.

Minimizar el impacto ambiental.

CLASIFICASIÓN DE LOS FLUIDOS DE COMPLETACIÓN

SEGÚN SU HOMOGENEIDAD: Los fluidos de acuerdo a la homogeneidad son los

siguientes:

Fluidos Con solidos en suspensión: Son aquellos que contienen una gran

cantidad de sólidos dispersos para incrementar el peso de la columna

hidrostatica. Su función principal es controlar las presiones de la formación.

Sin embargo son poco recomendados puesto que producen taponamiento y

acarrea daños a la formación.

Fluidos Sin solidos en suspensión: Son aquellos cuyo componente principal

es petróleo o soluciones de salmuera, para proporcionarle estabilidad a

este fluido es necesario agregarles una serie de aditivos tales como:

anticorrosivos, inhibidores de arcilla. Con el fin de mejorar sus propiedades

reologicas, evitar daño a la formación.

Fluidos Espumosos: Están formados por emulsiones estables de lodo

(aireada con gas o aire) y aditivos estabilizadores. Dichos fluidos

proporcionan como ventaja prinicipal que la columna hidrostática que ejerce

presión hacia la formación sea reducida, minimizando la invasión de

sólidos, perdida de circulación y daño a la formación productora. Estos

fluidos son muy usados en pozos depletados o de muy baja presión.

SEGÚN SU COMPONENTE PRINCIPAL: De acuerdo al componente principal

que conforman el fluido, se encuentran los siguientes grupos:

Fluido a Base de Petroleo o Base Aceite: Es un fluido que se utiliza cuando

el factor de densidad no es un valor crítico para el control del pozo, Es muy

usado en las formaciones del Eoceno y representa una alternativa bastante

accesible en las localizaciones por lo que se caracteriza por ser uno de los

lodos mas utilizados de la industria petrolera. Sin embargo, cabe destacar

que este tipo de fluido requiere un manejo cuidadoso, tanto por el costo, el

aseo del taladro, el mantenimiento de sus propiedades físicas y el peligro

de incendio que puede ocasionar.

Fluido a Base de agua: El agua es uno de los mejores líquidos básicos

para realizar trabajos de perforación y completación por su abundancia y

bajo costo. Sin embargo, el agua debe ser de buena calidad ya que las

sales disueltas inmersas en ella (calcio, magnesio, cloruros) tienden a

disminuir las buenas propiedades requeridas para el proceso y generar

inconvenientes tales como: corrosión, taponamiento, daño por

hinchamiento de arcilla.

Fluido a Base de Agua Salada: Este tipo de fluido tiene excelente

propiedades de resistencia de Temperatura y Presión. Sin embargo en

formaciones donde existe la presencia de arcillas no es utilizado, la

máxima densidad que se alcanza con este lodo es hasta 10 Lpg.

Fluido a Base de Cloruro de Sodio y Cloruro de Calcio: Este tipo de lodo

combinado, se utiliza cuando se requieren manejar densidades en la

formación entre 10.0 y 11.0 LPG. Es comúnmente utilizado en formaciones

someras

Cloruro De Calcio: Proporciona densidades máximas de 11.7 Lpg. Puede

Ocasionar problemas respecto a la temperatura de saturación que soporte.

Fluido a Base de Nitrato de Calcio, Cloruro de Zinc y Cloruro de Calcio: El

uso de éstos fluidos no es muy frecuente, puesto que presenta una serie

de limitantes tales como: generación de corrosión, desgaste en los equipos

de sub-suelo, daños en equipos de sub-suelo y son costosos. Sin embargo

se destaca que la combinación resultante del Cloruro de Calcio y Nitrato de

Calcio pueden proporcionar densidades hasta 14.3 LPG y la mezcla de

Cloruro de Calcio con Cloruro de Zinc aportan densidades hasta 17.0 LPG,

por lo que se considera una alternativa viable cuando se requieran

mantener dicho peso para el control de un pozo.

Fluidos a Base de Polímeros: Son lodos que utilizan polímeros de largas

cadenas con alto peso molecular, los cuales pueden encapsular los sólidos

que se encuentran en el hoyo previniendo la dispersión. Son excelentes

para prever perdida de circulación, puesto que son bastante estables Es

considerado uno de los más eficientes y limpios del mercado. Puede

trabajar con presiones ponderadas, altas y bajas temperaturas. Su principal

limitante es su alto costo.

ESTIMULACION DE POZOS

Una estimulación se define como el proceso mediante el cual se restituye ó se

crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que

sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo. Es una actividad

fundamental para el mantenimiento ó incremento de la producción de aceite y gas,

además puede favorecer en la recuperación de las reservas.

Existe una amplia gama de literatura técnica de los diferentes tipos de

tratamientos que pueden ejecutarse en un yacimiento de acuerdo con sus

características. El avance tecnológico a través de simuladores y equipo de

laboratorio nos permite detectar pozos candidatos a estimular, diagnosticar su

daño y proponer los diseños más adecuados en forma rápida y con mayor

certidumbre. En México la mayor parte de las estimulaciones se efectúan en rocas

carbonatadas (calizas) utilizando ácido clorhídrico (HCL) a diferentes

concentraciones, una menor parte de las estimulaciones se realizan en

formaciones productoras de areniscas, donde se ha utilizado Ácido Fluorhídrico

( HF) o más recientemente, a través Fracturamientos hidráulicos.

SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS

La simulación numérica de yacimientos ha sido una práctica que tiene su

origen desde la aparición misma de la ingeniería de petróleo, pero el término

simulación como tal comienza a formalizarse es a partir de los años 60 en dónde

se desarrollaban métodos predictivos para evaluar condiciones de yacimientos

petrolíferos con dos o tres fases. Anteriormente se conocían como métodos de

simulación de yacimientos aquellos en donde se realizaban soluciones analíticas a

través de balances de masa y el método de Buckley-Leverett conocidos como

simulador de cero y una dimensión respectivamente.

Durante los años 50 es cuando ocurre un desarrollo más trascendental en lo

referente a las soluciones numéricas de las ecuaciones de flujo, y todo esto fue

posible por la rápida evolución de las computadoras y la implementación de

métodos numéricos capaces de resolver grandes sistemas de ecuaciones. Para

luego hacia los años 60 los criterios de simulación de yacimientos iban

encaminados a tratar de resolver problemas con dos fases (una gaseosa y otra

líquida) e inclusive en 3 fases; sin embargo estos métodos de simulación iban

encaminados a tratar de resolver o modelar problemas relacionados con

producción primaria y recobro secundario.

Ya en la actualidad, debido al grado de avance tecnológico en lo referente a

computadores (capacidad de memoria, velocidad de procesamiento) y descripción

del comportamiento físico y termodinámico de los fluidos, es posible hacer

simulaciones cada vez más exactas y solucionar los sistemas de ecuaciones de

manera más eficientes, por lo que se hace posible modelar más tipos de líquidos y

gases a través de mecanismos composicionales y estudiar diversas estrategias de

explotación para obtener el máximo recobro del reservorio.

FUNDAMENTOS DE LA SIMULACIÓN NUMÉRICA DE YACIMIENTOS

En la Simulación de Yacimientos, el comportamiento y características de los

fluidos son modelados por las ecuaciones de Darcy (para el flujo de fluidos) y

Continuidad (Conservación de la materia), para el estudio termodinámico y

volumétrico se puedeobtener los datos necesarios a través de ecuaciones de

estado o análisis de pruebas PVT, es importante saber también que la

combinación de las ecuaciones mencionadas anteriormente y con la ecuación de

estado del fluido se obtiene la Ecuación de Difusividad, la cual describe el

comportamiento del yacimiento en su totalidad.

BALANCE DE MATERIALES VS. SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS

De forma general estos términos corresponden al mismo concepto con la

diferencia de que el primero de ellos considera a todo el yacimiento como un

bloque único con propiedades uniformes en la cual las ecuaciones se resuelven de

manera analítica, mientras que la simulación interpreta al yacimiento como un

conjunto de bloques interconectados que interactúan entre sí.

El balance de materiales es un método relativamente fácil de usar puesto que

son pocos los parámetros necesarios para su aplicación, además de la sencillez

de los cálculos, con este modelo una de las cosas que se pueden observar con

claridad por ejemplo son los mecanismos de empuje que más contribuyen al

producción del yacimiento (empuje por expansión de roca y fluídos, gas en

solución, empuje hidráulico, segregación gravitacional, etc.).

Mientras que la Simulación de Yacimientos proporciona un resultado más

cercano a la realidad puede resultar difícil identificar cual es el mecanismo que

más aporta, sino se hacen varias corridas del simulador bajo cada una de las

diferentes situaciones.

TIPOS DE SIMULADORES

Los simuladores se dividen en dos grupos, según el tipo de hidrocarburos y

según el tipo de recuperación mejorada, su selección dependerá de lo que

deseemos simular.

Los que se definen según el tipo de hidrocarburo contenido en el yacimiento:

Simuladores de gas.

Simuladores de aceite negro.

Simuladores geotérmicos.

Simuladores de aceite volátil.

Simuladores de gas y condensado.

Los que se utilizan en procesos de recuperación mejorada

Simuladores de inyección de químicos.

Simuladores de inyección de miscibles.

Simuladores de recuperación térmica.

Es significativo mencionar que también existe una clasificación según el tipo de

flujo, en función del número de fluidos en movimiento:

Simulador monofásico.

Simulador bifásico.

Simulador trifásico

Una vez elegido el tipo de simulador a utilizar se selecciona el modelo que sea

capaz de hacer el estudio de un pozo, de la región de un yacimiento o la escala

completa del yacimiento, dependiendo de cuál sea el caso puede usarse el

modelo de van Poollen, Peaceman entre otros.

En conclusión, un simulador por más que tenga bases bien fundamentadas,

tanto físicas como matemáticas, nunca podrá reemplazar un buen estudio

geológico del yacimiento, ni podrá determinar por si solo las propiedades

petrofísicas de las rocas, ni las características de los fluidos.

En otras palabras, los resultados que proporcione serán tan buenos como los

datos que se le suministren. Es importante destacar el papel que dentro de la

Simulación Numérica de Yacimientos debe jugar el ingeniero petrolero, ya sea a

nivel de usuario o como encargado de desarrollar un modelo. Por muy bueno que

sea un simulador, requiere de un ingeniero que pueda interpretar los resultados y

hacer las modificaciones necesarias para hacer que el modelo se ajuste a los

datos de producción.