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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO.
PROGRAMA COMPUTARIZADO PARA LA SELECCIÓN DE COMPLETACIONES
Y CEMENTACIONES EN POZOS DE PETRÓLEO EN LA CUENCA DEL LAGO DE
MARACAIBO.
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de:
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Autor: Ing. Jimmy Augusto Linares Artigas. Tutor: Ing. Maribel Colina Hidalgo, M.Sc.
Maracaibo, Octubre de 2012
2
Linares Artigas, Jimmy Augusto. Programa computarizado para la selección de completaciones y cementaciones en pozos de petróleo en la Cuenca del Lago de Maracaibo (2012) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Estudios para Graduados. Maracaibo, Venezuela. 247 p. Tutor: Ing. Maribel Colina Hidalgo, M.Sc.
RESUMEN La completación es el proceso que permite poner el pozo en producción en condiciones seguras mediante la aplicación de un conjunto de trabajos que se realizan luego de la perforación del pozo o durante su reparación, de aquí, que la selección correcta del tipo de completación a utilizar sea una variable crítica en la vida productiva del pozo. Por otro lado, es necesario de una cementación idónea para llevar a cabo el proceso de completación, esta consiste en la colocación del cemento en el espacio anular existente entre el revestimiento y la formación, pero sino resulta efectiva, se ve sumamente afectada la completación y la producción del pozo, es decir, se imposibilita completar el pozo y por ende ponerlo en producción. Por ello, durante esta investigación se diseñó un programa computarizado donde se expuso una metodología que permitió la selección del tipo de completación más adecuado a nivel de todas formaciones geológicas presentes en la Cuenca del Lago de Maracaibo con la finalidad de contribuir a optimizar la producción del pozo a la vez que alargar su vida útil, mediante la elaboración de matrices integrales de decisión para cada tipo de completación, que permitieron la evaluación de cada pozo según sus características geológicas, de yacimiento, de presencia de agentes indeseables, del tipo de estimulación futura, de limitaciones y facilidades operacionales existentes, así como de las políticas, la factibilidad económica y los riesgos asociados a esa completación. Además se diseñaron como parte de la metodología flujogramas que permitieron la correcta aplicación de la cementación presente en el pozo petrolero a fin de garantizar que se lleve a cabo el proceso de completación posterior a esa cementación. La metodología fue aplicada a 15 pozos pertenecientes a la Cuenca en estudio y resultó ser exitosa luego de su validación.
Palabras clave: Completación, tipos de completación, matrices integrales de decisión, cementación, flujogramas. Correo electrónico: [email protected], [email protected]
3
Linares Artigas, Jimmy Augusto. Computer program for selecting completions and cementing oil wells in the Maracaibo Lake’s Basin (2012) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Estudios para Graduados. Maracaibo, Venezuela. 247 p. Tutor: Ing. Maribel Colina Hidalgo, M.Sc.
ABSTRACT The completion is the process that allows you to put the well into production safely by applying a set of work done after the well´s drilling or during repair, from here, that the correct selection of the completion’s type to use is a critical variable in the productive well’s life. Furthermore, it is necessary a cement suitable for carrying out the completion process, this involves placement of cement in the annulus between the casing and the formation, but it is not effective, is highly affected completion and well’s production, id est, it impossible to complete the well and to put it into production. Therefore, during this research was designed a computer program which presented a methodology that allowed the selection of most appropriate type of completion at all geological formations present in the Maracaibo Lake’s Basin with the aim of helping to optimize the well´s production while extending its life, through the development of integrated decision matrixes for each type of completion, which would allow evaluation of each well as its geological and reservoir characteristics, the presence of undesirable agents, the type of future stimulation, the operational facilities and limitations, as well as the political, the economic feasibility and risks associated with such completion. Furthermore it was designed as part of the methodology flowcharts that allowed the proper application of the cement present in the oil well to ensure that the process takes place after completion of the cementing. The methodology was applied to 15 wells belonging to the Basin under study and proved to be successful after validation.
Keywords: Completion, completion´s types, integrated decision matrixes, cementing, flowcharts. Electronic mail: [email protected], [email protected]
4
ÍNDICE GENERAL
Página
RESUMEN .................................................................................................................. 3
ABSTRACT ................................................................................................................. 4
ÍNDICE GENERAL ..................................................................................................... 5
INDICE DE FIGURAS ................................................................................................ 8
INDICE DE TABLAS ................................................................................................. 11
INTRODUCCION ...................................................................................................... 17
CAPITULO I. EL PROBLEMA ................................................................................... 17
1.1. Planteamiento y formulación del problema......................................................... 17
1.2. Objetivos de la investigación .............................................................................. 19
1.2.1. Objetivo general de la investigación ......................................................... 19
1.2.2. Objetivos específicos de la investigación ................................................. 20
1.3. Justificación de la investigación ......................................................................... 20
1.4. Delimitación de la investigación ......................................................................... 22
CAPITULO II. MARCO TEÓRICO ............................................................................. 23
2.1. Antecedentes de la investigación ....................................................................... 23
2.2. Características sedimentarias de los intervalos productores de la Cuenca del
Lago de Maracaibo ............................................................................................. 28
2.3. Completación de pozos ...................................................................................... 40
2.3.1. Completación a hueco abierto .................................................................. 41
2.3.2. Completación a hueco abierto con forro o tubería ranurada .................... 42
2.3.3. Completación a hoyo entubado cañoneado ............................................. 45
2.4. Configuración mecánica de los pozos ................................................................ 46
2.4.1. Factores que determinan el tipo de configuración mecánica .................... 46
2.4.2. Tipos de completación de acuerdo a la configuración mecánica ............. 47
2.4.2.1. Completación sencilla ................................................................. 47
2.4.2.2. Completación múltiple ................................................................ 48
2.4.2.3. Completación doble con una tubería de producción y una
empacadura de producción ...................................................................... 49
2.4.2.4. Completación doble con una tubería de producción y dos
empacaduras de producción .................................................................... 50
5
2.4.2.5. Completación doble con tuberías de producción paralelas y
múltiples empacaduras de producción ....................................................... 50
2.4.2.6. Completación triple ...................................................................... 51
2.4.2.7. Completación a hoyo abierto ampliado con empaque con grava 52
2.4.2.8. Completación a hoyo revestido con empaque con grava ............ 56
2.5. Principales factores que determinan el diseño de completación de pozos ....... 58
2.6. Otros factores que determinan el diseño de la completación de pozos ............. 59
2.6.1. Ambientales ............................................................................................. 59
2.6.2. Restricciones del entorno ........................................................................ 60
2.6.3. Recursos disponibles .............................................................................. 60
2.7. Equipos usados durante la completación de un pozo ........................................ 61
2.8. Cañoneo ............................................................................................................. 69
2.9. Fluidos de completación ..................................................................................... 74
2.9.1. Factores que afectan la selección de un fluido de completación .............. 75
2.9.2. Daños a la formación causados por los fluidos de completación ............. 76
2.10. Producción de arena ........................................................................................ 76
2.10.1. Formaciones productoras de arena ..................................................... 77
2.10.2. Mecanismos de producción de arena .................................................. 78
2.10.3. Factores que influyen en el proceso físico de desprendimiento y
transporte de partículas finas ..................................................................... 81
2.10.4. Técnicas de control de arena .............................................................. 82
2.10.5. Criterios de selección de gravas TIFFIN, KING, LARESE y BRITT ..... 91
2.10.5.1. Criterios de clasificación propuestos .................................... 92
2.11. Producción de pozos ........................................................................................ 94
2.11.1. Métodos de levantamiento artificial ...................................................... 94
2.12. Mecanismos de producción ............................................................................ 100
2.12.1. Desplazamiento hidráulico ................................................................ 100
2.12.2. Empuje por gas en solución .............................................................. 101
2.12.3. Empuje por capa de gas .................................................................... 101
2.12.4. Empuje por expansión roca - fluidos ................................................. 102
2.12.5. Empuje por segregación gravitacional ............................................... 102
2.12.6. Empuje por compactación ................................................................. 102
2.12.7. Empuje combinado ............................................................................ 103
2.13. Producción de agua indeseable ..................................................................... 103
2.13.1. Problemas de agua durante la vida productiva del pozo .................... 103
6
2.14. Estimulación de pozos.................................................................................... 107
2.15. El cemento ..................................................................................................... 108
2.15.1. Clasificación de cementos usados en la industria petrolera ............... 108
2.15.2. La cementación .................................................................................. 109
2.15.3. Tipos de cementación ........................................................................ 110
2.15.4. Técnicas de cementación de pozos ................................................... 111
2.16. Matriz de decisión .......................................................................................... 112
2.17. Flujograma ..................................................................................................... 114
2.17.1. Símbolos del flujograma ..................................................................... 114
2.17.2. Utilización del flujograma .................................................................... 116
CAPITULO III. METODOLOGIA A UTILIZAR .......................................................... 117
3.1. Introducción ...................................................................................................... 117
3.2. Diseño de la investigación ................................................................................ 118
3.3. Tipo de investigación ........................................................................................ 119
3.4. Población y muestra ......................................................................................... 120
3.5. Técnicas de recolección de la información ....................................................... 121
3.6. Procedimiento metodológico de la investigación .............................................. 122
3.7. Matriz de decisión ............................................................................................ 124
3.8. Metodología para la aplicación de la cementación de un pozo de petróleo
(procedimientos operativos) .......................................................................... 167
CAPITULO IV. MANUAL DEL USUARIO ................................................................ 197
4.1. Introducción ...................................................................................................... 197
4.2. Instalación del programa .................................................................................. 198
4.3. Desinstalación del programa ............................................................................ 202
4.4. Uso general del programa ................................................................................ 203
CAPITULO V. RESULTADOS DE LA INVESTIGACION ........................................ 219
5.1. Presentación de los resultados de la investigación .......................................... 219
5.2. Análisis de los resultados de la investigación ................................................... 238
CONCLUSIONES .................................................................................................... 241
RECOMENDACIONES ........................................................................................... 243
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS ........................................................................ 245
7
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura Página
1 Columna estratigráfica generalizada del subsuelo del lago de
Maracaibo.………………………………………………………………
40
2 Completación a hueco abierto……………………………………….. 42
3 Completación con forro no cementado……………………………… 43
4 Completación con forro liso o camisa perforada…………………… 44
5 Completación a hoyo entubado cañoneado………………………... 45
6 Completación sencilla…………………………………………………. 47
7 Completación selectiva……………..………………………………… 48
8 Completación doble con una tubería de producción y una
empacadura de producción………………………………………….
49
9 Completación doble con tuberías de producción paralelas y
múltiples empacaduras de producción…...………………………….
51
10 Completación a hoyo abierto ampliado con empaque con grava... 52
11 Completación a hoyo revestido con empaque con grava…………. 56
12 Aspectos a tomar en cuenta en el diseño de una completación…. 59
13 Sello, mecanismo básico……………………………………………... 62
14 Empacadura recuperable de tensión………………………………... 63
15 Trayectoria de la bala o cañón……………………………………….. 70
16 Rejilla expandible……………………………………………………… 89
17 Componentes de la rejilla expandible……………………………….. 90
18 Símbolo límites………………………………………………………… 115
19 Símbolo operación…………………………………………………….. 115
20 Símbolo documento…………………………………………………… 115
21 Símbolo decisión………………………………………………………. 116
22 Flujograma para el diseño de una cementación…………………… 173
23 Flujograma para el procedimiento operativo de una cementación
(Parte I)………………………………………………………………….
193
24 Flujograma para el procedimiento operativo de una cementación
(Parte II)…………………………………………………………………
194
25 Flujograma para el procedimiento operativo de una cementación
(Parte II)…………………………………………………………………
195
8
Figura Página
26 Flujograma para el procedimiento operativo de una cementación
(Parte IV)………………………………………………………………..
196
27 Icono de instalación…………..……………………………………….. 198
28 Selección del idioma de instalación….……………………………… 199
29 Inicio de instalación……………………………….…………………… 199
30 Selección de carpeta destino I……………..………………………... 200
31 Selección de carpeta destino II………………………………………. 200
32 El programa está preparándose para instalación………………….. 201
33 El programa está instalado…………...………………………………. 201
34 Desinstalación de PETROLEUM WORLD 1.0..……………………. 202
35 Desinstalación en progreso............................................................ 202
36 El programa se ha desinstalado………………………………..……. 203
37 Pantalla principal PETROLEUM WORLD 1.0…………………...…. 204
38 Datos administrativos e información del pozo de PETROLEUM
WORLD 1.0……………………………………………...……………...
204
39 Selección de edad geológica para arenas no consolidadas del
mioceno y eoceno……………………………………………………...
205
40 Evaluación general para arenas no consolidadas del mioceno y
eoceno…………………………………………………………………..
207
41 Criterio de Tiffin………………………………………………………… 207
42 Evaluación general para arenas consolidadas del eoceno…….... 208
43 Evaluación general para arenas consolidadas del cretáceo…….. 208
44 Resultados de la evaluación general para arenas no
consolidadas del mioceno y eoceno…………….............................
209
45 Resultados de la evaluación general para arenas consolidadas
del eoceno………………………………………………………………
210
46 Resultados de la evaluación general para arenas consolidadas
del cretáceo…….……………………………………………………….
210
47 Evaluación individual para arenas no consolidadas del mioceno y
eoceno…………………………………………………………………..
212
48 Evaluación individual para arenas consolidadas del eoceno.....…. 213
49 Evaluación individual para arenas consolidadas del cretáceo…… 213
50 Resultados de la evaluación individual para arenas no
consolidadas del mioceno y eoceno…………………………………
214
9
Figura Página
51 Resultados de la evaluación individual para arenas consolidadas
del eoceno………………………………………………………………
215
52 Resultados de la evaluación individual para arenas consolidadas
del cretáceo…………………………..…………..…………………….
215
53 Observaciones………………………….……………………………… 216
54 Reporte de los resultados obtenidos………………………………… 216
55 Menú principal, ayuda………...……………..………………………... 217
56 Acerca de… El autor………….………………………………………. 217
10
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla Página
1 Ventajas y desventajas de los cañones por revestidor….………… 73
2 Ventajas y desventajas de los cañones TCP……………...……….. 74
3 Escala de clasificación de los granos por tamaño.………………… 79
4 Valores de clasificación (distribución de la arena de formación)… 94
5 Clasificación de los cementos en la industria petrolera.…………... 109
6 Índice de determinación del mioceno y eoceno no consolidado … 125
7 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo desnudo, sencilla no selectiva………………
130
8 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completacion a hoyo desnudo, ampliado, empacado con grava y con liner ranurado, sencilla no selectiva ……………………………
131
9 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo desnudo sencilla con liner ranurado.…...…..
132
10 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo desnudo sencilla con rejilla pre-empacada...
133
11 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo desnudo, sencilla no selectiva……………….
134
12 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación a hoyo desnudo con liner ranurado y consolidación plástica (sistema grava resina)……………………………………….
135
13 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo desnudo sencilla con rejilla expandible…….
136
14 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completacion hoyo entubado sencilla no selectiva…..……………
137
15 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo entubado sencilla con liner ranurado.………
138
16 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación a hoyo entubado sencilla con rejilla pre-empacada no selectiva……………………………………………………………..
139
17 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación a hoyo entubado empacado con grava con liner ranurado…………………………………………………………………
140
18 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación a hoyo entubado empacado con grava y con rejilla pre-empacada ………………………………………………………….
141
11
Tabla Página
19 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar un
completación a hoyo entubado sencilla con rejilla expandible……
142
20 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación a hoyo entubado con liner ranurado y consolidación plástica (sistema grava resina)……………...……….
143
21 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completacion a hoyo entubado, sencilla selectiva.…………………
144
22 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación a hoyo entubado sencilla con rejilla pre-empacada selectiva…………………………………………………………………
145
23 Índice de determinación del eoceno consolidado……..…………... 146
24 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo desnudo sencilla no selectiva……………..…
155
25 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo entubado sencilla no selectiva ……………...
156
26 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo entubado sencilla selectiva………………….
157
27 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación a hoyo entubado con forro liso cementado sencilla no selectiva……………………………………………………………..
158
28 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo entubado múltiple…………………………......
159
29 Índice de determinación del cretáceo……………………………….. 160
30 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo abierto………………………………………….
165
31 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo abierto, con liner ranurado……………..…….
165
32 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo entubado, con una zona…….…..……………
166
33 Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo entubado, con forro liso, con una zona.…….
166
34 Esquema del sistema de cómputo para el diseño de una
cementación…………………………………………………………….
174
35 Data de los pozos LUZ-001, LUZ-002 y LUZ-003 pertenecientes
al mioceno y eoceno no consolidado (arenas no consolidadas)….
220
12
Tabla Página
36 Distribución granulométrica pozo LUZ-001…………………………. 220
37 Distribución granulométrica pozo LUZ-002…….……………...…… 221
38 Distribución granulométrica pozo LUZ-003……….………………… 221
39 Decisiones de los pozos LUZ-001, LUZ-002 y LUZ-003 para
evaluar con PETROLEUM WORLD 1.0.…………………………….
221
40 Resultados de la evaluación general para los pozos LUZ-001,
LUZ-002 y LUZ-003……..………….................................................
222
41 Resultados de la evaluación individual de los pozos LUZ-001 y
LUZ-002………………………………………………..………………..
223
42 Resultados de la evaluación individual del pozo LUZ-003………... 224
43 Decisiones de los pozos LUZ-004 y LUZ-005 para evaluar con
PETROLEUM WORLD 1.0………………………...………………….
229
44 Decisiones de los pozos LUZ-006 y LUZ-007 para evaluar con
PETROLEUM WORLD 1.0.…………………………………………...
229
45 Resultados de la evaluación general para los pozos LUZ-004,
LUZ-005, LUZ-006 y LUZ-007……………………………………......
230
46 Resultados de la evaluación individual de los pozos LUZ-004 y
LUZ-005……………………………………………..…………………..
231
47 Resultados de la evaluación individual de los pozos LUZ-006 y
LUZ-007…………………………...…………………………………….
231
48 Decisiones de los pozos LUZ-008, LUZ-009 y LUZ-010 para
evaluar con PETROLEUM WORLD 1.0………...……………..…….
234
49 Decisiones de los pozos LUZ-011, LUZ-012 y LUZ-013 para
evaluar con PETROLEUM WORLD 1.0……...…….…..……………
235
50 Decisiones de los pozos LUZ-014 y LUZ-015 para evaluar con
PETROLEUM WORLD 1.0……………………………………...…….
235
51 Resultados de la evaluación general para los pozos LUZ-008, LUZ-009, LUZ-010, LUZ-011, LUZ-012, LUZ-013, LUZ-014, LUZ-015……………………………………………………………………….
236
52 Resultados de la evaluación individual de los pozos LUZ-008 y
LUZ-009…………………………………………………………………
237
53 Resultados de la evaluación individual de los pozos LUZ-010 y
LUZ-011…………………………………………………………………
237
13
Tabla Página
54 Resultados de la evaluación individual de los pozos LUZ-012 y
LUZ-013……………………………………...………………………….
238
55 Resultados de la evaluación individual de los pozos LUZ-014 y
LUZ-015…………………………………………….……………...……
238
14
INTRODUCCIÓN
La completación de un pozo representa la concreción de muchos estudios que,
aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la obtención de
hidrocarburos. La ingeniería petrofísica, ingeniería de yacimientos y de las ciencias
de producción y construcción de pozos; han venido realizando, en los últimos años,
un trabajo en equipo permitiendo una interacción de las ramas que conforman la
ingeniería de petróleo. La elección y el adecuado diseño de los esquemas de
completación de los pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del
desempeño operativo, productivo y desarrollo de un campo. La eficiencia y la
seguridad del vínculo establecido entre el yacimiento y la superficie dependen de la
correcta y estratégica disposición de todos los parámetros que lo conforman, de esta
manera podría hablarse de la productividad del pozo en función de la completación,
que incluye un análisis de sus condiciones mecánicas, la cementación y la
rentabilidad económica que justifique su existencia.
Después que un pozo es entubado y cementado, cada horizonte productivo es
puesto en contacto permanente con el pozo, permitiendo el flujo de fluidos del
reservorio hacia la superficie a través de la tubería de producción y el equipo
apropiado para controlar la tasa de flujo. El contacto con cada horizonte puede ser
alcanzado directamente (a hueco abierto) o por cañoneo a través de la tubería de
revestimiento.
En la Cuenca del Lago de Maracaibo debido a la distribución estratigráfica que
reside en cada una de sus formaciones geológicas así como las grandes cantidades
de petróleo acumulado; diversos han sido los diseños de completación usados para
la recuperación de este petróleo, unos quizás más eficientes que otros debido al
surgimiento de nuevas tecnologías, pero todos con el objetivo de acoplarse en lo
posible a las características de un área específica de estudio y además contribuir a
la obtención de la mayor producción de petróleo durante un período de tiempo
rentable; sin embargo todas estas completaciones no siempre logran ser eficientes
para el objetivo que se requiere alcanzar.
16
Muchas condiciones de las industrias obligan a hacer énfasis en los
requerimientos económicos de las completaciones. Por lo cual un sistema de
completación no-óptimo puede comprometer en largo plazo los objetivos enfocados
en contribuir a mantener una producción óptima en el pozo así como alargar su vida
útil. Aunado a esto, tenemos el proceso de cementación, el cual consiste en la
colocación del cemento en el espacio anular existente entre el revestimiento y la
formación (Medina, 2004:126), este proceso debe ser eficiente para poder aplicar la
completación al pozo, pero si no resulta así, se imposibilita completar el pozo y por
ende ponerlo en producción.
En función de lo antes descrito, surge la siguiente interrogante: ¿Será posible
establecer una metodología que permita seleccionar y aplicar el tipo de completación
y cementación más adecuado para contribuir a optimizar la producción del pozo a la
vez que alargar su vida útil? Para dar respuesta a esta interrogante, se diseñará un
programa computarizado donde se exponga una metodología que permita la
selección del tipo de completación más adecuado a nivel de todas formaciones
geológicas presentes en la Cuenca del Lago de Maracaibo con la finalidad de
contribuir a optimizar la producción del pozo a la vez que alargar su vida útil,
mediante la elaboración de matrices integrales de decisión para cada tipo de
completación, que permitan la evaluación de cada pozo según sus características
geológicas, de yacimiento, de presencia de agentes indeseables, del tipo de
estimulación futura, de limitaciones y facilidades operacionales existentes, así como
de las políticas, la factibilidad económica y los riesgos asociados a esa
completación. Además será necesario diseñar como parte de la metodología
flujogramas que permitan la correcta aplicación de la cementación presente en el
pozo petrolero a fin de garantizar que se lleve a cabo el proceso de completación
posterior a esa cementación.
17
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1.1. Planteamiento y formulación del problema
El petróleo es un hidrocarburo natural que está constituido casi exclusivamente
por compuestos orgánicos, más o menos complejos, de carbono e hidrógeno,
mezclados en proporciones diversas entre sí, y con otros compuestos químicos, que
se encuentran bajo tierra, en diferentes regiones, distribuidas por todo el planeta,
conocidas con el nombre de cuencas sedimentarias, formadas por capas o estratos
dispuestos uno sobre otro, desde el más antiguo al más reciente y cada estrato tiene
una constitución distinta al otro.
La evolución de la Cuenca del Lago de Maracaibo ha sido bastante compleja a lo
largo del tiempo no solo geológicamente sino económicamente convirtiéndose en
una de las cuencas de mayor producción dentro del territorio nacional, detallando la
gran distribución geológica presente se especifican tres períodos fundamentales
durante el desarrollo de la misma los cuales son:
Cretáceo, las formaciones que integran este intervalo en orden estratigráfico son:
Apón, Lisure y Maraca, componentes del grupo Cogollo, la formación La Luna y el
miembro Socuy de la formación Colón. Estas formaciones cretácicas han
desempeñado en el Lago de Maracaibo un papel de extraordinaria importancia en la
obtención de petróleo. Algunas como la formación La Luna, han sido rocas madres
de calidad extraordinaria, otras, como la formación Apón, Lisure y Maraca y la misma
formación La Luna notables recipientes fracturados y finalmente durante ciertas
épocas las lutitas de la formación Colón han proporcionado la necesaria cobertura
para mantener el petróleo cretácico in situ (Bellizia y Dengo, 1990:58).
Eoceno, la producción de petróleo en este período geológico está circunscrita de
modo predominante a dos intervalos conocidos como formación Mirador y formación
Misoa, ambas de edad correlativa y carácter arenoso. La producción de petróleo de
Mirador se obtuvo en la parte sur-occidental de la Cuenca en la región de Tarra,
Municipio Colón del Estado Zulia, la de la formación Misoa preferentemente en la
18
región del Lago de Maracaibo y en el sector nor-occidental, en los campos de La
Paz, La Concepción, etc.; es importante señalar que en el subsuelo del Lago de
Maracaibo la formación Misoa ha sido subdividida en dos unidades informales, que
no se ajustan a las normas estrictas de nomenclatura estratigráfica pero de empleo
más práctico en trabajos relacionados con yacimientos petrolíferos. En orden
estratigráfico ascendentes estas unidades se denominan arenas C y arenas B
subdivididas a su vez en los intervalos menores C-1 a C-7 para las arenas C y B-1 a
B-7 para las arenas B. (Bellizia y Dengo, 1990:63).
Mioceno, la historia geológica de los intervalos miocenos, productores de petróleo
en la Cuenca del Lago de Maracaibo comienza con la invasión marina de La Rosa,
se presume que la invasión provino de la Cuenca de Falcón, aún cuando existen
dudas fundadas en cuanto a la forma y época geológica en que se produjo el avance
de las aguas, debido mayormente a la falta de zonaciones bioestratigráficas en esta
formación. Desde un punto de vista concretado a la existencia y producción de
petróleo, es importante reiterar que muy cerca de la base de la sedimentación
transgresiva se encuentra un gran manto de arena denominado Arena de Santa
Bárbara, es por ello que gracias a los poderosos paquetes de arenas encontrados
en este período la presencia de hidrocarburos es indudable. (Bellizia y Dengo,
1990:76).
Diversos han sido los diseños de completación usados para la recuperación de
este petróleo, unos quizás más eficientes que otros debido al surgimiento de nuevas
tecnologías, pero todos con el objetivo de acoplarse en lo posible a las
características de un área específica de estudio y además contribuir a la obtención
de la mayor producción de petróleo durante un período de tiempo rentable; sin
embargo todas estas completaciones no siempre logran ser eficientes para el
objetivo que se requiere alcanzar.
La extracción, producción o explotación del petróleo se hace de acuerdo con las
características propias de cada yacimiento. La completación es una técnica que está
inmersa en todo este proceso, es la eficiencia técnica de este sistema de
completación lo que determina la complejidad de la configuración del equipo usado;
de ella depende en gran medida la cantidad de petróleo a recuperar de ese
yacimiento tanto en tiempo como en espacio (Halliburton, 2007:2). Muchas
19
condiciones de las industrias obligan a hacer énfasis en los requerimientos
económicos de las completaciones. Por lo cual un sistema de completación no-
óptimo puede comprometer en largo plazo los objetivos enfocados en contribuir a
mantener una producción óptima en el pozo así como alargar su vida útil. Aunado a
esto, tenemos el proceso de cementación, el cual consiste en la colocación del
cemento en el espacio anular existente entre el revestimiento y la formación
(Medina, 2004:83), este proceso debe ser eficiente para poder aplicar la
completación al pozo, pero si no resulta así, se imposibilita completar el pozo y por
ende ponerlo en producción.
En función de lo antes descrito, surge la siguiente interrogante: ¿Será posible
establecer una metodología que permita seleccionar y aplicar el tipo de completación
y cementación más adecuado para contribuir a optimizar la producción del pozo a la
vez que alargar su vida útil? Para dar respuesta a esta interrogante, se diseñará un
programa computarizado donde se exponga una metodología que permita la
selección del tipo de completación más adecuado a nivel de todas formaciones
geológicas presentes en la Cuenca del Lago de Maracaibo con la finalidad de
contribuir a optimizar la producción del pozo a la vez que alargar su vida útil,
mediante la elaboración de matrices integrales de decisión para cada tipo de
completación, que permitan la evaluación de cada pozo según sus características
geológicas, de yacimiento, de presencia de agentes indeseables, del tipo de
estimulación futura, de limitaciones y facilidades operacionales existentes, así como
de las políticas, la factibilidad económica y los riesgos asociados a esa
completación. Además será necesario diseñar como parte de la metodología
flujogramas que permitan la correcta selección y aplicación de la cementación
presente en el pozo petrolero a fin de garantizar que se lleve a cabo el proceso de
completación posterior a esa cementación.
1.2. Objetivos de la investigación
1.2.1. Objetivo general de la investigación
Diseñar un programa computarizado para la selección de completaciones y
cementaciones en pozos de petróleo en la Cuenca del Lago de Maracaibo.
20
1.2.2. Objetivos específicos de la investigación
Establecer los tipos de completaciones y cementaciones más utilizados en
los pozos de petróleo presentes en la Cuenca del Lago de Maracaibo.
Diseñar matrices integrales de decisión para la selección de
completaciones en las diferentes formaciones geológicas que constituyen
la Cuenca del Lago de Maracaibo.
Diseñar flujogramas para la aplicación de la cementación más adecuada
en los diferentes pozos de petróleo que constituyen la Cuenca del Lago de
Maracaibo.
Diseñar un programa computarizado para la selección de completaciones
y cementaciones en pozos de petróleo en la Cuenca del Lago de
Maracaibo.
Validar el programa computarizado diseñado mediante data real de
campo.
1.3. Justificación de la investigación
La presente investigación se justifica bajo los siguientes criterios:
a. Aspecto económico: Del petróleo se dice que es el energético más importante
en la historia de la humanidad; un recurso natural no renovable que aporta el
mayor porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo, por
tanto, de su extracción dependen económicamente muchas naciones, pero el
porcentaje de recobro del mismo depende en gran parte del tipo de
completación usada por los expertos en el área, aún después de la selección
de este criterio el pozo se verá en riesgo de disminuir su producción si esta
completación no es seleccionada adecuadamente.
Muchos de los pozos de la Cuenca del Lago de Maracaibo se encuentran
limitados en cuanto a su producción y la duración de su vida útil debido en
parte al deficiente diseño de completación utilizado en los mismos, como
consecuencia de la no existencia de una metodología integral para la
selección de la completación más adecuada, aunado a esto se encuentra la
21
creciente demanda de petróleo a nivel mundial lo que hace necesario la
elaboración de una metodología de análisis profundo que permita determinar
correctamente las completaciones a usar en formaciones geológicas de la
Cuenca del Lago de Maracaibo para contribuir a la obtención de una
producción óptima, alargar la vida útil del pozo y así satisfacer la creciente
demanda de petróleo.
b. Aspecto metodológico: El presente estudio servirá como antecedente para
futuras investigaciones que guarden relación con el tema, debido a que podrá
servir de orientación a otros investigadores en cuanto al desarrollo de una
metodología adecuada para la selección y aplicación de completaciones y
cementaciones de los diferentes pozos petroleros presentes en la Cuenca del
Lago de Maracaibo. De igual manera, la realización de esta investigación
servirá como estímulo y material de consulta para futuros trabajos que
intenten profundizar en este tema, que cada día más emerge como una
necesidad imperante en la industria petrolera.
c. Aspecto social: Al seleccionar adecuadamente las completaciones y
cementaciones de los pozos petroleros presentes en la Cuenca del Lago de
Maracaibo, por un lado, se estarían minimizando los problemas mecánicos o
de cualquier otra índole presentes en estos pozos además maximizar
significativamente la vida útil de los mismos y optimizar su producción, lo que
conllevaría a generar ahorros significativos en las diferentes operaciones de
reparación de los mismos, y de esta manera poder invertir esos ahorros en
proyectos de carácter social.
d. Aspecto teórico: El presente estudio es realizado con la finalidad de contribuir
en la solución de los problemas asociados a la incertidumbre que se pueda
tener sobre la correcta selección de la completación y la cementación de un
pozo de petróleo e inclusive favorece la implementación de medidas
adecuadas para la correcta extracción del aporte de ese yacimiento pues se
podrá aplicar una correcta cementación en el pozo y por ende ejecutar el tipo
de completación más idóneo según las condiciones que predominen en él,
logrando así alargar la vida útil del mismo y a la vez optimizar su producción.
22
1.4. Delimitación de la investigación
a. Espacial: La presente investigación se llevará a cabo en el Departamento de
Producción, adscrito a la Escuela de Ingeniería de Petróleo de la Universidad
del Zulia.
b. Temporal: El presente estudio tendrá una duración aproximada de 10 meses,
contados a partir del mes de Diciembre de 2011.
c. Temática: El presente estudio abarca el diseño de un programa
computarizado donde se expone una metodología que permite la selección
del tipo de completación más adecuado a nivel de todas formaciones
geológicas presentes en la Cuenca del Lago de Maracaibo con la finalidad de
contribuir a optimizar la producción del pozo a la vez que alargar su vida útil,
mediante la elaboración de matrices integrales de decisión para cada tipo de
completación, que permitan la evaluación de cada pozo según sus
características geológicas, de yacimiento, de presencia de agentes
indeseables, del tipo de estimulación futura, de limitaciones y facilidades
operacionales existentes, así como de las políticas, la factibilidad económica y
los riesgos asociados a esa completación. Además será necesario diseñar
como parte de la metodología flujogramas que permitan la correcta aplicación
de la cementación presente en el pozo petrolero a fin de garantizar que se
lleve a cabo el proceso de completación posterior a esa cementación.
23
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
El marco teórico es el soporte principal del estudio. En él se amplía la descripción
del problema, pues permite integrar la teoría con la investigación y establecer sus
interrelaciones. Representa un sistema coordinado, coherente de conceptos y
propósitos para abordar el problema. (Palella y Martins, 2006:67). Esta parte de la
investigación es de gran importancia por cuanto permite ubicar, dentro de un
contexto de ideas y planteamientos, el estudio que se aspira realizar. El marco
teórico debe destacar la estrecha relación existente entre la teoría, la práctica, el
proceso de investigación y el entorno. En el presente capítulo se presentarán una
serie de definiciones, conceptos y teorías, los cuales permitirán profundizar la
presente investigación. Ésta se realizó después de la revisión de varios textos,
manuales y artículos de diferentes autores, que hicieron estudios en diferentes
temas a tratar en este trabajo.
2.1. Antecedentes de la investigación
Erazo, V. y Colmont G. (2008). Desarrollo de programas computacionales para
analizar sistemas básicos de producción en pozos de petróleo. Guayaquil, Ecuador.
Este reporte detalla el procedimiento seguido para desarrollar programas
computacionales para analizar sistemas de producción, básicos e integrados, en
pozos de petróleo. Mediante un estudio estadístico se clasifican las condiciones
técnicas bajo las que operan las compañías petroleras en el oriente ecuatoriano; con
base en esto y en varios estudios comparativos presentados anteriormente, se
seleccionan las correlaciones más apropiadas a implementarse para calcular las
propiedades PVT (Presión Volumen Temperatura) de fluidos, el IPR (Inflow
Performance Relationship) del pozo, y la caída de presión del flujo bifásico vertical y
horizontal. Posteriormente, se selecciona el lenguaje y sistema computacional más
conveniente para implementar los algoritmos desarrollados.
El diseño del programa computacional es tal, que luego de una corrida se genera
suficiente información como para hacer un estudio detallado de las variables que
describen el comportamiento del flujo multifásico. El estudio integrado del sistema de
24
producción se hace a través de análisis nodal. Luego de implementar este programa,
se comprobó mediante varias pruebas la confiabilidad de sus resultados. Con esto
se ha logrado generar una herramienta computacional, que permitirá a los
estudiantes de ingeniería de petróleo ejercitarse y mejorar su capacidad de análisis y
resolución de problemas en el área de producción de hidrocarburos.
Linares, J. y González, I. (2008). “Metodología integral para la selección de
completaciones en formaciones consolidadas de edad terciaria en la Cuenca del
Lago de Maracaibo”. Trabajo Especial de Grado para optar al título de Ingeniería de
Petróleo. La Universidad del Zulia, Maracaibo – Venezuela. El estudio se enmarcó
en el establecimiento de parámetros fundamentales que permitieran la selección del
tipo de completación más adecuado a nivel de las formaciones consolidadas del
Eoceno inferior y medio en la Cuenca del Lago de Maracaibo con la finalidad de
contribuir a optimizar la producción del pozo a la vez que alargar su vida útil,
mediante la elaboración de matrices integrales de decisión para cada tipo de
completación, que permitieran la evaluación de cada pozo según sus características
geológicas, de yacimiento, de presencia de agentes indeseables, del tipo de
estimulación futura, de limitaciones y facilidades operacionales existentes, así como
de las políticas, la factibilidad económica y los riesgos asociados a esa
completación. Los resultados obtenidos fueron exitosos, al punto de que se validó la
metodología diseñada totalmente mediante su aplicación en campo a una muestra
de 8 pozos y con la opinión de especialistas en el área.
Ramírez M. (2007) “Reactivación de pozos en el área norte de campo Boscán,
Cuenca del Lago de Maracaibo”. Trabajo Especial de Grado para optar al título de
Ingeniero de Petróleo. Universidad del Zulia. Escuela de Petróleo. Maracaibo. A
través del presente trabajo de investigación se determinaron las causas de la
inactividad de 20 pozos ubicados en el área norte de campo Boscán. La selección
de los trabajos de rehabilitación más adecuados para los pozos inactivos se realizó
analizando el historial de los mismos, los diferentes parámetros del tipo de
completación actual, la información petrofísica y de yacimiento, el historial de
producción y los trabajos realizados durante la vida de los pozos objeto de estudio.
Se investigaron las similitudes y diferencias con los pozos vecinos que han sido
exitosos en el campo. Se determinó la principal causa de inactividad de los pozos en
estudio, observándose que la más común es la alta producción de arena, llevándose
25
a cabo la selección de los trabajos de reacondicionamiento y recompletación a
realizar. A su vez también se calculó la tasa de producción que se obtendría si se
realizaran los trabajos propuestos y finalmente se evaluó la rentabilidad económica
de la aplicación de los mismos. Concluida la revisión y estudio de los 20 pozos de
petróleo inactivos, se identificó que el método más efectivo en el área norte de
campo Boscán para controlar arena es el empaque con grava y que los pozos deben
producir con bombas de cavidad progresiva.
Chirinos, J. y Jacanamijoy, J. (2004). “Desarrollo de la propuesta de perforación y
completación de un pozo tipo de desarrollo en el campo la vela tierra Edo. Falcón”.
Tutor Académico: Prof. Franklin González. Tutor Industrial: Msc. William Contreras.
Tesis. UCV. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería de Petróleo. Caracas.
Para el desarrollo de este trabajo se comenzó con una recopilación de información
de los pozos cercanos a la localización propuesta, luego se realizó un estudio de las
presiones esperadas durante la perforación de los mismos, y basado en esta
información y en la geología regional se buscaron los puntos de asentamientos de
los revestidores. Inmediatamente después se seleccionó los diámetros de los
revestidores y de la tubería de producción, se hizo uso del método API (American
Petroleum Institute) para la selección del grado de los mismo, luego de poseer esta
información se estudiaron los otros elementos que forman parte de la perforación de
un pozo como son: el fluido de perforación, el diseño de la cementación, el programa
de registros eléctricos, entre otros.
Por otra parte, con el objetivo de maximizar la producción del nuevo pozo se
realizó un análisis nodal para la selección del diámetro de tubería, obtenida esta
información se prepararon las propuestas de perforación y completación del pozo.
Finalmente con el objetivo de comprender la rentabilidad en las propuestas
presentadas se realizó un análisis económico y un análisis de riesgos financieros
para estudiar la factibilidad de ejecución del proyecto.
Medina, M. y PDVSA. (2004). “Cementación Remedial en Liner Intermedio de
Pozo Horizontal”. Venezuela. Durante la construcción del pozo horizontal MVR-107,
campo Mata-R, Distrito Anaco – PDVSA Oriente se presentó una falla en la
cementación primaria del liner intermedio de 7" (sección de construcción de ángulo
0° - 82° de inclinación), la cual fue detectada posterior a la bajada del liner de
26
producción ranurado de 4 1/2”, durante la instalación de la completación. Se planificó
una operación de cementación remedial, cuyo objetivo era aislar el intervalo
productor de arenas de agua presurizadas. La operación representaba un gran
riesgo por la probabilidad de pérdida del hoyo de producción durante la cementación
secundaria, adicionalmente, existía la restricción de no poder usar equipos de fondo
tradicionales (empacaduras, retenedores, etc.), y la necesidad de ejecutar las
operaciones con la mínima perturbación del intervalo productor.
El diagnóstico de la falla y su magnitud involucraron el uso de tecnologías de
registros ultrasónicos para la inspección del revestidor y la evaluación de la
cementación. La operación se ejecutó a través de la metodología de cementación
remedial circulante, en la cual se perforó el revestidor intermedio, 60 pies por debajo
de la arena "problema", retornando por una discontinuidad mecánica del
revestimiento, en el colgador de 9-5/8" x 7". Se colocaron retenedores perforables
como fondo del pozo para evitar contacto con la zona productora, y sobre las
perforaciones para actuar como empacadura de cementación. Se utilizó una lechada
liviana de 13.5 lpg (libras por galones), controlando los caudales de bombeo y
retornos para garantizar la colocación del cemento en la zona planificada. El pozo
fue completado según se había planificado, logrando cumplir con las metas de
producción establecidas y con un aporte exiguo de agua, todo lo cual permite
concluir que se lograron los objetivos planteados al aislar el intervalo productor de
las arenas de agua supradyacentes, sin afectar su productividad.
Montoya, C. y García, P. (2001). “Estrategia de completación de los pozos
pertenecientes al yacimiento C-6I, SVS-0012 de la segregación Lago Medio”.
Trabajo Especial de Grado. Universidad del Zulia, Facultad de Ingeniería, Escuela
de Petróleo, Maracaibo. Estudió el comportamiento del yacimiento C-6I, SVS-0012,
que tiene como mecanismo de producción el empuje hidráulico y que tiene como
principal problema el alto corte de agua que presentan sus pozos completados, lo
que dificulta el recobro de las reservas remanentes. En procura de solucionar esta
problemática se plantearon en esta investigación estrategias de completación para
los pozos de este yacimiento, para lo cual, utilizaron: historias de producción de los
pozos, datos geológicos y petrofísicos, prueba de presión, registro de producción y
configuración de la completación de cada uno de los pozos del yacimiento.
27
González, G. (2001). “Optimización de las completaciones mecánicas de los
pozos pertenecientes a campo Boscán, zona oeste del Lago de Maracaibo”. Trabajo
Especial de Grado. Universidad del Zulia, Facultad de Ingeniería, Escuela de
Petróleo, Maracaibo. Se basó en la optimización del tipo de completación en los
pozos pertenecientes al campo Boscán mediante la realización de un análisis
técnico de los diferentes tipos de completaciones mecánicas utilizadas en el mismo
desde su descubrimiento hasta la actualidad. Se procedió a comparar las
producciones de arena, petróleo, tipo de completación y servicios requeridos para
los diferentes pozos en estudio y de esta manera se pudo realizar el mencionado
análisis. El tipo de investigación fue de carácter campo-descriptivo, debido a que la
información utilizada fue recolectada en el lugar de los hechos: el campo, además de
identificar los diferentes equipos utilizados dentro de cada completación. Para esto
se hizo necesario determinar una población comprendida por 405 pozos, de la cual
se extrajo una muestra de 47 pozos tomadas de forma aleatoria de acuerdo a los
requerimientos de la empresa.
Fraioli, G. (2000). “Control de arena en pozos del yacimiento Bachaquero-01”.
Trabajo Especial de Grado. Universidad del Zulia, Facultad de Ingeniería, Escuela
de Petróleo, Maracaibo. Se encargó de evaluar los métodos de control de arena
para aplicarlos en pozos del yacimiento Bachaquero-01, ubicado en el campo
Costero Bolívar, en la parte este del Lago de Maracaibo, de edad mioceno. Se
determinaron las causas que ocasionaron el arenamiento en los pozos del
yacimiento y generaron propuestas que incorporaran la producción asociada a este
problema al menor costo y tiempo, así como diferentes tipos de completaciones
apropiadas para contrarrestar el problema y adaptadas a la edad geológica en
estudio.
Casanova, O. y García, C. (1999). “Criterios de diseños de las completaciones en
la Segregación Lago Cinco” Trabajo Especial de Grado para optar al Título de
Ingeniero de Petróleo. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. Escuela de
Petróleo. Núcleo Maracaibo. Se dedicó a evaluar y analizar los diferentes criterios
aplicados en las completaciones de pozos del bloque V (lamar y centro) y bloque VI
Lamar, con la finalidad de definir una metodología para optimizar y estandarizar
dichos criterios y además verificar que los diseños existentes de tubería se ajusten a
los requerimientos de producción y trabajos futuros en los pozos. La metodología
28
empleada consistió básicamente en la creación una base de datos que permitiera
manejar parámetros como; producción, tipo de cañoneo y sus características, fluidos
de completación y la frecuencia de trabajos realizados en cada pozo. También
definieron los criterios que permitieran seleccionar los mejores diseños para las
completaciones y obtener un proceso estándar y eficiente en la completación de los
pozos. Sobre la base de minimizar los costos de producción, problemas
operacionales, máxima seguridad de la completación y productividad.
2.2. Características sedimentarias de los intervalos productores de la Cuenca
del Lago de Maracaibo
Los intervalos estratigráficos que producen o han producido cantidades
comerciales de hidrocarburos en esta cuenca petrolífera son: El substratum, el
intervalo de calizas cretácicas, el paleoceno, el eoceno inferior y medio y el mioceno.
En algunos de ellos el petróleo puede ser considerado autóctono del intervalo
productor, en otros ha migrado de otras formaciones.
El substratum:
La naturaleza y distribución de rocas en este intervalo productor se conoce muy
poco debido a la falta de perforaciones, especialmente perforaciones en las que
hayan sido considerable, particularmente en los campos de la Paz- Mara donde la
producción total, probablemente es la mayor conocida en escala mundial en campos
petrolíferos con estas características (1190 x 106 barriles). En la composición del
substratum de la cuenca parecen predominar tres clases de rocas: metasedimentos
pelíticos y saníticos de facies metamórficas de bajo grado, intrusiones
granodioríticas relacionadas con el granito de El Palmar emplazadas en el evento
tecto-termal del permo-triásico y volcánicas, por último sedimentos continentes rojos
de la formación La Quinta de edad triásico-jurásico.
La mica, esquistos, gneises y cuarcitas son los tres tipos de rocas que afloran en
el precedente de la Sierra de Perijá, desde el cual descienden gradualmente en la
dirección sur-sureste. En el antiguo campo el Totumo dicho basamento fue
perforado a unos 300 m de profundidad, en los campos de la Paz-Mara se perfora a
un promedio de 2.700 m.
29
Las calizas cretácicas:
Las formaciones que integran el intervalo de calizas cretácicas, en orden
estratigráfico son: Apón, Lisure y Maraca, componentes del grupo Cogollo, la
formación La Luna y el miembro Socuy de la formación Colón. Estas formaciones
cretácicas han desempeñado en el Lago de Maracaibo un papel de extraordinaria
importancia en la obtención de petróleo. Algunas como la formación La Luna, han
sido rocas madres de calidad extraordinarias, otras, como las formaciones Apón,
Lisure y Maraca y la misma formación La Luna notables recipientes fracturados y
finalmente, durante ciertas épocas, las lutitas de la formación Colón han
proporcionado la necesaria cobertura para mantener el petróleo cretácico in situ.
El cretácico ha sido productor en varios campos de la Cuenca del Lago, de modo
especial en el alineamiento la Paz-Mara que muestra una producción acumulada de
1351 x 106 barriles y con algunos resultados realmente espectaculares como el pozo
P-84 del campo de la Paz que llegó a producir 30.000 barriles/día. En los municipios
Maracaibo y Colón se encuentran otros campos menores como la Concepción,
Sibucara, El Rosario, Tarra, etc. y campos verdaderamente importantes en la zona
central del lago, como Lama, Lamar, Centro, Urdaneta, etc., donde la perforación
continua activamente con resultados satisfactorios.
El paleoceno:
La producción de este período geológico en la Cuenca del Lago de Maracaibo ha
estado limitada a los campos de Tarra en el municipio Colón y al campo de la Paz en
el municipio Maracaibo ambos del estado Zulia.
La producción paleocena del campo La Concepción no fue diferenciada de la del
Eoceno. En el primero la producción se obtuvo de arenas depositadas en los
ambientes parálicos del Grupo Orocué y en el segundo de arenas más o menos
calcáreas de la formación Guasare, depositadas en plataforma. En 1954 el pozo
VLA-14, perforado en el centro del Lago, fue completado en Guasare pero esta
producción no llegó a cristalizar.
30
Indudablemente parte del grupo Orocué, productor en el área de Tarra-Los
Manueles, debería ser incluida en el eoceno inferior, pero a objeto de unificar lo más
posible la clasificación de las columnas productoras, no se ha intentado diferenciar
edades. El grupo Orocué equivale al intervalo denominado “Third Coal Formation”,
en el mismo se describen importantes cuerpos de arenas entre las cuales se
destacan las llamadas Arenas de Tabla en el tercio inferior de la formación. Debido a
su ambiente parálico la sedimentación fue irregular y mezclada, de arcillas
lenticulares de porosidad bastante baja.
El ambiente plataformal de la formación Guasare produjo igualmente una
sedimentación mezclada en la cual se encuentran arenas lenticulares
frecuentemente calcáreas como recipientes petrolíferos. Las calizas que constituyen
el elemento más distintivo de la formación Guasare son generalmente delgadas,
glauconíticas y arenosas y no presentan las características peculiares de los
recipientes carbonáticos cretácicos.
Eoceno inferior y medio:
La producción de petróleo en este período geológico está circunscrita de modo
predominante a dos intervalos conocidos como formación Mirador y Formación
Misoa, ambos de edad correlativa y carácter arenoso. La producción de petróleo de
Mirador se obtuvo en la parte suroccidental de la Cuenca en la región de Tarra,
municipio Colón del Estado Zulia, la de la formación Misoa preferentemente en la
región del Lago de Maracaibo y en los campos de la Paz, la Concepción, Boscán,
etc. Se ha obtenido producción en las formaciones Trujillo, Misoa y Paují en la zona
de Mene Grande-Motatán.
La Formación Misoa, fue depositada en el abanico deltaico desarrollado con gran
amplitud hacia el noreste, donde predominó la complejidad característica de la
sedimentación de arenas en todo el delta, muy directamente relacionado con el
desplazamiento de canales principales y afluentes y el movimiento de barras y
bermas litorales al variar la profundidad. Refiriéndose al subsuelo del lago, se
distingue la presencia de arenas de espolones aluviales de canales distributivos y de
barreras litorales. Los mejores recipientes petrolíferos tanto por su espesor como
por el tamaño del grano, se encuentran en la parte inferior de los espolones y en los
31
desarrollos de barrera, donde las intercalaciones de arenisca-lutita pasan a arenas
macizas mejor escogidas a consecuencia del aumento de energía.
El carácter marino de Misoa se acrecienta hacia el noreste. Al estudiar los mapas
isópacos reconstruidos de la formación Misoa se observa un aumento de espesor
del orden de 1.620 metros entre Campo Centro y Tía Juana, equivalente a un
engrosamiento promedio de 40 metros (m) por kilómetros (km). El aumento de
espesor tiene lugar preferentemente en los cuerpos lutitícos, de forma que el
porcentaje de arenas disminuye hacia el noreste, el tamaño promedio del grano
disminuye igualmente en la misma dirección.
Hacia el este-noreste de la faja de bisagra los ambientes de la parte inferior de
Misoa gradan a los ambientes más profundos de la formación Trujillo, pero las
arenas de este intervalo carecen del espesor, porosidad y permeabilidad de las
arenas de Misoa y no constituyen tan buenos recipientes.
Es importante señalar que en el subsuelo del Lago de Maracaibo, la formación
Misoa ha sido subdividida en dos unidades informales, que no se ajustan a las
normas estrictas de nomenclatura estratigráfica pero de empleo más práctico en
trabajos relacionados con yacimientos petrolíferos. En orden estratigráfico
ascendente estas unidades se denominan arenas “C” y arenas “B” subdividas a su
vez en intervalos menores. Estudios importantes señalan que estas unidades no son
verdaderas unidades cronoestratigráficas y en muchos casos tampoco
litoestratigráficas, sino que representan cambios distintivos en la litología en sí, en el
carácter general del registro eléctrico y en horizontes guías del mismo registro.
Al final de la sedimentación de Misoa se registra el episodio transgresivo marino
de las formaciones Paují y Mene Grande. La Transgresión de Paují avanzó
profundamente hacia el sur y sureste llegando alcanzar el Alto de Icotea, donde se
han encontrado algunos remanentes pequeños de esta formación, extensamente
removida por la erosión del ciclo sedimentario post-orogénico. En pocos lugares de
la Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo se ha obtenido producción comercial a
la Formación Paují, entre ellos cabe mencionar el campo Motatán, donde la sección
inferior de Paují desarrolla arenas de hasta 150 pies (± 45 m) de espesor, y el área
32
de Mene Grande, donde la arena desarrollada en la parte media de Paují es
conocida como productora de petróleo desde hace muchos años.
En líneas generales se puede decir que se conservan las tres provincias de facies
descritas en el Paleoceno. Durante el eoceno temprano (54 millones de años)
continúa la regresión del Paleoceno, y comienza a formarse un gran sistema deltaico
en la cuenca.
La sedimentación durante este ciclo es predominantemente fluvial hacia el
Suroeste, depositándose la formación Mirador caracterizada por espolones aluviales,
canales entrelazados y zonas lagunares. La ausencia en/o cerca del tope de
Mirador, de conjuntos de polen representativos del eoceno medio establecidas en el
Lago de Maracaibo, indica un período de condiciones estables de planicie fluvial, y
erosión intensa o ausencia de sedimentación perdurable en el tope de la formación
Mirador hasta depositarse las capas transgresivas de las formaciones Carbonera-La
Sierra.
La formación Misoa se caracteriza por areniscas blancas de grano fino a medio
con capas delgadas de gránulos o guijarros de cuarzo; toda la sección presenta
material carbonáceo, observándose algunas intercalaciones de lutitas en su tercio
superior. (González de Juana et al, 1980:78)
Hacia el centro y noreste de la cuenca, los ambientes pasan transicionalmente a
un plano deltaico donde se desarrollan los canales distributarios, barras de
desembocaduras, bahías, depósitos de frentes deltaicos y prodelta de la formación
Misoa.
En los campos petrolíferos del Lago, la secuencia de arenas y lutitas de la
unidad, ha sido subdividida según diversos esquemas informales por las
empresas operadoras. El más aceptado, generalmente, es el de “Arenas B” (B1 a
B9) y “Arenas C” (C1 a C7), características de los registros eléctricos de los pozos.
Las características de los sedimentos de la formación Misoa, dependen de su
posición en la cuenca, del ambiente de sedimentación, de la distancia entre ellos y
de la fuente de los mismos. Hacia el noreste hay más lutitas y areniscas de grano
33
fino, mientras que hacia el Sur y Sureste el porcentaje de arena aumenta al 80 y
90% de la sección, y los granos se hacen más gruesos.
La secuencia estratigráfica más vieja fue depositada durante un fuerte ciclo
progradacional seguido por un ciclo retrogradacional y corresponde en el subsuelo a
las “Arenas C” (C7 a C1) del eoceno temprano.
En los perfiles eléctricos se aprecian como patrones tabulares (blocky motif) de
bancos regionales de arena y tendencias de sedimentación generalmente con
afinamiento hacia el tope, conteniendo pequeños sistemas de engrosamiento y
afinamiento hacia el tope interpretados como grandes parasecuencias de 3er.
Orden.
La secuencia estratigráfica intermedia fue depositada durante el pulso
progradacional más vigoroso de la formación Misoa y alcanzó la presente Costa
Oriental del Lago de Maracaibo. Esta secuencia corresponde a la parte inferior de
las “Arenas B”, específicamente desde la subunidad B9 en la base, a la subunidad
B6 en el tope. La respuesta que prevalece en los perfiles eléctricos para esta
secuencia es la de un engrosamiento hacia el tope entre B9 y B7, y a nivel de B6 un
patrón tabular pertenecientes a bancos de arenas (Higgs, 1997:124).
La secuencia estratigráfica superior fue también dominantemente progradacional.
Esta secuencia abarca desde B5 hasta B1 con una tendencia general de
engrosamiento hacia el tope, con sistemas subordinados de afinamiento y
engrosamientos más pequeños (Higgs, 1997:125).
Estas dos últimas secuencias estratigráficas representan, en conjunto, a las
“Arenas B” del eoceno medio.
La reinterpretación de la formación Misoa como depósitos de plataforma
dominados por marea han tenido importantes implicaciones en la exploración y
producción de hidrocarburos ya que permite predecir mejor la geometría de los
yacimientos y hace factible una mejor visualización acerca de la distribución de las
arenas en el tiempo y en el espacio.
34
Hacia el eoceno medio-tardío comienza un ciclo transgresivo evidenciado por una
gruesa sección lutítica de carácter marino que se depositó en aguas limpias y
profundas, de talud superior y medio que representa a la formación Paují, la cual se
encuentra mejor preservada en el flanco Norandino que en el centro del Lago donde
fue removido por la erosión.
La sedimentación de Paují constituye una transgresión marina desde el este-
noreste, solapando sobre la formación Misoa.
Hacia el eoceno tardío, ocurre un levantamiento generalizado de la Cuenca de
Maracaibo, y un período de fallamiento importante, particularmente en los
alineamientos longitudinales del lago, con ejes de plegamiento orientados de sur a
norte, dichas modificaciones en la cuenca antepaís fueron debidas a la colisión del
arco de Panamá, la cual se extendió hasta el Pleistoceno.
Las principales características de la formación Misoa en los Campos del Lago
son:
Unidad Superior. (B-1 a B-5) 2.900’.Lutitas predominantes.
Misoa Unidad Interior. (B-6 a B-7) 1.200’ Arenas y lutitas. Más arenácea hacia el
tope “B” (Arenisca masiva B-6200´).
Misoa Unidad Superior. (C-1) -700. Lutitas predominantes.
Unidad Intermedia. (C-2 y C-3) - 1.500. Lutitas con algunas intercalaciones delgadas
de areniscas, más numerosas en la base “C”.
Unidad Inferior. (C-4 a C-7) - 2.600. Areniscas masivas en el tope (C-4) y la base (C-
7) Lutitas intercaladas.
Las arenas B-6, C-2 y C-4 constituyen intervalos realmente característicos, fáciles
de reconocer en perfiles eléctricos y en litología, que pueden emplearse para
encuadrar adecuadamente los intervalos intermedios y cuyas características pueden
conducir a correlaciones más subjetivas.
La arena B-6 es un intervalo compuesto casi totalmente por arena blanda de
grano grueso, maciza o en capas gruesas a muy gruesas, que en conjunto alcanzan
espesores hasta de 70m, y se refleja de modo prominente en los registros eléctricos.
35
Su diferencia con el intervalo B-5 depende del predominio en este último de
areniscas más delgadas intercaladas con lutitas. Las arenas C-2 se encuentran por
debajo del intervalo predominantemente lutítico C-1 y por encima de otro intervalo
lutítico situado en la base de C-2. El intervalo arenosos alcanza 50m de espesor y
suele estar formado por dos paquetes de arenas separados por un intervalo lutítico,
cuando el intervalo lutítico basal de C-1 se vuelve arenosos, para llevar a cabo la
separación pueden emplearse arbitrariamente algunas lutitas guías que sirven como
marcadores del tope de C-2.
Las arenas C-4 aparecen por debajo de los limos y lutitas de la parte inferior de C-
3 con unos 60-70 m de espesor. Una lutita de baja resistividad interior de C-4.
Cuando la base de C-3 se hace arenosa, aún es posible identificar el tope de C-4
por marcadores visibles en lutitas delgadas. La descripción se aplica de modo
principal a la región noreste del Lago en la parte denominada Campo Costanero de
Bolívar.
Lógicamente sufre variaciones en otras regiones productoras, entre las principales
se cuentan las siguiente: hacia el suroeste, en el sinclinorio entre el alineamiento de
Campo Centro y el Alto de Icotea, las arenas B inferiores alcanzan gran espesor y
en todo el intervalo B-6 a B-9 son difíciles de diferenciar entre sí por ausencia de
intervalos lutíticos intermedios y por el carácter macizo de las arenas. Este intervalo
de arenas está erosionado en el tope de la estructura de Lamar. Al oeste de la falla
de Icotea, en el área Lama y Grupo 75 se encuentra un excelente desarrollo de las
arenas C, especialmente en los intervalos C-6 y C-7 que aparecen con un espesor
agregado de 1.300 a 1.400´y un contenido de arena neta de 70% - 80%.
Estos cuerpos de arenas se distinguen por su carácter macizo, su grano grueso
que aumenta hacia la base y capas intercaladas de arcillas no muy gruesas, en
grano relativamente angular, y en algunas localidades la presencia de un horizonte
de cuarzo azul cerca de la base de la C-7,.pueden servir como elementos de
diferenciación. Hacia el oeste vuelven a encontrarse arenas B macizas en posición
demasiado baja para producir y más al oeste todavía, cerca de la costa occidental
del lago, se produce la transición de Misoa a Mirador, que fue perforada en los
pozos de Alturitas. En términos generales puede señalarse que el delta avanzó el
noreste en forma general y recurrente.
36
La parte basal de las arenas C puede considerarse como la parte alta del delta
con sedimentación preferente de espolones, canales distributivos y meandros. Con
el transcurso del tiempo, las arenas C-1 y C-2 muestran aumento del porcentaje de
lutitas, con espesores de más de 500m y solo algunas arenas intercaladas.
El contraste de éste intervalo en la zona suroccidental del lago con el
subrayacente, formado por las arenas B inferiores masificadas (B-6 B-9) y la
presencia de elementos conglomeráticos de granos redondeados en esta arena
marcan el comienzo de un nuevo ciclo de sedimentación arenosa, que parece
envolver una discordancia paralela sobre el tope del ciclo inferior y se caracteriza en
sus comienzos por ambientes de mayor energía.
Algunos autores, marcan persistentemente una plana de discordancia en la base
de B-6 o de B masificado, otros consideran la arena B-6 como el comienzo de una
regresión. En las áreas de Lagunillas y Tía Juana las arenas B han sido preservadas
y son buenas productoras, en Campo Ceuta el intervalo B-6 presenta buenos
recipientes de petróleo, al igual que las B superiores. Al final de la sedimentación de
Misoa se registra el episodio transgresivo marino de las formaciones Paují y Mene
Grande.
La transgresión de Paují avanzó profundamente hacia el sur y sureste llegando
alcanzar el Alto de Icotea, donde se han encontrado algunos remanentes pequeños
de esta formación, extensamente removida por la erosión del ciclo sedimentario
post-orogénico. En pocos lugares de la cuenca petrolífera del Lago de Maracaibo se
ha obtenido producción comercial a la formación Paují, entre ellos cabe mencionar el
campo de Motatán, donde la sección inferior de Paují desarrolla arenas de hasta 150
pies (± 45m) de espesor, y el área de Mene Grande, donde la arena desarrollada en
la parte media de Paují es conocida como productora de petróleo desde hace
muchos años.
La formación Mirador, aflora extensamente a lo largo de los flancos de la sierra de
Perijá, Zulia suroccidental, en el estado Táchira y partes adyacentes de Colombia y
en el subsuelo en los campos de Tarra. Se caracteriza por areniscas blancas de
grano fino a medio con capas delgadas de gránulos o guijarros de cuarzo; toda la
sección presenta material carbonáceo, observándose algunas intercalaciones de
37
lutitas en su tercio superior y capas delgadas de carbón interestratificadas con las
mismas. Se dividió en tres unidades informales descritas a continuación: El intervalo
inferior está constituido por areniscas macizas de grano grueso con estratificación
cruzada en escala de metros, intercalada con arcillas limosas y arenosas. Hacia el
sur se observan algunos niveles conglomeráticos, en el subsuelo de Alturitas, las
areniscas son de grano fino y laminadas.
En el subsuelo se presencia un intervalo lutítico de 20 a 30 m de espesor, que se
caracteriza por arcillitas y lutitas gris oliva claro, localmente carbonáceas y con una o
dos capas lenticulares de carbón. Este intervalo constituye un marcador notorio en
los registros eléctricos de pozos relativamente cercanos, y no parece tener
continuidad regional, como sucede al sur de Táchira donde está ausente. El intervalo
superior, muestra areniscas cuarzosas limpias de grano grueso a conglomeráticas;
las areniscas son lenticulares con acanaladuras y frecuentemente macizas.
Renz (1959:46) señala que las areniscas cuarzo-feldespáticas de la formación
Mirador, están divididas en dos partes por una capa de arcilla gris pálida, cerca del
pueblo de Rubio en la carretera de San Cristóbal. Key (1960:82) reconoce 3
unidades litológicas en la formación Mirador y la existencia de una discordancia en la
base del miembro superior de la formación.
Post eoceno:
Pasada la pulsación orogenética del eoceno superior, en la Cuenca petrolífera del
Lago de Maracaibo se sedimentó una secuencia predominante continental
denominada formación Icotea, en las zonas bajas de la penillanura post-eocena que
fue parcialmente erosionada en épocas posteriores. Esta formación está preservada
en la parte noreste del campo Bolívar, en los sinclinales de Cabimas y Ambrosio,
parte de los antiguos campos de Cabimas-La Rosa donde se perforó una arena
productora de petróleo con extensión superficial muy limitada.
La historia geológica de los intervalos definitivamente miocenos, productores de
petróleo en la Cuenca del Lago de Maracaibo comienza con la invasión marina de
La Rosa, fenómeno de importancia primordial. Se presume que la invasión provino
38
de la cuenca de Falcón, aún cuando existen dudas fundadas en cuanto a la forma y
la época geológica en que se produjo el avance de las aguas.
Desde un punto de vista concretado a la existencia y producción de petróleo, es
importante reiterar que muy cerca de la base de la sedimentación transgresiva se
encuentra un gran manto de arena, denominado “Arena de Santa Bárbara”. Esta
arena basal se extendió considerablemente hacia el sur y suroeste del área del lago
sobre una superficie no completamente plana, sino afectada por suaves elevaciones
y depresiones que no fueron cubiertas totalmente por las aguas al mismo tiempo.
Por ello la arena de Santa Bárbara perforada en diferentes localidades no
necesariamente debe ser “estrictamente” contemporánea.
En el área tipo de la Costa Bolívar la formación La Rosa presenta totalmente otras
arenas productoras de petróleo, como son la arena intermedia y la “arena La Rosa”,
estos recipientes tienen relativamente poca extensión superficial porque fueron
depositados durante el proceso regresivo, en contraste con la sedimentación de
Santa Bárbara.
Mención especial merecen las “lutitas marinas” de La Rosa, consideradas por
algunos autores como posibles rocas madres de petróleo. Aunque esto aun está en
discusión, debe dejarse sentado que estas lutitas son definitivamente de ambientes
marinos someros y están enmarcadas entre arenas en la base y en el tope,
indicativas de aguas de mayor energía.
Hacia el sur y suroeste los ambientes de la parte superior de La Rosa se van
haciendo más someros y gradan lateralmente a la base de la formación Lagunillas.
Esta formación es otra gran productora de petróleo, particularmente en los campos
de la Costa Bolívar. La mayor producción se obtiene del horizonte basal
denominado “arena inferior de Lagunillas” en gran parte de ambiente no marino. La
formación Lagunillas contiene arenas productoras a niveles más altos,
frecuentemente denominadas por los operadores “arena Laguna” y “arena de
Bachaquero” respectivamente.
El intervalo Laguna representa ambientes pobremente marinos y Bachaquero
contiene arenas macizas no marinas. De modo particular la arena de Bachaquero
constituye un gigantesco recipiente que se explota en la subzona de Bachaquero y
39
Ceuta en la parte suroeste del Campo Costanero Bolívar. En términos generales las
arenas inferiores producen petróleo más liviano que las superiores, y en algunas
regiones los hidrocarburos de las arenas más altas de Bachaquero son verdaderos
asfaltos.
El cambio gradual de los ambientes, más marinos de la formación La Rosa a los
más continentales de la formación Lagunillas tuvo lugar en deltas superpuestas y
entrelazadas de extensión muy inferior a la del gran delta eoceno de Misoa.
Algunos investigadores han estudiado algunos cuerpos de vena dentro del
miembro Lagunillas en un plano costero bajo, que gradan hacia depósitos de
canales con dirección norte-sur a noreste-suroeste desarrollados en ambientes
continentales en zonas de meandros y ambientes lagunares y costaneros de barras
y/o canales de marea perpendiculares a los canales o meandros, antes de alcanzar
las arcillas más marinas del miembro Ojeda.
Finalmente, en la Cuenca del Lago de Maracaibo se encuentran presentes
formaciones geológicas de suma importancia para el estudio de la misma, y el
correspondiente análisis que se realizó sobre cada uno de ellos servirá para una
comprensión más amplia de la presente investigación (ver figura 1).
40
Figura 1: Columna estratigráfica generalizada del subsuelo del Lago de Maracaibo.
Fuente: www.pdvsa.com, (2012).
2.3. Completación de pozos.
Se entiende por completación o terminación al conjunto de trabajos que se
realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos
en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a
otros usos, como inyección de agua o gas. Los trabajos pueden incluir el
revestimiento del intervalo productor con tubería lisa o ranurada, la realización de
COLUMNA ESTRATIGRAFICA GENERALIZADA
DEL SUBSUELO DEL LAGO DE MARACAIBO
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Fm. EL MILAGRO
Fm. ONIA
Fm. LA PUERTA
Fm.
LAGU-
NILLAS
Fm. PAUJI
Fm. GUASARE
Fm. RÍO NEGRO
GRUPO
COGOLLO
Fm. MITO JUAN
Mbro. BACHAQUERO
Mbro. LAGUNA
Mbro. LAGUNILLAS INFERIOR
Fm. COLON
Fm. LA LUNA
Fm. MARACA
Fm. LISURE
Fm. APON
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C
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Fm.
MISOA
ARENAS B
ARENAS C
ARENISCAS FRIABLES Y ARENAS NO
CONSOLIDADAS
ARCILLAS ABRIGARRADAS
Y ARENISCAS.
ARENISCAS INTERCALADAS CON ARCILLAS Y
LUTITAS CARBONACEAS ABIGARRADAS
LUTITAS GRUESAS MARINAS CON INTERCALA-
CIONES LOCALES DE ARENAS. ARENAS BASAL CON INTERCALACIONES DE
ARCILLAS LAMINARES.
LUTITAS Y ARCILLITAS MACIZAS BLANDAS
A GRIS CLARO.
INTERCALACIONES DE ARENISCAS Y LUTITAS
LITORAL- COSTERA. ADEMÁS DE ARENISCAS DE
CANALES FLUVIALES Y QUE ALMACENAN LAS
MEJORES ACUMULACIONES DE HIDROCARBUROS
EN LOS MIEMBROS B-X DEL EOCENO.
ARENISCAS DE GRANO FINO. DENSAS . LAMINARES
CON BIOTURBACIONES Y ESTRUCTURAS DE CONO
EN CONO, LAS CUALES FUERON DEPOSITADAS EN
UN AMBIENTE DE LLANURA DE MAREAS.
MBR. SOCUY
CALIZAS LAMINADAS DENSAS Y LUTITAS CALCA-
REAS GRIS OSCURO A NEGRO. BITUMINOSAS.
CONSISTE DE BASE A TOPE DE ARENISCAS Y
LIMOLITAS ABIGARRADAS, GRIS VERDOSO,
ARCILLOSAS,MICACEAS Y FRIABLES.
ARENISCAS POCO CONSOLIDADAS
LUTITAS Y ALGUNOS LIGNITOS.
LUTITAS COLOR GRIS A CLARO.
CALIZAS ARENOSAS, FOSILIFERAS Y
ARENISCAS CALCÁREAS INTERCALADAS
CON ARENISCAS NO CALCÁREAS DE
GRANO FINO A GRUESO.
ARCILLAS PROGRESIVAMENTE MAS
ARENOSAS HACIA EL TOPE.
LUTITAS MICROFOSILIFERAS DE COLOR
GRIS OSCURO A NEGRO.
CALIZAS FOSILIFERAS, ARENOSAS INTER-
CALADAS CON ARCILLAS ARENOSAS Y
LUTITAS CALCÁREAS FRACTURADAS CON
COLORES NEGRAS, GRISES Y AZULADAS.
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FORMACION LITOLOGIA DESCRIPCION LITOLOGICA
PREC
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MOVIMIENTOS
TECTONICOS
LA QUINTA
MUCUCHACHI
LIMOLITAS Y ARENISCAS
ESQUISTOS VERDES Y CUARCITAS
PLEGAMIENTOS
SOBRECORRIMIENTOS
FALLAS
TRANSCURRENTE
HUNDIMIENTOS
INCLINACION REGIONAL
REJUVENECIMIENTO
PERIODO DE
SUBSIDENCIA
SEDIMENTACION
ERIODO DE
SEDIMENTACION
DE PLATAFORMA
PERIODO MARINO
PERIODO PRE-OCEANICO
VULCANISMO
Y METAMORFISMO
PERIODO DE ABERTURA
INTRACONTINENTAL
METAMORFISMO CON
INTRUCCIONES IGNEAS
AMBIENTE
SEDIMENTARIO
FLUVIO DELTAICO
Y LACUSTRE
MARGINAL
CONTINENTAL
CONTINENTAL
MARINO
MARINO
CONTINENTAL
MARINO
PLATAFORMA
DOMINADO POR
MAREAS
MARINO
SOMERO
MARINO
MARINO
MARINO
MARINO
SOMERO
MOVIMIENTOS
DE LA FALLA
DE BOCONO
CONTINENTAL
CONTINENTAL
E
R
A
Fm. LA
ROSA
Mbro. LUTITICO
Mbro. SANTA BARBARA
ARENAS C
CONGLOMERADO BASAL
ARCILLAS ABIGARRADAS
Y ARENISCAS
Mbro. OJEDA
Fm ICOTEA
Figura 2.21 Columna Estratigráfica Generalizada del subsuelo
del Lago de Maracaibo
41
empaques con grava o el cañoneo del revestidor y, finalmente, la instalación de la
tubería de producción.
El objetivo fundamental de una completación es dotar al pozo del equipo
necesario y adecuado a fin de producirlo en forma óptima de una manera segura y
rentable.
La clasificación de las completaciones de acuerdo a las características del pozo
se establece básicamente en tres tipos de acuerdo a las características del pozo, es
decir, cómo se termine la zona objetivo:
Hueco Abierto.
Hueco Abierto con Forro o Tubería Ranurada.
Hueco Entubado (Cañoneado).
2.3.1. Completación a hueco abierto.
Este tipo de completación se realiza en zonas donde la formación está altamente
compactada, siendo el intervalo de completación o producción normalmente grande
(100 a 400 pies) y homogéneo en toda su longitud. Consiste en correr y cementar el
revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, seguir perforando
hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completación se
realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se espera producción de
agua/gas ni producción de arena ó derrumbes de la formación (ver figura 2).
Ventajas
Se elimina el costo de cañoneo
Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado.
Es fácilmente profundizable.
Puede convertirse en otra técnica de completación; con forro o revestidor
cañoneado.
Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el daño
a la formación dentro de la zona de interés.
La interpretación de registros o perfiles de producción no es crítica.
Reduce el costo de revestimiento.
42
Desventajas
Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua, excepto si el
agua viene de la zona inferior.
No puede ser estimulado selectivamente.
Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no es compacta.
Como la completación a hueco abierto descansa en la resistencia de la misma
roca para soportar las paredes del hueco es de aplicación común en rocas
carbonatadas (calizas y dolomitas).
Figura 2: Completación a hueco abierto.
Fuente: Completación de pozos. LAGOVEN S.A. (1995).
2.3.2. Completación a hueco abierto con forro o tubería ranurada.
Este tipo de completación se utiliza mucho en formaciones no compactadas
debido a problemas de producción de fragmentos de rocas y de la formación, donde
se producen generalmente petróleos pesados.
En una completación con forro, el revestidor se asienta en el tope de la formación
productora y se coloca un forro en el intervalo correspondiente a la formación
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de
producción
Cemento
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de
producción
Cemento
43
productiva. Dentro de este tipo de completación encontramos la siguiente
clasificación:
a) Completación con forro no cementado: En este tipo de completación un forro
con o sin malla se coloca a lo largo de la sección o intervalo de interés. El
forro con o sin malla puede ser empacado con grava para impedir el arrastre
de la arena de la formación con la producción. (ver figura 3).
Figura 3: Completación con forro no cementado.
Fuente: Completación de pozos. LAGOVEN S.A. (1995).
Ventajas
Se reduce al mínimo el daño a la formación.
No existen costos por cañoneado.
La interpretación de los perfiles no es crítica.
Se adapta fácilmente a técnicas especiales para el control de arena.
El pozo puede ser fácilmente profundizable.
Desventajas
Dificulta las futuras reparaciones.
No se puede estimular selectivamente.
La producción de agua y gas es difícil de controlar.
Existe un diámetro reducido frente a la zona o intervalo de producción.
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de
producción
Colgador
Forro Ranurado
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de
producción
Colgador
Forro Ranurado
44
b) Completación con forro liso ó camisa perforada: En este caso, se instala un
forro a lo largo de la sección o intervalo de producción. El forro se cementa y
se cañonea selectivamente la zona productiva de interés (ver figura 4).
Ventajas
La producción de agua / gas es fácilmente controlada.
La formación puede ser estimulada selectivamente.
El pozo puede ser fácilmente profundizable.
El forro se adapta fácilmente a cualquier técnica especial para el control de
arena.
Desventajas
La interpretación de registros o perfiles de producción es crítica.
Requiere buenos trabajos de cementación.
Presenta algunos costos adicionales (cementación, cañoneo, taladro, etc.)
El diámetro del pozo a través del intervalo de producción es muy restringido.
Es más susceptible al daño la formación.
Figura 4: Completación con forro liso o camisa perforada.
Fuente: Completación de pozos. LAGOVEN S.A. (1995).
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de
producción
Colgador
Camisa Cementada
Intervalos cañoneados
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de
producción
Colgador
Camisa Cementada
Intervalos cañoneados
45
2.3.3. Completación a hoyo entubado cañoneado.
Es el tipo de completación que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco
profundos (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o más).
Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la
tubería de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a
completar, cañoneando selectivamente frente a las zonas de interés para establecer
comunicación entre la formación y el hueco del pozo (ver figura 5).
Figura 5: Completación a hoyo entubado cañoneado.
Fuente: Completación de pozos. LAGOVEN S.A. (1995).
Ventajas
La producción de agua y gas es fácilmente prevenida y controlada.
La formación puede ser estimulada selectivamente.
El pozo puede ser profundizable.
Permite llevar a cabo completaciones adicionales como técnicas especiales
para el control de arena.
El diámetro del pozo frente a la zona productiva es completo.
Se adapta a cualquier tipo de configuración mecánica.
Figura Nº 23. Completación a hoyo revestido con empaque
Fuente: PDVSA (2007)
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de
producción
Cemento
Intervalos cañoneados
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de
producción
Cemento
Intervalos cañoneados
Mandril de LAG
Tubería de producción
Empacadura
Revestimiento de
producción
Cemento
Intervalos cañoneados
46
Desventajas
Los costos de cañoneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos
grandes.
Se reduce el diámetro efectivo del hoyo y la productividad del pozo
Pueden presentarse trabajos de cementación.
Requiere buenos trabajos de cementación.
La interpretación de registros o perfiles es crítica.
2.4. Configuración mecánica de los pozos.
De acuerdo a la configuración mecánica del pozo, la completación del mismo
puede clasificarse en completación convencional y completación permanente. Se
entiende por “completación convencional” aquella operación en la cual existe una
tubería mayor de 4 ½ pulgadas de diámetro externo dentro del pozo y a través de la
cual fluyen los fluidos de la formación hacia la superficie. La mayoría de las partes
mecánicas o equipos de subsuelo pueden ser removidos, es decir, no tienen
carácter permanente. Respecto a la “completación permanente” son aquellas
operaciones en las cuales la tubería de producción y el cabezal del pozo (árbol de
navidad), se instalan de tal manera que todo trabajo subsiguiente se lleva a cabo a
través de la tubería de producción con equipo manejado a cable.
2.4.1. Factores que determinan el tipo de configuración mecánica
Tipo de pozo (productor, inyector, etc.).
Número de zonas a completar.
Mecanismo de producción.
Procesos de recuperación secundaria (inyección de agua, inyección de
gas, etc.).
Grado de compactación de la formación.
Posibilidades de futuros reacondicionamientos.
Costos de los equipos
47
2.4.2. Tipos de completación de acuerdo a la configuración mecánica.
2.4.2.1. Completación sencilla.
Figura 6: Completación sencilla.
Fuente: Completación de pozos. LAGOVEN S.A. (1995).
Este tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual las
diferentes zonas productivas producen simultáneamente o lo hacen en forman
selectiva por una misma tubería de producción (ver figura 6). Este tipo de
completación se aplica donde existe una o varias zonas de un mismo yacimiento. En
completaciones de este tipo, todos los intervalos productores se cañonean antes de
correr el equipo de completación. Además de producir selectivamente la zona
petrolífera, este tipo de completación ofrece la ventaja de aislar zonas productoras
de gas y agua.
En caso de que la zona petrolífera no tenga suficiente presión como para levantar
la columna de fluido hasta la superficie se pueden utilizar métodos de levantamiento
artificial. Entre las variedades de este tipo de completación se tiene:
Completación sencilla convencional.
Este tipo de completación se realiza para la producción una sola zona, a través de
la tubería de producción.
Eductor
Empacadura
Yacimiento
Eoceno B
Manga
Niple
48
Completación sencilla selectiva
Consiste en separar las zonas productoras mediante empacaduras, produciendo
a través de mangas ó válvulas de circulación (ver figura 7).
Figura 7: Completación selectiva.
Fuente: Completación de pozos. LAGOVEN S.A. (1995).
2.4.2.2 Completación múltiple.
Se utiliza cuando se quiere producir simultáneamente varias zonas petrolíferas
(yacimientos) en un solo pozo, sin mezclar los fluidos. Generalmente reduce el
número de pozos a perforar.
Ventajas:
Pueden obtenerse altas tasas de producción.
Pueden producirse varios yacimientos a la vez.
Existe un mejor control del yacimiento, ya que se pueden probar las
diferentes zonas con miras a futuros proyectos.
Desventajas:
Mandril de LAG
Tubería de producción
Revestimiento de
producción
Intervalos cañoneados
Empacadura
Hidraulica
Válvula de circulación
Empacadura DGó Permanente
Mandril de LAG
Tubería de producción
Revestimiento de
producción
Intervalos cañoneados
Empacadura
Hidraulica
Válvula de circulación
Empacadura DGó Permanente
49
En zonas de corta vida productiva, se traduce en mayores inversiones.
En caso de trabajos de reacondicionamiento, el tiempo de taladro es elevado.
Aumenta el peligro de pesca de equipos y tubería.
2.4.2.3. Completación doble con una tubería de producción y una empacadura de
producción.
En este tipo de completación, la zona superior produce a través del espacio
anular revestidor/tubería de producción, mientras que la zona inferior produce a
través de la tubería de producción. Generalmente, se aplica donde la zona superior
no requiera levantamiento artificial, no tenga problemas de arena, corrosión, etc. (ver
figura 8).
Figura 8: Completación doble con una tubería de producción y una empacadura de
producción.
Fuente: Completación de pozos. LAGOVEN S.A. (1995).
Ventajas
Bajo Costo.
Desventajas:
La zona superior no puede ser producida por la tubería de producción a menos
que la zona inferior esté aislada.
El revestidor está sujeto a presión de la formación y a la corrosión de los
fluidos.
Empacaduras
S
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Intervalos cañoneados
Tubería de producción
Revestimiento de
producción
Empacaduras
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Intervalos cañoneados
Tubería de producción
Revestimiento de
producción
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La reparación de la zona superior requiere que se mate primero la zona inferior.
La producción de arena en la zona superior puede atascar la tubería de
producción.
La conversión a levantamiento artificial es difícil de implantar.
2.4.2.4. Completación doble con una tubería de producción y dos empacaduras de
producción.
Mediante este diseño es posible producir cualquier zona a través de la tubería de
producción. Esto se lleva a cabo a través de una herramienta de cruce (cross over
chocke) que hace que la zona superior pueda ser producida por la tubería de
producción y la zona inferior por el espacio anular (revestidor-tubería).
Ventajas:
La herramienta de cruce permite que la zona superior sea producida por la
tubería de producción.
La herramienta de cruce permite realizar el levantamiento artificial por gas en la
zona superior.
Desventajas:
El revestidor está sujeto a daño por altas presiones de la formación y por la
corrosión de los fluidos.
Se deben matar ambas zonas antes de realizar cualquier trabajo al pozo ó de
reparar la zona superior.
No se pueden levantar por gas ambas zonas simultáneamente.
2.4.2.5. Completación doble con tuberías de producción paralelas y múltiples
empacaduras de producción.
Mediante este diseño se pueden producir varias zonas simultáneamente y por
separado a través del uso de tuberías de producción paralelas y empacaduras
dobles (ver figura 9).
51
Figura 9: Completación doble con tuberías de producción paralelas y múltiples
empacaduras de producción.
Fuente: Completación de pozos. LAGOVEN S.A. (1995).
Ventajas:
Se puede producir con levantamiento artificial por gas.
Se pueden realizar reparaciones con tuberías concéntricas y con equipo
manejado a cable en todas las zonas.
Desventajas:
Alto costo inicial.
Las reparaciones que requieran la remoción del equipo de producción pueden
ser muy costosas.
Las tuberías y empacaduras tienen tendencia a producir escapes y filtraciones.
2.4.2.6. Completación triple.
Este tipo de diseño puede llevarse a cabo utilizando dos ó más tuberías y
empacaduras de producción.
Intervalos cañoneados
Empacadura Permanente
Válvula ó camisade circulación
Guia Dual
Empacadura Doble permanente
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Intervalos cañoneados
Empacadura Permanente
Válvula ó camisade circulación
Guia Dual
Empacadura Doble permanente
Intervalos cañoneados
Empacadura Permanente
Válvula ó camisade circulación
Guia Dual
Empacadura Doble permanente
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Ventaja:
Permite obtener alta tasa de producción por pozo
Desventajas:
Dificultad para su instalación y remoción de los equipos en los futuros trabajos
de reparación.
Son muy susceptibles a problemas de comunicación, filtraciones, etc.
2.4.2.7. Completación a hoyo abierto ampliado con empaque con grava.
El empaque con grava en “hoyo abierto ampliado” implica perforar por debajo de
la zapata o cortar el revestimiento de producción a la profundidad de interés, repasar
la sección del hoyo abierto, ampliándolo al diámetro requerido, para luego colocar
una rejilla frente al intervalo ampliado, y posteriormente circular la grava al espacio
entre la rejilla o “liner” ranurado y el hoyo ampliado, de tal forma que la rejilla o “liner”
ranurado funcione como dispositivo de retención de la grava y el empaque con grava
como filtro de la arena de la formación (ver figura 10).
Figura 10: Completación a hoyo abierto ampliado con empaque con grava.
Fuente: Completación de pozos. LAGOVEN S.A. (1995).
La operación descrita, permite aumentar las dimensiones del hoyo. La razón
fundamental que justifica esta operación en un hoyo abierto es la de remover el daño
presente en la zona más cercana al pozo. El hoyo de mayor diámetro también
aumenta ligeramente la productividad del pozo, pero esta mejora no es muy
53
significativa en la mayoría de los casos. La ampliación del hoyo se puede llevar a
cabo simplemente para lograr una mayor holgura entre la rejilla y el hoyo abierto. En
cualquier caso, deberá realizarse con un fluido que no cause daño a la formación.
Los lodos de perforación tradicionales sólo deberían ser utilizados como última
alternativa y se deberán planificar tratamientos para la remoción del daño antes de
empacar con grava o poner el pozo a producir.
Los problemas de la ampliación de hoyo tienen que ver más con problemas
operacionales que con aspectos referentes al tiempo de realización, costos o
productividad.
Los empaques con grava en hoyo abierto ampliado permiten evitar todas las
dificultades y preocupaciones asociadas con el empaque de las perforaciones en
hoyos revestidos y reducen las operaciones de colocación de grava a una tarea
relativamente simple, de empacar el espacio anular entre el “liner” y el hoyo
ampliado. Debido a que estos empaques no tienen túneles de perforación, los fluidos
de perforación pueden converger hacia y a través del empaque con grava
radialmente (360º), eliminando la fuerte caída de presión relacionada con el flujo
lineal a través de los túneles de perforación. La menor caída de presión que ocurre a
través del empaque en un hoyo abierto ampliado garantiza prácticamente una mayor
productividad, en comparación con el empaque en hoyo revestido para la misma
formación y/o condiciones.
Ventajas de los empaques con grava en hoyo abierto ampliado.
Bajas caídas de presión en la cara de la arena y alta productividad.
Alta eficiencia.
No hay gastos asociados con tubería de revestimiento o cañoneo.
Menos restricciones debido a la falta de túneles de perforación.
Desventajas de los empaques con grava en hoyo abierto ampliado.
Es difícil excluir fluidos no deseables como agua y/o gas.
No es fácil realizar la técnica en Formaciones no consolidadas.
Requiere fluidos especiales para perforar la sección de hoyo abierto.
54
Las rejillas pueden ser difíciles de remover para futuras re-completaciones.
La habilidad para controlar la colocación de tratamientos de estimulación es
difícil.
Entre las pautas para la selección de pozos candidatos al empaque con grava en
hoyo abierto ampliado tenemos:
A pesar de su potencial para lograr pozos de alta productividad, los empaques
con grava en hoyo abierto ampliado no son apropiados para todos los yacimientos y
formaciones. La mayor desventaja de la completación en hoyo abierto ampliado es
la imposibilidad de aislar fácilmente la producción no deseada de agua y/o gas. A
diferencia de las completaciones en hoyo revestido, las cuales pueden ser
cañoneadas de manera precisa y selectiva sólo en las zonas de interés, las
completaciones en hoyo abierto ampliado ofrecen un control bastante menor sobre
cuáles son los fluidos (agua, petróleo o gas) que están fluyendo del frente de la
formación.
Además, en un pozo de hoyo revestido, las operaciones correctoras (como la
cementación forzada, el taponamiento o empaques dobles) para aislar la producción
no deseada de fluido, pueden llevarse a cabo con una probabilidad de éxito
razonablemente buena. Estas operaciones correctoras, descritas anteriormente, en
un hoyo abierto ampliado (con la posible excepción del taponamiento) son más
arriesgadas y con mayores probabilidades de fracaso. Considerando esto, las
completaciones en hoyo abierto ampliado son más apropiadas para formaciones que
producirán un fluido monofásico (petróleo o gas) durante un período largo de
tiempo, debido al bajo riesgo que representa el reacondicionamiento para eliminar la
producción no deseada de algún fluido.
Un requerimiento esencial de los empaques con grava en hoyo abierto ampliado
es mantener la estabilidad del hoyo durante la fase de completación. La falta de
estabilidad del hoyo es una razón principal por la cual se dificulta grandemente el
procedimiento de empacar con grava un hoyo abierto ampliado, con mayor
frecuencia en formaciones no consolidadas y que se dilatan fácilmente. Los hoyos
inestables dificultan la corrida del ensamblaje para el empaque con grava y pueden
evitar una colocación correcta de la grava si la formación se derrumba alrededor de
55
la rejilla. Es necesario evitar los empaques con grava en hoyo abierto ampliado para
las formaciones con limitaciones de arena y lutitas, especialmente si las últimas
tienden a hincharse y/o derrumbarse. Durante la colocación de la grava, la lutita
podría mezclarse con la arena del empaque, lo cual reduce la permeabilidad de la
grava y afecta el comportamiento del pozo. También en este caso, la escogencia del
fluido de completación apropiado puede generar algunos de los problemas
asociados con Formaciones que tienen limitaciones de arena y lutita.
El fluido utilizado para la perforación del hoyo abierto es decisivo en el éxito de la
completación. Los siguientes son los requerimientos generales de un fluido de
perforación ideal:
Compatible con la roca yacimiento (no dañino).
Buenas propiedades de suspensión de sólidos.
Baja pérdida de fricción.
Baja pérdida de filtrado.
Densidad fácilmente controlable.
Fácilmente disponible.
Bajo costo.
No tóxico.
Removible fácilmente de la formación.
Si bien la mayoría de los fluidos de perforación no cumplen con todas esta
propiedades, algunos de ellos, como los sistemas a base de agua y saturados con
sal y los de carbonato de calcio, presentan buenos resultados durante la perforación.
El aspecto decisivo es que el fluido de perforación debe causar un daño mínimo en
la cara de la formación. Los fluidos de perforación cargados de sólidos deben formar
rápidamente un revoque muy impermeable para así minimizar las pérdidas de
filtrado.
Es necesario que el revoque se remueva fácilmente antes y después del
empaque con grava. En algunos casos, las salmueras limpias han demostrado ser
excelentes fluidos de perforación no dañinos. Cuando el hoyo abierto vaya ser
ampliado, se puede utilizar el lodo estándar como fluido de perforación, siempre y
56
cuando la operación de ampliación remueva la porción de la formación invadida por
el lodo y dañada.
En un hoyo abierto ampliado, la rejilla ó “liner” se asienta, generalmente, a un pie
o dos del fondo del pozo. Se debe evitar asentar la rejilla en condiciones de
compresión, para evitar su pandeo, el cual sería perjudicial para la centralización. Si
la rejilla no se asienta en el fondo, o si el fondo del pozo es “blando”, las presiones
hidráulicas creadas durante la colocación de la grava pueden generar fuerzas
suficientes como para hacer que la rejilla se desplace hacia abajo.
2.4.2.8. Completación a hoyo revestido con empaque con grava.
El empaque con grava en “hoyo revestido” es una de las técnicas de control de
arena más comúnmente utilizada por la industria petrolera (ver figura 11). Este
método de control de arena utiliza una combinación de rejilla y grava para establecer
un proceso de filtración en el fondo del pozo. La rejilla es colocada a lo largo de las
perforaciones y un empaque de grava con una distribución adecuada de arena es
colocado alrededor de la rejilla y en las perforaciones. Después de esto, la arena del
empaque de grava en las perforaciones y en el anular de la rejilla-revestidor filtra la
arena y/o finos de la formación mientras que la rejilla filtra la arena del empaque con
grava.
Figura 11: Completación a hoyo revestido con empaque con grava.
Fuente: Completación de pozos. LAGOVEN S.A. (1995).
57
Una variedad de técnicas son usadas para colocar la rejilla frente a las
perforaciones y controlar la colocación de la grava. La elección de la técnica más
adecuada dependerá de las características particulares del pozo tales como
profundidad, espesor del intervalo, presión de la formación, etc. Los numerosos
sistemas de fluidos y herramientas están disponibles para mejorar la producción final
del pozo empacado con grava. Las diferentes técnicas más conocidas se listan a
continuación:
a) Sistemas convencionales – Empacados con agua.
Circulación en reverso.
Circulación Crossover.
Técnica de Washdown.
b) Sistemas de empaque por lechada de cemento.
Técnica de Squeeze.
Técnica de un viaje.
Técnica de Washdown.
Desafortunadamente, la eficiencia de una completación con empaque con grava,
independientemente de la técnica que se utilice, genera daño al pozo en muchos
casos. El daño cercano a la boca del pozo como un resultado de la completación
con empaque con grava podría atribuirse a varios mecanismos o más
probablemente, es el resultado acumulativo de una variedad de ellos. Estos podrían
incluir el taponamiento del empaque y la pérdida del fluido durante la completación.
El taponamiento del empaque ocurre principalmente por la migración de finos
desde la formación, que invaden el empaque con grava cuando el pozo es colocado
en producción. Asimismo, la pérdida de fluido durante el empaque con grava es un
problema serio, sobre todo en zonas de alta permeabilidad. Esta pérdida de fluido
puede producir una variedad de mecanismos de daños tales como:
Problemas de depositación de escama por la interacción del agua de la
Formación con los fluidos perdidos durante la fase de completación.
58
Daño debido a la alta viscosidad de los fluidos perdidos.
Daño debido a la presencia de partículas sólidas como carbonato de calcio o
sal usados como aditivos para controlar pérdidas de fluidos, bombeados antes
del empaque con grava, que pueden crear problemas de taponamiento del
medio poroso por sólidos. Esto también crea otros problemas como potencial
puenteo en el empaque.
Ventajas de una completación a hoyo revestido con empaque con grava.
Existen facilidades para completación selectiva y para reparaciones en los
intervalos productores.
Mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la
producción de gas y agua.
La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con
efectividad.
Es posible hacer completaciones múltiples.
Desventajas de una completación a hoyo revestido con empaque con grava.
Se restringe las perforaciones del cañoneo debido a la necesidad de dejar la
rejilla en el hoyo.
Taponamiento debido a la formación de escamas cuando el agua de inyección
se mezcla con el fluido de completación a base de calcio usado durante el
empaque con grava.
Pérdida de fluidos durante la completación causa daño a la formación.
Erosión / corrosión de la rejilla debido a la arena que choca contra cualquier
superficie expuesta.
2.5. Principales factores que determinan el diseño de la completación de
pozos.
La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de
completación y los trabajos efectuados durante la misma. La selección de la
completación tiene como principal objetivo obtener la máxima producción en la forma
59
más eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los factores que
determinan dicha selección (ver figura 12), tales como:
Tasa de producción requerida.
Reservas de zonas a completar.
Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar.
Necesidades futuras de estimulación.
Requerimientos para el control de arena.
Futuras reparaciones.
Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico,
etc.
Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo.
Inversiones requeridas.
Figura 12: Aspectos a tomar en el diseño de una completación.
Fuente: Oilfield Review, Schlumberger (2007).
2.6. Otros factores que determinan el diseño de la completación de pozos.
2.6.1. Ambientales.
60
Son aquellos factores que influyen en el sistema o que lo limitan, pero no se
puede modificar.
Ubicación del pozo.
Presión y Temperatura y Profundidad del pozo.
Tipo de formación.
Configuración y mecanismos de producción (número de zonas productivas).
Características de los fluidos/ roca.
2.6.2. Restricciones del entorno.
Las restricciones son los factores que impiden que el sistema funcione bien todo
el tiempo.
Cementación primaria
Daño de formación.
Conificación de agua o gas.
Corrosión.
2.6.3. Recursos disponibles.
Son elementos que ayudan a que el sistema logre sus objetivos, los recursos
pueden mejorarse.
Disposición del equipo.
Tasa de producción.
Método de producción.
Trabajos futuros.
Estimulaciones futuras.
Equipos de seguridad.
Métodos de reparaciones futuras.
Posibilidad de inyección de fluido.
61
2.7. Equipos usados durante la completación de un pozo.
Sarta de producción o eductor.
La parte más crítica de un programa de completación lo constituye la adecuada
selección, diseño e instalación de las sartas de tubería. La tubería de producción
tiene por función principal llevar al fluido desde la formación productora hasta el
cabezal del pozo. Generalmente la tubería de producción tiene el diámetro adecuado
para obtener la máxima eficiencia de flujo. También se consideran para la selección
del diámetro, las condiciones futuras de los trabajos de reacondicionamientos. Esta
selección se lleva a cabo utilizando fundamentalmente las normas del API Standard
5A y el API Bulletin 5C2.
Las especificaciones de la API relacionadas con las propiedades físicas de la
tubería se refieren a los siguientes parámetros:
Valores máximos y mínimos de los esfuerzos cedentes.
Valores mínimos de presión interna cedente.
Porcentaje mínimo de elongación en secciones de prueba de dos pulgadas de
largo.
Valores de dureza típica.
Torque recomendado
El límite máximo de los esfuerzos cedentes y la mínima elongación son factores
muy importantes, los cuales son respetados por obligación por los fabricantes. El
“factor de diseño” para el caso de colapso de tubería no debe ser inferior a1.00 y se
debe basar en una diferencia de presión que puede ocurrir, por ejemplo, cuando el
espacio anular está lleno de fluido y la tubería vacía.
La tubería no debe ser sometida a pruebas de presiones cíclicas o de pulsos
mayores que la presión de trabajo dividida por 1.1, a menos que previamente dicha
tubería sea sometida a pruebas con presiones mayores que la presión de pulso.
62
Empacaduras de Producción
Una empacadura de producción es una herramienta de fondo que se usa para
proporcionar un sello entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento (o
la tubería de producción y el hoyo abierto). Su función es evitar el flujo vertical de
fluidos, desde la empacadura y por el espacio anular (ver figura 13). Las
empacaduras de camisa y los colgadores de tensión se incluyen entre los tipos de
empacadura. Sin embargo, no se utilizan como empacaduras de producción. Las
empacaduras de producción se utilizan para:
Proteger la tubería de revestimiento del estallido, bajo condiciones de
alta producción o presiones de inyección
Proteger las tuberías de revestimiento de algunos fluidos corrosivos
Prevenir la migración de fluidos entre zonas a través de las perforaciones o
fugas de tubería de revestimiento.
Aislar perforaciones y producción en completaciones múltiples.
Proteger la tubería de revestimiento de colapso por el uso de un fluido sobre
la empacadura en el espacio anular entre la tubería de producción y la tubería
de revestimiento.
Figura 13: Sello, mecanismo básico.
Fuente: Schlumberger (2007).
63
Tipos de Empacadura
Las empacaduras pueden ser agrupadas de acuerdo con los métodos de
asentamiento, la dirección de la presión a través de la empacadura y el número de
orificios a través de empacadura. Los tipos más importantes de empacaduras son
los siguientes:
Recuperables
Se bajan con la tubería de producción o tubería de perforación y se pueden
asentar: por compresión, mecánica e hidráulicamente. Después de asentadas
pueden ser desasentadas y recuperadas con la misma tubería (ver figura 14).
Figura 14: Empacadura recuperable de tensión.
Fuente: Schlumberger (2007).
Se pueden clasificar tomando en cuenta la dirección del diferencial de presión en
los siguientes tipos:
Empacaduras de compresión.
Empacaduras de tensión.
Empacaduras de Compresión-Tensión.
Empacaduras sencillas y duales de asentamiento hidráulico.
64
Permanentes
Estas se pueden colocar con la tubería de producción o con equipo de guaya fina.
En este último caso, se toman como referencia los cuellos registrados en el perfil de
cementación combinado para obtener asentamiento en la posición deseada.
Las empacaduras permanentes se pueden considerar como parte integrante de la
tubería de revestimiento, ya que la tubería de producción se puede sacar y dejar la
empacadura permanente asentada en el revestidor. Usualmente, para destruirla es
necesario fresarla, por lo que frecuentemente se le denomina
empacadura perforable. Las unidades sellantes se corren con las tuberías de
producción y se empacan con ancla en el orificio de la empacadura
permanente, junto con los niples sellantes.
Este último arreglo permite que la tubería de producción sea colgada bajo tensión.
Existen programas computarizados que permiten, en una completación sencilla,
determinar el número de unidades sellantes, de acuerdo con el tipo deservicio que
vaya a prestar la empacadura: pozos productores de petróleo y gas, pozos
inyectores de gas, pozos productores de gases corrosivos tales como sulfuro de
hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2).
Permanentes-Recuperables
Tienen las mismas características de las empacaduras permanentes pero pueden
ser recuperadas del pozo cuando se requiera. Este tipo de empacadura se usa,
preferiblemente, en condiciones medianas de presión y temperatura: 7000 psi de
presión diferencial y 350°F. En la industria petrolera nacional las empacaduras más
utilizadas son las marcas comerciales Baker, Otis, Guiberson y Camco, en diámetros
de 4 1/2”, 7” y 9 5/8”.
Niples de Asiento
Es un dispositivo tubular insertado en la tubería de producción que se coloca en el
pozo a una determinada profundidad. Internamente son diseñados para alojar un
dispositivo de cierre para controlar la producción en la tubería de producción.
65
Tipos de Niples de Asiento
Selectivo
Su principio de funcionamiento está basado en el conjunto de cerraduras que
hacen juego con las llaves colocadas en un mandril de cierre. Pueden ser colocados,
más de uno, en una corrida de tubería de producción, siempre que tengan la misma
dimensión interna. Se utilizan para los siguientes objetivos o funciones:
Taponar el pozo hacia arriba, hacia abajo o en ambas direcciones.
Probar la tubería de producción.
Colocar válvulas de seguridad, reguladores de fondo, válvulas
de pie, niple de parada, empacaduras hidráulicas.
Servir como punto de referencia para ubicaciones de control.
No Selectivos
Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Su principio de
funcionamiento es tener una disminución de diámetro llamado no pasa (NOGO),
para localizar los dispositivos de cierres. Por lo tanto, el diámetro exterior del
dispositivo deberá ser ligeramente mayor que el diámetro interno más pequeño del
niple.
Niples pulidos
Es un pequeño niple tubular, construido del mismo material que el niple de
asiento, el cual no tiene receptáculo de cierre pero es pulido internamente para
recibir una sección de sellos .Estos niples pueden ser usados al mismo tiempo que
los niples de asiento, las camisas deslizantes, junta de erosión y otros equipos de
completación.
Su aplicación se basa en la posibilidad de aislar en caso de filtraciones en la junta
de erosión, haciendo uso de herramientas de guaya fina y mediante un ensamblaje
específico.
66
Mangas
Estos son equipos del tipo de comunicación o separación, que se instalan en la
tubería de producción. Son dispositivos “todo abierto” con una manga interior, la cual
puede ser abierta o cerrada por métodos de guaya.
Estas permiten traer pozos a producción, matar pozos, lavar arena y la producción
de pozos de múltiples zonas. Existen una gran variedad de estos equipos con
diferentes aplicaciones pero con un mismo principio de funcionamiento. Entre ellos
se tiene:
De tubería de producción con orificios
Con receptáculos de asiento y anclaje para un mandril
Con una sección de sellos
Con camisa recuperable con guaya
Con una válvula recuperable con guaya
Mandril
Estos son dispositivos que se utilizan para cerrar y sellar controles de producción
en la tubería de producción o eductor. Existen dos tipos básicos de mandriles que se
describen a continuación:
Dispositivo para cierre de niples de asiento
El mandril de cierre de niples de asiento posee las siguientes características:
Provee un cierre completo. Los ajustes de cierre son fijados mecánicamente al
receptáculo de cierre en el niple de asiento
Están equipados con aros de sellos para alta presión y alta temperatura y se
asientan internamente en el niple de asiento
Su presión nominal de diseño es de 10000 psi de presión diferencial
Cierra y sella una presión diferencial en ambas direcciones
Son fáciles de colocar y recuperar, debido a sus dimensiones externas.
67
Dispositivo para cierre del eductor
Estos están diseñados para cerrar y aislar los equipos removibles de control de
subsuelo, en la tubería de producción, que no han sido equipados con niples de
asiento. Este tipo de dispositivo utiliza unas copas o elementos de sello, con las
cuales aísla. Su presión de diseño está por debajo de las 10000 psi. Se bajan con
guaya, con una herramienta de corrida, y se recuperan con una herramienta de
tensión, haciendo uso de ellos en condiciones de bajada o corrida y de sacada o
recuperación.
Acoples de Flujo
Es un tubo de 2 a 4 pies de longitud, construido con un acero aleado de alto
grado. Se diseña con las mismas dimensiones externas e internas correspondientes
a la tubería y conexiones, respectivamente. Ofrece una protección adicional a
una posible erosión o corrosión. Se ubican inmediatamente por encima de un niple
de asiento y en ocasiones especiales por debajo de este niple, cuando el mismo sea
empleado para recibir un equipo para control de producción.
Juntas de impacto o erosión
Se fabrican en longitud de 10, 20 y 30 pies. Estas juntas se corren con la tubería
de producción, ubicadas frente al intervalo perforado. Ofrecen una protección
adicional contra la erosión por el efecto de flujo del fluido que proviene de
las perforaciones en producción.
On/Off tool:
Es una herramienta utilizada para desconectar o conectar algún punto
de la sarta en forma simple. Posee un sistema de jota automática que permite el
desacople de la parte superior de la herramienta. Normalmente el conector se utiliza
en sistemas de Packer de doble agarre, ya sean mecánicos o hidráulicos, los cuales
pueden incluir o no Packers superiores tipo tándem.
68
El sistema de acople posee pines de corte de seguridad calibrados que permiten
regular el valor del peso de la sarta que activa la herramienta.
Su diseño permite controlar o reparar el estado de los sellos ya que estos quedan en
superficie cuando se desconecta la parte superior de la herramienta. Posee un
zapato lavador que permite rotar arena u otros residuos.
Están construidos en acero. Temperatura de trabajo 310º F máximo.
Aplicaciones
El conector ON-OFF permite la conexión y desconexión de la sarta de producción
o inyección cuando por cualquier razón operativa no se desea librar el Packer
inferior o bien el conjunto de herramientas ubicadas por debajo
del conector.
Válvula de seguridad
Estos son dispositivos diseñados para cortar el flujo en un pozo en caso de una
falla o daño en algún equipo de superficie. Las válvulas de seguridad se clasifican,
de acuerdo con la localización desde donde son controladas. Esto se describe a
continuación:
Válvulas de Seguridad de Control Superficial
Estas válvulas cumplen su función una vez recibida una señal automática o
manual desde la superficie. El método de control puede diferir, pero es el mismo
principio de una “presión aplicada desde una fuente ubicada en la superficie”, de
mantener la válvula abierta.
Válvulas de Seguridad de Control Subsuperficial
Estas válvulas cumplen su función de cierre del flujo cuando existe una variación
en las condiciones de fondo, sin que requiera de ninguna fuente emisora de señal en
la superficie.
69
Tapones
Se utilizan para taponar la tubería de producción y así tener la posibilidad de
realizar trabajos de mantenimiento y reparación subsuperficial. Existen tres tipos
básicos de tapones recuperables, los cuales se asientan en niples o en la tubería de
producción o eductor y reciben bajo condiciones de operación presión por encima,
por debajo o en ambas direcciones. Se describen a continuación:
Tapón por debajo
Consiste en un ensamblaje con un tapón de cabezal cargado con un resorte, el
cual sella sobre un asiento de metal dispuesto en el sustituto igualador, pudiéndose
realizar este sello también con un asiento de goma en adición al metal.
Tapón de circulación
Soporta presión solamente por encima y se puede circular a través de él. Su
diseño varía de acuerdo con los requerimientos, teniendo así dispositivos de cierre
con bola y asiento, válvulas y sello o tipo válvula-check de goma.
Tapón de cierre en ambas direcciones
Comúnmente se utiliza para separación de zonas de completación de tipo
selectivo.
2.8. Cañoneo.
El Cañoneo es el proceso de hacer hoyos a través de la tubería de revestimiento
o producción hasta la formación. Esto provee comunicación desde un yacimiento
petrolífero hasta la tubería de revestimiento, lo que permite que el fluido de la
formación fluya dentro del hoyo.
Originalmente las perforaciones eran realizadas con balas, y algunos cañones de
balas aún se encuentran en uso para formaciones suaves. Ahora la mayor parte de
las perforaciones se hacen con cargas de inyección. Los cañones pueden ser
70
insertados en el cable de acero, tubería de producción o tubería en espiral. En pozos
con desviaciones grandes o en pozos horizontales, los ángulos extremos hacen que
los cañones sean insertados en la tubería.
Existe una amplia variedad de cañones y cargas dependiendo del trabajo que se
va a realizar y la intensidad requerida, existen cañones que son recuperables y otros
que caen dentro del pozo. En muchas áreas, la perforación de la tubería de
revestimiento con presiones diferenciales negativas es el método preferido. Esto
permite que la formación fluya en reversa de manera inmediata, limpiando basura y
escombros y eliminándolas de la perforación. Pero las propiedades de la roca deben
ser conocidas antes de perforar, y en algunos casos una perforación
extremadamente sobre balanceada es preferible. El fluido en la tubería de
revestimiento opuesta a la zona perforada debe estar libre de sólidos para prevenir
el taponamiento de las formaciones (El nitrógeno puede ser utilizado debido a su
limpieza y baja densidad).
Figura 15: Trayectoria de la bala o cañón.
Fuente: PDVSA (2007).
71
Las técnicas de perforar o cañonear un revestidor permiten establecer una
comunicación entre dos sistemas: yacimiento y pozo. En la figura 15 se muestra los
componentes del sistema y recorrido de la bala desde su activación. Esto da origen
al movimiento de fluidos entre ambos sistemas lo que permite:
Evaluar zonas productoras.
Mejorar la producción, recuperación e inyección.
Efectuar trabajos de inyección de cemento a la formación.
Para lograr un trabajo efectivo de perforación al revestidor se requiere que el
trayecto de la perforación penetre el revestidor, el cemento y parte de la formación
de hidrocarburos.
Mientras que la técnica de perforar la tubería sin perforar el revestidor es similar a
la de perforar el revestidor pero con cargas de menor magnitud, y es utilizada
generalmente para permitir que el fluido que se encuentra dentro de la tubería
pueda desplazarse, al momento de levantar esta y así pueda minimizar el peso de la
tubería, además al sacar la tubería sin fluido se puede trabajar en mejores
condiciones higiénicas y ambientales.
Así como todos los métodos el cañoneo depende de ciertos factores o aspectos
para asegurar su efectividad los cuales son:
Tipo de equipo usado en el proceso.
Cantidad y tipo de carga del cañón.
Técnicas usadas en la completación del pozo.
Características de la tubería y del cemento.
Procedimiento usado para el cañoneo.
Existen diferentes tipos de cañones pero los más usados en la industria son:
Chorro.
Bala.
Hidráulico.
La mayoría de los trabajos se realizan con los cañones tipo chorro.
72
Cañones tipo chorro:
Esta técnica es extremadamente delicada en relación con la secuencia necesaria
de eventos, la cual comienza por el encendido del detonador eléctrico, este a su vez,
da inicio a una reacción en cadena detonador-explosivo principal. 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 20.000 pies/segundos. La presión de la punta del chorro se estima en 5
millones de Libras por pulgadas cuadradas (lpc).
Los cañones tipo chorro se clasifican en:
Recuperables (Se utiliza en un 90 % en la industria petrolera).
Desechables.
Parcialmente desechables.
Cañones recuperables:
Poseen un tubo de acero aprueba de altas presiones. Las cargas explosivas se
colocan en el tubo y en forma radial con respecto a su eje.
El tubo de acero se cierra herméticamente y el detonante es rodeado de aire a
presión atmosférica. La detonación causa una pequeña expansión del tubo. Este
tipo puede ser extraído del pozo junto con los residuos generados en el proceso de
cañoneo. Los métodos de cañoneos se pueden clasificar en tres grupos:
Cañones por tubería (Tubing gun).
Estos cañones se bajan utilizando una tubería con empacadura de prueba el
procedimiento es el siguiente:
1. Se baja la tubería con la empacadura de prueba.
2. Se establece un diferencial de presión negativa.
73
3. Se baja el cañón con equipo de guaya.
4. Se coloca fluido en el hueco de manera que la presión sea mayor que
la presión de la formación.
5. Se procede a cañonear.
Cañones por revestidor (casing gun)
Estos cañones se bajan en el pozo utilizando equipo de guaya o cabria. El tamaño
y rigidez de estos cañones no permite bajarlos por el eductor. El procedimiento es el
mismo:
En la tabla 1 se puede visualizar claramente las ventajas y desventajas de usar
los cañones por revestidor.
Tabla 1. Ventajas y desventajas de los cañones por revestidor.
VENTAJAS DESVENTAJAS
Son más eficientes que los de tubería
en operaciones de fracturamiento o
inyección. Existe la posibilidad de cañonear en forma
irregular lo que no permitiría en buen
funcionamiento de las bolas sellantes
utilizadas como desviadores en la
acidificación o fracturamiento.
No dañan el revestidor cuando se
usan con carga tipo chorro.
Son útiles en perforaciones donde
existen zonas dañadas por fluidos de
perforación o por deposición de
escamas debido a la alta capacidad
de penetración.
Fuente: Baker Hughes (2005).
Cañones transportados por tubería eductora (TCP gun).
En este método el cañón se transporta en el extremo inferior de la tubería eductora.
El procedimiento es el siguiente:
1. Se introduce la tubería con el cañón junto con una empacadura.
74
2. Se asienta la empacadura.
3. Se cañonea el pozo.
La tabla 2 enfatiza las principales ventajas y desventajas del uso de de los
cañones TCP en la industria petrolera.
Tabla 2. Ventajas y desventajas de los cañones TCP.
VENTAJAS DESVENTAJAS
Puede utilizar diferencial de presión
negativo junto con cañones grandes.
Alto costo
Tiene alta densidad de disparo.
Se obtiene perforaciones óptimas.
Alta aplicación en el control de arena
para mejorar la tasa de penetración.
Reduce el tiempo de operación.
Mayor seguridad.
Fuente: Baker Hughes (2005).
2.9. Fluidos de completación
Los fluidos de completación permiten mantener las condiciones apropiadas para
colocar la completación de modo eficiente y seguro. Los fluidos de completación y/o
reparación de pozos son aquellos que se bombean o se hacen circular dentro del
hoyo en el momento de realizar operaciones de control del pozo, limpieza,
taponamiento, cañoneo, evaluación y completación. Este fluido de control debe
poseer propiedades adecuadas para no dañar las formaciones, por lo tanto debe
tener un adecuado análisis que permita determinar la densidad óptima y
composición del fluido. Entre algunos podemos nombrar: agua salada, gas oil, lodos
petróleo y salmuera.
El fluido de completación es de primera importancia, ya que cumple tres
propósitos fundamentales: estabilizar el hueco ampliado antes y durante el empaque
con grava, servir de fluido portador de la grava para el empaque y producir una
75
limpieza eficiente del hueco durante la aplicación o perforación de la zona
productora.
Todos estos propósitos deben realizarse con el menor daño posible a la
formación, para lo cual es deseable que posea, entre otras las siguientes
propiedades: formar un pseudo revoque delgado, aun con un contenido bajo o nulo
de sólido, poseer buena cualidad de arrastre/deposición de sólidos (fuerza de gel,
viscosidad) y ser fácil de remover, preferiblemente por fluidos producidos.
2.9.1. Factores que afectan la selección de un fluido de completación.
El tipo de fluido que se debe emplear depende de los factores inherentes a la
operación de completación sobre la cual se desea controlar. Estos factores son:
Mecánicos:
Velocidad anular.
Facilidades de mezcla.
Corrosión.
Estabilidad de la mezcla.
Componentes de los fluidos.
De formación:
Presión.
Permeabilidad.
Temperatura.
Humectabilidad.
Consolidación de los fluidos.
Ambientales:
Contaminación.
Economía.
Seguridad.
76
Invasión de bacterias.
2.9.2. Daños a la formación causados por los fluidos de completación.
Daño por cambio químico:
Este daño depende de las propiedades mineralógicas particulares y de la textura
de la roca. Ocurre en las rocas sensibles al agua, es decir, aquellas en las que se
produce una reducción de permeabilidad por hinchamiento de las arcillas al contacto
con el agua, taponando el medio poroso.
Daño por cambio físico:
Es causado por una operación específica efectuada en el pozo y que puede traer
como consecuencia la invasión de partículas sólidas del fluido de completación.
Se puede subdividir en:
Superficial: Ocurre en la región cercana a la superficie del agujero. Los sólidos
en suspensión, que son hidráulicamente inducidos hacia la formación
dependiendo de su porosidad y permeabilidad.
Profundo: Ocurre cuando las partículas sólidas del fluido de completación
penetran a una distancia profunda de la pared del hoyo, debido a las altas
presiones en la columna de fluido.
2.10. Producción de arena
A medida que el yacimiento descarga petróleo hacia el pozo, con el tiempo se va
acumulando arena y sedimento en el fondo del mismo. Esta acumulación puede ser
de tal magnitud que puede disminuir drásticamente o impedir completamente la
producción del pozo. Estos casos de arenamiento son más graves y más frecuentes
cuando los estratos son deleznables. Cuando hay estratos de este tipo, se debe
procurar que, desde el inicio de la producción, el flujo de arena y sedimentos sea lo
más leve, por el más largo tiempo posible.
77
Este fenómeno de arenamiento durante la producción del pozo, se debe a que la
formación no tiene la suficiente fuerza para soportar los esfuerzos
desestabilizadores, compuestos por esfuerzos de arrastre generados por el flujo de
fluidos a través de la misma y esfuerzos creados por los gradientes de presión
generados en la vecindad del pozo.
La resistencia al arenamiento viene dada por la consistencia mecánica de la
formación y por la capacidad de los granos individuales de las arenas de oponerse a
ser transportados desde el fondo a superficie.
En este sentido el arenamiento se caracteriza por la presencia de pequeñas
partículas de roca (denominado arena), generalmente de dimensiones y angularidad
definida y constante, disuelto en los fluidos producidos (gas, petróleo o agua), es
característico en pozos completados en formaciones no-consolidadas. Sin embargo,
ha sido observado en pozos completados en formaciones consolidadas.
2.10.1. Formaciones productoras de arena.
La producción de arena es característica de arenas no consolidadas, estas se
clasifican en tres categorías de acuerdo con su grado de friabilidad.
Formaciones totalmente no consolidadas
Estas arenas no poseen ningún tipo de material de cementación, manteniéndose
agregadas solamente por la pequeñas fuerza de cohesión y compactación. Por lo
tanto lo granos son fácilmente suspendidos en hidrocarburos o agua. Dichas
formaciones son altamente móviles y una gran cantidad de arena puede ser
producida o inyectada en ella sin generar ningún cambio aparente en las
características de la misma. Es difícil perforarlas ya que generalmente colapsan al
ser atravesadas. La producción de arenas se inicia con la producción de fluidos y
permanecen constantes o puede incrementarse hasta alcanzar grandes cantidades.
Formaciones parcialmente consolidadas
78
En estas formaciones, la cementación intergranular está presente muy
débilmente, lo que reduce la resistencia a las fuerzas de arrastre ejercidas por los
fluidos producidos. A medida que se produce arena, el remanente en la formación se
va redistribuyendo y quedando menos consolidada o menos empaquetada, la
producción de arena se caracteriza por no ser constante y dependiente de la tasa de
crudo producida, este aporte de arena después de algún tiempo (días o meses)
detenerse, debido a la formación de una cavidad estable.
Formaciones consolidadas
En este tipo de formación los granos de arenas están muy bien consolidados,
pero no son lo suficientemente competentes como para soportar las fuerzas
aplicadas cuando los fluidos son producidos. El arenamiento suele presentarse a
tasas de flujo elevadas. Generalmente producen arena por algunos días para
posteriormente declinar la producción de la misma con el tiempo.
2.10.2. Mecanismos de producción de arena
Se han identificado dos mecanismos de arenamiento: Migración de finos y
arenamiento.
La migración de finos correspondiente a la producción de arenas intersticiales, el
cual se caracteriza por preservar la integridad de la roca.
Ocasionalmente el fenómeno de migración de finos es confundido con el
fenómeno de arenamiento. Tradicionalmente el personal operacional ha llamado
erróneamente la presencia de un “polvillo” en las tuberías y separadores como
presencia de finos. Sin embargo, el uso correcto de la palabra “fino” está relacionado
con cualquier partícula pasando el tamiz #200 que equivale a partículas con tamaño
menor a 0.074mm (74 μm) a 0.040mm (40 μm).
Los finos son pequeñas partículas que están adheridas a las paredes de los poros
de la roca, las cuales son producidas in situ o por operaciones de campo, están
compuestos por limos que son partículas con tamaños entre 0.074mm y 0.002mm y
por arcillas que son partículas con tamaños menores de 0.002mm.
79
Los cambios en el carácter del fluido intersticial durante la perforación y
producción, pueden afectar fuertemente a los minerales de arcillas presentes en el
yacimiento y causar una reducción adicional en la permeabilidad de las areniscas
(Tiffin, 1998:126).
Tabla 3. Escala de clasificación de los granos por tamaño.
Fuente: Tiffin (1998).
Sustentando la base del autor (ver tabla 3) se puede decir que para que ocurra
migración de finos, las partículas deben desprenderse de la superficie del grano,
dispersarse y fluir a través del medio poroso hasta llegar a los cuellos de los poros,
lo que causa un taponamiento severo y una disminución en la permeabilidad del
medio poroso en la región cercana al pozo, donde la velocidad del fluido es máxima.
Esto ocurre cuando la formación no tiene suficiente resistencia para poder
soportar los esfuerzos desestabilizadores. Cuando estos esfuerzos
desestabilizadores son superiores a la resistencia mecánica de la formación y a la
capacidad de los granos individuales de arena; de oponerse a ser trasportados a
través de las perforaciones por donde pasan los fluidos del yacimiento hacia el pozo,
se produce el desprendimiento de estas partículas y/o pedazos de formación.
Generalmente, la migración de partículas finas se produce en dos etapas:
1. Desprendimiento de las partículas por sensibilidad a los fluidos.
2. Transporte de las partículas por el fluido.
Tamaño (µm) Granulometría Roca
256000 Bloque Roca
64000 Canto Rudítica
4000 Guija Conglomerado
2000 Gránulo Brecha
1000 Arena muy gruesa
500 Arena gruesa Roca
250 Arena media Arenítica
125 Arena Fina Arenisca
76 Limo Fino Limolita
40 Limo muy Fino
>40 Finos Arcilla
80
El efecto del desprendimiento de las partículas se produce por incompatibilidad
entre los fluidos de origen externo y los de la formación, que tienden a reducir las
fuerzas de adhesión entre las partículas y las paredes de los granos; y las fuerzas
hidrodinámicas que desprenden la partícula de tamaño entre 2μm y 40μm.
Mientras que el arenamiento, inducido por la acumulación de esfuerzos que se
identifica por destruir la roca y afectar la estabilidad ce la formación. La condición de
producción de arena en interior del yacimiento se inicia en el momento en que se
presenta un flujo de evacuación del hidrocarburo con una consecuente pérdida de
presión al interior del pozo. Adicionalmente dicho flujo ocasiona a demás una
condición de erosión del material, lo cual inicia una etapa de migración de arena de
manera conjunta con el medio acuoso.
Este proceso de producción de arena se puede describir en tres fases
independiente consecuentes una de la otra. En la primera el material se encuentra
en un estado sólido de equilibrio estático. La segunda fase se presenta como un
arenamiento o etapa de semifluidización, en la que el material inicia su proceso de
migración aunque en pequeñas cantidades. La última fase es la de flujo, en la cual el
material se comporta como un fluido y viaja a través de la corriente de fluidos.
Es importante resaltar que el problema de arenamiento es radicalmente distinto al
problema de migración de finos desde el punto de vista del mecanismo que causa el
desprendimiento de las partículas, aunque ambos están relacionados con el
transporte de partículas de la formación.
El desprendimiento de partículas en el arenamiento es causado por una
interacción física entre los fluidos y sólidos de la formación debido a las fuerzas de
arrastre y gradientes de presión sobre el esqueleto mineral, mientras que la
migración de finos es causada principalmente por una interacción química entre los
fluidos y sólidos de la formación debido a cambios químicos en los fluidos que
causan el desprendimiento de partículas de arcillas. Estas partículas de arcillas
pueden migrar y causar taponamiento de los poros aumentando considerablemente
el daño a la formación. Muchas veces los dos fenómenos están relacionados ya que
al movilizarse muchas partículas de finos se puede crear un espacio lo
suficientemente grande para que se mueva una partícula de arena.
81
En rocas de arenas no consolidadas la resistencia al arenamiento viene dada por
el grado de estabilidad de las estructuras de puente de arena y/o de arco de arena
que se forman en las entradas de orificios por donde fluye el hidrocarburo; como
pueden ser las aperturas de una rejilla o la garganta de poros de las gravas de
empaques.
La estabilidad de estas cavidades está controlada por el estado de esfuerzos
alrededor de estas y la resistencia de la roca, el compartimiento de dichas cavidades
puede expresarse en tres etapas:
En la etapa A, la cavidad crece y se estabiliza para una tasa de flujo Q a una
presión P luego de expulsar un poco de arena de la cavidad.
En la etapa B, si se aumenta la tasa de flujo y el diferencial de presión,
notaremos que la cavidad expulsa mas arena y crece en tamaño hasta
estabilizarse a una nueva tasa de flujo y presión. El cambio de flujo causó un
crecimiento de la cavidad debido de la producción de arena de la misma. Esta
tasa de flujo y presión puede seguir aumentándose creando más expulsión
de arena, crecimiento de la cavidad y su eventual estabilidad.
Etapa C, donde este proceso de crecimiento de cavidad y su eventual
estabilización puede seguir hasta que se llega a un valor crítico de flujo y
presión, donde ya no puede existir estabilidad de la cavidad. En estos
momentos se dice que la tasa crítica de arenamiento del pozo ha sido
excedida y el mismo continuará produciendo arena sin parar.
2.10.3. Factores que influyen en el proceso físico de desprendimiento y transporte
de partículas finas.
Tasa de flujo: Si la velocidad del flujo es baja, las partículas finas dispersas
pueden ordenarse gradualmente para realizar su recorrido en la formación a
través de los poros. En cambio, a velocidades altas, no existe una distribución
adecuada de las partículas, lo que hace que interfieran unas con otras y se
acumulen en los cuellos de los poros, taponándolos.
82
Viscosidad: A medida que aumenta la viscosidad del fluido en el medio,
aumentan las fuerzas de arrastre sobre las partículas, por lo que será más
fácil desprender las partículas si el fluido es más viscoso.
Mojabilidad de superficies y partículas: En general, cualquier fluido al moverse
en el medio poroso puede alcanzar una velocidad de arrastre suficiente para
desprender partículas de las paredes de los poros. Cuando la saturación de la
fase que moja, aumenta, y está se hace móvil, se alcanza con facilidad la
velocidad crítica, y las partículas comienzan a desprenderse y migrar.
2.10.4. Técnicas de control de arena.
Métodos químicos
Envuelve el proceso de inyectar químicos a la formación naturalmente
desconsolidada para proporcionar cementación a los granos mientras se mantiene
suficiente permeabilidad. El objetivo es aumentar la resistencia de la formación
mediante el recubrimiento de la arena de la formación con resinas o soluciones
plásticas, que de alguna manera logre la cementación artificial de los granos de
arena, dando lugar a una formación consolidada. Con ello se elimina la necesidad de
colocar cualquier equipo de control de sólidos a nivel de subsuelo, lo que elimina las
restricciones al flujo y a su vez permite la inyección de fluidos para estimulación o
recuperación secundaria.
Entre las tecnologías pertenecientes a los métodos químicos podemos destacar:
Consolidación plástica
Consiste en la inyección de resinas plásticas, las cuales son atraídas hacia los
granos de arena de la formación. La resina se endurece y forma una masa
consolidada, uniendo los granos de arena en sus puntos de contacto. De ser exitoso
el empleo de esta técnica, el aumento en la resistencia a la compresión de la
formación será suficiente para soportar las fuerzas de arrastre mientras se continúa
produciendo a las tasas deseadas.
83
Existen dos tipos de sistemas de consolidación plástica:
Sistemas de separación de fases: Contienen sólo de 15 a 25% de resina activa
en una solución que sería inerte. La resina es atraída preferiblemente hacia
los granos de arena, dejando que la porción inerte, que no se endurece, llene
los espacios porales. Estos sistemas utilizan un catalizador interno que se
mezcla con la solución en la superficie. Para colocar la resina en las
perforaciones, es necesario tener un control muy preciso del desplazamiento;
el sobredesplazamiento dará como resultado arena no consolidada en el área
crítica cercana al pozo.
Sistemas de sobredesplazamiento: Contienen un alto porcentaje de resina
activa. Cuando se inyecta por primera vez, los espacios porales se llenan
completamente con resina y se requiere un sobredesplazamiento para
empujar el exceso de resina fuera del área del pozo con el fin de restablecer
la permeabilidad. Después del sobredesplazamiento sólo debe quedar una
cantidad residual de saturación de resina concentrada en los puntos de
contacto de la arena. La mayoría de los sistemas de sobredesplazamiento
utilizan un catalizador externo, a pesar de que algunos emplean un
catalizador interno.
Todo sistema de consolidación plástica requiere un buen trabajo de cementación
primaria con el fin de evitar que la resina se filtre por detrás de la tubería de
revestimiento. La densidad de perforaciones debe ser un mínimo de 4 disparos por
pie con el objeto de reducir el diferencial de presión y mejorar la distribución del
plástico. Las zonas lutíticas no deben cañonearse. Para emplear tratamientos de
consolidación plástica es indispensable contar con sistemas limpios, ya que todos
los sólidos que se encuentren en el sistema para el momento del tratamiento
quedarán adheridos en su lugar.
La principal ventaja de la consolidación plástica es que ésta permite que el pozo
quede completamente abierto, factor importante cuando se requieren equipos de
completación de fondo que tengan diámetros exteriores grandes. Asimismo, la
consolidación plástica es apropiada para aplicaciones a través de tuberías (through
tubing) y puede emplearse en pozos con tuberías revestidoras de diámetro pequeño.
84
Para muchas aplicaciones, los problemas asociados con la consolidación plástica
superan las posibles ventajas. La permeabilidad de una formación siempre
disminuye con la consolidación plástica. Incluso en tratamientos exitosos, la
permeabilidad al crudo se reduce debido a que la resina ocupa una porción del
espacio poral original y porque la resina está oleohumectada. (Baker, 1995:54).
Métodos mecánicos.
Forro o liner ranurado.
Las rejillas o "liners" ranurados sin empaques con grava, constituyen la manera
más sencilla de controlar la producción de arena en pozos horizontales dependiendo
lógicamente del grado de consolidación de la arena a producir. Este mecanismo
debe emplearse, sólo si se tiene una arena bien distribuida y limpia, con un tamaño
de grano grande, porque de lo contrario la rejilla o forro terminará taponándose. Las
rejillas y "liners" actúan como filtros de superficie entre la formación y el pozo, puesto
que el material de la formación se puentea a la entrada del "liner". Las rejillas y los
"liners" ranurados previenen la producción de arena basados en el ancho de las
ranuras o aperturas para el flujo, denominado también calibre, creando así un filtro
que permite la producción de petróleo.
Existen varios criterios para diseñar las aberturas del "liner" ranurado, en algunos
casos, se dimensionan de manera que su tamaño duplique el diámetro del grano de
arena de formación en el percentil cincuenta de la arena (D50), en otros casos, se
diseñan para que su tamaño triplique el percentil diez más pequeño de la arena
(D10). Estos criterios de dimensionamiento se derivan de varios estudios, en los
cuales se determinó que un grano de arena de formación forma un puente en la
abertura de una ranura cuyo tamaño sea dos o tres veces el diámetro del grano,
siempre y cuando dos partículas traten de entrar en la ranura al mismo tiempo.
Evidentemente, la formación de estos puentes requiere que haya una concentración
suficiente de arena de Formación que trate de penetrar la rejilla o "liner" al mismo
tiempo.
Evidentemente, la formación de estos puentes requiere que haya una
concentración suficiente de arena de Formación que trate de penetrar la rejilla o
"liner" al mismo tiempo. En otras palabras funcionan como filtros de superficie,
85
puesto que el material de la formación se puentea en su superficie. Las rejillas y
"liners" ranurados previenen la producción de arena basados en el ancho de las
ranuras.
Limitaciones de los forros o "liners" ranurados.
Uno de las limitaciones más rápidamente identificables de las rejillas solas o
"liner" ranurado como una técnica de control de arena, es la corrosión de las ranuras
antes de que ocurra el puenteo.
Si los puentes que se han formado no son estables, pueden romperse cuando
cambie la tasa de producción o cuando se cierre el pozo. Ahora bien, debido a que
los puentes pueden romperse, es posible que la arena de la Formación se
reorganice, lo cual, con el tiempo, tiende a ocasionar la obstrucción de la rejilla o
"liner". Por tanto, cuando se utilice esta técnica para controlar arena de Formación,
el diámetro de la rejilla o "liner" debe ser lo más grande posible, con el fin de
minimizar la magnitud de la reorganización de los granos que pueda ocurrir. Para
que una rejilla o "liner" ranurado sean eficaces, deberán utilizarse exclusivamente en
formaciones de permeabilidad relativamente elevada, que contengan poca o ninguna
arcilla y cuyos granos de arena sean grandes y estén bien distribuidos. Si la
formación presenta suficiente arcilla, los puentes de arena que se forman en la rejilla
o en el "liner" podrían obstruirse. Si el rango de tamaño de las partículas de arena es
amplio y/o diverso, es posible que la rejilla o "liner" ranurado se obstruya con granos
de arena.
Los pozos de petróleo y/o gas con arenas bastantes sucias y con tamaños de
granos pequeños, son normalmente formaciones no-uniforme. Esto no permitirá un
apropiado puenteo de la arena de la formación sobre la rejilla o "liner". En la mayoría
de los casos algún puenteo ocurrirá pero con una reducción de la producción debido
a la invasión de las partículas más pequeñas en las aberturas de las rejillas de
alambre enrollado. Esto en efecto limita el uso de rejilla sola o "liner" como una
técnica para controlar la arena de la formación. Otro factor sería el tipo de formación
(friable, parcialmente consolidada ó no consolidada). Las Formaciones friables
posiblemente nunca colapsaran alrededor de la rejilla o "liner", pero producirán
cantidades pequeñas de arena durante la producción del fluido. Las arenas
86
parcialmente consolidadas y las arena no consolidadas se derrumbarán y llenaran
las perforaciones y el espacio entre el revestidor y la rejilla con la subsecuente
reducción de la permeabilidad en las perforaciones y en el espacio del
revestimiento/rejilla. La experiencia indica que las completaciones con rejillas solas
en hoyo abierto, la formación rara vez colapsa totalmente sobre la rejilla, lo que
pueda permitir el transporte de material taponante a la superficie de la misma.
La productividad inicial de las completaciones con rejillas solas es generalmente
buena, pero la declinación de producción subsecuente es típica. Las rejillas suelen
no ser muy exitosas en muchos pozos consecuencia del taponamiento de las
ranuras de la rejilla y posterior declinación de la producción.
La selección entre rejilla y "liner" ranurado se basa fundamentalmente en factores
económicos. El "liner" ranurado es menos costoso, pero presenta limitaciones de
anchura de las ranuras y, por lo general, tiene menos área de flujo disponible. Por su
parte, las rejillas pueden tener aberturas mucho más grandes y un área de flujo
mayor, pero resultan más costosas.
Ventajas de los forros o "liners" rasurados.
Fáciles de correr.
Pueden ofrecer un control de arena razonablemente bueno en
condiciones adecuadas.
Son razonablemente baratos.
Desventajas de los forros o "liners" ranurados.
Si el puente que se ha formado no es estable, y se rompe, el "liner" o rejilla
puede obstruirse con el tiempo debido a la reorganización de la arena de
Formación.
En pozos de alta tasa hay la posibilidad de que ocurra una falla del "liner"
o rejilla por erosión antes de que se forme el puenteo.
Adecuados únicamente para formaciones de granos grandes y bien
distribuidos, alta permeabilidad y poca o ninguna arcilla.
87
Rejillas pre-empacadas.
Las rejillas pre-empacadas son un filtro de dos-etapas con las envolturas externas
e internas de la rejilla que entrampan el medio filtrante. El medio filtrante
(típicamente grava) no deja pasar los granos de la formación más pequeños, esta
arena actúa como agente puenteante cuando se produce arena de formación
mientras que la envoltura exterior de la rejilla filtra los granos de la formación más
grandes, las rejillas pre-empacadas se aplican en zonas donde la utilización del
empaque con grava es difícil (zonas largas, pozos muy desviados, pozos
horizontales y formaciones heterogéneas). Las ventajas y desventajas de usar
rejillas pre–empacadas son:
Ventajas del método:
A pesar de ser pre-empacadas no se aumenta el radio externo de las
rejillas.
En algunos casos son menos costosas que las tuberías ranuras de
gran diámetro.
Poseen mayor capacidad de flujo por pie.
Desventajas del método:
Es muy propensa a daños físicos durante su asentamiento en el pozo.
La grava consolidada es poco resistente a la erosión.
La grava consolidada al igual que los sistemas de consolidación plástica
son poco resistentes a la acción de ácidos, vapor, etc.
Productividad de los pozos se reduce cuando las aberturas se taponan.
La utilización de las rejillas pre-empacadas implica tener presente dos posibles
problemas:
Taponamiento: Si la rejilla no se encuentra protegida es muy probable que la
misma se tapone con finos de la formación durante el proceso de formación
del puente arena.
88
Daños de la grava pre-empacada: Si el pozo es demasiado inclinado, o las
rejillas se colocan en pozos horizontales de radio corto se generan fracturas
en la grava consolidada que generarán un bajo desempeño de la misma.
Las pautas a seguir para utilizar rejillas pre-empacadas son prácticamente las
mismas que rigen el empleo de rejillas solas o "liners" ranurados, formaciones
altamente permeables de granos de arena grandes y bien distribuidos, con poco o
ningún contenido de arcillas u otros finos. Debe considerarse la aplicabilidad de las
rejillas pre-empacadas en pozos de radio corto, en los cuales, la grava recubierta de
resina y consolidada podría agrietarse mientras se empuja a través de los grandes
ángulos de inclinación del pozo. Este agrietamiento podría afectar la capacidad de
filtración de arena que posee la rejilla, lo cual resulta particularmente cierto en el
caso de la rejilla pre-empacada simple, donde el agrietamiento de la grava recubierta
de resina y consolidada puede hacer que la grava se salga de la camisa perforada,
exponiendo directamente la rejilla interior a la producción de arena de formación.
Existen diferentes diseños de rejillas pre-empacadas, los más comunes incluyen
rejillas pre-empacadas de rejilla doble, rejillas pre-empacadas de rejilla sencilla y
slim-pak.
La rejilla doble: consiste en una rejilla estándar y una camisa adicional
sobre la primera camisa. El espacio anular entre las dos camisas se
rellena con grava revestida con resina. Todo el ensamblaje de la rejilla se
coloca en un horno y se calienta para permitir que la grava revestida se
consolide.
La rejilla pre-empacada sencilla: posee, en primer lugar, una rejilla
estándar. En este caso, se instala un tubo perforado especial sobre la
camisa. Este tubo está envuelto en un papel especial para sellar los
orificios de salida, y la región anular entre la camisa y el tubo perforado se
llena con grava revestida con resina. El ensamblaje se cura en un horno y
se saca el papel que está alrededor del tubo exterior.
La rejilla Slim-Pak: es similar a la rejilla estándar, con dos excepciones
importantes. En primer lugar, alrededor de la parte exterior de la base de
89
tubería perforada se enrolla una rejilla de malla muy fina y se asegura
antes de instalar la camisa. En segundo lugar, el espacio entre la camisa y
la rejilla de malla fina se llena con arena de empaque revestida con resina.
Después se lleva la rejilla a un horno, para curar la grava revestida y
obtener una capa fina de grava consolidada entre la camisa de la rejilla y
la tubería base.
Rejillas expandibles.
Las rejillas expandibles son un método de control de arena relativamente nuevo y
su lanzamiento se remonta aproximadamente al año 1999 y su concepto se basa en
poner el medio filtrante de las rejillas directamente en contacto con la formación y de
esa manera eliminar el movimiento de arena a través del anular y aumentar la
productividad del pozo maximizando el diámetro interno de flujo.
Las rejillas expandibles son básicamente rejillas Premium que tienen la
particularidad de ser expandidas a determinado diámetro una vez que hayan sido
corridas en el hoyo y se encuentren ubicadas frente a la formación. El proceso de
expansión consiste en hacer pasar un cono de expansión a través de las rejillas y a
medida que se bombee el cono irá expandiendo toda la rejilla longitudinalmente (ver
figura 16).
Figura 16: Rejilla expandible.
Fuente: Weatherford (2008).
Las rejillas expandibles consta de tres elementos básicamente (ver figura 17):
90
Tubo Base: Es un tubo ranurado expandible diseñado para darle robustez a la
rejillas.
Capa Filtrante: Es la capa de retención de arena y se encuentra entre el tubo
base y la chaqueta protectora. Está específicamente diseñada dar la misma
abertura de filtrado antes y después de la expansión.
Chaqueta Protectora: Es una tubo expandible pre-perforado cuya función es
proteger la capa filtrante durante la corrida.
Figura 17: Componentes de la rejilla expandible.
Fuente: Weatherford (2008).
La corrida y expansión de las rejillas llevan una serie de elementos q añaden
complejidad a la instalación de las mismas, entre esos elementos están las juntas
expandibles, conexiones expandibles, el cono de expansión, entre otros
Empaque con Grava
El empaque con grava es una técnica efectiva y ampliamente utilizada que
emplaza gránulos o grava alrededor de cedazos (tubería especial ranurada)
metálicos de exclusión de arena dentro de la tubería de revestimiento disparada o de
los tramos descubiertos. La grava es arena natural redonda, limpia y bien clasificada
o material sintético dimensionado como para excluir los granos de la formación
individuales y las partículas de roca más pequeñas o finas que se mantienen en su
lugar mediante los cedazos.
Las operaciones de terminación consisten en el bombeo de lechadas de grava y
fluido portador en el espacio anular que rodea a un arreglo de cedazos. La grava se
91
deposita a medida que el fluido portador se pierde en las formaciones o circula de
regreso a la superficie a través de un tubo lavador en los cedazos y una herramienta
de servicio en la tubería de producción. Hasta hace poco, los empaques con grava
utilizados extensivamente y durante varias décadas en los pozos verticales, eran
menos comunes en los hoyos descubiertos de alto ángulo y horizontales de ciertas
áreas.
La productividad del pozo está íntimamente relacionada con la selección de la
grava de empaque a seleccionar, ya que una inadecuada selección del tamaño de la
grava puede permitir que la arena de formación y la grava se mezclen, creando un
área de baja permeabilidad que disminuye la productividad del pozo.
En cuanto al espesor del empaque, las pruebas realizadas por Saucier, revelaron
que no se obtienen mejoras en cuanto a la retención de arena entre espesores de
empaques de 1” y 3”, concluyendo que un espesor de 1” es suficiente. (Ruíz y Silva,
2006:96).
2.10.5. Criterios de selección de gravas y rejillas de TIFFIN, KING, LARESE y
BRITT.
Estos criterios se basan solamente en el tamaño de los granos de la arena de
formación. No pretenden determinar cuando un yacimiento podría fallar. Las guías
están ahí para el caso cuando el yacimiento fallase durante su vida productiva y se
pudiera necesitar algún tipo de control de arena. Enfatizan en las formaciones que
contienen grandes cantidades de finos; donde estos puedan contribuir a daños en la
formación muy altos y reducir la capacidad de producción con métodos de control
tradicionales.
Los diseños de completación actuales de empaques con grava generalmente
hacen un buen trabajo al prevenir la invasión de arena de formación con yacimientos
que tienen un patrón de distribución “normal”, aunque los problemas pudieran
retardarse si las tasas de flujo pudieran incrementarse y reducirse los costos con
completaciones de rejilla solamente.
92
Para arenas con distribuciones que apuntan hacia más finas y/o donde
predominan grandes cantidades de finos, los daños de las completaciones
tradicionales de empaque con grava y de rejilla llegan a ser grandes y ocasionar
averías graves.
Aunque se establece que la completación de empaque con grava es un buen
mecanismo, la cantidad de deterioro vista después de empacar es a menudo severa.
La causa de esto toma muchas formas, pero cada vez más, el tamaño y la presencia
de finos de formación se reconoce como uno de los mayores contribuyentes a este
daño.
La hipótesis básica que aquí se presenta y defiende es que algunas formaciones
tienen el tamaño “correcto” de finos y en cantidades suficientes para sellar el
empaque con grava, causando severas restricciones en el flujo.
Los principales finos sospechosos son los granos de formación (clasificados como
finos de arcillas) cuyos diámetros son inferiores al diámetro de la malla # 325
(menores a 0,0017 pulgadas (<0,0017”)). El origen de los finos es aún tema de
investigación, pero unas pocas causas se entienden acerca de cómo cambian estos
finos sueltos en la formación. Cuando las formaciones son heterogéneas (con rango
muy amplio entre el tamaño mínimo y el máximo de los granos), el resultado es a
menudo la invasión de las partículas más finas dentro de los poros, reduciendo la
permeabilidad en el área crítica cercana a la pared del pozo.
Los trabajos relacionados a este estudio parecen estar limitados a unos pocos
autores que reconocen algunos componentes de la contribución de los finos a la
restricción del flujo a lo largo de la interfase con el empaque con grava o con la
rejilla.
2.10.5.1. Criterios de clasificación propuestos.
Estos criterios sugieren que se debería trabajar siguiendo ciertas condiciones
cuando todos los valores están bajo estos principios, el riesgo de daño se reduce
donde la arena de formación está bien descrita por medio de las muestras
examinadas.
93
Estos principios de relación y comparación son:
1. (D10/D95 < 10; D40/D90 < 3; % en peso de los granos de formación con
diámetro inferior al de la malla Nº 325 < 2%). Valores de clasificación muy
bajos con poco contenido de finos (granos de formación). Esta área es
candidata para completación de rejilla sin empaque (si el intervalo está
revestido y cañoneado la formación necesita tener una permeabilidad mayor a
1 darcy ((K) > 1 darcy), con la posibilidad de usar rejilla pre-empacada).
2. (D10/D95 < 10; D40/D90 < 5; % en peso de los granos de formación con
diámetro inferior al de la malla Nº 325 < 5%). Rangos de clasificación bajos a
promedio, o solamente con finos fuera de rango. Esta zona puede controlarse
mejor por medio de rejillas con nuevas tecnologías, con mallas metálicas
entretejidas (es necesario que la permeabilidad de la formación sea mayor a 1
darcy ((K) > 1 darcy) para completación a hueco entubado).
3. (D10/D95 < 20; D40/D90 < 5; % en peso de los granos de formación con
diámetro inferior al de la malla Nº 325 < 5%) rangos promedios. Este intervalo
puede ser controlado con grava de tamaño grande (7 x 50% ó 8 x 50%),
colocada en empaque con agua a alta tasa, particularmente si el tamaño de
los granos es consistente en toda la zona de interés (sin laminaciones y un
mínimo de vetas).
4. (D40/D95 < 20; D40/D90 < 5; % en peso de los granos de formación con
diámetro inferior al de la malla Nº 325 < 10%) rangos promedios también con
muchos finos se puede usar una combinación de grava de diámetros grandes
y una rejilla que deje pasar los finos.
5. (D10/D95 > 20; D40/D90 > 5; % en peso de los granos de formación con
diámetro inferior al de la malla Nº 325 > 10%) las proporciones más altas,
particularmente aquellas acompañadas con grandes cantidades de finos
señalan una necesidad critica de ampliar el hoyo (mover la interfase
grava/arena de formación), a través de fracturamiento, tecnología de
ampliación de pozos horizontales o multilaterales, o grandes volúmenes de
94
preempacados para minimizar daños severos de la permeabilidad en la
interfase grava/arena debido al flujo.
Los criterios de clasificación (distribución) y las correspondientes técnicas de
completación propuestos deberían ser útiles en la selección de gravas y rejillas para
optimizar las tasas de flujo en una completación para el control de arena (ver tabla
4). La grava sintética puede ofrecer ventajas sobre la grava natural en la
optimización de las tasas de producción y minimizar la invasión de arena.
Tabla 4. Valores de clasificación (distribución de la arena de formación).
CLASIFICACIÓN
COMPARACIÓN
D50
Criterio estándar de Saucier
D40/D90
Cociente del daño de rejilla de Pall
D10/D95
Cociente promedio común entre los tamaños
mínimos y máximos de las partículas.
< Malla Nº 325
Partículas que miden menos de 44 n
Fuente: Artículo de la SPE Nº 39437.
2.11. Producción de pozos.
2.11.1. Métodos de levantamiento artificial.
Bombeo mecánico convencional.
El yacimiento que ha de producir por bombeo mecánico tiene cierta presión,
suficiente para que el petróleo alcance un cierto nivel en el pozo. Por tanto, el
95
bombeo mecánico no es más que un procedimiento de “levantamiento y
transferencia” casi continúa del petróleo hasta la superficie. El balancín de
producción, que en apariencia y principio básico de funcionamiento se asemeja al
balancín de perforación a percusión, imparte el movimiento de sube y baja a la sarta
de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de
producción o de educción, a cierta profundidad del fondo del pozo. La válvula fija
permite que el petróleo entre al cilindro de la bomba. En la carrera descendente de
las varillas, la válvula fija se cierra y se abre la válvula viajera para que el petróleo
pase de la bomba a la tubería de producción. En la carrera ascendente, la válvula
viajera se cierra para mover hacia la superficie el petróleo que está en la tubería y la
válvula fija permite que entre petróleo a la bomba.
La repetición cíclica y continua del movimiento ascendente y descendente
(emboladas) mantiene el flujo hacia la superficie. Como en el bombeo mecánico hay
que balancear el ascenso y descenso de la sarta de varillas, el contrapeso puede
ubicarse en la parte trasera del mismo balancín o en la manivela. Otra modalidad es
el balanceo neumático, cuya construcción y funcionamiento de la recámara se
asemeja a un amortiguador neumático. Este dispositivo generalmente se ubica en la
parte delantera del balancín. Este tipo de balanceo se utiliza para bombeo profundo.
Los diámetros de la bomba generalmente varían de 1 a 4,724 pulgadas. El
desplazamiento de fluido para cada diámetro de bomba depende del número de
emboladas por minuto y de la longitud de la embolada, que puede ser de varios
centímetros hasta 29,5 pies. Por tanto, el bombeo puede ser de pocos barriles por
día hasta unos 2956 bbl/día. Las bombas son del tipo llamado de tubería de
producción, ya que el cilindro o pistón de la bomba va conectado a la tubería de
producción y se coloca en el pozo como parte integral de la sarta, a la profundidad
deseada de bombeo. El émbolo de la bomba, que lleva la válvula viajera, constituye
la parte extrema inferior de la sarta de varillas que opera la bomba.
La sarta de varillas se coloca o introduce en la tubería de producción hasta llegar
a la válvula fija, ubicada en el fondo del cilindro. Luego se sube la sarta de varillas
cierta distancia y por medio del vástago pulido, colgador y riendas se fija en el
balancín, de manera que en la carrera descendente no golpee la válvula fija.
96
Otro tipo de bomba es la “integral”, en la cual todos sus elementos conforman una
sola pieza, así, utilizando la sarta de varillas se puede colocar o extraer, sin
necesidad de sacar la sarta de producción, para cambiarle alguno de sus
componentes o reemplazarla por otra del mismo diseño. Este tipo requiere que la
sarta de producción sea provista de un niple adecuado o dispositivo similar para
encajarla. Como las válvulas fija y viajera deben ser resistentes a la corrosión y a la
abrasión, sus esferas y asientos se fabrican de acero inoxidable, acero templado,
metal monel, aleaciones de cobalto, acero tungsteno o bronce.
Las varillas de bombeo son fabricadas de varias aleaciones de metales. Están
sometidas a un funcionamiento mecánico que les impone esfuerzos de estiramiento,
encogimiento y vibración; fatiga, corrosión, erosión, etc. Cada varilla tiene en un
extremo una espiga (macho) redonda, sólida y roscada, y más abajo del hombrillo,
en forma cuadrada, una muesca para encajar la llave para el enrosque y
desenrosque. En el otro extremo lleva la caja o conexión hembra, roscada
internamente, con muesca exterior o con muesca por debajo de la caja, para otra
llave que facilita el enrosque o desenrosque de la varillas una tras otra.
Las varillas generalmente se fabrican, en diámetros de 0,625; 0,748; 0,874; 1y
1,125 pulgadas, con sus correspondientes dimensiones para la espiga, hombrillo,
caja, muesca, etc. La longitud de las varillas es de 24,934 y 30 pies. El peso de las
varillas, en kg/30 metros de longitud, va desde 32,7 a 167,3 kilogramos. Para cada
diámetro de tubería de producción existe un diámetro adecuado de varillas, para
lograr el funcionamiento, seguro y efectivo del sistema, con mínimo riesgo.
Bombeo electrosumergible (BES).
El bombeo electrosumergible es un sistema de levantamiento artificial aplicado
para desplazar volúmenes de crudo con una alta eficiencia y economía, en
yacimientos potencial mente rentables (o en su defecto con grandes prospectivas) y
en pozos profundos, con el objeto de manejar altas tasas de flujo. Este método es
aplicado generalmente cuando se presentan los siguientes casos:
Alto índice de productividad.
Baja presión de fondo.
Alta relación agua – petróleo.
97
Baja relación gas – líquido.
El BES se basa en la utilización de bombas centrífugas (de múltiples etapas) de
subsuelo ubicadas en el fondo del pozo, estas son accionadas por motores
eléctricos.
El BES tiene un rango de capacidades que va desde 200 a 9000 barriles por día,
trabaja a profundidades entre los 12000 y 15000 pies, el rango de eficiencia está
entre 18 – 68% y puede ser usado en pozos tanto verticales como desviados o
inclinados.
Equipo de bombeo electrosumergible.
Una unidad típica de BES está constituida en el fondo del pozo por los
componentes: motor eléctrico, protector, sección de entrada, bomba
electrocentrífuga y cable conductor. Las partes superficiales son: cabezal, cable
superficial, Tablero de control y transformador.
Además, se incluyen todos los accesorios necesarios para asegurar una buena
operación, como son: separador de gas, flejes para cable, extensión de la mufa,
válvula de drene, válvula de contrapresión, centradores, sensor de presión y
temperatura de fondo, dispositivos electrónicos para control del motor, caja de unión,
y controlador de velocidad variable.
La integración de los componentes mencionados anteriormente es indispensable,
debido a que cada uno lleva a cabo una función esencial en el sistema para obtener
las condiciones de operación deseadas que permitan impulsar a la superficie los
hidrocarburos.
Parámetros a controlar en el BES.
Verificación del nivel de fluido.
Verificación de la instalación.
Presiones de cabezal y fondo.
Seguridad y optimización.
98
Bombeo de cavidad progresiva (BCP).
Una BCP consiste en una maquina rotativa de desplazamiento positivo,
compuesta por un rotor metálico, un estator cuyo material es elastómero
generalmente, un sistema motor y un sistema de acoples flexibles.
Equipos De superficie.
Cabezal Giratorio: Sostiene la sarta de cabillas y la hace rotar.
Motor: Acciona el cabezal giratorio a través de poleas y cadenas.
Barra Pulida y Grapa: Esta conectada a la sarta de cabillas y soportada
del cabezal giratorio mediante una grapa.
Prensa Estopa: Sella espacios entre la barra pulida y la tubería de
producción.
Equipo De Subsuelo.
Tubería De Producción: Comunica la bomba de subsuelo con el cabezal y
la línea de flujo.
Sarta De Cabillas: Conjunto de cabillas unidas entre si introducidas en el
pozo.
Estator: Hélice doble interna, fabricada con un elastómero sintético
adherido dentro de un tubo de acero.
Rotor: Consiste en una hélice externa con un área de sección transversal
redondeada y tornada a precisión.
Elastómero: Es una goma en forma de espiral y esta adherida a un tubo
de acero el cual forma el estator.
Diseño.
Consiste en un engranaje helicoidal enroscado extremo simple (rotor), el cual rota
excéntricamente dentro de un engranaje helicoidal enroscado interno doble (estator).
99
Funcionamiento.
Un motor transmite movimiento rotacional a una sarta de cabillas a través de
distintos engranajes, esta sarta de cabillas hacen girar al rotor, formando cavidades
progresivas ascendentes. El crudo se desplaza hasta la superficie por efecto del
rotor que gira dentro del estator fijo.
Bombeo hidráulico.
En este tipo de mecanismo de extracción del petróleo del fondo del pozo, se usa
como medio impelente de la bomba un fluido que se bombea por la tubería
de producción. El petróleo producido y el fluido impelente suben a la superficie por el
espacio anular. La mezcla pasa por un separador o desgasificador y luego a un
tanque de donde el petróleo producido pasa al almacenamiento y un volumen
suficiente de impelente permanece en el tanque para ser succionado por la bomba y
ser bombeado otra vez al pozo.
Existe una selección variada de bombas de fondo y equipos afines de superficie
para el diseño de bombeo hidráulico continuo o intermitente, de acuerdo con las
características de flujo del yacimiento y requerimientos de los pozos.
Levantamiento artificial por gas (LAG).
El levantamiento artificial por gas, de los tipos intermitente y continuo, se usa
desde hace mucho tiempo. El tipo de inyección continua ofrece ventaja para
hacer producir pozos que mantengan una presión razonable de fondo que sostenga
un índice de productividad de líquidos no menor de 1,45 bbl/día. La selección de uno
u otro tipo depende de la presión de fondo, de la disponibilidad del volumen y
presión de gas requerido, así como de las características y condiciones del
yacimiento.
El diseño y la instalación del sistema dependen de la selección de los elementos
que van en el pozo: tipo de válvulas; espaciamiento y profundidad de colocación de
las válvulas en la sarta; características de las sartas de revestimiento final y de
producción; tipo de completación del pozo y previsiones para posterior desencaje,
100
cambio e inserción de elementos de la sarta, utilizando herramientas manipuladas
desde la superficie por medio de cable o guaya.
En la superficie, se dispone todo lo concerniente al manejo del gas que debe
utilizarse: características, recolección, presiones, tratamiento, medición, control de
volúmenes, compresión, distribución e inyección para la red de pozos del sistema.
De igual manera, existen también en la superficie las instalaciones requeridas para
recibir la producción de los pozos: gas-petróleo-agua, y efectuar su separación,
tratamiento, almacenamiento, distribución y despacho.
2.12. Mecanismo de producción.
La recuperación de hidrocarburos, en general es debida a un proceso de
desplazamiento o de reemplazamiento de los hidrocarburos producidos por otros
fluidos. Es importante recalcar que la presencia de los hidrocarburos no garantiza la
recuperación, es necesario pero no suficiente. Se necesita además un agente
desplazante ya que el crudo no tiene capacidad de movimiento por sí solo.
Para que el agente desplazante pueda cumplir su función es necesario disponer
de una fuente de energía suficiente que se encargue del trabajo de desplazamiento.
Es frecuente encontrar energía almacenada en el yacimiento que hace posible el
flujo hacia los pozos y en muchos casos inclusive hace el trabajo de levantamiento
hasta la superficie. La magnitud y tipo de energía es característica de cada
yacimiento en particular y depende del yacimiento y de la zona donde se encuentre
localizado. Esta energía natural presente en las acumulaciones de hidrocarburos es
suplida por una serie de mecanismos de empuje, que son los siguientes:
2.12.1 Desplazamiento hidráulico.
El desplazamiento hidráulico o intrusión de agua es otro mecanismo natural de
recuperación de petróleo que ocurre en aquellos yacimientos que se comunican en
forma total o parcial con depósitos de agua de zonas adyacentes. A estos depósitos
de agua se les denomina acuíferos. Dependiendo de la situación con respecto a la
zona de petróleo se les denomina acuífero de fondo cuando están situados por
debajo de la formación productora y se les denominan acuíferos laterales o de flanco
101
cuando se encuentran en la periferia de la zona productora. Los mecanismos
correspondientes a estos dos tipos de acuíferos se les denominan desplazamiento
hidráulico lateral y desplazamiento hidráulico de fondo respectivamente. La
diferencia entre estos tipos de acuíferos es la relacionada con el área de la
superficie de contacto entre el acuífero y la zona de petróleo, a la que se le
denomina simplemente, contacto agua-petróleo (CAP). En los acuíferos laterales
solo una parte del área de la zona productora se encuentra en contacto con el
acuífero.
El desplazamiento hidráulico es el mecanismo de recuperación primaria más
eficiente en el mantenimiento de la presión y usualmente con el que se obtiene las
mayores recuperaciones de petróleo.
2.12.2 Empuje por gas en solución.
Este mecanismo está presente en todos los yacimientos y proporciona en parte la
energía que requiere la producción. A medida que la presión desciende por debajo
de la presión de saturación, el gas en solución es liberado y ayuda a desplazar el
petróleo hacia los pozos productores. Si el yacimiento inicialmente no tiene una capa
de gas o un acuífero, el gas disuelto debe proveer esencialmente toda la energía
para la producción de petróleo. En otros casos, la capa de gas o el acuífero puede
suministrar la mayor parte de la energía y el gas en solución contribuye en baja
proporción. El recobro obtenido mediante este mecanismo es estimado en el orden
de 10% y 30%.
2.12.3. Empuje por capa de gas
Ocurre en yacimientos saturados cuyos fluidos (petróleo y gas) no están
uniformemente distribuidos y la presión es inferior a la presión de burbujeo. La capa
de gas puede ser original en algunos yacimientos y secundaria en otros. La
expansión del gas, como consecuencia de la reducción o caída de la presión, sirve
en este caso de agente desplazante. La capa de gas acumula energía de producción
debido a la alta compresibilidad del gas natural. El factor de recobro alcanzado varía
entre 20% y 40%.
102
2.12.4. Empuje por expansión roca – fluidos
Este tipo de mecanismo de producción tiene mayor relevancia en yacimientos
subsaturados, en los cuales el gas en solución no es liberado hasta que la presión
del yacimiento decline por debajo de la presión de burbujeo; sin embargo, está
presente en todos los yacimientos. Cuando el petróleo es altamente subsaturado,
mucha de la energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y
de los fluidos; como consecuencia, la presión declina rápidamente a medida que se
extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbujeo. Mientras ocurre
esta reducción, y no exista en el yacimiento otro mecanismo de impulsión, la
producción de hidrocarburos será debida a la expansión del petróleo líquido.
Cuando se perfora un pozo en el yacimiento, la producción de los líquidos
favorece una reducción de presión que, a su vez genera una expansión de petróleo
y del agua del yacimiento. Conjuntamente ocurrirá una reducción del volumen
poroso al mantenerse constante la presión o el peso de los estratos suprayacentes y
reducirse la presión en poros debido a la producción de los fluidos (compactación).
El factor de recobro estimado está en el orden del 5% del petróleo original en sitio
(POES).
2.12.5. Empuje por segregación gravitacional
Ocurre en condiciones especiales cuando el yacimiento tiene un alto buzamiento
y favorece la segregación por gravedad de petróleo y gas. Esta segregación es un
flujo contracorriente donde el gas se desplaza hacia la parte más alta de la
estructura, separándose del líquido por diferencia de densidades. Con el tiempo y
dependiendo del volumen del yacimiento es posible que se forme una capa de gas
secundaria en el tope de la estructura, ayudando al drenaje del yacimiento.
2.12.6. Empuje por compactación
Este mecanismo está presente en todos los yacimientos, ocurre debido a la
disminución del volumen poroso del yacimiento a consecuencia del peso de las
rocas suprayacentes y la disminución de la presión del yacimiento por efecto de la
producción, creando un diferencial entre la presión a la cual están los fluidos dentro
103
de los poros de la formación y la presión ejercida por el peso de la roca
suprayacente.
2.12.7. Empuje combinado
Los mecanismos de producción en la mayoría de los yacimientos son una
combinación de los nombrados anteriormente. Estos mecanismos pueden estar
activos en forma simultánea o en forma secuencial, siendo importante su
determinación para la optimización de la explotación del yacimiento.
2.13. Producción de agua indeseable
La producción de agua en pozos de producción de petróleo y de gas es un factor
limitante que controla la vida productiva del pozo. Esto se debe a que al producir el
pozo a una alta tasa, las presiones diferenciales entre la columna de petróleo y agua
en la vecindad del pozo aumenta, esto hace que el agua de formación invada al
fluido desplazado y sea éste el producido, en otras palabras, la ruptura ocurre en
forma acelerada. Así, se tienen pozos que producen a una tasa que está por encima
de la tasa crítica (es la tasa máxima a la cual se debe producir el pozo para evitar
problemas tales como: arenamiento y alta producción de agua entre otros),
obteniéndose un aumento drástico en el corte de agua. Por esto resulta
indispensable controlar la producción y alargar la vida útil del yacimiento.
2.13.1. Problemas de agua durante la vida productiva del pozo.
Problemas asociados al pozo: Cuando se hace referencia a problemas en las
cercanías del pozo, son aquellos relacionados con la completación del pozo y
problemas mecánicos que traen como consecuencia la producción de agua,
entre estos se encuentran:
Producción no deseada proveniente de algún canal formado detrás del
revestidor: este tipo de problema puede ocurrir en cualquier momento de la
vida productiva del pozo, pero es asociable después de la completación o
estimulación del mismo. Es importante que el revestidor esté bien cementado
104
y sellado desde la zona que va a ser invadida hasta la superficie del pozo,
para garantizar el éxito del tratamiento de control de agua,
Presencia de fugas o goteras en el revestidor. Normalmente son detectadas
por un inesperado incremento en la producción de agua o gas, lo que podría
ser resultado de fisuras o fracturas en el revestidor (Registros de temperatura
o comparación del análisis del agua con las formaciones cercanas, permiten
determinar la fuente de fuga.
Cavernas de producción de arenas: Las arenas poco consolidadas pueden
derrumbarse, producir arenamiento en el pozo y crear cavernas por detrás del
revestidor. Dichas cavernas pueden establecer comunicación hidráulica con
zonas de agua.
Ruptura de barreras. Durante los trabajos de estimulación se pueden romper
las barreras o sellos de rocas (lutitas) que se encuentran cerca de las zonas
objetivos. Al fracturar este sello, la irrupción de agua comenzará de una
manera inesperada que se reflejará en los datos de producción. Para estos
casos es recomendable crear un sello o taponar la zona afectada con la
técnica más recomendable para el caso.
Taponamiento por incrustaciones, precipitados. Las incrustaciones y
precipitados presentes en las cercanías de la zona perforada o en las
cercanías del pozo pueden restringir el flujo a través de las perforaciones,
decayendo la inyectividad y, posiblemente, desviando el agua hacia zonas
indeseadas. Haciendo un análisis detallado de la compatibilidad entre el agua
de inyección y el agua de formación es posible detectar este tipo de
problema.
Estimulaciones en las cercanías del pozo. La estimulación frecuente puede
provocar la formación de cavernas en la roca y establecer una comunicación
con zonas de agua. La estimulación frecuente de areniscas o carbonatos
puede también disolver el relleno en las fracturas cementadas o afectar la
adherencia del cemento, y del mismo modo establecer una comunicación con
el agua.
105
Daño de la formación. La caída de presión abrupta causada por un daño en la
formación puede provocar que el agua invada el intervalo productor de otra
zona. Si así fuera, la producción de agua se puede reducir estimulando el
intervalo productor y reduciendo el diferencial de presión en las perforaciones.
Resulta evidente que, para ser exitosa, la estimulación debe efectuarse lejos
de la zona de agua o de lo contrario, se obtendrá un resultado desfavorable.
Problemas asociados al yacimiento:
Canales formados por la inyección de agua o empuje natural del acuífero.
Estos canales pueden estar relacionados con estratos de alta permeabilidad
del pozo inyector por donde fluye preferencialmente el agua, disminuyendo de
esta manera la eficiencia de barrido en la formación y provocando un rápido
ascenso de la producción de agua en el pozo productor afectado.
Muchas zonas productoras presentan variaciones tanto en la permeabilidad
vertical como horizontal. Las zonas o estratos de mayor o menor permeabilidad,
generalmente exhiben continuidad lateral en el yacimiento o parte de él, en este
caso se dice que el yacimiento tiene zonas permeables sin flujo cruzado. Para el
caso en el cual no hay una continuidad lateral en el barrido del crudo, se dice que
el yacimiento presenta canales de alta permeabilidad con flujo cruzado
Venas de alta permeabilidad. La canalización ocurre cuando existe una
conexión de alta permeabilidad entre la fuerza del fluido desplazante y
la fuerza del fluido desplazado. Los canales de alta permeabilidad
pueden permitir que los fluidos que suministran la energía hidráulica
para producir el crudo irrumpa en el pozo prematuramente, lo que trae
como consecuencia el desvío de la energía de producción por la
presencia de zonas de baja permeabilidad que no son barridas. Los
canales de las venas de alta permeabilidad no sólo existen entre pozos
inyectores y productores, también existen entre acuíferos y pozos
productores. A continuación se observa cómo las arenas de alta
permeabilidad hacen que el agua proveniente del acuífero irrumpa al
pozo primero que el petróleo.
106
Fracturamiento fuera de la zona de producción o creación de
conexiones entre pozos inyectores y productores. Los sistemas de
fracturas naturales pueden proveer una dirección de conexión entre los
pozos inyector y productor. Algunos fluidos de inyección logran
moverse a través de estos canales de alta permeabilidad desviando el
hidrocarburo dentro de la matriz de la roca.
Conificación de agua en el fondo. La conificación de fluido en pozos
verticales y avance de la cresta de fluido en pozos horizontales, es
debido a la reducción de la presión en la vecindad del pozo fluyente.
Esta reducción de presión conduce el gas o el agua hacia las zonas
adyacentes, conectándolas a través de la completación.
Eventualmente, el agua o el gas pueden irrumpir en el pozo a través de
la sección perforada desplazando todo o parte del hidrocarburo
producido. Cuando ocurre la irrupción, el problema tiende a ser peor
como consecuencia del incremento del corte de producción de los
fluidos indeseables. Sin embargo, la reducción de la tasa de
producción puede disminuir el problema, más no puede ser corregido.
La conificación en el tiempo depende de varios parámetros, pero principalmente
de la distancia entre el contacto agua petróleo y la profundidad a la cual están los
intervalos perforados, la razón de permeabilidad vertical y horizontal, tasa de influjo
de agua, caída de presión durante la vida productiva y es función de la
permeabilidad relativa.
Si se baja la tasa de producción cuando ocurre la conificación, el cono sufre un
decrecimiento. Sin embargo, Baurnazel y Geanson encontraron que cuando un pozo
es producido a una tasa sobre la tasa crítica por un largo período de tiempo, la tasa
de flujo producida debe caer significativamente con respecto a la tasa de flujo crítico
para que el cono se retire o desaparezca completamente.
Adedamiento. Si el radio de movilidad es muy elevado puede hacer que
el fluido desplazante (agua) tiende a ramificarse dejando de barrer
(empujar) grandes cantidades de crudo. Se origina cuando pequeñas
inestabilidades ocurren en el frente desplazado, creando dispersión de
107
los fluidos. Dicha dispersión aumenta mientras el fluido es desplazado
por otro. El adedamiento causado por fuerzas de viscosidad y
gravedad no incluye el traslado originado por la permeabilidad
heterogénea.
La diferencia principal entre el adedamiento y los cambios de permeabilidad es
que el adedamiento puede ser prevenido, pero el traslado causado por las
heterogeneidades del estrato sólo puede ser reducido. Una vez que el adedamiento
ha ocurrido solo podrá ser recuperable una pequeña cantidad de petróleo y el agua
fluirá directamente hasta el pozo productor con muy poca eficiencia de barrido.
Un análisis de núcleo y de movilidad de fluido es sumamente importante para
determinar las probabilidades de adedamiento.
Alteraciones de la mojabilidad de la roca. La presencia del agua como
fase mojante permite que el crudo sea la fase que fluya
preferencialmente. Un cambio de humectabilidad hará que el fluido
preferencial sea el agua.
2.14. Estimulación de pozos.
Los trabajos de estimulación tienen como finalidad aumentar la producción de la
formación petrolífera mediante el incremento de su permeabilidad efectiva para que
descargue más fácilmente los fluidos que produce. Aunque el objetivo de la
estimulación es eliminar el daño del hoyo y aumentar la productividad, la selección
no adecuada de los fluidos de tratamiento dará lugar a daño adicional o la reducción
del efecto del tratamiento.
Las estimulaciones más comunes son la acidificación y la fractura de la roca. La
acidificación consiste en inyectar ácidos (generalmente ácido clorhídrico en solución
del 15%) a la formación. Una mezcla mal diseñada causara la formación de
precipitados insolubles, lodos o emulsión. Para fracturar el intervalo productor se
inyectan fluidos preparados y mezclados con arenas o productos sólidos, para que
las fracturas permanezcan abiertas y faciliten el drenaje de los fluidos hacia el pozo.
108
El fracturamiento hidráulico es una técnica cuyo proceso consiste en la inyección
de un fluido a altas tasas, generando un incremento de presión y a su vez
fracturando la formación. Crecimiento y propagación de la fractura ocurre durante el
proceso de inyección, dependiendo esto de la orientación de los esfuerzos
horizontales máximos y mínimos. Durante un fracturamiento, si el agente de sostén
resulta triturado o si el fluido gelificado no se degrada, el resultado es una fractura
con baja conductividad. Tanto la acidificación como el fracturamiento pueden originar
daños asociados con cambios en la mojabilidad, cambios en la permeabilidad
relativa o bloqueo por emulsión.
2.15. El cemento.
El cemento es una mezcla compleja de caliza (u otros materiales con alto
contenido en carbonato de calcio) sílice fierro y arcilla, molidos y calcinados, que al
entrar en contacto con el agua forman un cuerpo solido. Esta mezcla de ingredientes
se muele, se calcina en hornos horizontales con corriente de aire y se convierte en
clinker, el cual contiene todos los componentes del cemento excepto el sulfato de
calcio que se le agrega como ingrediente final.
Los componentes que forman el cemento son óxidos superiores de oxidación
lenta. Esto significa que terminan su grado de oxidación al estar en contacto con el
aire al enfriarse.
De todos los cementos el portland es el más importante en cuanto a términos de
calidad. Es el material idóneo para las operaciones de cementación de pozos.
2.15.1. Clasificación de cementos usados en la industria petrolera:
La API define 9 diferentes clases de cemento (de A a H) dependiendo de la
proporción de los cuatro componentes químicos fundamentales (C3, C2S, C3A,
C4AF siendo C = calcio, S = silicato, A = aluminato y F = fluoruro), (ver tabla 5).
109
Tabla 5. Clasificación de los cementos en la industria petrolera.
Fuente: Cpven, (2005).
Clase A y B: Uso en poca profundidad. Composición 50% C3S, 25% C2S, 10%
C3A, 10% C4AF.
Clase C: Produce alta resistencia temprana debido al alto contenido de C3S.
Clase D, E y F: Cementos retardados debido a molienda gruesa o inclusión de
retardadores orgánicos (lignosulfanatos).
Clase G y H: Para uso general, compatible con la mayoría de los aditivos y
puede ser utilizado en un vasto rango de temperaturas y presiones. H es más
grueso - mejor retraso en pozos más profundos. La Clase G es el tipo de
cemento comúnmente utilizado.
2.15.2. La cementación.
La cementación es un proceso que consiste en mezclar cemento seco y ciertos
aditivos con agua, para formar una lechada que es bombeada al pozo a través de la
sarta de revestimiento y colocarlo en el espacio anular entre el hoyo y el diámetro
externo del revestidor.
110
El volumen a bombear es predeterminado para alcanzar las zonas críticas
(alrededor del fondo de la zapata, espacio anular, formación permeable, hoyo
desnudo, etc.).
Luego se deja fraguar y endurecer, formando una barrera permanente e
impermeable al movimiento de fluidos detrás del revestidor. Entre los propósitos
principales de la cementación se pueden mencionar los siguientes:
Proteger y asegurar la tubería de revestimiento en el hoyo.
Aislar zonas de diferentes fluidos.
Aislar zonas de agua superficial y evitar la contaminación de las mismas por el
fluido de perforación o por los fluidos del pozo.
Evitar o resolver problemas de pérdida de circulación y pega de tuberías.
Reparar pozos por problemas de canalización de fluidos.
Reparar fugas en el revestidor.
2.15.3. Tipos de cementación.
Cementación Primaria:
Se realiza al cementar los revestidores del pozo (conductor, superficial,
intermedio, producción, etc.) durante la perforación. Entre los objetivos principales
de esta cementación se pueden mencionar los siguientes:
Adherir y fijar la sarta de revestimiento.
Restringir el movimiento de fluidos entre las formaciones productoras y el
confinamiento de los estratos acuíferos.
Proteger la sarta contra la corrosión.
Reforzar la sarta contra el aplastamiento debido a fuerzas externas y reforzar la
resistencia de la sarta a presiones de estallido.
111
Proteger la sarta durante los trabajos de cañoneo (completación).
Sellar la pérdida de circulación en zonas "ladronas".
Cementación Secundaria:
Es el proceso de forzamiento de la lechada de cemento en el pozo, que se realiza
principalmente en reparaciones, reacondicionamientos o en tareas de terminación de
pozos. Los propósitos principales de esta cementación son:
Reparar trabajos de cementación primaria deficientes.
Reducir altas producciones de agua y/o gas.
Reparar filtraciones causadas por fallas del revestidor.
Abandonar zonas no productoras o agotadas.
Sellar zonas de pérdidas de circulación.
Proteger la migración de fluido hacia zonas productoras.
2.15.4. Técnicas de cementación de pozos.
Cementación Primaria:
Asegurarse de que se ha realizado una simulación del trabajo de cementación
para establecer velocidades de fluido, mínimas y máximas.
Condicionar el lodo para reducir la reología (YP, geles) antes de la corrida final.
Confirmar que los tapones están correctamente colocados en el cabezal de
cementación–fondo (diafragma) tapón por debajo, tope (sólido) tapón.
Correr la tubería de revestimiento hasta a unos cuantos pies del fondo. Romper
la circulación en caso de ser requerido, durante la corrida.
Circular por lo menos un volumen de la tubería de revestimiento para asegurar
que no haya nada que taponee la zapata y para remover cualquier gas que se
haya acumulado durante el viaje adentro del agujero.
Bombear espaciadores, soltar el tapón de fondo y bombear la lechada de
cementación (de llenado y amarre).
Soltar el tapón de tope, despejar la línea de cementación y comenzar el
desplazamiento.
112
La velocidad de desplazamiento debe ser alterada dependiendo de lo que se
encuentre en el espacio anular (lodo, espaciador o cemento). La mayoría de
los espaciadores y cementos, requieren de un flujo torrente (de ser posible)
para maximizar la remoción de lodo y reducir la contaminación del lodo.
Cuando el tapón de fondo llega al collar flotador, el diafragma se debería
romper permitiendo el bombeo continuo.
El volumen de desplazamiento para colocar el tapón de tope, deberá ser
calculado con anterioridad.
La velocidad de desplazamiento debería ser reducida cuando el golpe de tapón
se esté realizando, para prevenir presiones excesivas y cualquier choque al
momento que el tapón se colocado.
En caso de que el golpe no suceda, es práctica común, desplazar hasta la
mitad de la pista de la zapata nótese que algunos operadores han adoptado
una filosofía de “bombear hasta golpear”).
Todos los retornos de lodo deberían ser monitoreados por perdidas, lo cual
podría ser evidencia de la fractura de la formación.
En caso de que se observen perdidas, la velocidad de desplazamiento puede
ser ajustada.
El tapón debería ser golpeado con aproximadamente 1000 psi de diferencial,
previamente confirmado que el margen de seguridad de ruptura de menos
presión de la tubería de revestimiento, no va a ser excedido.
En caso de ser requerido la presión puede ser incrementada en este punto y se
puede realizar una prueba de presión de la tubería de revestimiento (es
necesario confirmar la presión de todos los componentes antes de realizar la
prueba).
La presión deberá ser entonces liberada para confirmar que la válvula flotadora
está funcionando y está soportando la presión diferencial de fondo debido al
pesado cemento en el espacio anular.
2.16. Matriz de decisión.
La matriz de decisión es un método donde se evalúa las decisiones en
situaciones de riesgo e incertidumbre. En las filas de la matriz se indican las
alternativas de decisión y en las columnas, los acontecimientos posibles. Sirve para
113
valorar y priorizar una lista de opciones. Es decir, para asignar un valor a cada una
de ellas y, luego, decidir su importancia relativa. Esta herramienta se utiliza:
Cuando se dispone de una gran cantidad de opciones las cuales deben
reducirse para hacerlas más manejables.
Para priorizar, cuando existe una gran cantidad de problemas a analizar.
Cuando se dispone de una gran lista de soluciones potenciales.
La gran ventaja de la matriz de decisión es que permite tomar decisiones de
manera más objetiva, basadas en un sistema de valoración, en vez de confiar
únicamente en la intuición o la visión subjetiva de una persona o de los integrantes
de un grupo. Para aplicar la matriz de decisión el primer paso consiste en
seleccionar el conjunto de criterios contra los que se evaluarán las ideas. Esos
criterios podrían ser, según sea el caso que se esté analizando, por ejemplo,
efectividad, viabilidad, capacidad, coste, tiempo requerido, retorno de la inversión,
etcétera. Todo dependerá del problema o situación que se esté analizando.
Criterios de decisión
La persona encargada de decidir puede tener un criterio arriesgado (optimista),
conservador (pesimista) o equilibrado; estas formas diferentes de enfrentarse al
riesgo originan elecciones diferentes. El mencionado criterio está condicionado por
el ambiente de certeza, de riesgo o de incertidumbre donde se encuentra el órgano
decisor.
Si la decisión se toma en un ambiente de certeza, se da por supuesto el
comportamiento de las variables incontrolables y el único problema consiste en
seleccionar la estrategia más conveniente.
Cuando la decisión se adopta en ambiente de riesgo, aproximadamente se
conocen las probabilidades de que suceda cada una de las situaciones
incontroladas, y quien decide debe combinar la selección de la estrategia adecuada
con la probabilidad de cada situación fuera de su control.
114
Si el decisor o decisora actúan en ambiente de incertidumbre, no son capaces de
estimar las probabilidades de que se produzca cada situación incontrolable.
Optimista
Consiste en elegir la alternativa más favorable, suponiendo que se va a presentar
el mejor de los casos posibles.
Pesimista (o de Wald)
El decisor seleccionará la estrategia que proporciona una retribución/resultado
más alto en el peor de los casos.
De Laplace
Se asignará a cada estado de la Naturaleza (situación incontrolada) igual
probabilidad, y se elegirá aquella alternativa que ofrezca un valor esperado más alto.
2.17. Flujograma.
Es una representación gráfica de la secuencia de actividades de un proceso.
Además de la secuencia de actividades, el flujograma muestra lo que se realiza en
cada etapa, los materiales o servicios que entran y salen del proceso, las decisiones
que deben ser tomadas y las personas involucradas (en la cadena cliente/proveedor)
El flujograma hace más fácil el análisis de un proceso para la identificación de:
Las entradas de proveedores.
Las salidas de sus clientes.
Puntos críticos del proceso.
2.17.1 Símbolos del Flujograma.
El flujograma utiliza un conjunto de símbolos para representar las etapas del
proceso, las personas o los sectores involucrados, la secuencia de las operaciones y
la circulación de los datos y los documentos.
115
Los símbolos más comunes utilizados son los siguientes:
Límites: Este símbolo se usa para identificar el inicio y el fin de un proceso (ver
figura 18).
Figura 18: Símbolo límites.
Fuente: www.google.com, (2008).
Operación: Representa una etapa del proceso. El nombre de la etapa y de quien
la ejecuta se registra al interior del rectángulo (ver figura 19).
Figura 19: Símbolo operación.
Fuente: www.google.com, (2008).
Documento: Simboliza al documento resultante de la operación respectiva. En su
interior se anota el nombre que corresponda (ver figura 20).
Figura 20: Símbolo documento.
Fuente: www.google.com, (2008).
Decisión: Representa al punto del proceso donde se debe tomar una decisión. La
pregunta se escribe dentro del rombo. Dos flechas que salen del rombo muestran la
dirección del proceso, en función de la respuesta real (ver figura 21).
116
Figura 21: Símbolo decisión.
Fuente: www.google.com, (2008).
2.17.2 Utilización del flujograma.
Defina el proceso que se va a realizar.
Escoja un proceso relacionado con el producto o servicio más importante,
desde el punto de vista del cliente.
Elabore un flujo del proceso, identificando sus grandes bloques de
actividades.
Organice, para la elaboración del flujograma, un grupo compuesto por las
personas involucradas en las actividades del proceso.
Defina detalladamente las etapas del proceso y describa las actividades y los
productos o los servicios que resulten de cada una de ellas.
Identifique los responsables para la realización de cada actividad identificada.
Chequee si el flujograma diseñado corresponde a la forma como se ejecuta el
proceso en la práctica, y haga las correcciones que considere necesarias.
117
CAPÍTULO III
METODOLOGÍA UTILIZADA
3.1. Introducción
El término “metodología” se deriva de método, es decir, modo o manera de
proceder o de hacer algo, y logos, estudio. En otras palabras, se entiende por
metodología el estudio de los modos o maneras de llevar a cabo algo, es decir, el
estudio de los métodos (Hurtado de Barrera, 2008:89). En el campo de la
investigación, la metodología es el área del conocimiento que estudia los métodos
generales de las disciplinas científicas. La metodología incluye los métodos, las
técnicas, las tácticas, las estrategias y los procedimientos que utilizará el
investigador para lograr los objetivos de su estudio.
La investigación es un proceso esquematizado que busca dar respuesta a una
interrogante mediante la aplicación de un método científico, partiendo de un sistema
hipotético, se evalúa el fenómeno mediante técnicas y procedimientos para dar
respuestas eficaces y confiables. Éste es el resultado final de una serie de pasos o
fases que se han llevado a cabo usando una metodología completa y estructurada;
donde cada fase está compuesta por una serie de tareas específicas, que se
realizaron para adaptar el proceso metodológico a las condiciones y exigencias de la
empresa (Tamayo y Tamayo, 1996:87).
La investigación, de acuerdo con Sabino (2000), se define como “un esfuerzo que se
emprende para resolver un problema, claro está, un problema de conocimiento”. Su
Objetivo consiste en hallar respuesta a preguntas mediante el empleo de procesos
científicos.
Ahora bien, desde el punto de vista puramente científico, la investigación es un
proceso metódico y sistemático dirigido a la solución de problemas o preguntas
científicas, mediante la producción de nuevos conocimientos, los cuales constituyen
la solución o respuesta a tales interrogantes.
118
A continuación se explican detalladamente los procedimientos y técnicas a
utilizar en el muestreo y tratamiento de los datos necesarios para la ejecución de
ésta investigación, así como también, se describe la metodología a seguir para
alcanzar cada uno de los objetivos planteados en el estudio.
3.2. Diseño de la investigación
El diseño de la investigación constituye el plan general del investigador para
obtener respuestas a sus interrogantes, cumplir con sus objetivos y analizar los
resultados. Este desglosa las estrategias básicas que el investigador adopta para
generar resultados precisos y confiables por tanto es no experimental debido a que
no se manipulan las variables.
Según Hurtado (2008), el diseño de la investigación es no experimental de
campo, debido a que se realiza sin manipular en forma deliberada ninguna variable.
En este caso, el investigador obtiene la información de su ambiente natural y no
sustituye intencionalmente las variables independientes. Se observan los hechos tal
y como se presentan en su contexto real y en un tiempo determinado o no, para
luego analizarlos. Por lo tanto, en este diseño no se construye una situación
específica sino que se observan las que existen. Las variables independientes ya
han ocurrido y no pueden ser manipuladas, lo que impide influir sobre ellas para
modificarlas. En este caso no se tiene control directo sobre las variables
involucradas para el desarrollo de las situaciones que se pretenden analizar tanto en
la completación como en la cementación.
De acuerdo al origen de la información, el diseño también se puede definir como
de tipo bibliográfico, debido a que se fundamenta en la revisión sistemática, rigurosa
y profunda de material documental de cualquier clase. Se procura el análisis de los
fenómenos o el establecimiento de la relación entre dos o más variables. Cuando
opta por este tipo de estudio, el investigador utiliza documentos; los recolecta,
selecciona, analiza y presenta resultados coherentes (Palella y Martins, 2006:101).
En este caso, para el desarrollo de los criterios necesarios para la aplicación de la
cementación a un pozo y la selección de la completación óptima, se debe realizar
una revisión bibliográfica de los criterios necesarios para aplicar una completación y
119
cementación publicados por diferentes autores, y analizar los parámetros
involucrados en cada uno de ellos.
En este caso, se puede hablar de un diseño de fuente mixta (Hurtado de Barrera,
2008:112), debido a que se abarcan tanto fuentes vivas como fuentes documentales.
De acuerdo a la perspectiva temporal, el diseño se considera como transversal o
transeccional. Este nivel de investigación se ocupa de recolectar datos en un solo
momento y en un tiempo único. Su finalidad es la de describir las variables y analizar
su incidencia e interacción en un momento dado, sin manipularlas.
3.3. Tipo de investigación
Las investigaciones descriptivas comprenden la descripción, registro, análisis e
interpretación de la naturaleza actual, y la composición o procesos de los
fenómenos. El enfoque se hace sobre conclusiones dominantes o sobre como una
persona, grupo o cosa se conduce o funciona en el presente (Tamayo y Tamayo,
1996:91). La investigación descriptiva trabaja sobre realidades de hechos, y su
característica fundamental es la de presentarnos una interpretación correcta.
De acuerdo a lo señalado anteriormente, esta investigación es de tipo
descriptiva, ya que la misma tiene como fin establecer una metodología que permite
la selección del tipo de completación más adecuado a nivel de todas formaciones
geológicas presentes en la Cuenca del Lago de Maracaibo con la finalidad de
contribuir a optimizar la producción del pozo a la vez que alargar su vida útil,
mediante la elaboración de matrices integrales de decisión para cada tipo de
completación, que permitan la evaluación de cada pozo según sus características
geológicas, de yacimiento, de presencia de agentes indeseables, del tipo de
estimulación futura, de limitaciones y facilidades operacionales existentes, así como
de las políticas, la factibilidad económica y los riesgos asociados a esa
completación. Además se diseñarán como parte de la metodología flujogramas que
permitan la correcta aplicación de la cementación presente en el pozo petrolero a fin
de garantizar que se lleve a cabo el proceso de completación posterior a esa
cementación.
120
Además, la investigación es aplicada, debido a que se considera tanto teórica
como práctica. Según Tamayo y Tamayo (1996), la Investigación aplicada “suele
promover tanto la teoría como la práctica”.
Finalmente, debido a los medios utilizados para obtener los datos esta
investigación es de carácter documental porque durante su ejecución se indagó
exhaustiva y sistemáticamente la información pertinente a los problemas planteados,
recurriendo a fuentes de información bibliográfica, informes técnicos, trabajos
especiales de grado y documentos impresos-digitalizados realizados con
anterioridad.
Según Hurtado (2008), la investigación documental se define como “el estudio
analítico de la documentación bibliográfica, hemerográfica, cartográfica, sonográfica,
plástica, iconográfica y arqueológica, referida al planteamiento del problema”.
3.4. Población y muestra
“La población o universo se refiere al conjunto para el cual serán válidas las
conclusiones que se obtengan: a los elementos o unidades (personas, instituciones
o cosas) a las cuales se refiere la investigación.”. (Tamayo y Tamayo, 1996:54).
La población está constituida por los pozos que se encuentran completados en
la Cuenca del Lago de Maracaibo. Gracias a data real de campo obtenida con el
apoyo de los organismos competentes se podrán desarrollar conocimientos técnicos
que contribuirán a desglosar esta importante metodología.
“La muestra es un subconjunto de la población, el cual es menor al total de la
población, con el cual se pretende obtener conclusiones válidas que pueden
aplicarse al total a partir de los resultados observados en ella, es decir, es una parte
de la población a estudiar qué sirve para representarla”. (Tamayo y Tamayo,
1996:55).
La muestra de esta investigación está constituida por 15 pozos de petróleo de
diferentes edades geológicas del universo de pozos existentes en la Cuenca del
121
Lago de Maracaibo, los cuales deben cumplir con los parámetros establecidos en la
metodología.
3.5. Técnicas de recolección de la información
La recolección de datos es un proceso sistemático y racional que atiende a un
conjunto de pasos que van desde la organización del instrumento de medición hasta
la delimitación de las variables sujetas a investigar. Como se explicó, el estudio de la
investigación es de tipo documental y descriptivo utilizando un diseño no
experimental de campo, de manera que se deben escoger las diferentes técnicas
utilizadas para el completo desarrollo del tema propuesto.
Por otro lado, las técnicas de recolección de datos son las distintas formas o
maneras de obtener la información. Son ejemplos de técnicas: la observación
directa, la encuesta en sus dos modalidades (entrevistas o cuestionarios), el análisis
documental, análisis de contenido, entre otros.
La observación documental considerada como la más utilizada, ya que, abarca
gran parte de la información que facilita el entendimiento y soporte de los fenómenos
que atraviesa el área de estudio. El presente trabajo de investigación acude a
fuentes primarias para obtener la información, debido a que se recurre a asesorías
con los profesores de La Escuela de Petróleo de La Facultad de Ingeniería de La
Universidad del Zulia así como con Ingenieros de Campo especializados en el área
para que estos de manera escrita u oral ayudan a buscar respuestas sobre el tema
objeto de estudio.
Para la recolección de datos se realizó una revisión bibliográfica y documental
para posteriormente seleccionar los pozos a estudiar. Esta etapa comprende la
búsqueda, revisión, selección y análisis de información relativa al tema de
investigación. La misma constituye en la revisión de libros, documentos, revistas,
trabajos de grado, publicaciones, bases de datos, Internet, entre otros; para brindarle
al lector-investigador el marco teórico (principios teóricos y antecedentes de la
investigación) que servirá de base para el desarrollo del proyecto.
122
Se efectuó una búsqueda exhaustiva de varios artículos y trabajos de
investigación relacionados con el tema en cuestión, analizando de forma detallada
las fuentes bibliográficas encontradas.
3.6. Procedimiento metodológico de la investigación:
La metodología aplicada durante el desarrollo del presente trabajo especial de
grado, define un plan de acción global de investigación que integra de un modo
coherente y secuencial cinco fases significativas, que permitieron cumplir a
cabalidad el objetivo principal de dicho trabajo, como lo es el Diseño de un programa
computarizado para la selección de completaciones y cementaciones en pozos de
petróleo en La Cuenca del Lago de Maracaibo, con la finalidad de producir el pozo
en forma óptima y alargar su vida útil. Las cinco fases presentes en la metodología
son las siguientes:
Fase I: Identificación del problema y recopilación de la información existente:
Durante esta fase se procedió a identificar la problemática existente en la
investigación mediante documentación teórica y de campo y posteriormente se
realizó una revisión de las diferentes fuentes bibliográficas relacionadas al tema de
estudio, para ello se realizaron varias consultas a textos y documentos técnicos,
seguido del estudio y análisis de los mismos. Esta etapa comprende la búsqueda,
revisión, selección y análisis de información relativa al tema de investigación. Ésta
se constituye en libros, documentos, revistas, trabajos de grado anteriores,
publicaciones, bases de datos, Internet, entre otros; para brindarle al lector-
investigador las herramientas necesarias para poder plantear los objetivos a
alcanzar en el desarrollo de la investigación.
Fase II: Establecimiento de las bases teóricas que sustentan la Investigación:
Posterior a la recopilación de la información se procede a la verdadera selección
de la información que servirá como fundamento teórico de la investigación en
función de los objetivos planteados en la misma, para brindarle al investigador el
marco teórico (principios teóricos y antecedentes de la investigación) que servirán de
base para el desarrollo del proyecto. Durante esta fase se logra explicar cada uno de
123
los parámetros que intervienen en los diferentes tipos de completaciones de acuerdo
a las edades geológicas presentes en la Cuenca del Lago de Maracaibo así como
los factores que deben ser tomados en cuenta para la correcta aplicación de la
cementación en el pozo de petróleo, todo esto, a fin de garantizar que se identifiquen
los diferentes tipos de completaciones presentes en la Cuenca y el método
adecuado para cementar el pozo. Posterior a esto, se procede a elaborar el diseño
de la investigación para presentar de manera teórica que metodología sería factible
diseñar en función de la problemática identificada en la primera fase.
Fase III: Desarrollo y aplicación de la metodología:
Durante esta fase se procede al diseño del programa computarizado en el entorno
Visual Basic para la selección del tipo de completación más adecuado a nivel de
todas formaciones geológicas presentes en la Cuenca del Lago de Maracaibo con la
finalidad de contribuir a optimizar la producción del pozo a la vez que alargar su vida
útil, mediante la elaboración de matrices integrales de decisión para cada tipo de
completación, que permitan la evaluación de cada pozo según sus características
geológicas, de yacimiento, de presencia de agentes indeseables, del tipo de
estimulación futura, de limitaciones y facilidades operacionales existentes, así como
de las políticas, la factibilidad económica y los riesgos asociados a esa
completación. Además se debe diseñar como parte de la metodología flujogramas
que permitan la correcta aplicación de la cementación presente en el pozo petrolero
a fin de garantizar que se lleve a cabo el proceso de completación posterior a esa
cementación, se selecciona una muestra de 15 pozos de petróleo de diferentes
edades geológicas del universo de pozos existentes en la Cuenca del Lago de
Maracaibo, los cuales deben cumplir con los parámetros establecidos en la
metodología y se procede a aplicar el programa diseñado a la muestra de pozos
seleccionada a fin de validar la metodología desarrollada en función de la
comparación del resultado obtenido en la metodología con el resultado real del
campo.
Fase IV: Análisis de los resultados obtenidos:
Una vez que la muestra de pozos seleccionados ha sido sometida a la
metodología diseñada se procede a analizar los resultados obtenidos para verificar
124
si realmente estos concuerdan con la información real de campo, a fin de establecer
que tan eficiente resulta ser el programa computarizado diseñado y cuál es el tipo de
completación más adecuado de los pozos de petróleo presentes en La Cuenca del
Lago de Maracaibo con la finalidad de contribuir a optimizar la producción de los
mismos a la vez que alargar su vida útil. Además será posible proponer un correcto
plan de cementación para el pozo a fin de garantizar que se lleve a cabo el proceso
de completación posterior a esa cementación.
Fase V: Emisión de conclusiones y recomendaciones:
Con esta fase se finaliza la investigación desarrollada, y en ella se evidenciará las
conclusiones a las que se llegaron luego de analizar los resultados de la fase
anterior, qué tan eficiente resultó ser la metodología diseñada, si la completación
actual del pozo es la más apropiada o si por el contrario la metodología logró
establecer una completación más óptima que pueda ser implementada a futuro a fin
de aumentar la producción del pozo de manera segura, si es posible proponer un
esquema de cementación para futuros pozos y evaluar que tan efectivo y eficiente
resulta. De la misma forma, se emitirán recomendaciones enmarcadas en
investigaciones futuras o aquellas que considere el investigador sean necesarias
para complementar la investigación actual.
3.7. Matriz de decisión
A continuación se presentan las especificaciones que se deben tomar en cuenta
para llegar a tomar la decisión de elegir un tipo de completación en la Cuenca del
Lago de Maracaibo, bien sea, a nivel del mioceno o eoceno no consolidado (arenas
no consolidadas, con control de arena), o a nivel del eoceno o cretáceo (arenas
consolidadas).
La matriz se basa en parámetros a los cuales se les asignará un valor
comprendido entre 0 y 5 el cual se refiere a la complejidad que se presenta para
abarcar un estudio de factibilidad y obtener el tipo de completación óptimo para el
pozo. El cero (0) indicará una respuesta negativa al enunciado y a medida que este
valor aumenta (0, 1, 2, 3, 4, 5) la respuesta adquiere una mayor afirmación al
enunciado formulado, siendo cinco (5) el máximo valor.
125
Cada uno de los enunciados tiene especificado como se le va asignando la
puntuación y que parámetros se tomarán en cuenta para ello.
La matriz de decisión que presente el mayor índice de determinación (ID)
corresponderá al tipo de Completación más idóneo para el pozo.
Mioceno y Eoceno no consolidado (arenas no consolidadas):
La matriz de decisión que presente el mayor índice de determinación (ID)
corresponderá al tipo de Completación con control de arena más idóneo para el
pozo (ver tabla 6).
Tabla 6. Índice de determinación del mioceno y eoceno no consolidado.
Índice de determinación (ID) Criterio de determinación
ID ≥ 0.7 (mayor o igual a 70%) Óptima
0.60 < ID < 0.70 (mayor a 60% y menor
70%)
Buena
ID ≤ 0.60 (menor o igual a 60%) Mala
Fuente: Linares, J. (2012)
Criterios a considerar para el diseño de las matrices integrales de decisión:
¿Se consideró la tasa de producción?
Al momento de completar un pozo es importante conocer la tasa de producción; ya
que para controlar la producción de arena se debe conocer cuál es la tasa a la cual
el pozo produce sin ningún problema (por debajo de la tasa critica) y con ello otras
características importantes como es la caracterización (modelo Estático y Dinámico)
del yacimiento o los yacimientos que pueda tener dicho pozo, características
importantes que facilitarán conocer cuál completación es más óptima a seleccionar,
además del análisis económico y de rentabilidad que proporcione el pozo en función
de la producción.
126
¿Se consideró el Criterio de TIFFIN?
Estos se basan solamente en el tamaño de los granos de la arena de formación.
Información importante al momento de completar ya que sirven de guía para el caso
en el cual el yacimiento fallase durante su vida productiva y se pudiera necesitar
algún tipo de control de arena. Estos criterios se enfatizan en las formaciones que
contienen grandes cantidades de finos; donde estos puedan contribuir a daños en la
formación muy altos y reducir la capacidad de producción con métodos de control
tradicionales. Los criterios de clasificación (distribución) y las correspondientes
técnicas de completación deberían ser útiles en la selección de gravas y rejillas para
optimizar las tasas de flujo en una completación para el control de arena.
¿Se consideró los problemas durante la perforación del pozo?
Considerar estos problemas resulta ser fundamental a la hora de completar el
pozo porque a través de este conocimiento se pueden tomar medidas preventivas
que logren optimizar la implementación de una completación en específico. A través
del estudio de las diferentes presiones manejadas durante el proceso de perforación
es posible evitar problemas futuros y por ende optimizar la completación
seleccionada. Por esta razón, la consideración de estos problemas son criterios
importantes para el método.
¿Existen Problemas de Arenamiento?
La presencia de altas cantidades de arena, finos y/o arcillas en las
completaciones provoca erosión y abrasión de los equipos tanto de producción como
de completación, así como el taponamiento de las perforaciones existentes, de allí
que la presencia de estos se haya tomado como criterio para la implementación de
este método.
¿Se consideró la selección de liner ranurado o rejilla pre-empacada?
Al completar un pozo, las formaciones de los yacimientos poseen arenas
consolidadas o no consolidadas, los liners o rejillas pre-empacadas evitan el
derrumbe de dicha formación e incluso la producción de arena respectivamente, por
127
ello considerar si se selecciona o no dichos dispositivos determinan el tipo de
completación para aplicar en el pozo.
¿Se consideró el tamaño de la grava a utilizar?
Las formaciones de los yacimientos con arenas no consolidadas tienen la
particularidad de producir arenas o finos, pero estos (arenas o finos) tienden a ser
heterogéneos, la grava es un método que sirve para el control de arena; es por ello
que se considera el tamaño de la grava a utilizar dependiendo del análisis
granulométrico.
¿Se analizó la compatibilidad del fluido de perforación- completación con el
yacimiento?
El análisis de la compatibilidad de estos fluidos con el yacimiento es sumamente
necesario para mantener un óptimo control del mismo a la hora de implementar el
diseño de completación seleccionado, este óptimo control está enmarcado en evitar
daños durante la perforación y completación del pozo lo cual se traduce en grandes
pérdidas económicas y en algunos casos humanas, por estas razones es un criterio
importante a considerar.
¿Existe presencia de fluidos indeseables?
La producción de fluidos como el gas y el agua en el pozo se considera
indeseable por lo que la presencia de estos, determina el tipo de completaciones a
utilizar, ya que para estos casos es primordial seleccionar completaciones a hoyo
entubado.
¿Existe la presencia de finos y/o arcillas?
La presencia de finos y arcillas en las completaciones, provoca erosión y abrasión
de los equipos tanto de producción como de completación, así como el
taponamiento de las perforaciones existentes de allí que se toma el siguiente criterio
a considerar para determinar aquellas completaciones con control de arena.
128
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los intervalos de un
mismo yacimiento?
A través del estudio del modelo estático y dinámico se puede determinar la
prospectividad de un yacimiento, dentro de ese yacimiento existen varios intervalos
que resultan ser atractivos para cañonear. Sin embargo, antes de llevar a cabo este
cañoneo es necesario tener la seguridad de que el diferencial de presión existente
entre los intervalos prospectivos sea menor o igual a 250 lpc para que no exista la
necesidad de selectivarlos. Cuando el diferencial de presión supera los 250 lpc se
origina flujo en reverso en aquellas perforaciones con presiones muchos menores a
otras, es por ello que se hace necesario implementar una completación selectiva de
manera que se pueda selectivar esos intervalos productores.
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la formación?
Los diseños de completación actuales se adecuan de acuerdo a la distribución del
tamaño de granos, estos pueden ser de baja, media, baja a media, altos. Es por ello
que al momento de seleccionar una determinada completación, convencional, con
empaque, sin empaque, con rejilla sin rejilla, entre otras, la distribución de los granos
de formación juega un papel importante, y por ello resulta fundamental el estudio del
modelo estático y dinámico del yacimiento.
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?
Los trabajos futuros a implementar en un pozo, están constituidos por
reparaciones, estimulaciones e incluso recompletaciones necesarias para contribuir
a optimizar la producción del pozo así como para alargar su vida útil. Generalmente
estos trabajos resultan ser más satisfactorios cuando se utiliza una completación
adecuada en el pozo, para la selección de tal completación es necesario llevar un
monitoreo integrado del yacimiento que permita predecir la posibilidad de
implementar tales trabajos.
129
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?
La existencia de facilidades para el manejo de gas en superficie resulta ser
fundamental para la implementación de un método de producción como lo es el
Levantamiento Artificial por Gas bien sea de forma continua o intermitente. Gracias a
estas facilidades es posible adaptar la completación actual del pozo a una
completación constituida por los equipos usados para este método de producción y
de esta forma garantizar su eficiencia.
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?
La existencia de limitaciones eléctricas en superficie resulta ser bastante
desfavorable para la implementación de un método de producción que necesite la
utilización de una fuente eléctrica para su funcionamiento, métodos de producción
comunes como el bombeo electrosumergible, el bombeo de cavidad progresiva o el
levantamiento artificial por gas, por lo tanto lo más favorable es que existan
facilidades eléctricas que permitan implementar estos métodos de manera que se
pueda adaptar la completación actual del pozo a una completación constituida por
los equipos usados en esos métodos de producción.
¿Cuál es el espesor de la formación?
Es necesario que para la implantación de una completación se requiera
espesores de la formación especificas; por ello, los diferentes espesores de la
formación serán criterios determinantes al momento de seleccionar alguna
completación que así lo requiera.
¿Existen riesgos asociados a la Completación?
Mientras más compleja sea la completación mayores serán los riesgos asociados
debido a que será necesaria la utilización de una mayor cantidad de equipos de
completación. Por esta razón se presenta la variabilidad puntuaciones en el estudio
de este parámetro en las diferentes matrices.
130
Una vez definidos cada uno de los parámetros que se encuentran contenidos
dentro de las matrices integrales de decisión, se procede a presentar las mismas:
Tabla 7. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación a
hoyo desnudo, sencilla no selectiva.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró el criterio de Tiffin?Si No
¿Se consideró los problemas durante la perforación
del pozo?No Si
¿Existen Problemas de Arenamiento? Si No
¿Se consideró la selección de liner ranurado o
rejil la pre-empacada? Si No
¿Se consideró el tamaño de la grava a util izar? Si No
¿Se analizó la compatibilidad del fluido de
perforación- completación con el yacimiento? No Si
¿Existe presencia de fluidos indeseables? Si No
¿Existe la presencia de finos y/o arcil las? Si No
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre
los intervalos de un mismo yacimiento? Si No
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la
formación? Alta Media a
Alta Media
Baja a
Media Baja No Aplica
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos
futuros? No Si
¿Existen facil idades para el manejo de gas en
superficie? No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie? Si No
¿Cuál es el espesor de la formación? <30' 30'<E<100' >100'
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si No
Sumatoria Máx.= 80
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROS TOTALPUNTUACIONES
Fuente: Linares, J. (2012).
131
Tabla 8. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completacion a
hoyo desnudo, ampliado, empacado con grava y con liner ranurado, sencilla no
selectiva.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró el criterio de Tiff in?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Existen Problemas de Arenamiento? No Si
¿Se consideró la selección de liner ranurado o rejilla pre-
empacada?No Si
¿Se consideró el tamaño de la grava a utilizar?No Si
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables?Si No
¿Existe la presencia de f inos y/o arcillas?No Si
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?Si No
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la formación?No Aplica Baja Media Alta
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?Si No
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Cuál es el espesor de la formación?<30' 30'<E<100' >100'
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si No
Sumatoria Máx.= 80
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
132
Tabla 9. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación a
hoyo desnudo sencilla con liner ranurado.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró el criterio de Tiff in?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Existen Problemas de Arenamiento? No Si
¿Se consideró la selección de liner ranurado o rejilla pre-
empacada?No Si
¿Se consideró el tamaño de la grava a utilizar?Si No
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables?Si No
¿Existe la presencia de f inos y/o arcillas?Si No
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?Si No
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la formación?No Aplica Alta Media a Alta Media Baja a Media Baja
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?Si No
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Cuál es el espesor de la formación?<30' 30'<E<100' >100'
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si No
Sumatoria Máx.= 80
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
133
Tabla 10. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación
a hoyo desnudo sencilla con rejilla pre-empacada.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró el criterio de Tiff in?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Existen Problemas de Arenamiento? No Si
¿Se consideró la selección de liner ranurado o rejilla pre-
empacada?No Si
¿Se consideró el tamaño de la grava a utilizar?No Si
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables?Si No
¿Existe la presencia de f inos y/o arcillas?Si No
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?Si No
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la formación?No Aplica Alta Media a Alta Media Baja Baja a Media
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?No Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Cuál es el espesor de la formación?>100' <30' 30'<E<100'
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si No
Sumatoria Máx.= 80
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
134
Tabla 11. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación
a hoyo desnudo, sencilla no selectiva.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró el criterio de Tiff in?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Existen Problemas de Arenamiento? No Si
¿Se consideró la selección de liner ranurado o rejilla pre-
empacada?No Si
¿Se consideró el tamaño de la grava a utilizar?Si No
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables?Si No
¿Existe la presencia de f inos y/o arcillas?Si No
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?Si No
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la formación?No Aplica Alta Media a Alta Media Baja a Media Baja
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?Si No
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Cuál es el espesor de la formación?<30' 30'<E<100' >100'
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si No
Sumatoria Máx.= 80
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
135
Tabla 12. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación
a hoyo desnudo con liner ranurado y consolidación plástica (sistema grava resina).
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró el criterio de Tiff in?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Existen Problemas de Arenamiento? No Si
¿Se consideró la selección de liner ranurado o rejilla pre-
empacada?No Si
¿Se consideró el tamaño de la grava a utilizar?No Si
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables?Si No
¿Existe la presencia de f inos y/o arcillas?No Si
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?Si No
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la formación?No Aplica Alta Media a Alta Baja Baja a Media Media
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?Si No
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Cuál es el espesor de la formación?>100' 30'<E<100' <30'
¿Existen riesgos asociados a la Completación? si No
Sumatoria Máx.= 80
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
136
Tabla 13. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación
a hoyo desnudo sencilla con rejilla expandible.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró el criterio de Tiff in?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Existen Problemas de Arenamiento? No Si
¿Se consideró la selección de liner ranurado o rejilla pre-
empacada?No Si
¿Se consideró el tamaño de la grava a utilizar?No Si
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables?Si No
¿Existe la presencia de f inos y/o arcillas?Si No
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?Si No
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la formación?No Aplica Alta Media a Alta Media Baja Baja a Media
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?No Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Cuál es el espesor de la formación?>100' 30'<E<100' <30'
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si No
Sumatoria Máx.= 80
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
137
Tabla 14. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completacion
hoyo entubado sencilla no selectiva.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró el criterio de Tiff in?Si No
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Existen Problemas de Arenamiento? Si No
¿Se consideró la selección de liner ranurado o rejilla pre-
empacada?Si No
¿Se consideró el tamaño de la grava a utilizar?Si No
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables?No Si
¿Existe la presencia de f inos y/o arcillas?Si No
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?Si No
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la formación?Alta Media a Alta Media Baja a Media Baja No Aplica
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?No Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?Si No
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Cuál es el espesor de la formación?>100' <30' 30'<E<100'
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si No
Sumatoria Máx.= 80
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
138
Tabla 15. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación
a hoyo entubado sencilla con liner ranurado.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró el criterio de Tiff in?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Existen Problemas de Arenamiento? No Si
¿Se consideró la selección de liner ranurado o rejilla pre-
empacada?No Si
¿Se consideró el tamaño de la grava a utilizar?Si No
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables?No Si
¿Existe la presencia de f inos y/o arcillas?Si No
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?Si No
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la formación?No Aplica Alta Media a Alta Media Baja a Media Baja
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?Si No
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?Si No
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Cuál es el espesor de la formación?<30' 30'<E<100' >100'
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si No
Sumatoria Máx.= 80
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
139
Tabla 16. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación
a hoyo entubado sencilla con rejilla pre-empacada no selectiva.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró el criterio de Tiff in?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Existen Problemas de Arenamiento? No Si
¿Se consideró la selección de liner ranurado o rejilla pre-
empacada?No Si
¿Se consideró el tamaño de la grava a utilizar?No Si
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables?No Si
¿Existe la presencia de f inos y/o arcillas?Si No
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?Si No
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la formación?No Aplica Alta Media a Alta Media Baja Baja a Media
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?No Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?Si No
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Cuál es el espesor de la formación?<30' >100' 30'<E<100'
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si No
Sumatoria Máx.= 80
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
140
Tabla 17. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación
a hoyo entubado empacado con grava con liner ranurado.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró el criterio de Tiff in?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Existen Problemas de Arenamiento? No Si
¿Se consideró la selección de liner ranurado o rejilla pre-
empacada?No Si
¿Se consideró el tamaño de la grava a utilizar?No Si
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables?No Si
¿Existe la presencia de f inos y/o arcillas?No Si
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?Si No
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la formación?No Aplica Alta Baja Baja a Media Media Media a Alta
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?Si No
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?Si No
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Cuál es el espesor de la formación?<30' 30'<E<100' >100'
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si No
Sumatoria Máx.= 80
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
141
Tabla 18. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación
a hoyo entubado empacado con grava y con rejilla pre-empacada.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró el criterio de Tiff in?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Existen Problemas de Arenamiento? No Si
¿Se consideró la selección de liner ranurado o rejilla pre-
empacada?No Si
¿Se consideró el tamaño de la grava a utilizar?No Si
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables?No Si
¿Existe la presencia de f inos y/o arcillas?No Si
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?Si No
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la formación?No Aplica Alta Media a Alta Baja Baja a Media Media
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?Si No
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?Si No
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Cuál es el espesor de la formación?<30' >100' 30'<E<100'
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si No
Sumatoria Máx.= 80
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
142
Tabla 19. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar un completación a
hoyo entubado sencilla con rejilla expandible.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró el criterio de Tiff in?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Existen Problemas de Arenamiento? No Si
¿Se consideró la selección de liner ranurado o rejilla pre-
empacada?No Si
¿Se consideró el tamaño de la grava a utilizar?No Si
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables?No Si
¿Existe la presencia de f inos y/o arcillas?Si No
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?Si No
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la formación?No Aplica Alta Media a Alta Media Baja Baja a Media
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?No Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?Si No
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Cuál es el espesor de la formación?>100' 30'<E<100' <30'
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si No
Sumatoria Máx.= 80
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
.
143
Tabla 20. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación
a hoyo entubado con liner ranurado y consolidación plástica (sistema grava resina).
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró el criterio de Tiff in?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Existen Problemas de Arenamiento? No Si
¿Se consideró la selección de liner ranurado o rejilla pre-
empacada?No Si
¿Se consideró el tamaño de la grava a utilizar?No Si
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables?No Si
¿Existe la presencia de f inos y/o arcillas?No Si
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?Si No
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la formación?No Aplica Alta Media a Alta Baja Baja a Media Media
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?Si No
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?No No
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Cuál es el espesor de la formación?>100' 30'<E<100' <30'
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si No
Sumatoria Máx.= 80
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
144
Tabla 21. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completacion
a hoyo entubado, sencilla selectiva.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró el criterio de Tiff in?Si No
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Existen Problemas de Arenamiento? Si No
¿Se consideró la selección de liner ranurado o rejilla pre-
empacada?Si No
¿Se consideró el tamaño de la grava a utilizar?Si No
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables?Si Si
¿Existe la presencia de f inos y/o arcillas?Si No
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?No Si
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la formación?Alta Media a Alta Media Baja a Media Baja No Aplica
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?No Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?Si No
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Cuál es el espesor de la formación?>100' <30' 30'<E<100'
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si No
Sumatoria Máx.= 80
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
145
Tabla 22. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación
a hoyo entubado sencilla con rejilla pre-empacada selectiva.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró el criterio de Tiff in?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Existen Problemas de Arenamiento? No Si
¿Se consideró la selección de liner ranurado o rejilla pre-
empacada?No Si
¿Se consideró el tamaño de la grava a utilizar?No Si
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables?No Si
¿Existe la presencia de f inos y/o arcillas?Si No
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?No Si
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la formación?No Aplica Alta Media a Alta Media Baja Baja a Media
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?No Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?Si No
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Cuál es el espesor de la formación?<30' >100' 30'<E<100'
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si No
Sumatoria Máx.= 80
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
146
Eoceno consolidado (arenas consolidadas):
La matriz de decisión que presente el mayor índice de determinación (ID)
corresponderá al tipo de Completación más idóneo para el pozo (ver tabla 23).
Tabla 23. Índice de determinación del eoceno consolidado.
Índice de determinación (ID) Criterio de determinación
ID ≥ 0.9 (mayor o igual a 90%) Óptima
0.80 < ID < 0.90 (mayor a 80 y menor a
90%)
Buena
ID ≤ 0.80 (menor o igual a 80%) Mala
Fuente: Linares, J. (2012).
Criterios a considerar para el diseño de las matrices integrales de decisión:
¿Se consideró la tasa de producción?
Al momento de completar un pozo es importante conocer la tasa de producción;
ya que para controlar la producción de arena se debe conocer cuál es la tasa a la
cual el pozo produce sin ningún problema (por debajo de la tasa critica) y con ello
otras características importantes como es la caracterización (modelo Estático y
Dinámico) del yacimiento o los yacimientos que pueda tener dicho pozo,
características importantes que facilitarán conocer cuál completación es más óptima
a seleccionar, además del análisis económico y de rentabilidad que proporcione el
pozo en función de la producción.
¿Se consideró los problemas durante la perforación del pozo?
Considerar estos problemas resulta ser fundamental a la hora de completar el
pozo porque a través de este conocimiento se pueden tomar medidas preventivas
que logren optimizar la implementación de una completación en específico. A través
del estudio de las diferentes presiones manejadas durante el proceso de perforación
147
es posible evitar problemas futuros y por ende optimizar la completación
seleccionada.
¿Se tomó en consideración la producción de finos?
Si bien no existe un diseño de completación para el control de fino tal como ocurre
con los diseños de completación para el control de la arena; este parámetro se
considera importante porque es un parámetro proveniente del yacimiento que
necesita ser controlado para garantizar la eficacia y eficiencia de la completación a
usar, además se debe tomar en consideración que del tipo de completación a usar
se dificultará o facilitará el tratamiento para la producción de finos, es sabido que a
nivel de las formaciones consolidadas de edad eoceno en la Cuenca del Lago de
Maracaibo las completaciones usadas generalmente son a hoyo entubado, pero el
hecho de usar una completación sencilla no selectiva o una completación con forro
liso cementado genera una diferencia de riesgo para el tratamiento del fino debido a
que en la primera completación se hace más fácil ya que se tiene una distribución de
presiones más equitativo pero en la segunda completación se dificulta un poco
porque al colocar el forro liso se limita el área de exposición al flujo y por ende
existen mayores presiones y el tratamiento de inyección se realiza con menor
facilidad reflejándose estos en los riesgos asociados a la completación.
¿Existen diferentes yacimientos prospectivos que necesitan selectivarse?
Al momento de completar un pozo es necesario realizar un análisis exhaustivo
enfocado en interpretar la geometría del yacimiento así como la reserva de fluidos
contenidos en el mismo para evaluar su rentabilidad económica, todo esto producto
del estudio del modelo estático y dinámico de ese yacimiento.
A lo largo de la columna estratigráfica se presentan diversos yacimientos, los
cuales se diferencian unos de otros por sus propiedades físicas así como por otros
factores que son sumamente necesarios considerar, por ejemplo, la interpretación
de los perfiles a pozos y el estudio de las reservas de los fluidos contenidos en esos
yacimientos permite conocer la prospectividad de los mismos, así en un pozo
petrolero pueden existir uno o varios yacimientos prospectivos, es por ello que se
hace necesario seleccionar el diseño de completación más adecuado con la finalidad
148
de producir el pozo óptimamente así como lograr alargar su vida útil, pero este
diseño va a ser considerado en función de las políticas existentes en una unidad de
explotación determinada, es decir, si existe la necesidad de producir varios
yacimientos a la vez o solo uno, de los riesgos asociados a ese diseño de
completación y de los posibles problemas que se pueden presentar durante la vida
productiva del pozo.
Al analizar la edad geológica en estudio, es decir, las arenas consolidadas del
eoceno inferior y medio en la Cuenca del Lago de Maracaibo -ya que el eoceno
superior tiende a estar constituido por arenas no consolidadas- se pueden presentar
varios casos en cuanto a la cantidad de yacimientos prospectivos a completar, y el
diseño de completación más adecuado será el que este en función de los
parámetros anteriormente mencionados.
Si existe solo un yacimiento prospectivo el diseño de completación más adecuado
es la completación a hoyo entubado sencilla no selectiva siempre y cuando entre los
intervalos prospectivos de ese mismo yacimiento no exista un diferencial de presión
mayor a 250 lpc, de existir entonces la completación más idónea sería a hoyo
entubado sencilla selectiva. Si existen varios yacimientos prospectivos se manejan
tres diseños de completación que van a depender de la necesidad de producción
existente y de las políticas de la Unidad de Explotación, la primera sería la
completación a hoyo entubado sencilla no selectiva donde posterior al estudio del
modelo estático y dinámico del yacimiento se cañoneará la zona inferior más
prospectiva que cumpla con el potencial requerido, esta zona será abandonada
mediante la colocación de un tapón de cemento cuando produzca bajo su límite
económico y posterior a ello se procede al cañoneo de una zona prospectiva
superior para cumplir con el mismo objetivo. La segunda opción sería la
completación a hoyo entubado sencilla selectiva mediante empacadura donde
considerando un diferencial de presión mayor a 250 lpc se selectivan los yacimientos
y se procede a producir los yacimientos mediante cierre y apertura de mangas.
Finalmente, la tercera opción sería la completación múltiple en aquellos casos donde
se deseen producir varios yacimientos a la vez.
Las diferentes opciones planteadas surgen debido a que es imposible producir
varios yacimientos a la vez porque estos poseen diferentes propiedades físicas y
149
diferentes presiones, además no se puede llevar una contabilidad exacta de la
producción de cada yacimiento y esto es una condición necesaria ya que es
monitoreada por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo quien es
el ente encargado de velar por la productividad y el bienestar de esos yacimientos y
está facultado para ejecutar cualquier tipo de penalidad.
¿Se analizó la compatibilidad del fluido de perforación - completación con el
yacimiento?
El análisis de la compatibilidad de estos fluidos con el yacimiento es sumamente
necesario para mantener un óptimo control del mismo a la hora de implementar el
diseño de completación seleccionado, este óptimo control está enmarcado en evitar
daños durante la perforación y completación del pozo lo cual se traduce en grandes
pérdidas económicas y en algunos casos humanas.
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los intervalos de un mismo
yacimiento?
A través del estudio del modelo estático y dinámico se puede determinar la
prospectividad de un yacimiento, dentro de ese yacimiento existen varios intervalos
que resultan ser atractivos para cañonear. Sin embargo, antes de llevar a cabo este
cañoneo es necesario tener la seguridad de que el diferencial de presión existente
entre los intervalos prospectivos sea menor o igual a 250 lpc para que no exista la
necesidad de selectivarlos, es decir, se implementa una completación a hoyo
entubado sencilla no selectiva.
Cuando el diferencial de presión supera los 250 lpc se origina flujo en reverso en
aquellas perforaciones con presiones mucho menores a otras, es por ello que se
hace necesario implementar una completación a hoyo entubado sencilla selectiva de
manera que se pueda selectivar esos intervalos productores.
El valor preciso del diferencial de presión no es una condición preestablecida,
este varía de acuerdo al área de estudio y generalmente se encuentra entre los 200
– 300 lpc, y se define de acuerdo al comportamiento de producción del yacimiento y
de la experiencia en campo. Para efectos de este trabajo de investigación se fijará
150
en 250 lpc debido a que por experiencia de campo este es un valor predominante en
el área de estudio.
¿Existe presencia de fluidos indeseables?
La producción de fluidos indeseables (agua y gas) en pozos de producción de
petróleo es un factor limitante que controla la vida productiva del pozo y por ende no
permite que su eficiencia sea óptima. Esto se debe a que al producir el pozo a una
alta tasa, las presiones diferenciales entre la columna de petróleo y agua en la
vecindad del pozo aumenta, esto hace que el agua de formación invada al fluido
desplazado y sea éste el producido, en otras palabras, la ruptura ocurre en forma
acelerada. Así, se tienen pozos que producen a una tasa que está por encima de la
tasa crítica (es la tasa máxima a la cual se debe producir el pozo para evitar
problemas tales como: arenamiento y alta producción de agua entre otros),
obteniéndose un aumento drástico en el corte de agua o en la producción de gas.
Por esto resulta indispensable controlar la producción y alargar la vida útil del
yacimiento.
La selección de un diseño de completación adecuado resulta ser fundamental
para combatir este problema, es por ello que en función de cumplir con este objetivo
se seleccionan las completaciones a hoyo entubado para que cuando esto fluidos
comiencen a ser producidos en el pozo se puedan controlar mediante la selección
de los intervalos a cañonear. Dentro de las completaciones a hoyo entubado
utilizadas para hacer frente a la producción de fluidos indeseables tenemos las
sencillas no selectivas y selectivas y las completaciones múltiples siendo más
efectivas aquellas donde se selectivan las zonas o intervalos prospectivos; porque al
momento de aplicar tratamiento de corrección se puede seleccionar solo esa zona o
intervalo o simplemente aislar siempre y cuando la configuración mecánica de la
completación lo permita.
¿Se necesita hacer una completación selectiva?
Este tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual los
diferentes yacimientos o intervalos prospectivos producen en forma selectiva
mediante una o más tuberías de producción; todo ello va a depender de las políticas
151
manejadas por la unidad de explotación a cargo de producir una determinada área
contentiva de hidrocarburos, es decir, si dentro de sus políticas está producir varios
yacimientos o intervalos prospectivos entonces se hace necesaria la utilización de
una completación selectiva, de los riesgos asociados a las diferentes
completaciones que se decidan utilizar debido a que mientras mayor sea la cantidad
de zonas prospectivas que se deseen producir mayor será el número de
empacaduras necesarias para producirlas mediante mangas, válvulas de circulación
o tuberías de producción y por ende mayor será el riesgo asociado. Finalmente, la
factibilidad económica que tiene la utilización de esa completación, explicándose que
mientras la producción del pozo logre cubrir los gastos asociados a su construcción
y vida útil entonces esa factibilidad tendrá un buen rango.
Otro parámetro que es necesario considerar y que va de la mano con los
anteriores es el diferencial de presión presente entre los yacimientos y entre los
intervalos de un mismo yacimiento, si este diferencial es mayor a 250 lpc se hace
necesario aplicar una completación selectiva.
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?
Los trabajos futuros a implementar en un pozo, están constituidos por
reparaciones, estimulaciones e incluso recompletaciones necesarias para contribuir
a optimizar la producción del pozo así como para alargar su vida útil. Generalmente
estos trabajos resultan ser más satisfactorios cuando se utiliza una completación
adecuada en el pozo, las completaciones a hoyo entubado son bastante efectivas a
la hora de realizar distintos tipos de trabajos en el pozo porque aseguran la
estabilidad de hoyo a través de los revestidores colocados, además si la
completación es selectiva los intervalos o yacimientos productores pueden ser
estimulados o reparados selectivamente sin necesidad de extraer toda la
completación del pozo para realizar ese trabajo, además se trata dotar al pozo de las
herramientas necesarias para evitar trabajos a corto plazo.
En general, es posible aplicar diversos tipos de trabajos a las completaciones
usadas en los pozos lo que se debe tomar en consideración como un aspecto
fundamental es la utilización de empacaduras resistentes a las altas presiones
debido a que a medida que se profundiza en el pozo las presiones se van elevando,
152
aunado a esto, los trabajos a realizar generan ciertas presiones que deben ser
contrarrestadas con equipos resistentes a las mismas.
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?
La existencia de facilidades para el manejo de gas en superficie resulta ser
fundamental para la implementación de un método de producción bastante usado en
las arenas consolidadas del eoceno inferior y medio en la Cuenca del Lago de
Maracaibo, como lo es el levantamiento artificial por gas bien sea de forma continua
o intermitente; donde la fuente externa de energía es un gas de alta presión
proveniente de una planta compresora o un yacimiento gasífero, este método es
mayormente usado para la producción de crudos livianos y medianos.
Gracias a la existencia de estas facilidades es posible adaptar la completación
actual del pozo a una completación constituida por los equipos usados para este
método de producción y de esta forma garantizar su eficiencia. Además con estas
facilidades también se controla el gas que se encuentra diluido en el petróleo.
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?
La existencia de limitaciones eléctricas en superficie resulta ser bastante
desfavorable para la implementación de un método de producción que necesite la
utilización de una fuente eléctrica para su funcionamiento, a nivel de las arenas
consolidadas del eoceno inferior y medio en la Cuenca del Lago de Maracaibo estos
métodos de producción resultan ser usados, entre los más comunes tenemos el
bombeo electrosumergible y el bombeo de cavidad progresiva, por lo tanto lo más
favorable es que existan facilidades eléctricas que permitan implementar estos
métodos de manera que se pueda adaptar la completación actual del pozo a una
completación constituida por los equipos usados en esos métodos de producción.
¿Es económicamente factible aplicar esta completación?
Generalmente la aplicación de una determinada completación así como la puesta
del pozo a producción depende en gran medida de su factibilidad económica tomada
en consideración a través de aspectos tales como Productividad vs. Gastos, es
153
decir, si la producción del pozo logra superar los gastos generados tanto para su
construcción como para los trabajos que se proyectan para el futuro logrando incluso
generar ganancias monetarias, entonces es económicamente viable aplicar tanto la
completación como poner a producción el pozo. Además la rentabilidad económica
debe ir de la mano con las políticas de la unidad de explotación la cual se encarga
de seleccionar la completación más óptima para su pozo. Entonces, se considerará
la puntuación más alta para aquella completación que logre cubrir mayoritariamente
las necesidades del pozo, y cuando no cumpla con este objetivo se considerará la
puntuación más baja.
¿Satisface las políticas de la unidad de explotación?
Las políticas de una unidad de explotación son los aspectos bajo los cuales se
direcciona esa unidad, ellos determinan la necesidad de producción que se tiene, y
dependiendo de esa necesidad se selecciona la completación más adecuada para
producir el pozo a través de uno o varios yacimientos prospectivos, a través de estas
políticas se estructura el diseño de completación más óptimo para el pozo, cuando
esto ocurre se le asigna la mayor puntuación a la matriz en estudio, en caso de que
estas necesidades no sean cubiertas se le asignará la menor puntuación.
¿Existen riesgos asociados a la completación?
Mientras más compleja sea la completación mayores serán los riesgos asociados
debido a que será necesario la utilización de una mayor cantidad de equipos de
completación, así, una completación múltiple tendrá mayores riesgos que una
completación sencilla selectiva a hoyo abierto o entubado o que una completación
sencilla no selectiva a hoyo abierto o entubado y una completación selectiva tendrá
mayores riesgos que una completación no selectiva. Por esta razón se presenta la
variabilidad puntuaciones en el estudio de este parámetro en las diferentes matrices.
¿La profundidad del yacimiento es mayor a 13.500 pies?
A medida que se profundiza en el pozo se toma muy en cuenta las posibles
presiones de las formaciones que se piensan atravesar con la barrena y en base a
esa información y aplicando el proceso de la diferencial de presión se diseña la
154
densidad del fluido de perforación que se debe usar en la perforación del hoyo, sin
embargo al penetrar ciertas arenas, se pueden conseguir presiones más bajas o
más altas que las estimadas y entonces, pueden presentarse problemas en el pozo.
Si la presión conseguida es más baja, se producirá una diferencial de presión del
hoyo hacia la formación muy grande y entonces el fluido de perforación tratará de
penetrar la formación, produciéndose una pérdida de circulación o sea que todo el
fluido que la bomba está succionando del tanque de succión, no está regresando y
el nivel en dicho tanque, irá bajando lentamente. Este problema debe solucionarse lo
más rápido posible agregando al fluido un material obsturante tal como papel celofán
picado, fibra de coco, cáscaras de nueces, etc., y bajando la densidad del fluido. En
casos críticos, se recomienda levantar la tubería cierta longitud, y luego ir bajando
nuevamente y agregando los aditivos mencionados anteriormente.
Si la presión conseguida es más alta que la estimada, la presión de la formación
será mayor que la presión hidrostática ejercida por el fluido y los fluidos encerrados
en los espacios porosos entrarán en forma violenta al hoyo y pueden producir un
reventón.
La profundidad de un yacimiento en ocasiones es determinante para la selección
de un diseño de completación que logre contribuir a optimizar la producción del pozo
así como alargar su vida útil. Por experiencia de campo se puede establecer que a
nivel del eoceno las completaciones más usadas son a hoyo entubado, usándose
generalmente la sencilla no selectiva o selectiva para profundidades menores a los
13.500 pies y sencilla con forro liso cementado no selectiva o selectiva para
profundidades mayores a esta, se toma esta consideración para efectos de disminuir
los gastos y por ende aumentar la factibilidad económica de la completación, esto se
traduce en el hecho de ahorros en cuanto a equipos a utilizar para este diseño.
Una vez definidos cada uno de los parámetros que se encuentran contenidos
dentro de las matrices integrales de decisión, se procede a presentar las mismas:
155
Tabla 24. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo desnudo sencilla no selectiva.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Se tomó en consideración la producción de f inos? No Si
¿Existen diferentes yacimientos prospectivos que
necesitan selectivarse?Si No
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento? No Si
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?Si No
¿Existe presencia de f luidos indeseables?Si No
¿Se necesita hacer una completación selectiva?Si No
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?No Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Es económicamente factible aplicar esta completación?No Si
¿Satisface las políticas de la unidad de explotación?No Si
¿Existen riesgos asociados a la Completación?Si No
¿La profundidad del yacimiento es mayor a 13.500 pies?Si No
Sumatoria Máx.= 75
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
156
Tabla 25. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo entubado sencilla no selectiva.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Se tomó en consideración la producción de f inos? No Si
¿Existen diferentes yacimientos prospectivos que
necesitan selectivarse?Si No
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento? No Si
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?Si No
¿Existe presencia de f luidos indeseables?No Si
¿Se necesita hacer una completación selectiva?Si No
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?No Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Es económicamente factible aplicar esta completación?No Si
¿Satisface las políticas de la unidad de explotación?No Si
¿Existen riesgos asociados a la Completación?Si No
¿La profundidad del yacimiento es mayor a 13.500 pies?Si No
Sumatoria Máx.= 75
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
157
Tabla 26. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo entubado sencilla selectiva.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Se tomó en consideración la producción de f inos? No Si
¿Existen diferentes yacimientos prospectivos que
necesitan selectivarse?No Si
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento? No Si
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables?No Si
¿Se necesita hacer una completación selectiva?No Si
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?No Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Es económicamente factible aplicar esta completación?No Si
¿Satisface las políticas de la unidad de explotación?No Si
¿Existen riesgos asociados a la Completación?Si No
¿La profundidad del yacimiento es mayor a 13.500 pies?Si No
Sumatoria Máx.= 75
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
158
Tabla 27. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo entubado con forro liso cementado sencilla no selectiva.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Se tomó en consideración la producción de f inos? No Si
¿Existen diferentes yacimientos prospectivos que
necesitan selectivarse?Si No
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento? No Si
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?Si No
¿Existe presencia de f luidos indeseables?No Si
¿Se necesita hacer una completación selectiva?Si No
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?No Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Es económicamente factible aplicar esta completación?No Si
¿Satisface las políticas de la unidad de explotación?No Si
¿Existen riesgos asociados a la Completación?Si No
¿La profundidad del yacimiento es mayor a 13.500 pies?No Si
Sumatoria Máx.= 75
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
159
Tabla 28. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una
completación a hoyo entubado múltiple.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Se tomó en consideración la producción de f inos? No Si
¿Existen diferentes yacimientos prospectivos que
necesitan selectivarse?No Si
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento? No Si
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables?No Si
¿Se necesita hacer una completación selectiva?No Si
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?No Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Es económicamente factible aplicar esta completación?No Si
¿Satisface las políticas de la unidad de explotación?No Si
¿Existen riesgos asociados a la Completación?Si No
¿La profundidad del yacimiento es mayor a 13.500 pies?Si No
Sumatoria Máx.= 75
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
160
Cretáceo (arenas consolidadas):
La matriz de decisión que presente el mayor índice de determinación (ID)
corresponderá al tipo de Completación más idóneo para el pozo (ver tabla 29).
Tabla 29. Índice de determinación del cretáceo.
Índice de determinación (ID) Criterio de determinación
ID ≥ 0.85 (mayor o igual a 85%) Óptima
0.75 < ID < 0.85 (mayor a 75 y menor a
85%)
Buena
ID ≤ 0.75 (menor o igual a 75%) Mala
Fuente: Linares, J. (2012).
Criterios a considerar para el diseño de las matrices integrales de decisión:
¿Se consideró la tasa de producción?
Al momento de completar un pozo es importante conocer la tasa de producción; ya
que para controlar la producción de arena se debe conocer cuál es la tasa a la cual
el pozo produce sin ningún problema (por debajo de la tasa critica) y con ello otras
características importantes como es la caracterización (modelo Estático y Dinámico)
del yacimiento o los yacimientos que pueda tener dicho pozo, características
importantes que facilitarán conocer cuál completación es más óptima a seleccionar,
además del análisis económico y de rentabilidad que proporcione el pozo en función
de la producción.
¿Se consideró la producción de ripios?
Los Ripios son partículas provenientes de la formación, los cuales son
considerados un problema a la hora de la puesta en producción de un pozo, ya que
dichos sólidos indeseables afectan directamente la tasa de producción del mismo,
ocasionando la obstrucción del pozo. Por lo tanto cuando se tome en consideración
161
este parámetro en el estudio de un tipo de completación especifico, se le asignará la
mayor puntuación y en caso contrario la menor.
¿Se consideró los problemas durante la perforación del pozo?
Considerar estos problemas resulta ser fundamental a la hora de completar el
pozo porque a través de este conocimiento se pueden tomar medidas preventivas
que logren optimizar la implementación de una completación en específico. A través
del estudio de las diferentes presiones manejadas durante el proceso de perforación
es posible evitar problemas futuros y por ende optimizar la completación
seleccionada.
¿Se analizó la compatibilidad del fluido de perforación - completación con el
yacimiento?
El análisis de la compatibilidad de estos fluidos con el yacimiento es sumamente
necesario para mantener un óptimo control del mismo a la hora de implementar el
diseño de completación seleccionado, este óptimo control está enmarcado en evitar
daños durante la perforación y completación del pozo lo cual se traduce en grandes
pérdidas económicas y en algunos casos humanas.
¿Existe presencia de fluidos indeseables?
La producción en exceso de estos fluidos (agua-gas) asociados al petróleo en la
producción de un pozo, representan grandes problemas en la operación del mismo y
costos significativos para las compañías productoras de petróleo.
Este problema representa en la explotación de un yacimiento de hidrocarburo, un
factor limitante que controla la vida productiva del pozo y por ende no permite que su
eficiencia sea óptima.
Hoy en día, el mejoramiento de técnicas de control agua-gas permiten minimizar
el volumen de estos llevados a superficie. Además, dicho problema puede ser
controlado mediante la utilización de completaciones a hoyo entubado y con forro
162
liso, selectivando el cañoneo para de esta forma evitar la producción de estos
fluidos.
En formaciones cretácicas el control de estos fluidos indeseables se hace más
complejo debido a la presencia de fracturas naturales que comunican los
yacimientos.
¿Se necesita hacer una completación selectiva?
La completación selectiva es una técnica de producción mediante la cual se
pueden producir diferentes yacimientos o intervalos prospectivos, selectivando
zonas mediante la utilización de empacaduras; todo ello va a depender de las
características del yacimiento y las políticas de la unidad de explotación.
En el caso especial de las formaciones cretácicas de la Cuenca del Lago de
Maracaibo, se completa de manera no selectiva debido a la complejidad que
presenta la matriz, además de la existencia de bajos diferenciales de presión (∆P), y
no es restricción en cuanto a los fluidos producidos por los diferentes yacimientos,
ya que estos presentan propiedades similares.
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?
Los trabajos futuros a implementar en un pozo, están constituidos por
estimulaciones, limpiezas, cañoneos, entre otros; necesarios para contribuir a
optimizar la producción del pozo así como para alargar su vida útil. Cuando se
informa de la posibilidad de realizar un trabajo futuro, se trata de dotar al pozo del
equipo necesario para evitar una reparación/recompletación a corto plazo.
Generalmente, estos trabajos resultan ser más satisfactorios cuando se utiliza una
completación adecuada en el pozo.
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?
La existencia de facilidades para el manejo de gas en superficie resulta ser
fundamental para la implementación de un método de producción bastante usado en
las arenas consolidadas del eoceno inferior y medio en la Cuenca del Lago de
163
Maracaibo, como lo es el levantamiento artificial por gas bien sea de forma continua
o intermitente; donde la fuente externa de energía es un gas de alta presión
proveniente de una planta compresora o un yacimiento gasífero, este método es
mayormente usado para la producción de crudos livianos y medianos.
Gracias a la existencia de estas facilidades es posible adaptar la completación
actual del pozo a una completación constituida por los equipos usados para este
método de producción y de esta forma garantizar su eficiencia. Además con estas
facilidades también se controla el gas que se encuentra diluido en el petróleo.
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?
La existencia de limitaciones eléctricas en superficie resulta ser bastante
desfavorable para la realización de cualquier trabajo en el pozo o en la
implementación de un método de producción que necesite la utilización de una
fuente eléctrica para su funcionamiento. Actualmente en las formaciones cretácicas
en la Cuenca del Lago de Maracaibo, la mayoría de los pozos producen por flujo
natural, sin embargo se están llevando a cabo estudios para implementar otros
métodos tales como: levantamiento artificial por gas y bombeo electrosumergible,
por lo tanto lo más favorable es que existan facilidades eléctricas en superficie.
¿Es económicamente factible aplicar esta completación?
Generalmente la aplicación de una determinada completación así como la puesta
del pozo a producción depende en gran medida de su factibilidad económica tomada
en consideración a través de aspectos de rentabilidad, es decir, si la producción del
pozo logra superar los gastos generados tanto para su construcción como para los
trabajos que se proyectan para el futuro, entonces es económicamente viable aplicar
tanto la completación como poner a producción el pozo. Por lo tanto, se considerará
la mayor puntuación para aquella completación que logre cubrir las necesidades del
pozo, y en caso contrario, cuando no cumpla con este objetivo se considerará la
puntuación más baja.
¿Satisface las políticas de la unidad de explotación?
164
Las políticas de una unidad de explotación son los aspectos bajo los cuales se
direcciona esa unidad, ellos determinan la necesidad de producción que se tiene, y
dependiendo de esa necesidad se selecciona la completación más adecuada para
producir el pozo a través de uno o varios yacimientos prospectivos, a través de estas
políticas se estructura el diseño de completación más óptimo para el pozo, cuando
esto ocurre se le asigna la mayor puntuación a la matriz en estudio, en caso de que
estas necesidades no sean cubiertas se le asignará la menor puntuación.
¿Existen riesgos asociados a la completación?
En la selección del tipo de completación se deben tomar en cuenta todos los
riesgos asociados a esta tales como: operacionales, mecánicos, asociados al
yacimiento y humanos, así también la presencia de H2S que es un gas tóxico y
corrosivo que ocasiona tanto pérdidas humanas como incremento en los costos del
pozo.
Además, mientras más compleja sea la completación mayores serán los riesgos
asociados debido a que será necesaria la utilización de una mayor cantidad de
equipos de completación. Por esta razón se presenta la variabilidad de puntuaciones
en el estudio de este parámetro en las diferentes matrices.
Una vez definidos cada uno de los parámetros que se encuentran contenidos
dentro de las matrices integrales de decisión, se procede a presentar las mismas:
165
Tabla 30. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación
a hoyo abierto.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró la producción de ripios?No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables? Si No
¿Se necesita hacer una completación selectiva?Si No
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?No Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Es económicamente factible aplicar esta completación?No Si
¿Satisface las políticas de la unidad de explotación?No Si
¿Existen riesgos asociados a la Completación?Si No
Sumatoria Máx.= 60
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
Tabla 31. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación
a hoyo abierto, con liner ranurado.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró la producción de ripios?Si No
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables? Si No
¿Se necesita hacer una completación selectiva?Si No
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?No Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Es económicamente factible aplicar esta completación?No Si
¿Satisface las políticas de la unidad de explotación?No Si
¿Existen riesgos asociados a la Completación?Si No
Sumatoria Máx.= 60
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
166
Tabla 32. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación
a hoyo entubado, con una zona.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró la producción de ripios?Si No
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables? No Si
¿Se necesita hacer una completación selectiva?Si No
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?No Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Es económicamente factible aplicar esta completación?No Si
¿Satisface las políticas de la unidad de explotación?No Si
¿Existen riesgos asociados a la Completación?Si No
Sumatoria Máx.= 60
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
Tabla 33. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar una completación
a hoyo entubado, con forro liso, con una zona.
0 1 2 3 4 5
¿Se consideró la tasa de producción?No Si
¿Se consideró la producción de ripios?Si No
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo?No Si
¿Se analizó la compatibilidad del f luido de perforación-
completación con el yacimiento?No Si
¿Existe presencia de f luidos indeseables? No Si
¿Se necesita hacer una completación selectiva?Si No
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros?No Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie?No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie?Si No
¿Es económicamente factible aplicar esta completación?No Si
¿Satisface las políticas de la unidad de explotación?No Si
¿Existen riesgos asociados a la Completación?Si No
Sumatoria Máx.= 60
Promedio Entre 0 y 5
ID De 0 a 1
PARÁMETROSPUNTUACIONES
TOTAL
Fuente: Linares, J. (2012).
167
3.8. Metodología para la aplicación de la cementación de un pozo de petróleo
(procedimientos operativos):
Para lograr un buen desarrollo operativo en la etapa de ejecución de la
cementación primaria se deben conocer conceptos técnicos básicos del tema. Así,
es necesario adentrarse en tópicos como:
Especificaciones de tuberías de revestimiento (TR) que se utilizan en el área de
trabajo.
Diseño de TR por cargas máximas.
Accesorios y equipos de flotación para tuberías superficiales, intermedias,
explotación y complementos.
Apriete computarizado.
Anclaje de tuberías.
Lechadas de cemento para las diferentes cementaciones.
Empacadores recuperables y permanentes.
Manejo de Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (CO2) en las
cementaciones.
Uso de empacadores en tuberías de explotación.
La información del pozo se consigue de su expediente y es la base para diseñar
la sarta de la tubería de revestimiento por cementar. Con la información del diseño,
el ingeniero de campo verifica en el pozo que los materiales recibidos correspondan
al diseño. Aquí se debe tomar en cuenta los siguientes aspectos:
Revisar especificaciones de los accesorios (tipo, marca, grado, peso y
diámetro).
Verificar circulaciones y reologías del fluido de control.
Revisar probables resistencias con la barrena.
Verificar que el volumen de lodo sea suficiente para la operación de
cementación; tomando en cuenta probables pérdidas.
Realizar entrevistas con el ingeniero del proyecto, para verificar las condiciones
del pozo:
Tiempo de circulación, presión y gasto.
Diámetro de combinaciones que se van a utilizar.
168
Densidad del lodo de entrada y salida (reología).
Peso de la polea viajera durante la introducción de la tubería de
revestimiento para verificar su peso.
Condiciones de las bombas de lodo (dimensiones, camisas, pistón y
eficiencia).
Debe asegurarse que las líneas superficiales queden limpias de sólidos
para el buen suministro de agua y lodo.
Del pozo a diseñar:
Diámetros de la última tubería de revestimiento cementada, profundidad de
asentamiento, diámetros, grados, y peso de cada sección.
Profundidad y diámetro promedio del agujero.
Datos de la TR por cementar, diámetro, grado y peso de cada sección.
Trayectoria del pozo, profundidad de inicio de desviación (Kick off), estaciones
de desviación (ángulo y rumbo), si es necesario.
Perfil de gradientes de las presiones de poro y fractura de las formaciones
atravesadas en la última etapa de la perforación.
Tipo de lodo empleado durante la perforación y sus características (densidad,
lecturas del viscosímetro Fann a 300 y 600 rpm, o en su defecto viscosidad
plástica y punto de cedencia).
Gradiente de fractura durante la prueba de goteo en la última etapa de
perforación.
Temperatura de fondo y superficial del pozo.
Intervalos por cubrir de cemento.
Características y litología de la formación.
De pozos de correlación:
Reporte post-operativo de cementaciones (compañías de servicio).
Profundidades de brotes y pérdida de fluidos y densidades equivalentes de
circulación (ρc) durante la perforación y cementación.
Evaluación de cementaciones.
Reporte de operaciones previas, durante y después de la cementación.
169
Análisis de información de los pozos de correlación.
En este punto se verifican las condiciones que prevalecieron durante la
cementación de las tuberías de revestimiento de los pozos de correlación, este
aspecto es fundamental para establecer áreas de oportunidad que nos permitan
mejorar el diseño de las operaciones o replantear aspectos que deben ser
considerados para la cementación del pozo en diseño.
El análisis de las cementaciones de los pozos de correlación nos permite verificar
las condiciones durante la introducción de la tubería, temperatura,
acondicionamiento del agujero, presión y gasto de bombeo, propiedades reológicas
de los fluidos, circulación durante la operación, resultados post operativos, entre
otros.
El análisis debe realizarse para cada etapa de los pozos de correlación, en caso
de que se haya presentado algún problema relevante (implica desviaciones en
tiempo y costo), deberá documentarse la causa del mismo y aplicar las lecciones
aprendidas para descartar cualquier posibilidad de que se repita el problema.
Antes de plantear la metodología de trabajo, se expondrá un resumen del proceso
que conlleva el diseño de la cementación de un pozo (ver figura 22) como evento de
antesala a la aplicación de la misma a través de los diferentes procedimientos
operativos:
El diseño de la cementación inicia con el empleo del programa de cómputo para
efectuar el estudio reológico de las lechadas de cemento y de los demás fluidos que
formarán parte de la operación de cementación. Esta parte del diseño está muy
ligada al trabajo de laboratorio y, si se combinan, se obtienen las bases de las
alternativas de diseño que habrán de seguirse. Para su aplicación en el pozo, un
buen diseño de lechada de cemento dará lecturas del viscosímetro rotacional bajas y
aportará valores de los parámetros reológico más apropiados. Así se obtendrá un
Número de Reynolds mayor al Número de Reynolds Crítico, con gastos
relativamente bajos, posibles de ser efectuados con la bomba del equipo de
cementación durante el desplazamiento, acorde a la geometría del anular entre
tubería de revestimiento, agujero y tubería ya cementada.
170
Cuando un diseño que se está analizando presenta lecturas altas en el
viscosímetro rotacional, se debe modificar la proporción de los aditivos; en especial,
debe vigilarse que el agente fluidizante no origine el asentamiento de sólidos y la
liberación de agua. La interrelación del fluidizante con el agente de control de filtrado
juega, también, un papel importante en el diseño y siempre se debe buscar un
estado de equilibrio entre ambos en función de la temperatura. Los agentes retarda-
dores del fraguado basado en lignosulfonato y cromolignosulfonato presentan un
efecto dispersante en las lechadas de cemento, el cual debe ser tomado en cuenta
al diseñar. Todo esto nos indica la facilidad de cambio de los parámetros reológicos
y en general obtener el diseño que más favorezca a la eficiencia del desplazamiento
en el espacio anular.
No se debe perder de vista que el gasto máximo que puede darse con una bomba
del equipo de cementación que emplea una línea de alta presión de 2 pulgadas de
diámetro, es de aproximadamente 7 bls/min y que cuando se requiere dar un gasto
mayor se debe emplear una línea de mayor diámetro o tender dos líneas o más
hasta la cabeza de cementación.
El siguiente paso es efectuar el estudio hidráulico de la operación de
cementación. Se debe utilizar el mismo programa de cómputo, que se alimentará
con la información de los parámetros reológicos y físicos que caracterizan a cada
lechada y fluidos tales como el fluido de control, frente lavador, frente espaciador y
fluido de desplazamiento.
Al programa también se le suministra la información del estado mecánico del
pozo, aparejo de cementación, gradiente de fractura del pozo o presión de fractura
de alguna zona débil, presión de poro alta que se tenga detectada durante la
perforación. El sistema efectúa el análisis de esfuerzos a que se verá sometido el
pozo durante la operación de cementación. Se debe tener especial cuidado de
comparar continuamente las presiones de cementación en el fondo, contra la presión
de fractura sobre la base del gasto aplicado, recomendado por el estudio reológico.
El sistema indica cuando un gasto es tan alto que no es posible efectuar la
operación en esas condiciones. Esto sucede cuando se alcanza la presión de
fractura de la formación mediante una gráfica del comportamiento de la presión de
171
fondo y la presión de fractura en todo el tiempo que dura la operación. En este caso
se debe disminuir el gasto, sacrificando eficiencia del desplazamiento de lodo del
espacio anular; pero compensándolo con movimientos de la tubería, tanto rotacional
como reciprocante, cuando sea posible. El análisis gráfico indica cuándo es posible
aplicar un gasto mayor al crítico obtenido en el estudio reológico, sin riesgo de
fracturar la formación o abrir zonas de pérdida, manifestadas durante el proceso de
perforación del pozo.
El sistema establece un estado de esfuerzos en todo el pozo durante el tiempo
que dura la operación y presenta un parámetro permanente de comparación del
esfuerzo ejercido sobre las paredes y fondo del pozo y de la presión de fractura, a fin
de evitar en lo posible el llegar a fracturar y tener pérdidas de circulación durante la
operación.
Toda la información que se le suministra al sistema y los datos reportados del
proceso, se pueden almacenar en un archivo binario o incluirlos en la base de datos,
según lo estime conveniente el usuario.
Para cada pozo es necesario efectuar el análisis del proceso de la operación de
cementación primaria, variando los parámetros factibles, como es el caso del gasto,
el diseño de la lechada, densidad de lechada, las características reológicas del lodo,
etc. a manera de poder contar con varias alternativas y seleccionar la que favorezca
más al pozo por cementar. La alternativa que se seleccione deberá contar con el
mejor diseño de lechada, la velocidad más baja de viaje de la lechada en el espacio
anular con el menor gasto de bomba posible y estar lo más arriba de la zona de
transición del régimen laminar a turbulento; es decir, se debe tener la menor caída
de presión originada por la fricción con los fluidos que se están manejando en el
pozo durante la operación de cementación primaria.
El programa computarizado maneja de forma gráfica para mayor apreciación, los
principales parámetros de control de la operación con 24 gráficas. Muestra el
comportamiento del tiempo de bombeo contra: presión en la superficie, presión
de fondo o presión de cementación, presión hidrostática anular, presión de fricción
en el anular, presión hidrostática en tubería de revestimiento, presión de fricción en
el interior de la tubería de revestimiento, densidad equivalente, comparación de
172
presión hidrostática en el anular e interior de la tubería de revestimiento, com-
paración del valor de presión de fricción en anular y en el interior de la tubería de
revestimiento, gasto de entrada y salida, tirante en caída libre y la velocidad de viaje
de la lechada en el espacio anular; por otro lado, estas mismas gráficas se obtienen,
pero relacionando estos mismos parámetros con el volumen de bombeo en
sustitución del tiempo de bombeo.
El sistema también obtiene una cédula de bombeo y análisis, detallando en
columnas, minuto a minuto, toda la operación.
De igual forma, el sistema de cómputo proporciona un reporte integrado de tres
secciones: la primera, contiene los datos del pozo, su ubicación y características de
la operación de cementación que se va a efectuar; la segunda, contiene los
principales parámetros hidráulicos de la operación como son: presión máxima de
cementación en el fondo, presión máxima en superficie, potencia hidráulica re-
querida, tiempo total de operación, presión de fractura de la formación, gasto de
desplazamiento o gasto de la lechada al salir ésta al espacio anular.
La tercera sección presenta un listado de los materiales que intervienen en la
operación de cementación, tales como el cemento y los aditivos según diseño,
volumen de lechada, volumen total de agua de mezcla, porcentaje de exceso de la
lechada, rendimiento de la lechada y el tiempo de bombeo de que se dispone.
Este procedimiento en líneas generales debe estar contenido en el algoritmo de
cualquier sistema computarizado encargado de llevar a cabo el diseño de la
cementación de un pozo de petróleo (ver tabla 34).
173
Figura 22: Flujograma para el diseño de una cementación.
Fuente: Linares, J. (2012).
Inicio.
Análisis de pozos correlación
Cálculos de volúmenes (lechada,
desplazamiento y baches).
Centralización y selección de accesorios.
Simulación Hidráulica.
Remoción de lodo.
Diseño de lechada (Selección de aditivos).
Elaboración de reporte.
Recopilación y validación de la información.
Fin del proceso.
Procedimientos operativos.
174
Tabla 34. Esquema del sistema de cómputo para el diseño de una cementación.
Fuente: Cpven, (2005).
Una vez conocidos y calculados cada uno de los parámetros que intervienen en el
proceso de cementación primaria del pozo, vale resaltar que la metodología
expuesta en la investigación (ver figuras 23, 24, 25, 26), no se centrará en la
explicación del diseño de la cementación sino que presentará una forma sistemática
el procedimiento operativo para la aplicación de la cementación de las diferentes
tuberías al pozo a fin de garantizar que la misma sea exitosa y por ende se lleve a
cabo el proceso de completación posterior de forma segura.
Cementación de las diferentes tuberías de revestimiento:
Es importante contar con un manual de procedimientos operativos que facilite y
sirva de guía a los ingenieros de nuevo ingreso; asimismo normar operaciones para
que en lo sucesivo se realicen como se indica y tratar de evitar problemas durante la
operación en los pozos.
El objetivo principal de esta investigación es presentar la secuencia operativa que
se ha de seguir en las cementaciones de las tuberías para mejorar la eficiencia en la
175
operación de campo, disminuir los problemas que se presentan, el cuidado en el
entorno ecológico y el ahorro de nuestros recursos económicos.
Cementación de tuberías de revestimiento superficiales:
La función principal de la cementación de estas tuberías es aislar formaciones no
consolidadas y evitar la contaminación de mantos acuíferos que se encuentren a
profundidades someras; mantener el agujero íntegro y evitar la probable migración
de aceite, agua y gas de alguna arena productora superficial, además de permitir la
continuación de la etapa de perforación. Es importante señalar que se incluye en las
tuberías de revestimiento superficiales a la tubería conductora. Su función principal
es la de permitir la circulación y evitar derrumbes de arenas poco consolidadas,
además de ser el primer medio de circulación de lodo a la superficie. Esta tubería de
revestimiento puede cementarse o hincarse según lo permita el terreno. Los rangos
de estas TR superficiales van de 9 5/8" a 30". El filtrado promedio es de 150-200
cm3/30 min.
En esta etapa se instalan los preventores para el control del pozo. Uno de los
problemas que frecuentemente se encuentra en esta etapa es el bajo gradiente de
fractura. Para esto hay que tener un buen diseño de lechada y evitar en la
cementación una pérdida de circulación; así también hay que evitar el colapso de la
tubería de revestimiento debido a la carga hidrostática generada por la lechada en el
espacio anular.
Las bajas temperaturas de la formación prolongan los tiempos de fraguado del
cemento; además, la irregularidad del agujero por condiciones del tipo de formación
dificulta durante la operación obtener una eficiente remoción del lodo.
Cementación de tuberías de revestimiento intermedias:
Esta tubería es necesaria para mantener la integridad del pozo al continuar la
perforación para profundizarlo. Sus rangos de diámetro varían de 6 5/8" a 13 3/8" y
su profundidad de asentamiento varía de 300 a 4600 m. Normalmente es la sección
más larga de las tuberías en el pozo y van corridas hasta la superficie, por lo cual los
preventores se instalan en estas tuberías para perforar las siguientes etapas. Estas
176
sartas generalmente se emplean para cubrir zonas débiles que pueden ser
fracturadas con densidades de lodos mayores, que son necesarias al profundizar el
pozo y así evitar pérdidas de circulación. También aislan zonas de presiones anor-
males y la cementación se puede realizar con una sola lechada o con dos diseños si
el pozo y el gradiente de fractura lo requieren. Su filtrado es de 100 - 150 cm3/30
min.
Cementación de tuberías de revestimiento de explotación:
La sarta de explotación es el propio pozo y la profundidad de asentamiento de
esta tubería es uno de los principales objetivos. Esta tubería sirve para aislar los
yacimientos de hidrocarburos de fluidos indeseables, pero deben conservar la
formación productora aislada. Es, también, el revestimiento protector de la sarta de
producción y otros equipos usados en el pozo. La cementación de esta sarta de
tubería es objeto de cuidados minuciosos debido a la calidad exigida y a los atributos
requeridos para considerarse como una operación exitosa. El aislamiento eficiente
de esta tubería permite efectuar apropiadamente tratamientos de estimulación
necesarios para mejorar la producción del pozo.
Tubería conductora:
Para la cementación de la tubería conductora los requerimientos son mínimos,
debido a la poca profundidad de asentamiento de esta sarta (promedio 50m). De
hecho, únicamente dos factores deben cumplirse:
1. El tiempo de bombeo, el cual debe ser suficiente para efectuar la preparación de
la lechada bombeando al pozo y el desplazamiento de la misma.
2. El desarrollo de la resistencia a la compresión a las 8 horas que debe ser mínimo
de 105 kg/cm2 en condiciones ambientales de presión y temperatura.
Cuando hablamos del tiempo mínimo necesario para la operación, consideramos
el tiempo para hacer la lechada bombeando al pozo, a una velocidad de mezclado
de 0.5 a 0.75 ton/min., más el tiempo de desplazamiento a un gasto moderado de 4
a 5 bl/ min. y un factor de seguridad de 1 hora adicional.
177
Como se puede observar, ambos parámetros están íntimamente ligados pues si
controlamos el tiempo de bombeo, ajustado al mínimo necesario para efectuar con
seguridad el trabajo, automáticamente estamos favoreciendo el desarrollo de la
resistencia a la compresión del cemento.
Cuando se emplea cemento clase G o H es posible que se requiera de un aditivo
que acelere la velocidad de reacción de hidratación del cemento acortando el tiempo
de bombeo y favoreciendo el desarrollo de la resistencia a la compresión, todo
depende de la cantidad de cemento que se va a emplear. En estas operaciones
generalmente se usa cemento solo y agua, el cual es un aditivo acelerador para
ayudar al desarrollo de compresión. También se puede adicionar un frente lavador
de agua sola, con pirofosfato tetrasódico, o, en su caso, cualquier frente lavador
disponible comercialmente.
Tubería superficial:
Para perforar la sección del pozo donde se introducen las tuberías superficiales,
se emplean fluidos de control con densidades bajas, debido a que el agujero
atraviesa zonas poco consolidadas que no soportan cargas hidrostáticas mayores.
En la cementación de esta tubería de revestimiento se emplean generalmente dos
lechadas de cemento:
Una lechada extendida con:
1. La mayor densidad posible sin perder de vista evitar fracturar la formación. Los
silicatos de baja gravedad específica por naturaleza y con alto requerimiento de
agua, como: las puzolanas activadas, la esferelita, la kaolinita, la perlita, las tierras
diatomáceas o, en su defecto, el metasilicato de sodio anhidro que es un agente
extendedor de lechada empleado para disminuir la densidad.
2. El diseño de esta lechada se ajusta a un valor de filtrado. Para lograrlo se
emplea un agente controlador de filtrado especial para lechadas extendidas,
combinado con un porcentaje bajo 0.2 % de un agente fluidizante que ayude al
agente de control de filtrado. Se deben dispersar las partículas sólidas para
obtener una mejor distribución de éstas en la lechada, y cuidar que no se origine
178
asentamiento de sólidos y liberación de agua. Se tiene preferencia por un valor
del orden de 150 cm3/30 minutos, o menor, a temperatura de circulación de fondo.
3. Fluidez. Normalmente las lechadas extendidas emplean una relación alta de
agua/cemento. Esto origina que la viscosidad tenga valores bajos y no requiera la
adición de más agente fluidizante que el empleado conjuntamente con el agente
de control de filtrado.
4. El tiempo de bombeo se regula usando un agente retardador de fraguado para
temperaturas bajas o moderadas, con un tiempo de bombeo equivalente al tiempo
mínimo necesario para la operación. Es decir, el tiempo necesario para preparar y
bombear la lechada a una velocidad de mezclado de 1 ton/min, más el tiempo de
desplazamiento de la lechada al espacio anular al gasto máximo permisible, de
acuerdo con el gasto determinado por el sistema computarizado de análisis
hidráulico, más un factor de seguridad en tiempo de 1 hora; en los casos en
donde este tiempo total sea mayor o igual a 5:30 horas, por el volumen de
cemento empleado, se debe efectuar el trabajo con dos o más unidades
cementadoras.
5. El contenido de agua libre de la lechada deberá tener, invariablemente, un valor
de 0 cm3, debido a que la liberación de agua generalmente está acompañada de
precipitación de sólidos. En otras palabras, el punto de cedencia de la lechada
tiene un valor numérico de 0 o inferior a 0 y el fluido deja de ser no-newtoniano
para convertirse en newtoniano. Cuando sucede este fenómeno con lechadas
extendidas, se debe aumentar el porcentaje del agente extendedor o cambiarlo
por otro que tenga mayor capacidad de manejo de agua.
6. Por otro lado, la resistencia a la compresión desarrollada por esta mezcla no
debe tener valores inferiores a los 35 kg/cm2, en un tiempo de 12 hrs de reposo a
las condiciones de fondo. Este cemento cubre la mayor longitud de la tubería que
se va a cementar.
La segunda lechada con:
179
1. Densidad normal, es decir se emplea el requerimiento API de agua normal de la
mezcla. El API marca en su normatividad Spec 10 que el agua normal es aquélla en
la que la lechada obtiene 11 Uc a los 20 min. después de agitarse en el
consistómetro de presión atmosférica a condiciones ambientales de presión y
temperatura.
2. Se regula el filtrado con un agente de control para lechadas con densidad normal
y un dispersante a una concentración baja del orden de 0.2 o 0.3 % por peso de
cemento, bajo condiciones de temperatura de circulación de fondo, para obtener una
mejor distribución del tamaño de partícula y ayudar al agente de control de filtrado
en su trabajo, así se vuelve impermeable el enjarre del cemento formado.
3. Después de obtener el valor de filtrado deseado, se procede a mejorar la fluidez
de la lechada; se aumenta un poco el porcentaje del agente dispersante, de tal
manera, que se reduzcan al máximo las pérdidas de presión debidas a la fricción
durante el desplazamiento en el espacio anular. Es importante considerar, cuando
se pondera este parámetro, que de acuerdo con las investigaciones en laboratorios
de reología, la eficiencia del desplazamiento se mejora cuando el cemento viaja en
el espacio anular a una velocidad mínima de 80 m/min, 1.33 m/seg, 4.37 pie/seg, y a
medida que se incrementa esta velocidad, la eficiencia aumenta. Con las
características reológicas del fluido, a temperatura de circulación de fondo y la
geometría del pozo, se calculan el gasto, las pérdidas de presión por fricción y la
presión de fondo de cementación. Esta última se debe vigilar durante toda la
operación, para que su valor no llegue a ser igual o mayor que la presión de fractura
de la formación.
4. El tiempo de bombeo debe considerar únicamente el tiempo de mezclado y
bombeo de este último cemento, a una velocidad de 1 ton/min, más el tiempo de
desplazamiento al mayor gasto posible sin fracturar la formación y un factor de segu-
ridad máximo de 1hora.
5. El contenido de agua libre de la lechada debe tener, invariablemente, un valor de
0 cm3, debido a que la liberación de agua generalmente está acompañada de
precipitación de sólidos. En otras palabras, el punto de cedencia de la lechada tiene
180
un valor numérico de 0 o inferior a 0 y el fluido deja de ser no-newtoniano para
convertirse en newtoniano.
6. Debe desarrollar alta resistencia a la compresión bajo condiciones de temperatura
estáticas de fondo, dentro de las primeras 12 horas de reposo después del
desplazamiento, debido a que sirve de amarre a la zapata; este cemento
comúnmente se proyecta para cubrir de 300 a 400 metros del fondo hacia arriba.
Tubería intermedia:
En la perforación del agujero en donde se introducen las tuberías intermedias,
también se emplean fluidos de control de baja densidad, del orden de 1.40 gr/cm3,
debido a que se atraviesan zonas débiles poco consistentes.
Los procedimientos de diseño de esta lechada son similares a los descritos para
las tuberías de revestimiento superficiales, es decir:
En la cementación de esta tubería de revestimiento se emplean, generalmente,
dos lechadas de cemento:
Una lechada extendida con:
1. La densidad de 1.60 gr/cm3 sin perder de vista la posibilidad de llegar a fracturar
la formación y, por otro lado, que la resistencia a la compresión desarrollada por esta
mezcla no caiga a valores inferiores a los 70 kg/cm2 en un tiempo de 12 a 24 hrs de
reposo, bajo las condiciones de fondo. Este cemento cubre la mayor longitud de la
tubería que se va a cementar en el espacio anular. El agente extendedor de lechada
empleado para disminuir la densidad puede ser un silicato de baja gravedad
específica por naturaleza y con alto requerimiento de agua, tales como las
puzolanas activadas, la esferelita, la kaolinita, la perlita o las tierras diatomacias.
2. El diseño de esta lechada es similar al descrito anteriormente para tuberías
superficiales, correspondiente al cemento de baja densidad.
La segunda lechada con:
181
1. Densidad normal, es decir se emplea el requerimiento de agua normal de la
mezcla.
2. El diseño de esta lechada es similar al descrito anteriormente para tuberías
superficiales, correspondiente al cemento de densidad normal.
Con las características reológicas del fluido a temperatura de circulación de fondo
y la geometría del pozo, se calcula: el valor de velocidad en el anular, el gasto, las
pérdidas de presión por fricción y la presión de fondo de cementación, que se debe
vigilar durante toda la operación, para que no llegue a ser igual o mayor que la
presión de fractura de la formación. En algunas tuberías intermedias que se
cementan a temperaturas estáticas de fondo superiores a los 100°C, el diseño de las
lechadas requiere de la adición de harina de sílice, para atacar el efecto de regresión
de la resistencia a la compresión por temperatura. Se debe emplear para este fin, un
35 % de harina de sílice por peso de cemento.
Tubería de explotación:
En la mayoría de los pozos del sistema, la primera tubería de revestimiento de
explotación cementada es una tubería corta de 7" de diámetro y la segunda es una
tubería corta de 5 1/2 A 3 1/2 pulgadas de diámetro.
En la cementación de estas tuberías de revestimiento se emplean las siguientes
alternativas de lechada:
Lechadas con densidad normal:
1. Densidad: Debido a la profundidad de asentamiento de estas sartas, se requiere
de la adición de harina sílica malla 325 para evitar la regresión de la resistencia a la
compresión. En este caso, la densidad es de 1.93 gr/cm3 con cemento clase "H" y
52% de agua por peso de cemento.
2. Control de filtrado: Se procede a moderar el filtrado empleando un agente de
control de filtrado para lechadas de densidad normal, combinado con un porcentaje
bajo de un agente fluidizante del orden de 0.3% por peso de cemento. El valor que
182
se debe obtener es de aproximadamente 50cm3/30min bajo una presión diferencial
de 1,000 psi.
3. Fluidez: Con el filtrado controlado, se procede a mejorar la fluidez de la lechada,
aumentando un poco el porcentaje defluidizante a manera de reducir al máximo las
pérdidas de presión por fricción durante el desplazamiento en el espacio anular. Es
importante tomar en consideración durante la ponderación de este parámetro, que
de acuerdo con las investigaciones en laboratorio de reología, la eficiencia del
desplazamiento se mejora cuando el cemento viaja en el espacio anular a una
velocidad mínima de 80 m/min, 1.33 m/seg., 4.37 pie/seg. y a medida que se
incrementa esta velocidad, la eficiencia mejora.
4. Tiempo de bombeo: El siguiente paso es determinar el tiempo de bombeo
mediante la dosificación de un retardador del fraguado para alta temperatura. Esto
se hace, generalmente, con base en la respuesta que el retardador muestre al
cemento que se usó en trabajos anteriores o por ensayo y error. En este caso se
recomienda iniciar las pruebas de tiempo de bombeo con porcentajes bajos y hacer
incrementos del orden de un décimo en la dosificación del producto hasta lograr el
tiempo deseado. El tiempo de bombeo que se debe dar a una lechada es el
necesario para efectuar la operación en el pozo; es decir, el tiempo para preparar y
bombear la totalidad de la lechada a una velocidad de mezclado de 1 ton/min., más
el tiempo de desplazamiento de la lechada al espacio anular al gasto máximo
permisible, de acuerdo con el gasto determinado por el sistema computarizado de
análisis hidráulico, más un factor de seguridad en tiempo de 1 1/2 hr. Cuando este
tiempo sea mayor o igual a 5 horas, debido al volumen de cemento empleado, se
debe efectuar el trabajo con dos unidades cementadoras.
5. El contenido de agua libre de la lechada debe tener siempre un valor de 0 cm3. El
agua, al liberarse de la lechada, es atraída por cargas electrostáticas a las caras de
la tubería y de la formación. Tiende a ascender y a dar lugar a la formación alterna
de puentes de agua y sólidos asentados, con deslaves y/o micro anulares.
6. Resistencia a la compresión: Se deben correr pruebas de resistencia a la
compresión, con base en el diseño completo de la lechada, para saber en cuánto
tiempo el cemento fraguado desarrolla su resistencia a la compresión y así poder
183
continuar en el pozo con la perforación de la siguiente etapa o con las operaciones
de terminación. En la práctica se asume un valor aceptable de resistencia a la
compresión de 35 kg/cm2, como mínimo, para que la capa de cemento soporte el
peso de la tubería. Este valor de resistencia a la compresión con lechadas de den-
sidad normal se obtiene, generalmente, dentro de las primeras 8 horas de estar en
reposo a las condiciones de fondo.
Lechadas de alta densidad:
1. Densidad: Debido a la profundidad de asentamiento de estas sartas, se requiere
de la adición de harina sílica, para evitar la regresión de la resistencia a la
compresión. Así la densidad es ajustada tomando en consideración la presencia del
35 % de harina sílica o de arena de sílice. En estos casos de incremento de
densidad es preferible usar arena malla 100, debido a que no requiere de agua
adicional y el valor de la densidad estará en función de la densidad del fluido de
control
El incremento de la densidad se logra empleando un agente densificante de alto
peso específico que no requiera de la adición de agua, tal como la hematita y la
limadura de fierro. Otro material densificante es la barita, sulfato de bario, el cual es
empleado comúnmente en los lodos de perforación para darle peso al fluido; pero
para usarlo en las lechadas es poco recomendable por su bajo grado de pureza.
Estos materiales densificantes se emplean a porcentajes relativamente altos con
respecto a los aditivos comunes, siempre calculando que se obtenga el peso de
lechada deseado mediante balance de materiales. También se puede efectuar el
incremento de la densidad mediante la disminución del agua de mezcla. En estos
casos, se incrementa el porcentaje del agente dispersante para contrarrestar el
incremento de la viscosidad.
2. Control de filtrado: Ya que se tiene la densidad deseada, se procede a regular el
filtrado. Se emplea entonces un agente de control de filtrado para lechadas de
densidad normal a un porcentaje bajo del orden de 0.3 a 0.4% por peso de cemento,
combinado con un porcentaje bajo de un agente fluidizante que le ayude en su
trabajo del orden de 0.3% por peso de cemento. El valor que se debe obtener es de
aproximadamente 50 cm3/30min. Bajo una presión diferencial de 1,000 psi.
184
3. Fluidez: Con el filtrado controlado, se procede a mejorar la fluidez de la lechada,
aumentando el porcentaje de fluidizante a manera de reducir al máximo las pérdidas
de presión por fricción durante el desplazamiento en el espacio anular. Es
importante considerar durante la ponderación de este parámetro, que de acuerdo
con las investigaciones en laboratorios de reología, la eficiencia del desplazamiento
se mejora cuando el cemento viaja en el espacio anular a una velocidad mínima de
80 m/min, 1.33 m/seg., 4.37 pie/seg., y a medida que se incrementa esta velocidad,
la eficiencia mejora, en este caso de lechadas densificadas, el porcentaje de
fluidizante empleado es mayor debido a la baja relación agua sólidos.
4. Tiempo de bombeo: El paso siguiente es determinar el tiempo de bombeo
mediante la dosificación de un retardador del fraguado para alta temperatura. Esto
generalmente se hace con base en la respuesta que muestre el retardador al
cemento que se esté usando de acuerdo con trabajos anteriores, por el empleo de
gráficas proporcionadas por la compañía de servicio, o por ensayo y error, en cuyo
caso se recomienda iniciar las pruebas de tiempo de fraguado con porcentajes bajos
y hacer incrementos del orden de un décimo en la dosificación del producto, hasta
lograr el tiempo deseado. El tiempo de fraguado inicial que se debe dar a una
lechada es el tiempo necesario para efectuar la operación en el pozo; es decir, el
tiempo para preparar y bombear la totalidad de la lechada a una velocidad de
mezclado de 1 ton/min., más el tiempo de desplazamiento de la lechada al espacio
anular al gasto máximo permisible, de acuerdo con el gasto determinado por el
programa computarizado de análisis hidráulico, más un factor de seguridad en
tiempo de 1 1/2 h, en los casos en donde este tiempo sea mayor o igual a 5:30 h,
debido al volumen de cemento empleado, se debe efectuar el trabajo con dos
unidades cementadoras.
5. El contenido de agua libre: La lechada debe manifestar, invariablemente, un valor
de 0 cm3 de agua libre, debido a que la liberación de agua generalmente está
acompañada de precipitación de sólidos; en otras palabras, el punto de cedencia de
la lechada tiene un valor numérico de 0 o inferior a 0 y el fluido deja de ser no-
newtoniano para convertirse en newtoniano. Además al liberarse el agua de la
lechada es atraída por cargas hidrostáticas a las caras de la tubería y de la for-
mación. Tiende a ascender dando lugar a la formación alterna de puentes de agua y
sólidos asentados, con deslaves o microanulares.
185
6. Resistencia a la compresión: Se deben correr pruebas de resistencia a la
compresión con el diseño de la lechada completo, para saber en cuanto tiempo
desarrolla el cemento fraguado, su resistencia a la compresión y así poder continuar
en el pozo con la perforación de la siguiente etapa o con las operaciones de la
terminación del mismo. En la práctica se asume un valor aceptable de resistencia a
la compresión de 35 kg/cm2, como mínimo, para que la capa de cemento soporte el
peso de la tubería. Este valor de resistencia a la compresión con lechadas de alta
densidad se obtiene generalmente dentro de las primeras 4 horas de estar en
reposo a las condiciones de fondo.
Lechadas de baja densidad:
1. Densidad: Debido a la profundidad de asentamiento de estas sartas, se requiere
de la adición de harina sílica para evitar la regresión de la resistencia a la
compresión. La densidad se debe ajustar entonces tomando en consideración la
presencia del 35 % de harina sílica. En estos casos de disminución de densidad es
preferible usar harina de sílice malla 325, debido a que ésta requiere del 40 % de su
propio peso de agua adicional.
El diseño completo de esta lechada es similar al procedimiento descrito para las
tuberías anteriores con lechadas de baja densidad.
El contenido de agua libre de la lechada debe tener, invariablemente, un valor de
0 cm3, debido a que la liberación de agua generalmente indica una inestabilidad del
sistema diseñado; en otras palabras, el punto de cedencia de la lechada tiene un
valor numérico de 0 o inferior a 0 y el fluido deja de ser no-newtoniano para
convertirse en newtoniano.
En pozos direccionales y horizontales el factor de estabilidad de la lechada se
torna crítico debido a que el agua libre puede formar un canal en la parte alta del
espacio anular a lo largo del intervalo cementado. Esto favorece el flujo de fluidos de
las capas a través de éste.
186
Procedimientos operativos:
En el desarrollo operativo de una cementación de tuberías superficiales de 20",
16", 13 3/8" y 9 5/8", que son las más comunes, se debe hacer el siguiente
procedimiento operativo:
a) Efectuar junta de seguridad con el personal involucrado en la operación.
b) Instalar cabeza de cementar con tapón diafragma.
c) Verificar las conexiones superficiales de unidades de alta presión (UAP).
d) Colocar en las presas de lodo los niveles, para que cuando se inicie el trabajo
se verifique constantemente y así detectar pérdida o descontrol del pozo.
e) Soltar tapón de diafragma o limpiador.
f) Bombear volumen lavador.
g) Probar el equipo de flotación y descargar lentamente, a cero, la presión
diferencial. En caso de no funcionar el equipo, tratar de activar, de nueva
cuenta, el mecanismo de flotación con el bombeo del mismo volumen lavador
a un gasto alto, y descargar súbitamente para verificar el equipo de flotación y
cuantificar el volumen regresado. En caso de duda, de que el volumen no
corresponda al que debe pasar por el equipo, se debe bombear un fluido
testigo para, por diferencial, detectar el punto por donde se esté circulando.
h) Bombear el fluido espaciador que es el que nos permite tener una buena
eficiencia de barrido de los recortes en suspensión que se pudieran tener en
el agujero y dejar un buen enjarre para el paso de la lechada de cemento.
i) Bombear la lechada de cemento (normalmente en estas tuberías superficiales
se bombean dos tipos de lechada: de baja densidad o con control de gas
dependiendo de la zona que se perforó), recuperar muestras del cemento y
del agua de mezcla para análisis.
j) Bombear, si así lo indica el diseño, la segunda lechada de cemento llamada
de alta o de amarre. Recuperar, de igual manera, las muestras de cemento y
agua para su análisis.
k) Verificar que la lechada se haya bombeado lo más homogéneamente posible.
La última lechada es para lograr un buen amarre de los accesorios.
l) Al terminar de bombear el cemento, cerrar el macho para evitar cualquier
succión.
m) Soltar el tapón de desplazamiento.
187
n) Efectuar el desplazamiento.
o) Si se desplaza con la bomba del equipo, cerrar válvula de 2" (llenadera) y
abrir válvula de 4" (stand pipe).
p) Si se desplaza con unidad de alta presión, verificar apertura de machos y
llevar físicamente la contabilidad de cajas bombeadas.
El desplazamiento se debe iniciar a bajo gasto hasta restablecer circulación para
romper el gel del lodo y lechada evitando inducir una pérdida. Se debe checar
constantemente la presión inicial de desplazamiento, el peso de la TR, la circulación
y nivel de presas; en caso de salir lodo contaminado por el cemento, éste se
desecha, y si la presión de desplazamiento se incrementa y tiende a ser mayor que
la calculada con la resistencia a la tensión o a la presión interna de la TR, debe
reducirse el gasto para evitar un problema y poder alcanzar la presión final. Por
último se verificará de nueva cuenta, la presión final. En caso de que no funcione el
equipo de flotación, dejar el macho cerrado de la cabeza de cementar con la presión
diferencial calculada en espera de fraguado (tiempo que se determina de las
pruebas de laboratorio con la lechada de cemento). Es importante aclarar que
actualmente la industria del petróleo procura evitar la contaminación al medio
ambiente; de tal manera que los cálculos de las lechadas en estas TR superficiales
no son a superficie y se procura amarrar las zapatas de la última TR cementada.
El procedimiento de operación para una TR de 20", cuando se utiliza la
herramienta stab-in, difiere un poco con respecto al mencionando anteriormente. La
secuencia es la siguiente:
a) Realizar una junta de seguridad con personal involucrado en la operación.
b) Meter TR a profundidad programada, circular para acondicionar lodo y
verificar la reología del mismo, efectuar ajuste de la TR e instalar el piso
falso, meter stab-in (enchufarse) y romper circulación.
Nota: Durante la operación se puede represionar el espacio anular entre TR y TP
para evitar un colapso de la TR y una posible comunicación de la herramienta stab-
in. Otra técnica es bombear un volumen de lodo pesado entre el espacio anular de
TR y TP antes de la operación para generar una presión diferencial de 500 psi y
cumplir con el objetivo antes mencionado.
188
c) Circular verificando efectividad de la herramienta stab-in con presión y gasto;
si durante el desarrollo de la operación se observa una recuperación en el
indicador de peso, esto será debido al factor de flotación de la TR. Este efecto
se produce cuando sale la lechada de cemento al espacio anular.
d) Revisar la cabeza de cementar y colocar el tapón de desplazamiento, instalar
la cabeza de cementar y las líneas de inyección.
e) Bombear el frente lavador, verificar circulación y probar el equipo de flotación
descargando la presión diferencial.
f) Bombear lechadas de cemento en el orden programado, verificar que no haya
fugas durante la operación. En caso de haberlas corregir la anomalía y poder
continuar.
g) Soltar el tapón de desplazamiento. Verificar el movimiento de machos con el
número de vueltas previamente revisadas, sacar el "perno que sostiene el
tapón sólido" y con el perno de seguridad "testigo" verificar la salida del tapón.
h) Con la Unidad de Alta Presión (UAP), desplazar volumen de TP, hasta
alcanzar presión final, bombear un volumen de 3 bls de agua dulce para dejar
la herramienta stab-in en seno de agua y no con cemento para asegurar la
recuperación de la misma.
i) Probar nuevamente el equipo de flotación.
Si se bombeó el volumen de lodo pesado en el espacio anular, desenchufar
herramienta stab-in y sacarla a superficie. En caso de no tener este volumen
pesado, esperar a pozo cerrado el tiempo necesario de acuerdo con la resistencia
compresiva del cemento para poder desconectar la herramienta stab-in y sacar a
superficie.
Si hablamos de la cementación de una TR de explotación, el procedimiento
operativo es el siguiente:
Anclaje de TR:
a) Realizar una junta de seguridad con el personal operativo.
b) Probar las conexiones superficiales con las presiones de trabajo.
c) Una vez llegada la TR a la profundidad programada, verificar con circulación
el peso de la sarta subiéndola y bajándola. Tocar fondo con peso (se re-
189
comienda el 30% del peso de la TR), colocar marcas antes y después de
cargar peso. En este lapso se circula para acondicionar lodo verificando pro-
piedades reológicas, posibles gasificaciones, la entrada y la salida del mismo
al pozo.
d) En el tiempo de circulación, revisar la cabeza de cementar, verificar que los
machos estén libres, revisar el número de vueltas con que se libera el perno.
e) Dependiendo del cálculo efectuado del efecto de pistón y de la altura en que
se encuentra el último copie de TP sobre la mesa rotatoria, conectar la
cabeza directamente a este copie o a un tubo extra en el auxiliar (de ser
posible se recomienda trabajar con lingadas completas).
f) Proceder al anclaje. Lanzar la canica que se aloja en un asiento que para tal
efecto tiene el copie de retención. Esta canica rompe los pernos de corte que
accionan el mecanismo de cuñas del colgador al aplicar presión por TR el
anclaje se comprueba cargando peso, tomando como referencia las marcas
que se colocaron con anterioridad. Es importante señalar que las presiones
para romper los pernos de corte de las cuñas y el asiento del copie de
retención varían en función del fabricante y de la calibración que se les dio.
Hay ocasiones en que se calibran con mayor presión para operaciones
especiales.
g) Verificar equipo de flotación con diesel o agua.
h) Para soltar la TR se procede de la siguiente manera: descargar el peso de la
TR en el colgador cargado de 5 a 10 tons. De peso de TP. Para verificar el
anclaje, girar la TP a la derecha para soltar.
i) Para comprobar si se soltó, levantar una longitud menor a la longitud del
aguijón o mandril de sellos y observar el peso de la TP en el indicador de
peso. Posteriormente se carga peso a la TR.
j) Conectar líneas de inyección y efectuar preparativos realizando pruebas de
compatibilidad de lodo-frentes lavador y separador-cemento.
Desarrollo operativo:
a) Bombear frente lavador (verificar circulación y presión diferencial) y
espaciador.
190
b) Bombear lechada de cemento de acuerdo con la cédula de bombeo (verificar
constantemente presión, circulación y peso de la TR) recuperar muestras de
cemento y agua de mezcla.
c) Soltar tapón sólido sacando el perno.
d) Desplazar la lechada. Aquí se debe verificar el acoplamiento de tapones de
TP al tapón de TR alojado en el colgador. Así, de acuerdo con los cálculos de
volumen de TP, se debe disminuir el gasto de bombeo para poder ver este
acoplamiento. Si no se alcanzara presión final (llegada del tapón al cople de
retención) con el volumen calculado, no se debe sobredesplazar ya que se
lavaría la zapata.
e) Verificar el equipo de flotación (si no funciona, de todas maneras sacar el
soltador), desenchufar soltador (verificando el peso de la TP), levantar 200m
arriba de la cima de los baches, establecer circulación y observar el pozo; si
no hay escurrimiento, dejar pozo cerrado para esperar fraguado y sacar el
soltador; si se observa escurrimiento, levantar soltador 300m arriba de la cima
de cemento (llenando pozo), circular, cerrar pozo y esperar fraguado.
f) Cuando exista una diferencia fuerte entre la densidad del cemento comparada
con la densidad del fluido de control, se prepara un volumen de lodo con
densidad cercana o igual a la del cemento (para el desplazamiento). Esto
ayuda cuando falla el equipo de flotación o para mantener las columnas en
equilibrio dentro y fuera de la tubería y evitar movimiento del cemento.
Tuberías de revestimiento cortas (liner):
Cuando se trata de cementaciones de tuberías cortas de explotación (7pulg o
5pulg), normalmente se utiliza un empacador permanente que se coloca debajo de
la camisa soltadora. Su objetivo es, básicamente, el control del pozo cuando se
tengan pérdidas parciales o totales y cuando exista la posibilidad de que el pozo se
descontrole. El procedimiento operativo consiste en lo explicado anteriormente y la
función adicional para activarlo es aplicar solamente peso (25-30 tons) para romper
seguros y activar el mecanismo.
En la actualidad los retos de perforación son tan grandes que la exigencia para
las operaciones de servicio son más delicadas. Tal es el caso de la cementación de
una TR 3 ½ " (slim liner o tubería esbelta); los cálculos son iguales a los de una
191
cementación de tubería de explotación corta normal (7" o 5") y las variaciones con
respecto al procedimiento operativo son las siguientes:
a) Realizar una junta de seguridad con el personal operativo.
b) Probar las conexiones del equipo en superficie
c) Verificar peso total de las tuberías (TR y TP) y tocar fondo con circulación si
las condiciones lo permiten.
d) Soltar canica para anclar conjunto colgador y durante el viaje de la canica
instalar la cabeza de cementar con el tapón de desplazamiento.
e) Anclar la TR y con fluido del pozo manejar presiones equivalentes para no
rebasar los límites del colgador. Verificar este anclaje con peso sobre la TR,
con los cálculos previamente efectuados.
f) Soltar la tubería y verificar que el soltador esté libre, con peso y con presión.
Establecer circulación con presión equivalente en el copie. Para observar
abatimiento de presión, este procedimiento se debe al diseño del cople
receptor donde se aloja la canica. Esta herramienta es del grado y peso de la
TR para evitar problemas en el pozo.
g) Anclada y soltada la tubería, se aplica peso sobre la camisa soltadora y se
efectúa el bombeo de la lechada entre tapones para evitar la contaminación
del volumen pequeño empleado de lechada y desplazar con agua y fluido
retardante o lodo contaminado. Todo esto para lograr que el cemento que
pudiera dar vuelta arriba de la boca de la TR pueda fraguar.
h) Levantar el soltador 500m llenando pozo, cerrar preventores y esperar
fraguado. En ocasiones puede ocuparse un empaque permanente que deberá
de activarse antes de esperar fraguado.
Para efectuar la cementación de complementos de TR, se sigue este
procedimiento operativo:
a) Efectuar junta de seguridad.
b) Romper circulación, verificar gasto y presión.
c) Enchufar tie-back en la camisa soltadora (C-2) y probar la efectividad de los
sellos con una presión de 35-70 kg/cm2 más que la de circulación. Colocar
una marca al verificar la (C-2) y otra cuando se empieza a cargar peso y se
enchufa al tie-back (lo normal son 30 tons arriba del peso de la TR) en la
192
camisa soltadora C-2; levantar la herramienta tie-back para dejarla en
posición de cementar (libre los orificios). Es importante señalar que al verificar
la C-2 y cargar peso para enchufar el tie-back observar que el último copie de
la TR libre los preventores para poder efectuar el corte de ésta, terminada la
operación.
d) Para verificar el enchufe de los sellos del tie-back se establece circulación (a
gasto y presión estable) se levanta la TR a una longitud mayor o igual a la ca-
rrera de la camisa observando el comportamiento de la presión; fuera de la
camisa tiende a disminuir y cuando entra a la camisa se incrementa. Hay oca-
siones en que se observa comunicación de los sellos; en este caso, lo
conveniente es levantar el tie-back y circular para limpiar la zona y rotar la TR
para cambiar de posición los sellos y volver a enchufarse. Esto, a veces, da
buenos resultados; en caso contrario dejar el pozo represionado al terminar la
operación.
e) Instalar la cabeza de cementar y las conexiones superficiales probándolas
con la presión máxima de operación.
f) Soltar tapón limpiador, bombear frente lavador y probar el equipo de flotación,
recuperar muestra de cemento y agua de mezcla y bombear lechada
verificando densidad y circulación, soltar tapón de desplazamiento, desplazar
verificando la presión máxima de desplazamiento y final siendo esta presión
de 35-70 kg/cm2 mayor que la de circulación, verificar el equipo de flotación al
final de la operación.
g) Al finalizar la operación, se cargan 30 tons para enchufar el tie-back
(verificada con la marca puesta previamente) si éstas no fueran suficientes se
le cargan un poco más teniendo un margen del peso de la misma TR;
finalmente, cerrar macho de la cabeza y lavar cabezal con pozo cerrado.
Existe la cementación de una TR corta que se ubica arriba de la boca del liner. Se
diferencia de una cementación de complemento porque esta tubería corta no llega a
superficie. En el medio petrolero se le conoce como stub y los cálculos son iguales a
los de un complemento y tuberías cortas, porque esta tubería lleva una herramienta
soltadora, por lo tanto, se debe de soltar la TR al finalizar la cementación y levantar
la herramienta soltadora 200m arriba de la cima de los frentes lavador y separador,
romper circulación y sacar a superficie.
193
Elaboración de reportes:
Durante ese período el personal encargado de ejecutar el procedimiento operativo
plantea por escrito las conclusiones de todo el proceso y los eventos que se
suscitaron.
Figura 23: Flujograma para procedimiento operativo de una cementación (Parte I).
Fuente: Linares, J. (2012).
Inicio
Cementación
de tubería
conductora.
Si
No
Cementación
de tubería
superficial.
Si
No
B
A
C Ejecutar procedimiento operativo
para cementar (ver metodología)
Elaborar informe final acerca del
procedimiento operativo.
Fin del proceso.
194
Figura 24: Flujograma para procedimiento operativo de una cementación (Parte II).
Fuente: Linares, J. (2012).
Cementación
de tubería
intermedia.
Si
No
Cementación
de tubería
explotación.
Si
No
D B
C C
195
Figura 25: Flujograma para procedimiento operativo de una cementación (Parte III).
Fuente: Linares, J. (2012).
Cementación
de tubería
corta (liner).
Si
No
Cementación
de tubería
complemento
Si
No
E D
C C
196
Figura 26: Flujograma para procedimiento operativo de una cementación (Parte IV).
Fuente: Linares, J. (2012).
A E
C
Cementación
de tubería
corta arriba
del liner.
Si
No
Error
197
CAPÍTULO IV
MANUAL DEL USUARIO
4.1. Introducción.
A continuación se presenta el manual de usuario de la herramienta computacional
PETROLEUM WORLD 1.0.
PETROLEUM WORLD 1.0 es un programa computacional para la selección de
completaciones y cementaciones en pozos pertenecientes a formaciones
consolidadas y no consolidadas de diferentes edades geológicas (mioceno, eoceno
y cretáceo) en la Cuenca del Lago de Maracaibo, es decir, permite la selección del
tipo de completación más adecuado con la finalidad de contribuir a optimizar la
producción del pozo a la vez que alargar su vida útil, mediante la elaboración de
matrices integrales de decisión para cada tipo de completación, que permitan la
evaluación de cada pozo según sus características geológicas, de yacimiento, de
presencia de agentes indeseables, del tipo de estimulación futura, de limitaciones y
facilidades operacionales existentes, así como de las políticas, la factibilidad
económica y los riesgos asociados a esa completación. Además se diseñará como
parte de la metodología, flujogramas que permitan la correcta selección y aplicación
de la cementación presente en el pozo petrolero planteándola desde un punto de
vista cualitativo a fin de garantizar que se lleve a cabo el proceso de completación
posterior a esa cementación.
La primera evaluación que realizará el programa será la evaluación general donde
se estudian una serie de criterios propuestos y la herramienta recomendará la
completación con mayor índice de determinación (ID). La segunda parte consiste en
evaluar la completación que se desee de manera individual y la herramienta según
los criterios de selección dirá si esta completación es mala, buena u óptima. Todo
con el objetivo de tener una mejor eficiencia y seguridad en la elección y adecuado
diseño de los esquemas de completación y así tener un mejor vínculo entre el
yacimiento y superficie que dependen de la correcta y estratégica disposición de
todos los parámetros que lo conforman. Para generar un resultado enmarcado en el
criterio malo, bueno u óptimo, se especificará para cada edad geológica en
específico un porcentaje numérico de selección, así, por ejemplo, para el mioceno y
198
eoceno no consolidado el criterio será el siguiente: ID ≥ 0.7 (mayor o igual a 70%) =
óptima, 0.60 < ID < 0.70 (mayor a 60% y menor 70%) = buena, ID ≤ 0.60 (menor o
igual a 60%) = mala, para el eoceno consolidado el criterio será: ID ≥ 0.9 (mayor o
igual a 90%) = óptima, 0.80 < ID < 0.90 (mayor a 80 y menor a 90%) = buena, ID ≤
0.80 (menor o igual a 80%) = mala, y para el Cretáceo, el criterio será: ID ≥ 0.85
(mayor o igual a 85%) = óptima, 0.75 < ID < 0.85 (mayor a 75 y menor a 85%) =
buena, ID ≤ 0.75 (menor o igual a 75%) = mala.
Además, la metodología desarrollada, plantea llevar a cabo una cementación
fundamentada en las necesidades del usuario, es decir, según los requerimientos
que este necesite para llevar a cabo esa cementación y según las condiciones del
pozo a cementar, la metodología será aplicable desde el punto de vista cualitativo.
El programa se desarrolló en lenguaje Visual Basic 6.0 luego de la recopilación de
información y datos correspondientes a metodologías previas.
4.2. Instalación del programa.
El procedimiento para instalar PETROLEUM WORLD 1.0 es el siguiente:
Inserte el CD con la etiqueta PETROLEUM WORLD 1.0.
Si el programa de instalación no se ejecuta automáticamente, haga doble click en
el ícono de instalación Setup.exe (ver figura 27).
Figura 27: Ícono de instalación.
Fuente: Linares, J. (2012).
Al dar doble click al ícono de instalación, automáticamente aparecerá una ventana
donde se debe escoger un idioma (ver figura 28).
199
Figura 28: Selección del idioma de instalación.
Fuente: Linares, J. (2012)
Luego aparece una ventana donde el programa está preparándose para la
instalación (ver figura 29).
Figura 29: Inicio de instalación.
Fuente: Linares, J. (2012).
Luego aparece una ventana donde el programa avisará al usuario que creará un
icono en su escritorio (ver figuras 30). El programa muestra la pantalla de bienvenida
al asistente de instalación de PETROLEUM WORLD 1.0 y donde se puede elegir la
ubicación del archivo a instalar, se presiona el botón siguiente para continuar con la
200
instalación o se puede abortar la misma en cualquier etapa al presionar el botón de
cancelar (ver figura 31).
Figura 30: Selección de carpeta de destino I.
Fuente: Linares, J. (2012).
Figura 31: Selección de carpeta de destino II.
Fuente: Linares, J. (2012)
Al iniciar el proceso de instalación se podrá apreciar una barra del estatus del
proceso. Posee un botón para interrumpir su carga (cancelar) en caso de requerirlo
o desearlo (ver figura 32).
201
Figura 32: El programa está preparándose para instalación.
Fuente: Linares, J. (2012).
Finalmente, el programa será instalado en el computador empleado para tal fin, y
el usuario hará click en el botón finalizar para dar por concluido la instalación del
programa computarizado PETROLEUM WORLD 1.0 (ver figura 33).
Figura 33: El programa está instalado.
Fuente: Linares, J. (2012).
202
4.3. Desinstalación del programa.
Figura 34: Desinstalación de PETROLEUM WORLD 1.0.
Fuente: Linares, J. (2012).
Para la desinstalación se observa una ventana que mostrara si desea la
desinstalación de PETROLEUM WORLD 1.0 (ver figura 34). Al darle click a
siguiente se observará el proceso de desinstalación con la opción de cancelar si así
lo desea el usuario, aunque no es muy recomendable debido a que acarreará
problemas si ya se han desinstalado archivos importantes (ver figura 35).
Figura 35: Desinstalación en progreso.
Fuente: Linares, J. (2012).
203
Al finalizar la desinstalación se mostrará una ventana que indica la desinstalación
satisfactoria del programa en el sistema (ver figura 36).
Figura 36: El programa se ha desinstalado.
Fuente: Linares, J. (2012).
4.4. Uso general del programa.
Ventana Menú Principal de PETROLEUM WORLD 1.0.
Esta ventana aparece al momento de ejecutar el programa, luego de su previa
instalación o de manera directa desde el archivo ejecutable del mismo. Está
compuesta por cuatro (4) módulos: evaluar, cementación, ayuda y salir (ver figura
37). Basta con que el usuario decida hacer click en cualquiera de estos módulos que
se encuentran en la parte superior de la ventana para que se ejecute la actividad
respectiva, por ejemplo, si el usuario hace click en el link evaluar, inmediatamente,
se considerarán los datos administrativos y la información del pozo en el programa,
es decir, el usuario tendrá que introducir datos como, nombre, empresa interesada
en ejecutar el programa, nombre y ubicación del pozo, y ciudad o país en el cual se
encuentra el usuario. Aunado a esto tendrá que seleccionar el tipo de evaluación
que desea hacer, -por tanto dicha selección estará constituida por una evaluación
general y una específica cuyo contenido práctico será explicado en mayor detalle
más adelante en este manual-, y la edad geológica a la cual pertenece el pozo;
haciendo una diferenciación sobre el hecho de si el área a evaluar está constituida
por arenas consolidadas o arenas no consolidadas (ver figura 38), en el caso de que
el usuario seleccione arenas no consolidadas, el programa desplegará una pequeña
204
ventana, para que este seleccione la edad geológica de interés, es decir, mioceno o
eoceno (ver figura 39).
Cualquiera sea el tipo de evaluación o la edad geológica seleccionada, bastará
con clickear en el botón cuya palabra es Siguiente, para proceder a ejecutar el
programa según las indicaciones del usuario.
Figura 37: Pantalla principal PETROLEUM WORLD 1.0
Fuente: Linares, J. (2012).
Figura 38: Datos administrativos e información del pozo de PETROLEUM WORLD
1.0
Fuente: Linares, J. (2012).
205
Figura 39: Selección de edad geológica para arenas no consolidadas de
PETROLEUM WORLD 1.0
Fuente: Linares, J. (2012)
Menú Evaluación General
La evaluación general se realiza a través de este módulo, el mismo contiene una
serie de criterios técnicos y característicos que tiene un pozo petrolero, y su decisión
varía dependiendo del pozo que requiera evaluar. Puesto que la completación de un
pozo representa la concreción de muchos estudios que, aunque realizados por
separado, convergen en un mismo objetivo: la obtención de hidrocarburos. La
ingeniería petrofísica, ingeniería de yacimientos y de las ciencias de producción y
construcción de pozos; han venido realizando, en los últimos años, un trabajo en
equipo permitiendo una interacción de las ramas que conforman la ingeniería de
petróleo.
La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de los pozos
perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño operativo, productivo y
desarrollo de un campo. La eficiencia y la seguridad del vínculo establecido entre el
yacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratégica disposición de todos
los parámetros que lo conforman, de esta manera podría hablarse de la
206
productividad del pozo en función de la completación, que incluye un análisis de sus
condiciones mecánicas y la rentabilidad económica que justifique su existencia, es
por ello que surge la necesidad de establecer en forma concreta las condiciones
bajo las cuales se regirán cada uno de los parámetros contentivos en las matrices
integrales de decisión para su correcta aplicación en lo referente al desarrollo
práctico de la metodología resaltando de forma específica que es una condición
cinecuanón es la existencia de una óptima cementación para la aplicación de dicha
metodología; partiendo así del hecho de que la completación se llevará a cabo y
será óptima siempre y cuando la cementación de las zonas prospectivas sea buena
y proporcione un beneficio satisfactorio a la completación, por ello es, que dentro del
mismo programa se plantea una metodología eficaz para desarrollar la adecuada
cementación del pozo de petróleo a fin de garantizar el objetivo planteado
anteriormente.
En función de la edad geológica seleccionada, se desplegará en la plataforma del
programa una matriz integral de decisión que permitirá la selección del tipo de
completación más adecuado con la finalidad de contribuir a optimizar la producción
del pozo a la vez que alargar su vida útil, de acuerdo a las características
geológicas, de yacimiento, de presencia de agentes indeseables, del tipo de
estimulación futura, del pozo, además de limitaciones y facilidades operacionales
existentes, así como de las políticas, la factibilidad económica y los riesgos
asociados a esa completación. Como resultado el programa mostrará al usuario el
tipo de completación más idóneo para alcanzar el objetivo planteado luego de
evaluar internamente cada una de las completaciones existentes para esa edad
geológica. Para arenas no consolidadas, pertenecientes al mioceno y eoceno, la
evaluación general estará dada por criterios de selección específicos (ver figura 40).
207
Figura 40: Evaluación general para arenas no consolidadas del mioceno y eoceno.
Fuente: Linares, J. (2012).
Criterio de Tiffin
Para los pozos que en sus datos tengan disponibles el análisis granulométrico,
será necesario seleccionar ‘’si’’ en el segundo ítem que dice criterio de Tiffin, cuando
esto ocurra, se abrirá una ventana donde se introducirán los valores que
corresponden a este análisis, al introducirlos se podrá pulsar el botón cerrar (ver
figura 41).
Figura 41: Criterio de Tiffin.
Fuente: Linares, J. (2012).
208
Para arenas consolidadas, pertenecientes al eoceno, la evaluación general estará
dada por criterios de selección específicos (ver figura 42).
Figura 42: Evaluación general para arenas consolidadas del eoceno.
Fuente: Linares, J. (2012).
Para arenas consolidadas, pertenecientes al cretáceo, la evaluación general
estará dada por criterios de selección específicos (ver figura 43).
Figura 43: Evaluación general para arenas consolidadas del cretáceo.
Fuente: Linares, J. (2012).
209
Al responder los ítems de los criterios de selección se procede a pulsar el botón
‘’evaluar’’ que se encuentra en la parte superior del módulo evaluación general.
Entonces se mostrará el nombre de la completación recomendada, ID, y Criterio de
determinación, según la edad geológica estudiada, por ejemplo, completación para
arenas no consolidadas del mioceno y eoceno (ver figura 44), completación para
arenas consolidadas del eoceno (ver figura 45), y completación para arenas
consolidadas del cretáceo (ver figura 46). Finalmente, en la parte superior del
módulo se muestran tres (3) botones: menú, evaluar y salir. Evaluar se explicó
anteriormente, al hacer click al botón menú este nos dirige al menú Principal del
programa y al hacer click al botón salir se cierra el programa.
Figura 44: Resultado de la evaluación general para arenas no consolidadas del
mioceno y eoceno.
Fuente: Linares, J. (2012)
Adicional a esto, el resultado mostrará los datos del usuario y la información del
pozo así como la empresa que decide aplicar la metodología, además de un botón
con la palabra reporte, cuya finalidad será explicada más adelante durante el
desarrollo de este manual.
210
Figura 45: Resultado de la evaluación general para arenas consolidadas del
eoceno.
Fuente: Linares, J. (2012).
Figura 46: Resultado de la evaluación general para arenas consolidadas del
cretáceo.
Fuente: Linares, J. (2012).
211
Menú evaluación individual
La evaluación individual se realiza a través de este módulo, el mismo contiene
una serie de criterios técnicos y característicos que tiene un pozo petrolero, y su
decisión varía dependiendo del pozo que requiera evaluar. Puesto que la
completación de un pozo representa la concreción de muchos estudios que, aunque
realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la obtención de
hidrocarburos. La ingeniería petrofísica, ingeniería de yacimientos y de las ciencias
de producción y construcción de pozos; han venido realizando, en los últimos años,
un trabajo en equipo permitiendo una interacción de las ramas que conforman la
ingeniería de petróleo.
La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de los pozos
perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño operativo, productivo y
desarrollo de un campo. La eficiencia y la seguridad del vínculo establecido entre el
yacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratégica disposición de todos
los parámetros que lo conforman, de esta manera podría hablarse de la
productividad del pozo en función de la completación, que incluye un análisis de sus
condiciones mecánicas y la rentabilidad económica que justifique su existencia, es
por ello que surge la necesidad de establecer en forma concreta las condiciones
bajo las cuales se regirán cada uno de los parámetros contentivos en las matrices
integrales de decisión para su correcta aplicación en lo referente al desarrollo
práctico de la metodología resaltando de forma específica que es una condición
cinecuanón es la existencia de una óptima cementación para la aplicación de dicha
metodología; partiendo así del hecho de que la completación se llevará a cabo y
será óptima siempre y cuando la cementación de las zonas prospectivas sea buena
y proporcione un beneficio satisfactorio a la completación, por ello es, que dentro del
mismo programa se plantea una metodología eficaz para desarrollar la adecuada
cementación del pozo de petróleo a fin de garantizar el objetivo planteado
anteriormente.
En función de la edad geológica seleccionada, se desplegará en la plataforma del
programa una matriz integral de decisión que permitirá la selección del tipo de
completación más adecuado con la finalidad de contribuir a optimizar la producción
del pozo a la vez que alargar su vida útil, de acuerdo a las características
212
geológicas, de yacimiento, de presencia de agentes indeseables, del tipo de
estimulación futura, del pozo, además de limitaciones y facilidades operacionales
existentes, así como de las políticas, la factibilidad económica y los riesgos
asociados a esa completación. Como resultado el programa permitirá al usuario
seleccionar el tipo de completación de su interés para alcanzar el objetivo planteado
y de esta forma evaluar cada una de estas completaciones en función de su índice y
criterio de determinación. Para arenas no consolidadas, pertenecientes al mioceno y
eoceno, la evaluación individual estará dada por criterios de selección específicos
(ver figura 47).
Figura 47: Evaluación individual para arenas no consolidadas del mioceno y
eoceno.
Fuente: Linares, J. (2012).
Criterio de Tiffin
Para los pozos que en sus datos tengan disponibles el análisis granulométrico,
será necesario seleccionar ‘’si’’ en el segundo ítem que dice criterio de Tiffin, cuando
esto ocurra, se abrirá una ventana donde se introducirán los valores que
corresponden a este análisis, al introducirlos se podrá pulsar el botón cerrar (ver
figura 41).
213
Para arenas consolidadas, pertenecientes al Eoceno, la Evaluación Individual
estará dada por criterios de selección específicos (ver figura 48).
Figura 48: Evaluación individual para arenas consolidadas del eoceno.
Fuente: Linares, J. (2012).
Para arenas consolidadas, pertenecientes al cretáceo, la evaluación individual
estará dada por criterios de selección específicos (ver figura 49).
Figura 49: Evaluación individual para arenas consolidadas del cretáceo.
Fuente: Linares, J. (2012).
214
Al responder los ítems de los criterios de selección se procede a pulsar el botón
‘’evaluar’’ que se encuentra en la parte superior del módulo evaluación individual.
Entonces se mostrará índice y el criterio de determinación para la completación
seleccionada, según la edad geológica estudiada, por ejemplo, completación para
arenas no consolidadas del mioceno y eoceno (ver figura 50), completación para
arenas consolidadas del eoceno (ver figura 51), y completación para arenas
consolidadas del cretáceo (ver figura 52).
Figura 50: Resultado de la evaluación individual para arenas no consolidadas del
mioceno y eoceno.
Fuente: Linares, J. (2012).
Adicional a esto, el resultado mostrará los datos del usuario y la información del
pozo así como la empresa que decide aplicar la metodología, además de un botón
con la palabra reporte, cuya finalidad será explicada más adelante durante el
desarrollo de este manual.
215
Figura 51: Resultado de la evaluación individual para arenas consolidadas del
eoceno.
Fuente: Linares, J. (2012).
Figura 52: Resultado de la evaluación individual para arenas consolidadas del
cretáceo.
Fuente: Linares, J. (2012).
Al hacer click al botón reporte en cualquiera de las ventanas de evaluación
aparece la ventana de observaciones (ver figura 53), en esta ventana se podrán
216
agregar todas la observaciones adicionales que el usuario considere necesarias y
que guarden relación con alguna actividad del pozo en estudio. Al clickear siguiente
se enviará el reporte de los resultados obtenidos para el pozo (ver figura 54).
Figura 53: Observaciones.
Fuente: Linares, J. (2012).
Figura 54: Reporte de los Resultados obtenidos.
Fuente: Linares, J. (2012).
Al hacer click en el botón ayuda, se presentan ciertos datos adjuntos de utilidad
para el manejo y aplicación del programa, el cual consta de dos botones: Acerca de
y manual del usuario (formato PDF), al hacer click sobre el manual de usuario se
217
muestra a detalle cómo usar el programa PETROLEUM WORLD 1.0 (ver figura 55).
El usuario deberá tener instalado en su ordenador alguna de las versiones de
ADOBE READER. El botón acerca de, muestra información referente al autor del
programa computarizado (ver figura 56).
Figura 55: Menú principal, ayuda.
Fuente: Linares, J. (2012).
Figura 56: Acerca de… El autor.
Fuente: Linares, J. (2012).
Al hacer click en el botón Cementación que se encuentra en la parte superior del
menú principal, se mostrará un documento denominado “Metodología para el diseño
de la cementación de un pozo petrolero” (formato PDF), el usuario deberá tener
instalado en su ordenador alguna de las versiones de ADOBE READER, y se
fundamentará en una metodología que permita la correcta selección y aplicación de
218
la cementación presente en el pozo petrolero planteándola desde un punto de vista
cualitativo a través de flujogramas y fases teóricas que garanticen el éxito de la
cementación y por ende que se lleve a cabo el proceso de completación posterior a
esa cementación de manera efectiva.
Y finalmente al hacer click en el botón Salir se cerrará el programa PETROLEUM
WORLD 1.0.
219
CAPÍTULO V
RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN
La interpretación de los resultados consiste en inferir conclusiones sobre los
datos codificados, basándose en operaciones intelectuales de razonamiento lógico e
imaginación, ubicando tales datos en un contexto teórico (Palella y Martins,
2006:196). La misma trata de dar sentido, ofrecer una explicación a los logros
obtenidos, teniendo en cuenta el marco teórico y los objetivos fijados. En la presente
investigación, se pretende diseñar un programa computarizado que permita
seleccionar la completación más óptima para el pozo de petróleo, así como, aplicar
una metodología de trabajo a través de la cual se pueda aplicar el mejor programa
de cementación al pozo para garantizar que el espesor mínimo tanto superior como
inferior se encuentren bien cementados y por ende, las zonas prospectivas se aíslen
en el pozo, todo ello a fin de contribuir a optimizar la producción del pozo y alargar
su vida útil.
5.1. Presentación de los resultados de la investigación:
Una vez realizadas las correspondientes investigaciones para la comprensión del
problema de estudio y luego de haber aplicado el instrumento (programa
computacional PETROLEUM WORLD 1.0) a 15 (quince) pozos que pertenecen a la
Cuenca del Lago de Maracaibo se procedió a realizar el análisis de resultados
correspondientes.
En este análisis, se aplica la metodología y herramienta diseñada para verificar la
efectividad de la misma mediante la obtención de resultados numéricos que
permitan concluir que tipo de completación resulta ser óptimo para cumplir con los
objetivos propuestos en la investigación, además de un efectivo plan de
cementación que garantice esa completación.
A continuación se presentan las características de los 3 pozos pertenecientes al
mioceno y el eoceno no consolidado (ver tabla 35):
220
Tabla 35. Data de los pozos LUZ-001, LUZ-002 y LUZ-003 pertenecientes al
mioceno y eoceno no consolidado (arenas no consolidadas).
Parámetros Pozo LUZ-001 Pozo LUZ-002 Pozo LUZ-003
Tipo de completación
Hoyo desnudo y ampliado
con liner ranurado empacado
con grava
Hoyo desnudo con liner
ranurado.
Hoyo desnudo con rejilla
pre-empacada.
ANP(pies) 419’ 840’ 868’
Fluidos Crudo con %AyS de 6% Crudo con %AyS de 8% Crudo con %AyS de 7%
Número de zonas productoras 1 1 1
Caudal(bls/d) 485 180 700
Distribución de los granos de
formación
Media a Alta. Abundante
arcillocidad
Distribución Media con
arcillocidad media
Baja a media
distribución de granos
con alta arcillocidad
K(md) 915 860 940
Método de levantamiento Bombeo mecánico Bombeo mecánico BES
Gravedad API 18,6 17,4 15,5
Análisis Granulométrico
D10 0,02308333 0,0225 0,022
D40 0,01326667 0,01385 0,0146
D90 0,0056 0,00545 0,0055
D95 0,00485 0,01173333 0,01215
C= D40/D90 2.315915 2,59667951 2,654545
D10/D95 4.76522521 4,0805918 1,8107
%325 mesh 3.47 6,27 7,075
Fuente: Linares, J. (2012).
Dentro de la data selecciona disponible en la historia de los pozos también se
encuentran sus análisis granulométricos respectivos (ver tablas 36, 37, 38).
Tabla 36. Distribución granulométrica pozo LUZ-001.
Intervalo 1740’-1760’ 1240'-1260' 1880'-1900' 2060'-2080' 2160'-2180' 2300'-2320' Promedio
D10 0,028 0,028 0,021 0,0225 0,019 0,02 0,02308333
D40 0,0205 0,02 0,0098 0,012 0,008 0,0093 0,01326667
D90 0,00665 0,0072 0,005 0,0059 0,0044 0,00445 0,0056
D95 0,0058 0,0059 0,0041 0,005 0,0041 0,0042 0,00485
Uc 3,08270677 2,77777778 1,96 2,03389831 1,95121951 2,08988764 2,315915
Sc 4,82758621 4,74576271 5,12195122 4,5 4,63414634 4,76190476 4,76522521
%44µm 5,53 3,4 4,36 0,53 5,37 1,63 3,47
Fuente: Linares, J. (2012).
221
Tabla 37. Distribución granulométrica pozo LUZ-002.
Intervalo 1000'-1020' 1120'-1140' 1220'-1240' 1300'-1320' 1380'-1400' 1500-1520 Promedio
D10 0,023 0,02 0,023 0,023 0,023 0,023 0,0225
D40 0,015 0,0091 0,019 0,017 0,012 0,011 0,01385
D90 0,0058 0,0059 0,0053 0,0057 0,0049 0,0051 0,00545
D95 0,0048 0,0049 0,047 0,0047 0,0044 0,0046 0,01173333
Uc 2,5862069 1,54237288 3,58490566 2,98245614 2,72727273 2,15686275 2,59667951
Sc 4,79166667 4,08163265 0,4893617 4,89361702 5,22727273 5 4,0805918
%44µm 5,66 4,9 8,57 6,7 10,16 1,63 6,27
Fuente: Linares, J. (2012).
Tabla 38. Distribución granulométrica del pozo LUZ-003.
Intervalo 860'-880' 1000'-1020' 1120'-1140' 1220'-1240' 1380'-1400' 1500-1520 Promedio
D10 0,023 0,022 0,019 0,023 0,023 0,022 0,022
D40 0,0205 0,015 0,0091 0,019 0,013 0,011 0,0146
D90 0,00595 0,00585 0,0059 0,0052 0,0049 0,0052 0,0055
D95 0,0049 0,0048 0,049 0,0048 0,0048 0,0046 0,01215
Uc 3,445378 2,564103 1,542373 3,653846 2,653061 2,115385 2,654545
Sc 4,693878 4,583333 0,387755 4,791667 4,791667 4,782609 1,8107
%44µm 5,32 5,66 4,9 8,57 10,16 7,84 7,075
Fuente: Linares, J. (2012).
Ya con la data necesaria de los pozos a evaluar, presentada anteriormente se
dispuso a responder los criterios de selección que se presentan en el programa
computacional PETROLEUM WORLD 1.0 (ver tabla 39).
Tabla 39. Decisiones de los pozos LUZ-001, LUZ-002 y LUZ-003 para evaluar con
PETROLEUM WORLD 1.0.
Criterios de selección Pozo LUZ-001 Pozo LUZ-002 Pozo LUZ-003
¿Se consideró la tasa de producción? Si Si Si
¿Se consideró el criterio de Tiffin? Si Si Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo? Si Si Si
¿Existen Problemas de Arenamiento? Si Si Si
222
¿Se consideró la selección de liner ranurado o rejilla pre-
empacada? Si Si Si
¿Se consideró el tamaño de la grava a utilizar? Si No Si
¿Se analizó la compatibilidad del fluido de perforación-
completación con el yacimiento? Si Si Si
¿Existe presencia de fluidos indeseables? No No No
¿Existe la presencia de finos y/o arcillas? Si Si Si
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento? No No No
¿Cuál es el tipo de distribución de granos de la
formación? Media a Alta Media Baja a media
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros? No No Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie? Si Si Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie? No No No
¿Cuál es el espesor de la formación? E›100 E›100 E›100
¿Existen riesgos asociados a la Completación? No No No
Fuente: Linares, J. (2012).
Al evaluar los pozos con PETROLEUM WORLD 1.0 con la evaluación general
(ver tabla 40) e individual (ver tablas 41,42) se obtuvo lo siguiente:
Tabla 40. Resultados de la evaluación general para los pozos LUZ-001, LUZ-002 y
LUZ-003.
Pozo Tipo de completación Índice de
determinación (ID)
Criterio de
determinación (CD)
Pozo LUZ-001
Hoyo desnudo
ampliado con liner
ranurado y
empacado con grava
0,8625 Óptima
Pozo LUZ-002
Hoyo desnudo
sencilla con liner
ranurado.
0,85 Óptima
Pozo LUZ-003 Hoyo desnudo con
rejilla pre-empacada. 0,8125 Óptima
Fuente: Linares, J. (2012).
223
Tabla 41. Resultados de la evaluación individual de los pozos LUZ-001 y LUZ-002.
Fuente: Linares, J. (2012).
Tipo de completación Pozo LUZ-001 Pozo LUZ-002
ID CD ID CD
Completación a hoyo desnudo, sencilla no
selectiva. 0,575 Mala 0,65 Buena
Completación a hoyo desnudo, ampliado,
empacado con grava y con liner ranurado,
sencilla no selectiva.
0,8625 Óptima 0,725 Óptima
Completación Hoyo desnudo sencilla con
liner ranurado. 0,8375 Óptima 0,85 Óptima
Completación a hoyo desnudo sencilla
con rejilla pre-empacada. 0,775 Óptima 0,6625 Buena
Completación hoyo entubado sencilla no
selectiva. 0,3875 Mala 0,4625 Mala
Completación a hoyo entubado sencilla
con liner ranurado. 0,7125 Óptima 0,725 Óptima
Completación a hoyo entubado sencilla
con rejilla pre-empacada. No selectiva. 0,65 Buena 0,5375 Mala
Completación a hoyo entubado empacado
con grava con liner ranurado. 0,8125 Óptima
0,8
Óptima
Completación a hoyo entubado empacado
con grava y con rejilla pre-empacada. 0,7125 Óptima
0,6875
Buena
Completación a hoyo entubado sencilla
con rejilla Expandible. 0,65 Buena 0,5375 Mala
Completación a hoyo entubado con liner
ranurado y consolidación plástica
(sistema grava resina).
0,7125 Óptima 0,6875 Buena
Completación a hoyo desnudo horizontal
con liner ranurado. 0,775 Óptima 0,7875 Óptima
Completación a hoyo entubado, sencilla
Selectiva. 0,325 Mala 0,4 Mala
Completación a hoyo desnudo con liner
ranurado y consolidación plástica
(sistema grava- resina).
0,8375 Óptima 0,812 Óptima
Completación a hoyo desnudo sencilla
con rejilla Expandible. 0,775 Óptima 0,6625 Buena
Completación a hoyo entubado sencilla
con rejilla pre-empacada. Selectiva. 0,5875 Mala 0,475 Mala
224
Tabla 42. Resultados de la evaluación individual del pozo LUZ-003.
Fuente: Linares, J. (2012).
Tipo de completación Pozo LUZ-003
ID CD
Completación a hoyo desnudo, sencilla no
selectiva.
0,6625 Buena
Completación a hoyo desnudo, ampliado,
empacado con grava y con liner ranurado,
sencilla no selectiva.
0,775 Óptima
Completación Hoyo desnudo sencilla con
liner ranurado.
0,7375 Óptima
Completación a hoyo desnudo sencilla
con rejilla pre-empacada.
0,8125 Óptima
Completación hoyo entubado sencilla no
selectiva.
0,475 Mala
Completación a hoyo entubado sencilla
con liner ranurado.
0,6125 Buena
Completación a hoyo entubado sencilla
con rejilla pre-empacada. No selectiva.
0,6875 Buena
Completación a hoyo entubado empacado
con grava con liner ranurado.
0,7875 Óptima
Completación a hoyo entubado empacado
con grava y con rejilla pre-empacada.
0,675 Buena
Completación a hoyo entubado sencilla
con rejilla Expandible.
0,6875
Buena
Completación a hoyo entubado con liner
ranurado y consolidación plástica
(sistema grava resina).
0,8 Óptima
Completación a hoyo desnudo horizontal
con liner ranurado.
0,675 Buena
Completación a hoyo entubado, sencilla
Selectiva.
0,4125 Mala
Completación a hoyo desnudo con liner
ranurado y consolidación plástica
(sistema grava- resina).
0,8 Óptima
Completación a hoyo desnudo sencilla
con rejilla Expandible.
0,8125 Óptima
Completación a hoyo entubado sencilla
con rejilla pre-empacada. Selectiva.
0,625 Buena
225
A continuación se presentan las características de los 4 pozos pertenecientes al
eoceno consolidado:
Pozo LUZ-004:
Según la historia de producción del pozo este se encuentra actualmente
completado a hoyo entubado sencillo no selectivo a nivel de las arenas consolidadas
de edad eoceno, se realizaron las diferentes pruebas correspondientes al estudio del
modelo estático del yacimiento, así como todas las pruebas relacionadas al estudio
de su modelo dinámico, se presenta la historia de perforación del pozo donde se
especifican los problemas suscitados durante la perforación así como el análisis del
fluido usado para llevar a cabo el proceso tomando de esta forma las medidas
respectivas para la implementación del diseño de completación, y de igual forma se
constata que la profundidad total del pozo no excede los 13.500 pies, además se
aplica un tratamiento de acidificación para el control de finos de formación por lo que
se concluye que se considera la presencia de finos en el yacimiento.
A través de estudios convencionales se detecta la presencia de fluidos
indeseables (agua), de la misma forma, existen diferentes yacimientos prospectivos
pero por políticas manejadas por la unidad de explotación se específica que no se
selectivarán los yacimientos, sino que se producirán desde el yacimiento prospectivo
inferior y cuando este deje de ser económicamente rentable se procederá a
abandonarlo mediante la colocación de un tapón de cemento y se cañoneará un
yacimiento prospectivo superior. El diferencial de presión entre los yacimientos es
mayor a 250 lpc y entre los intervalos productores de un mismo yacimiento ese
diferencial no supera los 250 lpc, todo esto es sabido gracias al estudio del
comportamiento de presiones del yacimiento.
Cabe resaltar que en la Cuenca del Lago de Maracaibo se cuentan con
facilidades eléctricas así como para el manejo del gas gracias a que los 2 métodos
de producción más usados a nivel de esta Cuenca son levantamiento artificial por
gas y bombeo electrosumergible. Finalmente se expone en la historia de producción
las reservas que posee el yacimiento con lo cual se puede concluir la factibilidad
económica del mismo.
226
Pozo LUZ-005:
Según la historia de producción del pozo este se encuentra actualmente
completado a hoyo entubado sencillo no selectivo a nivel de las arenas consolidadas
de edad eoceno, se realizaron las diferentes pruebas correspondientes al estudio del
modelo estático del yacimiento, así como todas las pruebas relacionadas al estudio
de su modelo dinámico, se presenta la historia de perforación del pozo donde se
especifican los problemas suscitados durante la perforación así como el análisis del
fluido usado para llevar a cabo el proceso tomando de esta forma las medidas
respectivas para la implementación del diseño de completación, y de igual forma se
constata que la profundidad total del pozo no excede los 13.500 pies, además se
aplica un tratamiento de acidificación para el control de finos de formación por lo que
se concluye que se considera la presencia de finos en el yacimiento.
A través de estudios convencionales se detecta la presencia de fluidos
indeseables (agua), de la misma forma, existen diferentes yacimientos prospectivos
pero por políticas manejadas por la unidad de explotación se específica que no se
selectivarán los yacimientos, sino que se producirán desde el yacimiento prospectivo
inferior y cuando este deje de ser económicamente rentable se procederá a
abandonarlo mediante la colocación de un tapón de cemento y se cañoneará un
yacimiento prospectivo superior. El diferencial de presión entre los yacimientos es
mayor a 250 lpc y entre los intervalos productores de un mismo yacimiento ese
diferencial no supera los 250 lpc, todo esto es sabido gracias al estudio del
comportamiento de presiones del yacimiento.
Cabe resaltar que en la Cuenca del Lago de Maracaibo se cuentan con
facilidades eléctricas así como para el manejo del gas gracias a que los 2 métodos
de producción más usados a nivel de esta Cuenca son levantamiento artificial por
gas y bombeo electrosumergible. Finalmente se expone en la historia de producción
las reservas que posee el yacimiento con lo cual se puede concluir la factibilidad
económica del mismo.
227
Pozo LUZ-006:
Según la historia de producción del pozo este se encuentra actualmente
completado a hoyo entubado sencillo selectivo a nivel de las arenas consolidadas de
edad Eoceno, se realizaron las diferentes pruebas correspondientes al estudio del
modelo estático de los yacimientos, así como todas las pruebas relacionadas al
estudio de su modelo dinámico, se presenta la historia de perforación del pozo
donde se especifican los problemas suscitados durante la perforación así como el
análisis del fluido usado para llevar a cabo el proceso tomando de esta forma las
medidas respectivas para la implementación del diseño de completación, y de igual
forma se constata que la profundidad total del pozo no excede los 13.500 pies,
además se aplica un tratamiento de acidificación para el control de finos de
formación por lo que se concluye que se considera la presencia de finos en los
yacimientos.
A través de estudios convencionales se detecta la presencia de fluidos
indeseables (agua), de la misma forma, existen diferentes yacimientos prospectivos
pero por políticas manejadas por la unidad de explotación se específica que se
selectivarán los yacimientos con el objetivo de establecer una producción selectiva.
El diferencial de presión entre los yacimientos es mayor a 250 lpc y entre los
intervalos productores de un mismo yacimiento ese diferencial no supera los 250 lpc,
todo esto es sabido gracias al estudio del comportamiento de presiones de cada uno
de los yacimientos.
Cabe resaltar que en la Cuenca del Lago de Maracaibo se cuentan con
facilidades eléctricas así como para el manejo del gas gracias a que los 2 métodos
de producción más usados a nivel de esta Cuenca son levantamiento artificial por
gas y bombeo electrosumergible. Finalmente se expone en la historia de producción
las reservas que poseen los yacimientos con lo cual se puede concluir la factibilidad
económica del mismo.
Pozo LUZ-007:
Según la historia de producción del pozo este se encuentra actualmente
completado a hoyo entubado sencillo selectivo a nivel de las arenas consolidadas de
228
edad eoceno, se realizaron las diferentes pruebas correspondientes al estudio del
modelo estático de los yacimientos, así como todas las pruebas relacionadas al
estudio de su modelo dinámico, se presenta la historia de perforación del pozo
donde se especifican los problemas suscitados durante la perforación así como el
análisis del fluido usado para llevar a cabo el proceso tomando de esta forma las
medidas respectivas para la implementación del diseño de completación, y de igual
forma se constata que la profundidad total del pozo no excede los 13.500 pies,
además se aplica un tratamiento de acidificación para el control de finos de
formación por lo que se concluye que se considera la presencia de finos en los
yacimientos.
A través de estudios convencionales se detecta la presencia de fluidos
indeseables (agua), de la misma forma, existen diferentes yacimientos prospectivos
pero por políticas manejadas por la unidad de explotación se específica que se
selectivarán los yacimientos con el objetivo de establecer una producción selectiva.
El diferencial de presión entre los yacimientos es mayor a 250 lpc y entre los
intervalos productores de un mismo yacimiento ese diferencial supera los 250 lpc,
todo esto es sabido gracias al estudio del comportamiento de presiones de cada uno
de los yacimientos.
Cabe resaltar que en la Cuenca del Lago de Maracaibo se cuentan con
facilidades eléctricas así como para el manejo del gas gracias a que los 2 métodos
de producción más usados a nivel de esta Cuenca son levantamiento artificial por
gas y bombeo electrosumergible. Finalmente se expone en la historia de producción
las reservas que poseen los yacimientos con lo cual se puede concluir la factibilidad
económica del mismo.
Ya con la data necesaria de los pozos a evaluar, presentada anteriormente se
dispuso a responder los criterios de selección que se presentan en el programa
computacional PETROLEUM WORLD 1.0 (ver tablas 43, 44).
229
Tabla 43. Decisiones de los pozos LUZ-004 y LUZ-005 para evaluar con
PETROLEUM WORLD 1.0.
Criterios de selección Pozo LUZ-004 Pozo LUZ-005
¿Se consideró la tasa de producción? Si Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo? Si Si
¿Se tomó en consideración la producción de finos? Si Si
¿Existen diferentes yacimientos prospectivos que
necesitan selectivarse? No No
¿Se analizó la compatibilidad del fluido de perforación-
completación con el yacimiento? Si Si
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento? No No
¿Existe presencia de fluidos indeseables? Si Si
¿Se necesita hacer una completación selectiva? No No
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros? Si Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie? Si Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie? No No
¿Es económicamente factible aplicar esta completación? Si Si
¿Satisface las políticas de la unidad de explotación? Si Si
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si Si
¿La profundidad del yacimiento es mayor a 13.500 pies? No No
Fuente: Linares, J. (2012).
Tabla 44. Decisiones de los pozos LUZ-006 y LUZ-007 para evaluar con
PETROLEUM WORLD 1.0.
Criterios de selección Pozo LUZ-006 Pozo LUZ-007
¿Se consideró la tasa de producción? Si Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo? Si Si
¿Se tomó en consideración la producción de finos? Si Si
¿Existen diferentes yacimientos prospectivos que
necesitan selectivarse? No Si
¿Se analizó la compatibilidad del fluido de perforación-
completación con el yacimiento? Si Si
¿Existe diferencial de presión mayor a 250 lpc entre los
intervalos de un mismo yacimiento? No Si
¿Existe presencia de fluidos indeseables? Si Si
230
¿Se necesita hacer una completación selectiva? No Si
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros? Si Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie? Si Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie? No No
¿Es económicamente factible aplicar esta completación? Si Si
¿Satisface las políticas de la unidad de explotación? Si Si
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si Si
¿La profundidad del yacimiento es mayor a 13.500 pies? No No
Fuente: Linares, J. (2012).
Al evaluar los pozos con PETROLEUM WORLD 1.0 con la evaluación general (ver
tabla 45) e individual (ver tablas 46, 47) se obtuvo lo siguiente:
Tabla 45. Resultados de la evaluación general para los pozos LUZ-004, LUZ-005,
LUZ-006 y LUZ-007.
Pozo Tipo de completación Índice de
determinación (ID)
Criterio de
determinación (CD)
Pozo LUZ-004
Completación a hoyo
entubado sencilla no
selectiva
0,98 Óptima
Pozo LUZ-005
Completación a hoyo
entubado sencilla no
selectiva
0,98 Óptima
Pozo LUZ-006
Completación a hoyo
entubado sencilla no
selectiva
0,98 Óptima
Pozo LUZ-007
Completación a hoyo
entubado sencilla
selectiva
0,97 Óptima
Fuente: Linares, J. (2012).
231
Tabla 46. Resultados de la evaluación individual de los pozos LUZ-004 y LUZ-005.
Fuente: Linares, J. (2012).
Tabla 47. Resultados de la evaluación individual de los pozos LUZ-006 y LUZ-007.
Fuente: Linares, J. (2012).
Tipo de completación Pozo LUZ-004 Pozo LUZ-005
ID CD ID CD
Completación a hoyo abierto
sencilla no selectiva. 0,86 Buena 0,86 Buena
Completación a hoyo entubado
sencilla no selectiva. 0,98 Óptima 0,98 Óptima
Completación a hoyo entubado
sencilla selectiva. 0,77 Mala 0,77 Mala
Completación a hoyo entubado
con forro liso cementado. 0,90 Buena 0,90 Buena
Completación múltiple. 0,76 Mala 0,76 Mala
Tipo de completación Pozo LUZ-006 Pozo LUZ-007
ID CD ID CD
Completación a hoyo abierto
sencilla no selectiva. 0,86 Buena 0,66 Mala
Completación a hoyo entubado
sencilla no selectiva. 0,98 Óptima 0,78 Mala
Completación a hoyo entubado
sencilla selectiva. 0,77 Mala 0,97 Óptima
Completación a hoyo entubado
con forro liso cementado. 0,90 Buena 0,70 Mala
Completación múltiple. 0,76 Mala 0,86 Buena
232
A continuación se presentan las características de los 8 pozos pertenecientes al
cretáceo:
Pozo LUZ-008:
El pozo LUZ-008 se encuentra a nivel de las formaciones cretácicas apón, lisure
y maraca. En la historia de producción inicial de éste pozo, se pudo observar que
presenta una completación a hoyo abierto con liner ranurado. Además se
encontraron y recuperaron muestras de material sólido de formación (ripios), de
diámetro mayor al de la rejilla del liner, lo que ocasionó obstrucción en los trabajos
de limpieza, ya que no se logro circular el pozo, presenta como método de
producción lag. A éste pozo se le pretende realizar un plan de rehabilitación para
corregir la obstrucción existente además de la alta producción de agua.
Pozo LUZ-009:
El pozo LUZ-009 se encuentra a nivel de las formaciones cretácicas apón, lisure
y maraca. A través de la revisión de la historia de producción de este pozo, se pudo
observar que presenta una completación a hoyo entubado, con forro liso, con una
zona. Se le han realizado trabajos de estimulación matricial y se han cañoneado
intervalos prospectivos, además de la colocación de un tapón de cemento para aislar
zonas productoras de agua.
Se le realizó una evaluación petrofísica preliminar con los registros gamma rey,
resistividad, densidad y neutrón, para determinar las zonas con mayor
prospectividad de hidrocarburos las cuales fueron definidas. Además de el análisis
dinámico del yacimiento.
Pozo LUZ-010:
El pozo LUZ-010 fue perforado como un pozo de desarrollo en el yacimiento
cretáceo teniendo como objetivo principal las calizas del grupo cogollo. En la revisión
de la historia de producción de este pozo, se pudo observar que presenta una
completación a hoyo abierto. Este pozo fue puesto en producción inicialmente con
233
gas lift, Se le han realizado trabajos de limpieza con coiled tubing para eliminar
obstrucciones en el mismo además de acidificación.
Pozo LUZ-011:
El pozo LUZ-011 se encuentra a nivel de las formaciones cretácicas apón y
lisure. En la historia de producción de este pozo, el pozo LUZ-011 presenta una
completación a hoyo entubado, con forro liso, con una zona. A este pozo, se le han
realizado trabajos mediante bombeo de solventes aromáticos, y además se ha
logrado comprobar la presencia de fluidos indeseables.
Pozo LUZ-012:
El pozo LUZ-012 se encuentra a nivel de las formaciones cretácicas apón, lisure
y maraca. En la historia de producción de este pozo, se pudo observar que el pozo
LUZ-012 presenta una completación a hoyo entubado, con forro liso, con una zona.
A este pozo, se le han realizado análisis parcial del agua, trabajos de acidificación,
bombeo de solventes. Presenta como método de producción, flujo natural, y además
se ha logrado comprobar la presencia de fluidos indeseables.
Pozo LUZ-013:
El pozo LUZ-013 se encuentra a nivel de las formaciones cretácicas apón, lisure
y maraca (grupo cogollo). Al revisar la historia de producción de este pozo, se pudo
observar que el pozo LUZ-013 presenta una completación a hoyo entubado, con
forro liso, con una zona. A este pozo, se le han realizado trabajos de acidificación y
bombeo de solventes. Presenta como método de producción, flujo natural, y además
se ha logrado comprobar la presencia de fluidos indeseables.
Pozo LUZ-014:
En la historia de producción de este pozo, se pudo observar que el pozo LUZ-014
presenta una completación a hoyo entubado, con forro liso, sencilla con una zona. A
este pozo, se le han realizado trabajos de acidificación, limpieza con snubbing unit y
234
con solventes, además de tratamiento químico. Se ha logrado comprobar la
presencia de fluidos indeseables.
Pozo LUZ-015:
En la historia de producción de este pozo, se pudo observar que el pozo LUZ-015
presenta una completación a hoyo entubado, con forro liso, con una zona, con
intervalos cañoneados a nivel de las formaciones La luna, lisure y apón. Se le han
realizado trabajos de estimulación. Se le realizó una evaluación petrofísica para
determinar las zonas con mayor prospectividad de hidrocarburos. Además de el
análisis dinámico del yacimiento. Hay presencia de fluidos indeseables y presenta
como método de producción gas lift.
Ya con la data necesaria de los pozos a evaluar, presentada anteriormente se
dispuso a responder los criterios de selección que se presentan en el programa
computacional PETROLEUM WORLD 1.0 (ver tablas 48, 49, 50).
Tabla 48. Decisiones de los pozos LUZ-008, LUZ-009 y LUZ-010 para evaluar con
PETROLEUM WORLD 1.0.
Criterios de selección Pozo LUZ-008 Pozo LUZ-009 Pozo LUZ-010
¿Se consideró la tasa de producción? Si Si Si
¿Se consideró la producción de ripios? Si No Si
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo? Si Si Si
¿Se analizó la compatibilidad del fluido de perforación-
completación con el yacimiento?
Si Si Si
¿Existe presencia de fluidos indeseables? Si Si No
¿Se necesita hacer una completación selectiva? No No No
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros? Si Si Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie? Si No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie? No No No
¿Es económicamente factible aplicar esta completación? No No Si
¿Satisface las políticas de la unidad de explotación? No No Si
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si Si Si
Fuente: Linares, J. (2012).
235
Tabla 49. Decisiones de los pozos LUZ-011, LUZ-012 y LUZ-013 para evaluar con
PETROLEUM WORLD 1.0.
Criterios de selección Pozo LUZ-011 Pozo LUZ-012 Pozo LUZ-013
¿Se consideró la tasa de producción? Si Si Si
¿Se consideró la producción de ripios? No No No
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo? Si Si Si
¿Se analizó la compatibilidad del fluido de perforación-
completación con el yacimiento?
Si Si Si
¿Existe presencia de fluidos indeseables? Si Si Si
¿Se necesita hacer una completación selectiva? No No No
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros? Si Si Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie? No No No
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie? No No No
¿Es económicamente factible aplicar esta completación? No No No
¿Satisface las políticas de la unidad de explotación? No No No
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si Si Si
Fuente: Linares, J. (2012).
Tabla 50. Decisiones de los pozos LUZ-014 y LUZ-015 para evaluar con
PETROLEUM WORLD 1.0.
Criterios de selección Pozo LUZ-014 Pozo LUZ-015
¿Se consideró la tasa de producción? Si Si
¿Se consideró la producción de ripios? No No
¿Se consideró los problemas durante la perforación del
pozo? Si Si
¿Se analizó la compatibilidad del fluido de perforación-
completación con el yacimiento?
Si Si
¿Existe presencia de fluidos indeseables? Si Si
¿Se necesita hacer una completación selectiva? No No
¿Existe la posibilidad de implementar trabajos futuros? Si Si
¿Existen facilidades para el manejo de gas en superficie? No Si
¿Existen limitaciones eléctricas en superficie? No No
¿Es económicamente factible aplicar esta completación? No No
¿Satisface las políticas de la unidad de explotación? No No
¿Existen riesgos asociados a la Completación? Si Si
Fuente: Linares, J. (2012).
236
Al evaluar los pozos con PETROLEUM WORLD 1.0 con la evaluación general
(ver tabla 51) e individual (ver tablas 52, 53, 54, 55) se obtuvo lo siguiente:
Tabla 51. Resultados de la evaluación general para los pozos LUZ-008, LUZ-009,
LUZ-010, LUZ-011, LUZ-012, LUZ-013, LUZ-014, LUZ-015.
Pozo Tipo de completación Índice de
determinación (ID)
Criterio de
determinación (CD)
Pozo LUZ-008
Completación a hoyo
entubado, con forro
liso, con una zona
0,88 Óptima
Pozo LUZ-009
Completación a hoyo
entubado, con forro
liso, con una zona
0,88 Óptima
Pozo LUZ-010 Completación a hoyo
abierto 0,98 Óptima
Pozo LUZ-011
Completación a hoyo
entubado, con forro
liso, con una zona
0,88 Óptima
Pozo LUZ-012
Completación a hoyo
entubado, con forro
liso, con una zona
0,88 Óptima
Pozo LUZ-013
Completación a hoyo
entubado, con forro
liso, con una zona
0,88 Óptima
Pozo LUZ-014
Completación a hoyo
entubado, con forro
liso, con una zona
0,88 Óptima
Pozo LUZ-015
Completación a hoyo
entubado, con forro
liso, con una zona
0,96 Óptima
Fuente: Linares, J. (2012).
237
Tabla 52. Resultados de la evaluación individual de los pozos LUZ-008 y LUZ-009.
Fuente: Linares, J. (2012).
Tabla 53. Resultados de la evaluación individual de los pozos LUZ-010 y LUZ-011.
Fuente: Linares, J. (2012).
Tipo de completación Pozo LUZ-008 Pozo LUZ-009
ID CD ID CD
Completación a hoyo abierto 0,63 Mala 0,58 Mala
Completación a hoyo abierto, con
liner ranurado 0,65 Mala 0,65 Mala
Completación a hoyo entubado,
con una zona 0,74 Mala 0,74 Mala
Completación a hoyo entubado,
con forro liso, con una zona 0,88 Óptima 0,88 Óptima
Tipo de completación Pozo LUZ-010 Pozo LUZ-011
ID CD ID CD
Completación a hoyo abierto 0,98 Óptima 0,58 Mala
Completación a hoyo abierto, con
liner ranurado 0,73 Mala 0,65 Mala
Completación a hoyo entubado,
con una zona 0,66 Mala 0,74 Mala
Completación a hoyo entubado,
con forro liso, con una zona 0,65 Mala 0,88 Óptima
238
Tabla 54. Resultados de la evaluación individual de los pozos LUZ-012 y LUZ-013.
Fuente: Linares, J. (2012).
Tabla 55. Resultados de la evaluación individual de los pozos LUZ-014 y LUZ-015.
Fuente: Linares, J. (2012).
5.2. Análisis de los resultados de la investigación:
Con los resultados presentados tenemos el siguiente análisis:
Al terminar de aplicar el programa computacional PETROLEUM WORLD 1.0 a
los pozos LUZ-001, LUZ-002, LUZ-003, LUZ-004, LUZ-005, LUZ-006, LUZ-007,
LUZ-008, LUZ-009, LUZ-010, LUZ-011, LUZ-012, LUZ-013, LUZ-014 y LUZ-015, se
Tipo de completación Pozo LUZ-012 Pozo LUZ-013
ID CD ID CD
Completación a hoyo abierto 0,58 Mala 0,58 Mala
Completación a hoyo abierto, con
liner ranurado 0,65 Mala 0,65 Mala
Completación a hoyo entubado,
con una zona 0,74 Mala 0,74 Mala
Completación a hoyo entubado,
con forro liso, con una zona 0,88 Óptima 0,88 Óptima
Tipo de completación Pozo LUZ-014 Pozo LUZ-015
ID CD ID CD
Completación a hoyo abierto 0,58 Mala 0,66 Mala
Completación a hoyo abierto, con
liner ranurado 0,65 Mala 0,73 Mala
Completación a hoyo entubado,
con una zona 0,74 Mala 0,82 Buena
Completación a hoyo entubado,
con forro liso, con una zona 0,88 Óptima 0,96 Óptima
239
establece que el resultado mostrado por el instrumento de validación es correcto, ya
que valida de manera significativa la completación actual del pozo (data real) con la
arrojada por la metodología, es decir, cuando se considera la completación actual
del pozo con la arrojada por el programa computacional estas son iguales.
Presentándose solamente un error de completación en el pozo LUZ-008, se
observó que el resultado mostrado por el instrumento de validación es correcto, ya
que los valores obtenidos muestran la tendencia hacia la implementación de una
completación a hoyo entubado, con forro liso, arrojando un ID de 0,88. Al comparar
este resultado con la data real se verificó que la completación instalada inicialmente
en dicho pozo era deficiente (completación a hoyo abierto con liner ranurado). Pero
al revisar de manera más precisa la historia de producción de dicho pozo, se
observó que posteriormente al pozo se le realizaría un trabajo de rehabilitación para
completar con liner cementado y cañonear por encima de la zona productora de
agua, verificando así el resultado obtenido a través de la aplicación del instrumento
metodológico diseñado.
Otro detalle a resaltar es que el programa no solo muestra la completación más
idónea, sino que en algunos casos tiene la virtud de ofrecer resultados con otras
alternativas posibles a usar en cuanto a configuración mecánica se refiere, todo esto
debido a su capacidad dual de selección por completaciones individuales, la
selección de algunas de estas alternativas dependerá de las políticas de la unidad
de explotación o de los requerimientos necesarios que permitan producir el pozo de
forma óptima a la vez que alargar su vida útil.
Una vez estudiado el programa de cementación, perforación y completación de
cada uno de los pozos, información que fue gentilmente aportada por la empresa
nacional PDVSA, y que por motivos de confidencialidad no pudieron ser presentados
en el desarrollo de esta investigación, se pudo constatar que el procedimiento
operativo para la aplicación de la cementación para cada pozo resultó ser exitoso y
adaptado a la metodología planteada en el marco metodológico de esta
investigación, pues los procesos que se llevaron a cabo para la implementación de
tal cementación desde el punto de vista operativo resultaron ser similares a los
planteados en el programa computacional, lo cual permite lograr una correcta
cementación, es por ello que la metodología diseñada para la cementación de un
240
pozo de petróleo se considera como un tutorial estructurado de tal manera que
permite durante su implementación a los pozos presentes y futuros la correcta
aplicación de la cementación a fin de garantizar éxito durante la completación del
pozo, la cual puede ser aportada por el programa computacional PETROLEUM
WORLD 1.0.
241
CONCLUSIONES
Luego del desarrollo de la investigación, y analizados los resultados de la misma;
se pueden establecer las siguientes conclusiones:
Se elaboraron 25 matrices de decisión que representan las completaciones
integradas en el estudio, pertenecientes a las edades geológicas mioceno,
eoceno y cretáceo tanto para arenas consolidadas como no consolidadas
presentes en la Cuenca del Lago de Maracaibo, así como una metodología
para el correcto procedimiento operativo de la cementación de los pozos de
petróleo en estudio, estos mecanismos sirvieron como base para el desarrollo
de la herramienta computacional PETROLEUM WORLD 1.0. y así evaluar los
diferentes criterios seleccionados.
Se logró desarrollar el programa computacional PETROLEUM WORLD 1.0.,
que permite seleccionar de manera más adecuada la completacion
convencional para pozos de petróleo pertenecientes a la Cuenca del Lago de
Maracaibo, programado en Microsoft Visual Basic 6.0, que resultó ser
didáctico, eficaz y de fácil manejo para el estudiante o profesional del área.
La metodología diseñada permite verificar mediante una secuencia de pasos
operativos propuestos si la cementación del pozo en estudio logra ser exitosa,
esto en función de la comparación que se establece entre el proceso que se
llevó a cabo en el pozo y el propuesto en la metodología.
Para los 15 pozos estudiados en este trabajo de investigación, la propuesta
tanto de completación como de cementación presentes en el pozo y la
arrojada por la metodología lograron índices de coincidencia muy
significativos, es decir, iguales resultados, corroborando la efectividad de la
metodología propuesta.
Solo para el pozo LUZ-008 la metodología no coincidió inmediatamente, se
observó que el resultado mostrado por el instrumento de validación es
correcto, ya que los valores obtenidos muestran la tendencia hacia la
242
implementación de una completación a hoyo entubado, con forro liso,
arrojando un ID de 0,88. Al comparar este resultado con la data real se
verificó que la completación instalada inicialmente en dicho pozo era
deficiente (completación a hoyo abierto con liner ranurado). Pero al revisar de
manera más precisa la historia de producción de dicho pozo, se observó que
posteriormente al pozo se le realizaría un trabajo de rehabilitación para
completar con liner cementado y cañonear por encima de la zona productora
de agua, verificando así el resultado obtenido a través de la aplicación del
instrumento metodológico diseñado.
El programa no solo muestra la completación más idónea, sino que en
algunos casos tiene la virtud de ofrecer resultados con otras alternativas
posibles a usar en cuanto a configuración mecánica se refiere, todo esto
debido a su capacidad dual de selección por completaciones individuales, la
selección de algunas de estas alternativas dependerá de las políticas de la
unidad de explotación o de los requerimientos necesarios que permitan
producir el pozo de forma óptima a la vez que alargar su vida útil.
Una vez estudiado el programa de cementación de cada uno de los pozos, se
pudo constatar que el procedimiento operativo para la aplicación de la
cementación para cada pozo resultó ser exitoso y adaptado a la metodología
planteada en el marco metodológico de esta investigación, pues los procesos
que se llevaron a cabo para la implementación de tal cementación desde el
punto de vista operativo resultaron ser similares a los planteados en el
programa computacional, lo cual permite lograr una correcta cementación.
La metodología diseñada para la cementación de un pozo de petróleo se
considera como un tutorial estructurado de tal manera que permite durante su
implementación a los pozos presentes y futuros la correcta aplicación de la
cementación a fin de garantizar éxito durante la completación del pozo, la cual
puede ser aportada por el programa computacional PETROLEUM WORLD
1.0.
243
RECOMENDACIONES
Evaluar la completación de los pozos de petróleo presentes en la Cuenca del
Lago de Maracaibo mediante la aplicación del programa computarizado
PETROLEUM WORLD 1.0. con el fin de verificar si esta es óptima o si es
factible económicamente aplicar un trabajo mayor para mejorarla en función
del resultado obtenido y por ende mejorar la producción.
Seguir los procedimientos establecidos en el manual de usuario, para hacer
uso adecuado de PETROLEUM WORLD 1.0. evitando errores y fallas en el
programa.
Utilizar PETROLEUM WORLD 1.0. como una herramienta interactiva y
didáctica esencial para el aprendizaje y la preparación de estudiantes de la
carrera.
Realizar la traducción a idiomas diferentes de software y su respectivo manual
de usuario para que sea más versátil.
Profundizar en el estudio de los parámetros establecidos a través de las
matrices integrales de decisión, las cuales constituyen la metodología
diseñada, con el propósito de fortalecer las bases constitutivas de la misma, y
en caso de ser necesario adicionar otros.
Poseer la información apropiada del pozo objeto de estudio, con la finalidad
de responder acertadamente a cada uno de los parámetros tomados en
consideración en el programa computarizado presentado.
Aplicar la metodología a nuevos pozos que puedan ser perforados en la
Cuenca del Lago de Maracaibo para obtener información acerca de la
correcta aplicación del proceso de cementación desde el punto de vista
operativo así como de la completación óptima del pozo a fin de garantizar la
producción óptima y alargar su vida útil.
244
Desarrollar nuevos estudios metodológicos que sean extensivos a otras
Cuencas Petrolíferas de Venezuela, tomando como guía metodológica el
presente trabajo de investigación.
Incluir el análisis económico de las completaciones presentadas por el
programa computarizado a fin de satisfacer desde el punto de vista de la
rentabilidad económica la aplicabilidad o no de determinada completación.
Desarrollar un programa computarizado donde se exponga una metodología
que especifique paso a paso cómo realizar el diseño de la cementación de un
pozo de petróleo desde el punto de vista cuantitativo y presentarlo como
posible propuesta de una nueva investigación.
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