UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITECNICADE LA FUERZA ARMADA BOLIVARIANA.UNEFA- BARINAS

Profesora:Ing. Diseo de Revestidores

El Propsito de Instalar una Tubera de RevestimientoPara permitir la perforacin y Completacion de un pozo, es necesario delinear el agujero perforado con tubera de acero/tubera de revestimiento. Una vez que est este en su lugar, es cementada, soportando la tubera de revestimiento y sellando el espacio anular para:

( Reforzar el agujero.

( Aislar formaciones inestables/fluyendo/bajo balance/sobre balance.

( Prevenir la contaminacin de reservorios de agua fresca.

( Proveer un sistema de control de presin.

( Confinar y contener fluidos y slidos producidos por perforacin/Completacion.

( Actuar como conducto para operaciones asociadas (perforacin, trabajos con lnea de acero, Completacion y ms sartas de revestimiento y tubera) con dimensiones conocidas (IDs, etc.)

( Sostiene el cabezal de pozo y sartas de tubera de revestimiento adicionales.

( Sostiene el BOP y el arbolito.

PROPIEDADES DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO.

La tubera de revestimiento viene usualmente especificada por las siguientes propiedades:

Tamao: Dimetro exterior y grosor de la pared. Peso: Peso por unidad de longitud.

Grado del acero: resistencia a la tensin.

Tipo de conexin: diseo geomtrico de las roscas o acople.

Rango: Longitud de la junta.

Las normas API aportan formulas con las que se calcula el comportamiento de tuberas de revestimiento.

Dimetro exterior y grosor de la pared

El dimetro exterior se refiere al cuerpo de la tubera determina el tamao mnimo del agujero en el que puede ser corrida la tubera de revestimiento.

El grosor de la pared determina el dimetro interno de la tubera y por lo tanto el tamao mximo de la barrena que puede ser corrida a travs de la tubera.

La tolerancia permitida en lo que se refiere a dimetro exterior y grosor de la pared, es dictada por API Spec.Como regla general:

Dimetro exterior de la TR >= 4 Resistencia + 1.00%, - 0.50%Dimetro exterior de la TR < 4 Resistencia 0.031% Grosor de la pared Resistencia 12.5% Peso por unidad de longitud O peso nominal de la tubera de revestimiento: es utilizado principalmente para identificar tubera de revestimiento durante el ordenado. Los pesos nominales no son exactos y estn basados en el peso terico calculado de una tubera con roscas y acoples, de 20 pies de longitud. Grado del acero Las propiedades mecnicas y fsicas de la tubera de revestimiento dependen de la composicin qumica del acero y el tratamiento de calor que recibe durante su fabricacin. API define nueve grados de acero para tubera de revestimiento: H40 J55 K55 C75 L80 N80 C95 P110 Q125 Tipo de conexin Hoy en da existen mltiples tipos de conexiones disponibles en el Mercado. La seleccin de una conexin adecuada debe ser basada en la intencin de aplicacin, el desempeo requerido y el costo. En tuberas de revestimientos, superficial e intermedia si la presin diferencial a travs de la conexin es de > 7,500 psi, la opcin preferente es la de utilizar roscas Premium.

Una rosca API con un diseo de acoples mejorado puede ser utilizado, a pesar de que sus cualidades de sellado no son muy confiables.Rango.Los tramos o juntas de revestimiento no son fabricados en longitudes exactas. API ha especificado tres rangos entre los cuales debe encontrarse la longitud de las tuberas.Los estudios y conexiones que el API, ha generado una gran cantidad de referencia y especificaciones, que en muchos casos se aplican en cada una de las etapas en que se utiliza las tuberas.

Es decir primero los fabricantes producen las tuberas requeridas acorde a las especificaciones de fabricacin y pruebas recomendadas por el API, adems desde un punto de vista del diseo, se utiliza las condiciones de desempeo estipuladas en los boletines y finalmente, se aplican las recomendaciones para el uso adecuado de las tuberas.

TIPOS DE REVESTIDORESExisten principalmente 5 tipos de tubera de revestimiento instalados en la perforacin en tierra, estas son:

a. Sarta de Conduccin

b. Tubera Superficial de Revestimiento

c. Tubera Intermedia de Revestimiento

d. Tubera de Revestimiento de Produccin o Explotacin.

e. Liner

Pero en la perforacin de pozos costa afuera se agrega una tubera de revestimiento ms esta es:

a. Tubera Stove, Conductor Marino, Tubera Superficial Sarta Conductora

La sarta es instalada para proteger la superficie de la erosin por el fluido de perforacin utilizada para apoyar formaciones no-consolidadas, proteger arenas de aguas frescas de ser contaminadas y reviste cualquier depsito poco profundo de gas. La sarta es usualmente cementada a la superficie en tierra y al lecho marino costa afuera. Esta es la primera sarta a la que se instala la columna de BOP. En caso de que se utilicen BOPs de superficie (es decir auto elevables) la sarta de conduccin tambin sostiene el cabezal de pozo, el arbolito y sartas de revestimiento subsecuentes.

De acuerdo a las exigencias, los dimetros ms comunes para sartas primarias son: 95/8, 103/4, 133/8, 16 y 20 pulgadas. La profundidad a la cual puede colocarse una sarta de estos dimetros en el hoyo est en funcin del peso nominal (kg/metro de tubo), que se traduce en la capacidad de resistencia en tensin, aplastamiento y estallido.

Tubera Superficial de RevestimientoProvee proteccin contra arremetidas para la perforacin ms profunda, soporte estructural para el cabezal de pozo y sartas de revestimiento subsecuentes y es muchas veces utilizada para aislar formaciones problemticas. La sarta se encuentra, ya sea cementada a la superficie o en el interior de la sarta de conduccin.Se instala para proteger las formaciones de agua dulce y evitar que las formaciones sueltas de derrumbarse dentro del pozo. Tambin sirve de anclaje a la BOP para controlar problemas con zonas de presin anormal. El revestimiento debe ser lo suficientemente resistente para soportar la BOP, y capaz de resistir las presiones de gas o fluidos que puedan encontrarse cuando la perforacin vaya a mayor profundidad que este revestimiento.

Tubera Intermedia de Revestimiento

Una sarta de tubera intermedia de revestimiento es comnmente colocada cuando es probable que un pozo encuentre un influjo y/o perdida de circulacin en el agujero descubierto proveyendo de esta manera proteccin contra arremetidas al mejorar la fuerza del pozo. La altura del cemento es determinada por el requisito del diseo de sellar cualquier zona de hidrocarburo y de flujos de sal. El tope del cemento no necesita estar dentro de la sarta superficial de revestimiento.Tambin puede ser instalado despus de zonas de alta presin, de forma que se pueda usar un lodo ms liviano cuando se reanude la perforacin.Comnmente los dimetros ms escogidos para la sarta intermedia son: 8 5/8, 9 5/8, 10 3/4 y 11 3/4 pulgadas.

Tubera de Revestimiento de Produccin o Explotacin

Es la ltima sarta de revestimiento en un pozo, usualmente puesta encima o a travs de una formacin productora. Este revestimiento asla el aceite y el gas de fluidos indeseables de la formacin de produccin o de otras formaciones perforadas por el hueco. Sirve de proteccin para la tubera de produccin y dems equipo utilizado en el pozo.

Este es el nombre que se aplica a la tubera de revestimiento que contiene la tubera de produccin y podra estar potencialmente expuesta a fluidos del reservorio. La misma podra ser extendida hasta la superficie como una sarta integral o ser una combinacin de un Liner de produccin (7) y la tubera de revestimiento de produccin anteriormente colocada (9-5/8). El propsito de la tubera de revestimiento de produccin o explotacin es la de aislar las zonas productoras, permitir el control de reservorio, actuar como un conducto seguro de transmisin de fluidos/gas/condensado, a la superficie y previene influjos de fluidos no deseados.

La serie de dimetros ms comunes para la sarta final son: 41/2, 5, 51/2, 65/8, 7 y 75/8 pulgadas.

"Liner o Tubera Corta de Revestimiento

Un liner ser suspendido ser colgado a corta distancia por encima de la zapata anterior y ser cementada a lo largo de toda su longitud para asegurar un buen sellado al aislar el espacio anular. Muchas veces un empacador de liner puede ser instalado como una segunda barrera, por precaucin. Pozos HP/H, que incorporan un liner largo podran ser cementados solo en la zapata y forzar el traslape. Los liners permiten una perforacin ms profunda, separar zonas productoras, de formaciones de reservorio y puede tambin ser instalado para propsitos de la realizacin de pruebas.

Se baja en un pozo profundo para evitar prdidas de circulacin en zonas frgiles de la parte superior mientras se perfora con lodo de peso normal para controlar presiones normales en intervalos ms profundos. Los liners protegen contra reventones hacia formaciones normalmente presionadas cuando se perforan zonas de presin anormal.

Los liners de perforacin son colocados:

Para proveer una Zapata ms profunda

Para aislar formaciones inestables

Para lograr un perforacin con tubera de revestimiento a menor costo

Debido a limitaciones del equipo de perforacin

Los liners de produccin son colocados:

Para completar el pozo a menor costo.

Permitir un conducto de produccin ms grande para proveer un rango de eleccin para la tubera.

Debido a limitaciones del equipo de perforacin.

FACTORES DE DISEO

La cuenta de factores que son manejados inapropiadamente o no fueron tomados en cuenta, las propiedades de la tubera de revestimiento son menospreciadas por un factor de diseo, antes de ser comparadas con los diseos de carga calculados.Los factores de diseo tpicamente utilizados, son como sigue:

Colapso o aplastamiento

Es la presin aplastante que la tubera debe resistir. La presin ejercida por la columna de fluido de perforacin en el espacio anular, creado por la tubera y el hoyo, y la presin de las formaciones perforadas, tienen que ser contrapesadas por la columna del fluido que est dentro de la tubera y por la resistencia de los tubos mismos al aplastamiento.

Debido a que la presin hidrosttica de una columna de lodo aumenta con la profundidad, la presin de colapso sobre el revestidor es mxima en el fondo y nula en la superficie.

El cemento que circunda los tubos contribuir en cierto grado a contrarrestar tales presiones, pero ese refuerzo dado por el cemento no puede considerarse como muy efectivo, por ser tan difcil la evaluacin de la eficiencia y uniformidad del trabajo de cementacin.Por tanto, se suele descartar la resistencia adicional debida al cemento.

Ruptura o estallido

Terminado un pozo, su tubera revestidora invariablemente se somete a presiones de pruebas de fuga, o ms a las motivadas por la maniobra de introduccin forzada de cemento en las formaciones debido a una variedad de razones formuladas en el programa de terminacin original o de reacondicionamiento posterior del pozo.Las presiones interiores y exterior en la zapata del revestidor (Pi) y (Pe) se calculan con la mxima presin de formacin esperada a la profundidad final de la seccin siguiente TD, suponiendo evacuacin total del pozo con gas.

.Gas a la superficie (caso extremo)

Para mayor Factor de Seguridad al estallido se supone que un influjo de gas ha desplazado por completo la columna de lodo dentro del pozo.Esto har que el revestidor quede sometido a los efectos de estallido por la presin de formacin actuando en su interior.En el tope del agujero, la presin exterior ejercida por la columna de lodo es cero, por lo que la presin interna deber ser soportada enteramente por el cuerpo del revestidor, por lo tanto, la presin de estallido ser mxima en el tope y mnima en la zapata del revestidor donde la presin interior es resistida por la presin hidrosttica de la columna de fluidos en el anular exterior al revestidor.

Tensin

El primer tubo revestidor, o sea el del extremo superior de la sarta, soporta el peso total de la misma, puesto que va sujeto al colgador de la tubera revestidora. Ya que la sarta est sostenida por un extremo, del que cuelga el resto de la misma, algo de elongacin habr de ocurrir, como resultado de la tensin. Como las conexiones que unen a los tubos son las partes ms dbiles, debe considerarse entonces el peso de la sarta y la resistencia a la tensin.Otras cargas tensinales puede deberse a:

Doblamiento,

Arrastre,

Cargas de impacto y esfuerzos inducidos durante las pruebas de presin.

Al disear el revestimiento se considera que el tramo superior de la sarta como el punto ms dbil a la tensin toda vez que tendr que soportar el peso total de la misma.

Triaxial

Las cargas de colapso, ruptura y tensin calculadas hasta ahora, han todas asumido que los esfuerzos se encuentran en una direccin simple o uniaxial. En la prctica, las cargas de servicio generan esfuerzos triaxiales.

La teora recomendada para calcular el esfuerzo triaxial es conocida como la teora de Von Mises. Esta teora consiste en definir un esfuerzo equivalente (vme) y entonces relacionar este esfuerzo al mnimo especificado de resistencia de esfuerzo (y) de la tubera de revestimiento.

El clculo para determinar esfuerzo triaxial es mayor conducido utilizando un programa adecuado de diseo de tubera de revestimiento. El diseo triaxial deber ser realizado cuando cualquiera de las siguientes condiciones aplique:

Presin de poros esperada > 12,000 psi

Temperatura > 250F

Servicio de H2SCRITERIOS DE DISEOCargas durante la Instalacin Las cargas tpicas durante la instalacin, incluyen: Corrida de la tubera de revestimiento Cementacin Cementacin convencional, centrado, etc. Golpe de tapn Cargas durante la Perforacin Las cargas tpicas durante la perforacin, incluyen: Prueba de presin despus de WOC Peso mximo del lodo Control de pozos Perdida de circulacin Cargas durante la Produccin Las cargas tpicas durante la produccin, incluyen: Prueba de presin con Completacion o matar el peso del fluido. Funcionamiento de herramientas DST. Fuga de tubera cerca de la superficie Colapso debido a perforaciones taponadas Operaciones especiales de produccin (estimulacin, levantamiento de gas, inyeccin).Diseo de Colapso Para todas las sartas de tubera de revestimiento un colapso de cargas ocurre cuando la presin externa es mayor que la presin interna. El diseo de colapso se enfoca en los perfiles de presin interna y externa. Hablando de forma general, el colapso de cargas estar en su punto ms alto en la zapata gua.DESGASTE DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTOTener conocimiento de la causa del desgaste de la tubera de revestimiento, permitir al planificador del pozo optimizar el diseo de pozo y las especificaciones de tubera de perforacin, para as reducir su acontecimiento, a un mnimo. El desgaste de la tubera de revestimiento toma la forma de un surco de desgaste generado por una sarta de perforacin en rotacin que es forzada dentro de la pared de la tubera de revestimiento. Altas fuerzas de paredes laterales y contacto extendido con una sarta de perforacin en rotacin, desgastara esta seccin. Las reas que son comnmente identificadas con desgaste de tubera de revestimiento, incluyen puntos de influjos y patas de perro. Las implicaciones de desgaste de tubera de revestimiento, puede ser reconocidas como: ( Reduccin en la integridad de presin debido al (a) surco (s) de desgaste, reduciendo los valores de ruptura/colapso. ( Reparaciones costosas a la banda dura de la tubera de perforacin. ( La friccin (torsin de superficie) puede ser alta. ( El surco de desgaste puede actuar como un punto de partida para futura corrosin. Los tipos de desgaste de tubera de revestimiento, son como sigue:Desgaste Adhesivo La transferencia de material de un cuerpo de fuerza baja a un cuerpo de fuerza alta por medio de soldadura de fase-slida. Sin embargo la soldadura de unin es dbil y a menudo el material cae de la junta y es incorporado al sistema de fluidos de perforacin, como una escama. Desgaste Abrasivo Con Maquinaria A menudo los tallos de piezas expuestas de carburo de tungsteno en juntas, removiendo material de la pared de la tubera de revestimiento. Una vez ms son generados escombros, que son incorporados al sistema de fluidos.COMPLETACIN DE POZOS.

Los pozos son la nica manera de comunicar al yacimiento con la superficie. La efectividad de esa comunicacin es un factor importante en la produccin del yacimiento as como en la economa total. La Completacion de los pozos debe ser diseada para obtener la mxima rentabilidad del campo y esta Completacion es la manera de poder comunicar o de llevar los fluidos del yacimiento hacia la superficie.Definicin: La Completacion es el conjunto de actividades que se realizan luego de correr y cementar el revestidor de produccin y antes de empezar a producir. Estas actividades comprenden la instalacin de los diferentes equipos y herramientas necesarios para que los fluidos del yacimiento lleguen a la superficie.

En la Completacion del pozo se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos:

Revestimiento de pozos: Se refiere a la forma de proteger al hoyo con la tubera de revestimiento, de acuerdo con la profundidad y tipos de formaciones productoras.

Disposicin del Equipo de produccin: Consiste en el diseo de los equipos de tuberas, empacaduras, nicles, etc., que conectados entre si permiten la produccin del hidrocarburo.

Nmero de Zonas Productoras: Se refiere a la cantidad de lentes productivos en posibilidad de ser abiertos a la produccin, lo cual depende de su potencial y su profundidad.Tipos de Completacion: Existen dos tipos de Completacion, los cuales dependen de la forma que se complete la zona objetivo: Completacion a hoyo desnudo y Completacion a hoyo revestido. Completacion a Hoyo Desnudo o Hueco Abierto: Es aquella donde el revestidor de produccin est asentado y cementado por encima de la zona productora. Se sigue perforando hasta la base de la formacin productora y esta es dejada sin revestimiento. Existen tres variantes de este tipo de Completacion:Completacion a Hoyo Desnudo Libre: En este tipo de Completacion la zona productora es dejada sin ningn tipo de revestimiento ni forro ranurado. Tiene mayor aplicacin en formaciones de caliza, debido a su consolidacin. Tambin permite un futuro empaque con grava para aumentar la productividad o controlar la produccin de arena en formaciones no consolidadas.

Completacion con Forro Ranurado sin Empaque: En esta Completacion el revestidor de produccin est asentado y cementado por encima de la formacin productora, y una tubera ranurada en colgada en dicho revestidor con un obturador colgador hasta la zona productora. Dicha prctica se realiza para controlar el derrumbe de formaciones no consolidadas.

Completacion con Forro Ranurado Empacado: Es similar al anterior con la diferencia que se utiliza generalmente en pozos de edad Mioceno (arenas no consolidadas), en el cual se rellena con grava 16-25 el espacio anular entre el forro y el hoyo, como un mtodo de control de arena para producir sin problemas los fluidos del yacimiento.

Completacion a Hueco Revestido y Caoneado: El revestidor de produccin es asentado y cementado atravesando la zona productora; posteriormente se caonea para establecer comunicacin entre la formacin y el hoyo. Se puede dividir de dos formas segn el nmero de sartas de produccin en Sencilla o Mltiple; y segn el nmero de zonas a producir en Simple o Selectiva.Completacion Sencilla: Son completaciones que poseen una sola tubera de produccin.

Completacion Mltiple: Son completaciones que tienen dos o ms tuberas de produccin.

Completacion Simple: Es aquella que tiene como objetivo principal producir una sola arena.

Completacion Selectiva: Es aquella que tiene como objetivo principal producir dos o ms yacimientos en el mismo pozo y sin que se mezclen los diferentes yacimientos.

De acuerdo a esto pueden existir entonces:

Completacion Sencilla Simple (Una tubera y una sola arena).

Completacion Sencilla Selectiva (Una Tubera y dos o ms arenas).

Completacion Mltiple Selectiva (Dos o ms tuberas y dos o ms arenas).

Fluidos de Completacion:Los fluidos de Completacion permiten mantener las condiciones apropiadas para colocar la Completacion de modo eficiente y seguro. Los fluidos de Completacion y/o reparacin 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, caoneo, evaluacin y Completacion. Este fluido de control debe poseer propiedades adecuadas para no daar las formaciones, por lo tanto debe tener un adecuado anlisis que permita determinar la densidad ptima y composicin del fluido. Entre algunos podemos nombrar: agua salada, gas oil, lodos, petrleo, salmuera, etc.

Equipos de Completacion: Son todas las herramientas e implementos que conforman la sarta de produccin; es decir todos los equipos que se introducen dentro del revestidor de produccin para permitir el flujo controlado de fluidos desde el o los yacimientos hasta la superficie.

Tubera de Produccin: Es un tubo de acero por donde se va a producir el hidrocarburo; es decir, su funcin es llevar el fluido desde la formacin productora hasta el cabezal del pozo. Puede ser de diferentes dimetros entre los cuales tenemos 2-3/8; 2-7/8; 3-1/2; 4-1/2, 5; 5-1/2 y 7; su escogencia depende de diferentes criterios como por ejemplo el de la produccin esperada:Produccin Esperada (Bls/da)Dimetro Utilizado (Pulgadas)

Hasta 3002-3/8

De 300 a 8002-7/8

De 800 a 15003-1/2

Ms de 15004-1/2

Aunque esta relacin puede variar dependiendo de varias condiciones de yacimiento, operaciones, caoneo, gravedad API del petrleo, etc.

Obturadores o Empacaduras: Son medios mecnicos que forman un sello entre el espacio anular revestimiento tubera de produccin. Su funcin principal es asilar la tubera y la zona de produccin del espacio anular. Con esto se evita que cualquier fluido pueda ascender por el anular.

Niples de asentamientos: Es un dispositivo tubular insertado en la tubera de produccin que se coloca en el pozo a determinada profundidad. Internamente son diseados para alojar un dispositivo de cierre para controlar la produccin. Tienen la funcin de permitir el anclaje de herramientas como vlvulas de seguridad, tapone, etc. Existen niples con diferente perfil de asentamiento, entre los cuales se pueden mencionar: tipo S, N, X, R, XN, H, J, RRQ y F; de los cuales el X, R y f son selectivos.

Botellas: Son niples que cumplen la funcin de unir tuberas de diferentes dimetros.

Mangas de Circulacin: Es un equipo que permite, al igual que los mandriles con vlvulas de circulacin, comunicar las zonas productoras con la tubera.

Niples de Flujo: Estos niples se utilizan para reducir la turbulencia que se crea en el flujo como producto de su paso a travs de algunos equipos de la Completacion. Con lo que se logra preservar los equipos de la sarta de produccin. Este alivio se logra mediante el uso de un dimetro interno mayor que el del equipo que crea la turbulencia. La utilizacin de un niple de flujo es muy corriente en los pozos profundos ya que este tipo de Completacion se colocan varios niples de asiento, los cuales crean turbulencia en el flujo.

Accesorios de CompletacionExisten herramientas que no forman parte de la sarta de Completacion, pero que se colocan en ella con la finalidad de cumplir ciertas funciones; normalmente estas herramientas son colocadas por medio de guaya. Entre ellas podemos mencionar:

Vlvulas de LAG: Van colocadas en los bolsillos de los mandriles y su funcin es regular la entrada del gas de levantamiento artificial desde el anular de produccin hasta la tubera.

Vlvula de seguridad: Son dispositivos de seguridad que van colocados en los niples de asentamiento y su funcionamiento es la de cerrar el paso de flujo en el caso que se presenta alguna anormalidad.

Tapones: Se colocan en los niples de asentamiento y su funcin es la de aislar zonas abiertas a produccin as como asegurar el pozo, probar la tubera y permitir aislamientos trmicos.

Cabezales de Pozo: Es un conjunto de vlvula, colgadores y elementos empacadores. Dicho equipo y sus accesorios sirven para producir el pozo en forma segura. Sus principales funciones son:

Controlar y dirigir la entrada y salida de fluidos mediante el uso de vlvulas.

Colgar tubera de los revestidores. Sellar espacios anulares entre tuberas y revestimiento a nivel de superficie.Durante la fase productiva de los pozos se efectan trabajos adicionales que tienen por finalidad mantener o aumentar la eficiencia de produccin o inyeccin segn sea la naturaleza del pozo. TIPOS DE TRABAJOS EN LOS POZOS

MENORES:

OPERACIONES CON GUAYA: Actividad que se realiza, con el propsito de colocar equipos y herramientas en el pozo, a fin de permitir la produccin del mismo en forma eficiente, minimizando o anulando los riesgos.

TRABAJOS CON COILED TUBING: Unidad integrada que permite viajar dentro y fuera del hoyo con una Sarta Continua de Tubera, a altas velocidades y altas presiones. Consta principalmente de varios equipos de superficie potencialmente hidrulicos, los cuales pueden ser colocados en una plataforma porttil, camiones o en plataformas de agua (gabarras)TRABAJOS CON SNUBBING UNIT: Equipos involucrados en el proceso de meter o retirar tubulares, equipos, herramientas, dentro o fuera de un pozo con presin. En otras palabras, movimiento de la tubera en contra de la presin del pozo, debido a que la misma es mayor que el peso de la tubera.MAYORES:

REPARACIONES. Son aquellos trabajos adicionales efectuados en el pozo, con el propsito de instalacin del equipo de subsuelo para restaurar la condicin mecnica del pozo (reemplazo de tubera, limpieza, etc).REACONDICIONAMIENTOS. Se entiende por reacondicionamiento a los trabajos realizados en un pozo para restaurar la produccin de un pozo que baj su tasa de produccin por cualquier razn despus de su Completacion original. La importancia del reacondicionamiento es que es el factor fundamental en la produccin de crudo aportada por las diferentes actividades que generan el potencial de una corporacin.

REACONDICIONAMIENTO PERMANENTE: SON AQUELLOS TRABAJOS ADICIONALES QUE SE REALIZAN EN EL POZO, QUE OCASIONAN CAMBIOS DEL YACIMIENTO PRODUCTOR O DENTRO DEL MISMO YACIMIENTO.

1. Conversin de productor a inyector: Es convertir un pozo productor en pozo inyector. Cuando en un yacimiento se entre en la etapa de la recuperacin suplementaria se requieren pozos inyectores para inyectar los fluidos seleccionados (gas, agua, nitrgeno, etc.) que van a restaurar parte de la energa consumida durante el perodo de produccin primaria. Esos inyectores pueden ser obtenidos de la perforacin de pozos o tambin a travs de la conversin de productores que ya estn agotados o invadidos por agua o gas. Esta clase de rehabilitacin se aplica en los casos siguientes: Conversin de un pozo productor a inyector en proyectos de recuperacin suplementaria. Conversin de un pozo productor a inyector en proyectos para desechar efluentes petroleros.

EMBED Word.Picture.8 2. Recompletaciones: Es abandonar el presente yacimiento no productivo y recompletarlo en otro econmicamente atractivo. Una de las prcticas de Completacion de pozos con varios horizontes petrolferos es completarlos y producirlos inicialmente en el yacimiento ms profundo, y una vez que se llegue al lmite econmico de produccin recompletarlo en otro horizonte petrolfero. Este tipo de trabajo requiere la utilizacin de taladros debido a que generalmente est asociado con actividades muy exigentes como la inyeccin de cemento, destruccin de empacaduras permanentes con herramientas que requieren ser rotadas.

Los reacondicionamientos de este tipo se aplican cuando el yacimiento: Llega a su lmite econmico. No puede ser puesto a produccin por presencia de un pescado irrecuperable.Ventajas:

La recompletacin es una opcin ms econmica que la perforacin de un pozo nuevo.

Desventajas:

Tiene una vida til ms corta que un pozo perforado debido a las ptimas condiciones de los revestidores de un pozo nuevo.En las siguientes figuras se presenta el esquema de la conversin de un pozo productor, invadido por agua, a inyector de agua. En los trabajos de conversin fueron abandonadas, mediante cementacin forzada, las tres zonas superiores donde no estaba programada la inyeccin de fluidos.

EMBED Word.Picture.8 3. Desviacin larga (sidetrack): La desviacin larga o sidetrack es un tipo de reacondicionamientos que consiste en abandonar el hueco original del pozo y perforar uno nuevo desviado a travs de una ventana superficial en el revestidor. Estos reacondicionamientos tienen las siguientes aplicaciones:

En pozos donde no puede ser recuperada la sarta de Completacion para llevar a cabo los trabajos programados en el hoyo original Intencionalmente en pozos con una gran cantidad de empacaduras permanentes, donde el anlisis econmico favorece a la desviacin larga comparada con la opcin de recuperar la Completacion y realizar los trabajos en el hueco original. Las siguientes figuras muestran un pozo donde fue imposible recuperar la Completacion y por tal razn se decidi llevar a cabo una desviacin larga.

4. Desviacin corta (ventana): La desviacin corta o ventana es un tipo de reacondicionamiento que consiste en abandonar el hueco original del pozo y perforar uno nuevo desviado a travs de una ventana debajo del revestidor de produccin. Generalmente los pozos sometidos a estos trabajos son completados con un forro ranurado empacado con grava. Estos reacondicionamientos son aplicados: Para reemplazar el foro que est daado Cuando hay pescado dentro del forro que est afectando la produccin Cuando el forro no est daado, pero requiere ser reemplazado y empacado con grava para inyectar el pozo con vapor.

En la figura se representan un pozo completado originalmente con un forro ranurado sin grava y que fue reacondicionado mediante una desviacin corta. La Completacion se hizo con un forro ranurado empacado con grava en un nuevo hoyo ampliado.

5. Aislamiento de zonas productoras: Estos trabajos de reacondicionamiento consisten en separar mediante empacaduras, las diferentes zonas productivas que han estado produciendo juntas desde la Completacion original.Estos nos permiten supervisar y controlar el comportamiento individual de cada zona para mejorar el proceso de explotacin del yacimiento.Estos trabajos pueden ser aplicados en pozos completados con una sola empacadura en el tope de los intervalos. Las diferentes arenas son generalmente separadas mecnicamente, con empacaduras.En las siguientes figuras se presentan los trabajos de aislamiento de zonas en un pozo que haba sido completado originalmente con todos los intervalos atractivos abiertos a produccin

6. Grass root: Es abandonar el pozo original y perforar un nuevo hoyo desviado hasta la profundidad total. Este tipo de reacondicionamiento puede ser catalogado como una desviacin larga. La diferencia bsica entre ellos es que en el Grass-root el pozo es completado con un revestidor del mismo dimetro que el original. Mientras que en la Desviacin larga el pozo tiene que ser completado con un revestidor de menor dimetro que el original. Para poder hacer un Grass-root es requisito indispensable que el revestidor de produccin no est cementado hasta la superficie.Este tipo de reacondicionamiento se aplica en los pozos someros donde: El revestidor de produccin est muy deteriorado No puede ser recuperado un pescado del pozo.

Esquema de un pozo donde hubo que realizar un Grass-root debido a que tena un pescado irrecuperable en el forro ranurado7. Caoneo: Es un tipo de reacondicionamiento que consiste en perforar con caones el revestidor de produccin en intervalos evaluados como atractivos. Entre las principales aplicaciones de esta clase de reacondicionamiento tenemos: Cuando se requiere abrir a produccin un nuevo intervalo En pozos donde se estime que exista dao a la formacin Cuando se sospecha que el pozo fue caoneado fuera de zona8. Tapones de cemento: Estos tienen mltiples aplicaciones de las actividades petroleras: controlar prdidas de circulacin durante la perforacin del hoyo; asentar las herramientas de desviacin en la perforacin direccional controlada; abandonar los pozos y aislar zonas inferiores para sacarlas permanentemente de produccin por problemas de alta produccin de agua o gas. Estos trabajos pueden ser realizados con Taladros, con el Coiled Tubing o con un equipo con guaya elctrica. El empleo generalizado de este mtodo es para aislar intervalos inferiores que tienen: Alta produccin de agua o gas. Alta presin que pueda estar causando flujo cruzado hacia otros intervalos.

REACONDICIONAMIENTO TEMPORAL: SON AQUELLOS TRABAJOS ADICIONALES QUE SE REALIZAN EN EL POZO MEDIANTE DISPOSITIVOS MECNICOS QUE PERMITEN LA APERTURA O CIERRE DE INTERVALOS EN UN MISMO YACIMIENTO PRODUCTOR O CAMBIOS PARA OTRO YACIMIENTO.

ESTIMULACIONES: SON AQUELLOS TRABAJOS EFECTUADOS AL POZO, CON LA FINALIDAD DE RESTAURAR/AUMENTAR LA PRODUCCIN DE HIDROCARBUROS MEDIANTE EL USO DE ALGUN DISPOSITIVO MECNICO O MEDIANTE ESTIMULO A LA FORMACIN QUE OCASIONE UN INCREMENTO EN LA PERMEABILIDAD EFECTIVA A LOS FLUIDOS QUE SE PRODUCEN O SE INYECTAN.

REPARACION DE POZOS (RA/RC):

Los tipos de reparaciones que deben realizarse en un pozo dependern de la magnitud del problema que lo afecte.

Reparaciones Menores:Su objetivo principal es trabajar el pozo, sin sacar la tubera de produccin. En este tipo de reparacin se pueden incluir trabajos como: estimulaciones, cambios de zonas, caoneo adicional o recaoneo, trabajos de pesca, apertura de pozos, cambios de mtodos de produccin, cambio de reductor, trabajos para individualizar el pozo, limpieza, optimizar LAG. Reparaciones Mayores:Este tipo de trabajo se realiza con taladro en sitio y consiste en sacar la tubera de produccin, con el propsito de corregir fallas como: mala cementacin, aislar zonas, eliminar zonas productoras de agua y/o gas.Es vital mantener una constante planificacin sobre los pozos a reparar, identificar el pozo problema, y el tipo de reparacin que se ha de realizar para el Mantenimiento o Generacin del Potencial.

MechasLa mecha es uno de los componentes del sistema de rotacin de mayor importancia durante la perforacin de un pozo. Mientras esta en el fondo perforando, est ganando dinero. Para continuar su labor, la mecha debe desempearse adecuadamente, dependiendo su eficiencia de varios factores como: estado fsico, el peso sobre la mecha y la velocidad de rotacin aplicados sobre ella. La accin del fluido de perforacin, cumpliendo sus cumpliendo sus funciones de limpieza, enfriamiento y lubricacin de forma excelente.En perforacin se requieren mechas capaces de perforar con la mayor rapidez posible, sea, que se obtengan altas tasas de penetracin.

Una mecha debe tener la capacidad de perforar un hoyo de dimetro completo (en calibre), mientras este en el fondo del pozo; si se desgastan los lados de la mecha, esta perforara un hoyode dimetro reducido, el cual ocasionar problemas operacionales cuando entre la nueva mecha.Para la eleccin del tipo de mecha que debe usarse, se tiene que tomar en cuenta varios factores como el tipo de formacin a perforar y laprofundidad. Existen varios tipos de mechas yentre ellasestn:derodillos oconos,de diamantesnaturales, diamantes sintticos y de arrastre o friccin.Hay una relacin inversa entre el rendimiento de una mecha y los costos de perforacin; es decir, que a mayor rendimiento, menores sern los costos,ya quela cantidadde viajesde tuberaparaelcambiodemechas sermenor. En formaciones superficiales, generalmente se utilizan entre una a dos mechas para perforar el hoyode superficie,ya queson formaciones blandas, sueltas y poco compactadas.

A medida que se avanza en profundidad, las formaciones se hacen ms compactas y por ende ms duras, entoncesserequerirnmechascondistinto diseo, resistentes a la abrasin. El costo de perforacin en esteintervalo tiendea incrementarse ya que los cambios de mecha (viajes), son mayores y el tiempo de taladro es igualmente alto.

UNIDAD I

CONCEPTOS FUNDAMENTALES

CONVERSIONES (INY/PROD)

CAONEO/RECAONEO

SIDE TRACK

GRASS-ROOT

RECOMPLETACIN

TAPONES DE METAL

PERMANENTE

TEMPORAL

ABRIR/CERRAR/AISLAR ZONA

APERT. POZOS INACTIVOS

ACIDIFICACIN

INY. DE GELES

TIPOS DE REACONDICIONAMIENTO

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