INTRODUCCION
Se considera un Pozo de diámetro reducido los completados con revestimiento de 4” o menos. En este proyecto los pozos fueron completados con revestimiento 3 ½” OD.
CEMENTACION FORZADA
Seleccionado el pozo a ser reprofundizado, con una unidad de servicio de pozos se empezara a recuperar la instalación de gas lift; luego limpiar el pozo para bajar tubería con un packer, y proceder a realizar cementaciones selectivas con el fin de obturar los punzados; debido al gran numero de estos y a la depletación de las formaciones se uso con el cemento bolas sellantes de nylon. Terminada la ultima etapa se perfora el cemento, y probando cada intervalo con presión para determinar su hermeticidad, caso negativo se repetiría la cementación forzada. De esta manera, el pozo queda listo para ser perforado.
PERFORACION
Antes de iniciar la reprofundizacion, se perforaba el collar y el zapato guía, para luego colocar un tapón de cemento con el fin de iniciar la perforación hacia el objetivo propuesto, con el nuevo ángulo y dirección. En otros casos fue necesario frezar el casing para cumplir con los parámetros de perforación fijados. En cualquiera de los dos casos la perforación del pozo se realizaba con broca de 4 ¾”.
REVESTIMIENTO DE PRODUCCION
Como los pozos están completados con revestimiento de 5 ½” y su diámetro interno era de 4.892”, se empleo casing de 3 ½” con un diámetro interno de 2.992”. Inicialmente se corrió el casing como “liner” con un colgador hidráulico desde el fondo hasta encima del tope de la formación cementada, una vez cementada se completaba con un “tie-back” usando tubería de 2 7/8” hasta superficie. En otros pozos el revestimiento de 3 ½” se corrió desde el fondo hasta la superficie, el cual se mejoro el tiempo de completación (Ver graf. # 2).
PUNZONAMIENTO
Los primeros pozos sé punzonarón con “former wire” (platinas) de 2 1/8” o 1 11/16” de 4 tiros/pie, los cuales tuvieron problemas de agarre después de efectuado los disparos debido a la deformación sufrida por las platinas por la gran energía que disipada dentro del casing de 3 ½” por los disparos. En los siguientes pozos se empleo escopetas de 2 1/8” de 4 tiros/pie terminándose con este problema. En una oportunidad se uso la tubería enrrollada “coiled tubing” para este propósito.
FRACTURAMIENTO HIDRAULICO
En la secuencia geológica la formación Mogollón se encuentra primero que la formación objetivo “Basal Salina”, la cual presenta dos secciones. Una superior de 500 pies verticales con buen desarrollo de arena y arenisca; intercalada con lutitas grises y otra inferior de 300 pies verticales con regular a pobre desarrollo de arenas, con mayor cantidad de intercalaciones de lutitas y limolitas. En las dos secciones tanto la porosidad como su permeabilidad son bajas requiriendo de una estimulación hidráulica para que estos pozos comiencen a producir comercialmente.
La formación Basal Salina también presenta dos secciones, una superior de 100 pies verticales con buen desarrollo de arenas; y otra inferior de 250 pies verticales, también con buen desarrollo de arenas . Estas dos secciones se encuentran separadas unos 150 pies verticales. La principal característica de esta formación es que comienza a producir surgente luego de ser punzonada. La formación Basal Salina que fue el objetivo de este proyecto, no se fractura. Estas fluyen después del punzonamiento, y se estimula en casos especiales, como cuando la formación esta expuesta mucho tiempo al lodo de perforación, el daño es removido bombeando ácido con la cual se recupera o mejora la producción del pozo.
En cambio, la formación Mogollón requiere de fracturamiento debido a su baja permeabilidad, 0.1 a 2 md. y baja porosidad promedio de 10%. Durante el fracturamiento por cada etapa , se emplea unos 500 barriles de crudo gelificado , 400 sacos de arena 20/40, a un caudal de 14 bpm y una presión promedio de 6000 psi, terminadas las etapas de fracturamiento el pozo es cerrado por 6 horas y luego abierto a producción.
En el fracturamiento en pozos de diámetro reducido se ha tenido algunas limitaciones con respecto a pozos completados en casing de 5 1/2”, como:
.- Las longitudes de fractura son cortas debido a los bajos rates de bombeo.
.- Las presiones de trabajo son altas debido a la fricción, y solo se permitirá llegar hasta un máximo que no sobrepase las presiones que pueda soportar el casing, cuando no son cementados hasta superficie.
.- Después de realizada una etapa de fracturamiento el pozo queda presurizado, y es muy probable que cuando se quiera punzonar la siguiente etapa, los cañones no bajen, de tal manera que es necesario esperar a que la presión confinada baje para continuar con el trabajo.
PRODUCCION DE LOS POZOS
Durante la vida productiva del Pozo los fluidos de la formación viajan por los tubulares para llegar a superficie, sufriendo enfriamiento, parte de ellos se va cristalizando (cadenas largas de carbono) depositándose en los primeros 3000’ del pozo, debido a los cambios de temperatura y presión, con el tiempo esta acumulación de cristales forma lo que se conoce como parafina, esto reduce el diámetro de la tubería productora causando disminución de la producción.
El fluido proveniente de la formación Basal Salina, presenta un mayor porcentaje de estas cadenas largas de carbono, comparado con el fluido que proviene de la formación Mogollón, por lo que requiere de una eliminación más frecuente de la parafina. La forma es mediante limpieza mecánica y control de la parafina con productos químicos que son inyectados durante la vida productiva del mismo.
POZOS SURGENTES
En los dos tipos de completación luego de ser punzonado o fracturado el pozo es puesto a producción, controlado con un estrangulador (Choke) para mantener la presión del reservorio y una declinación normal de su producción. Durante la vida productiva del pozo se presentan declinaciones anormales debido a la formación de parafina en el interior de la tubería o el revestimiento ( Ver graf. # 3).en estos casos restablecer la producción es rápido, con cortes mecánicos de parafina, bombeo de crudo caliente en volúmenes pequeños y/o solventes mezclados con diesel. El reinicio de la producción después de cada servicio es utilizando la propia energía del pozo.
SERVICIO DE POZO
En la limpieza del pozo fracturado no se ha tenido problemas, mientras el reservorio tenia energía para establecer una buena circulación, este trabajo se realizo con tubería de 1 ¼” o con una unidad de Coiled Tubing. En caso de no tener circulación se utilizo una bela hidrostática de acuerdo al diámetro interno de la tubería 3 ½”.
En pozos que tienen instalación de gas lift cuando se ha iniciado a sacar la instalación esta no salía o salía muy lentamente debido a que el anular estaba lleno de parafina, por lo que se tenia que calentar crudo y inyectar por el anular e ir sacando la tubería. Terminada de sacar la instalación se procedía a la limpieza del revestimiento con un espiral, dejando limpio de parafina el pozo.
En otros casos cuando se ha estado cortando parafina, estas herramientas se han perdido en el Pozo produciéndose un “pescado”, quedando en el interior del casing gran cantidad de alambre y las cuchillas de corte. Cuando la unidad de servicio ha intentado recuperar estos alambres ha originado un pescado mucho más grande por lo que la tubería de 1 ¼” se quedaba agarrada, debido al poco espacio anular y a lo desviado que son los pozos, originando la perdida de esta formación.
CONCLUSION
– En pozos surgentes cuando se quiere eliminar la parafina, no es conveniente utilizar las unidades de corte mecánico, por que de romperse el alambre el pescado que se origina será muy difícil de recuperar con la posibilidad de perder el pozo.
– La completación de pozo con revestimiento desde el fondo hasta la superficie no es adecuada cuando el pozo deja de producir surgente. Una vez equipada el pozo con instalación gas lift concéntrica, la producción de fluidos ira acumulando parafina en el anular por lo que necesitara con mas frecuencia de una unidad de servicio. Mientras una alternativa frecuente será bombear fluido caliente.
– La completación con LINER seguido de una tubería nos da más oportunidad de que en futuro se pueda recuperar la tubería, y utilizar el casing de 5 ½” para equipar el pozo con una instalación convencional / concéntrica y cortar mecánicamente la parafina que se forma en la tubería.
– En los casos cuando se trabaja con gas lift continuo o intermitente de fallar la válvula operativa se tendrá que sacar la instalación.
– En el futuro cuando se desee realizar estimulaciones químicas será muy difícil hacerlo en forma
selectiva debido a la dificultad para bajar y sentar packers en el reducido espacio interior de la
tubería de producción.
