CAPITULO 11. TERMINACIONES

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11. TERMINACIONES

11. Terminaciones 11.1.Accesorios de aparejos de producción

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11.1 ACCESORIOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN Los accesorios de producción varían de acuerdo al tipo de terminación que se haya elegido, sin embargo podemos mencionar los más importantes en cuanto se refiere a las terminaciones sencillas, entre estos accesorios podemos mencionar: Equipo de control subsuperficial. Dentro de este equipo podemos mencionar: Las válvulas de seguridad con las cuales se obstruye la tubería de producción en algún punto abajo del cabezal cuando los controles superficiales han sido dañados o requieren ser completamente removidos. Reguladores y estranguladores de fondo los cuales reducen la presión fluyente en la cabeza del pozo y previene el congelamiento de las líneas y controles superficiales. Válvulas check que previenen el contraflujo en los pozos de inyección. Estos instrumentos pueden ser instalados o removidos mediante operaciones con cable. Ya que estos accesorios son susceptibles al daño, debe pensarse en una buena limpieza antes de instalar un dispositivo de control superficial. Sistemas de seguridad Los sistemas de seguridad superficial son la primera línea de protección contra cualquier daño en los accesorios superficiales. Estos sistemas generalmente consisten de válvulas cerradas, las cuales se mantienen abiertas por medio de gas a baja presión que activa un pistón de la válvula. Si la presión de gas es purgada, la acción de un resorte interno cierra la válvula contra la línea de presión. Empacadores de producción Estos son clasificados generalmente en dos tipos: permanente y recuperable. Algunas innovaciones incluyen niples de asiento o receptáculos de estos. Los empacadores deben ser corridos cuando su utilidad futura sea visualizada para que no resulte en gastos innecesarios que deriven en costosas remociones. Los empacadores sirven para varios propósitos entre los cuales podemos mencionar la protección de la tubería de revestimiento de las presiones, tanto del pozo como de las operaciones de estimulación, y sobre todo de fluidos corrosivos; el aislamiento de fugas en la tubería de revestimiento, el aislamiento de disparos cementados a presión forzada, o intervalos de producción múltiple, cancelación

11. Terminaciones 11.1.Accesorios de aparejos de producción

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de los cabeceos o el suaveo de fluidos, auxilio de instalaciones artificiales, en conjunto con válvulas de seguridad, o para mantener fluidos de “matar” o fluidos de tratamiento en el espacio anular. El empacador puede ser descrito como un dispositivo que bloquea el paso de los fluidos al espacio anular o del espacio anular a la tubería de producción. La mayoría de las aplicaciones de los empacadores son simples y sencillas, por lo que no requieren más que proporcionar el peso de la tubería de producción suficiente sobre el empacador para garantizar el sello. Existen otras aplicaciones donde se deben tomar consideraciones de extrema precaución para el anclaje del mismo, sobre todo en el tipo de aplicación peso para que no falle en la utilización especifica en el pozo.

11. Terminaciones 11. 2 Selección de empacadores

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11.2 SELECCIÓN DE EMPACADORES Para hacer una buena selección de un empacador se debe tomar los siguientes parámetros: • Diámetro de la tubería de revestimiento o agujero descubierto en caso del tipo

inflable. • Grado y peso de la tubería de revestimiento. • Temperatura a la que estará sometido. • Presión de trabajo. • Tensión y compresión. • Diseño de operación. Consideraciones generales en la selección de los empacadores. La selección involucra el análisis anticipado de los objetivos de las operaciones del pozo, como son la terminación, la estimulación y los trabajos futuros de reparación. Se deben considerar los costos de estos accesorios, así como los mecanismos de sello y empacamiento mecánico, la resistencia a los fluidos y presiones, su capacidad de recuperabilidad o no, sus características para las operaciones de pesca o molienda, si hay posibilidad de efectuar operaciones con cable a través de él. También deben considerarse los cambios en la temperatura y la presión. Tipos de empacadores A continuación se describen algunos tipos de empacadores más comunes que existen en el mercado actual. Empacadores recuperables. Existen diferentes tipos de empacadores de esta categoría, los cuales van desde empacadores que se anclan con el peso, hasta anclados por tensión o de anclaje mecánico o hidráulico, dependiendo de las operaciones que se realicen en los intervalos de producción. La función que cumplen viene siendo la misma que la de todos los empacadores y sus principios de operación varían muy poco, estos empacadores pueden ser recuperados y reutilizados aplicándoles un mantenimiento mínimo en cada ocasión. Empacadores permanentes. Como su nombre lo dice, estos accesorios se colocan en los pozos para quedar en forma permanente, también tiene accesorios adicionales que permiten utilizarlos como tapones puente temporal, para cementaciones forzadas, o para realizar fracturas arriba del empaque. Este tipo de


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empacadores permite realizar operaciones donde se tienen presiones altas, y en algunas ocasiones, dependiendo del tipo de terminación o mantenimiento que se tenga en un pozo, pueden ser utilizados como retenedores de cemento para realizar operaciones de cementación forzada en un intervalo de abandono definitivo, para posteriormente probar un intervalo superior de interés. Consisten de uno o más elementos de empaque y dos juegos de cuñas, pueden ser introducidos al pozo mediante tubería de producción o cable conductor con alguna forma de carga explosiva, manipulación de tijeras o dispositivos hidrostáticos. Estos empaques resisten altas presiones diferenciales de arriba o abajo sin que sufra algún movimiento, generalmente son construidos de hierro fundido centrifugado y las cuñas son de acero de bajo carbón con la finalidad de que puedan ser molidos con facilidad. Empacadores de ancla. Consisten simplemente de un elemento de empaque, el cual puede ser comprimido y de esta manera forzarlo a expanderse hasta la tubería de revestimiento, por la aplicación de peso sobre el elemento de sello con la tubería de producción. Empacadores de agarre de pared o de anclaje por peso. Este tipo consiste generalmente de un elemento de sello, un juego de cuñas y cono, dispositivo de fricción y un mecanismo “J”. Este empacador es accionado por rotación de la tubería de producción para soltar el mecanismo “J” o por movimiento de la tubería tanto en sentido ascendente como descendente y resiste altas presiones diferenciales. Empacadores con paso de desviado. Este otro tipo consiste de un elemento de empaque alrededor de un aparejo de tubería de producción en adición a algún dispositivo de paso de fluido a través del elemento de empaque. Estos a su vez pueden ser clasificados en tipo ancla (BP-2 de Camco) que consta de un elemento de empaque únicamente o del tipo de agarre de pared con un mecanismo de desanclaje. Los empacadores anteriormente citados son utilizados en cámaras de acumulación en instalaciones de bombeo neumático o para aislar fugas en tuberías de revestimiento. Empacadores de Cabeza de Control. Estos empacadores están provistos con un dispositivo de igualación arriba del mismo, sin que sea necesario levantar la columna de fluido arriba del empacador y sin desempacar el elemento de sello del mismo.


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Empacadores Hidráulicos. Estos empacadores pueden ser permanentes o recuperables con cuñas o sin cuñas, generalmente se accionan por presión hidrostática en la tubería de producción, aplicada a través de ella desde la superficie. Empacadores Múltiples. Los empacadores múltiples pueden ser de cualquiera de los tipos antes mencionados. Éstos están simplemente construidos para alojar dos o más aparejos de tubería de producción a través de ellos y pueden ser colocados hidráulicamente, pero también existen algunos tipos que se colocan con la o las tuberías de producción. Anclas Hidráulicas. Son usadas en conjunto con los empacadores y son operadas hidráulicamente, una alta presión en la tubería de producción forzará las cuñas hacia afuera contra la tubería de revestimiento, proporcionando de esta forma al empacador de una conexión mecánica que lo detendrá evitando cualquier movimiento entre la tubería de producción y la de revestimiento.

Figura 11.1 Tipos de empacadores

Empacador Empacador Empacador Empacador Empacador Empacador Ancla recuperable permanente de agarre de con paso de hidráulico múltiple hidráulica pared desviado


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Factores que afectan el peso de la tubería de producción sobre el empacador Hay un gran número de factores que pueden aumentar o disminuir el peso sobre el empacador después de anclado, en la mayoría de los casos, el efecto de estos factores se pasa por alto. Se debe considerar si existe la posibilidad de que alguno de estos factores aumente, en este caso se tomará en cuenta cuando se determine el peso que se va a dejar sobre el empacador.

a. Factores que tienden a aumentar peso (incrementan la longitud de la tubería), a un empacador ya colocado.

ð Fricción entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento. ð Incremento de la temperatura promedio en la tubería de producción. ð Incremento de la presión en el espacio anular. ð Decremento de la presión en la tubería de revestimiento por efecto de

flotación y contracción radial extendiendo su longitud.

b. Factores que tienden a disminuir el peso (acortando la tubería) a un empacador anclado.

ð Decremento en la temperatura promedio en la tubería de producción. ð Decremento de la presión en la tubería de revestimiento. ð Incremento en presión de la tubería de producción por incremento del

efecto de flotación y expansión radial acortando su longitud.

c. Fricción Se presenta generalmente entre la tubería de producción y la de revestimiento, especialmente en pozos desviados, tenderá a disminuir el total del peso de la tubería de producción aplicado sobre el empacador. Existe la posibilidad en estos casos que durante la vida del pozo, la tubería de producción se asiente aumentando peso al empacador. El peso del aparejo de la tubería de producción puede ser calculado, al igual que el total de pérdida del peso del mismo. El total de pérdida del peso se debe al efecto de flotación de la tubería de producción en el fluido (lodo o aceite) contenido en la tubería de revestimiento, éste puede calcularse y ser deducido del peso total de la tubería de producción, si el indicador de peso muestra un decremento considerable en el peso de la tubería de producción que el calculado, debe asumirse que la fricción entre las tuberías de producción y revestimiento están soportando mucho del peso del aparejo. Por lo tanto debe incrementarse el peso a las 4.5 o 5.5 ton. recomendadas para compensar el efecto por fricción.


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Ejemplo: Datos: • Tubería de producción 2”, 7.00 kg/m. • Fluido de 1.20 gr/cm3. • Profundidad 3048.0 m. • La tubería a la profundidad citada pesa 21,345 kg (en el aire). • Por efecto de flotación 18,082 kg. • Peso del block 8,000 kg. Si el indicador de peso muestra aproximadamente 23,000 kg, después que la tubería de producción es bajada lentamente y luego detenida, a la fricción se le atribuirán 3,000 kg. Puede hacerse una comprobación levantando la tubería muy lentamente. El indicador de peso debe leer algún peso arriba de 26,000 kg, probablemente alrededor de 29,000 kg, entonces debe asumirse que 3,000 kg del peso de la tubería están soportados por la fricción de los coples, y parte de este peso se aplicará al empacador al estar fluyendo el pozo. Conexiones superficiales de control Cada uno de los sistemas artificiales de producción tiene su sistema de conexiones superficiales, inclusive puede cambiar dependiendo del sistema artificial de que se trate, en el caso del sistema de bombeo mecánico cambia hasta por el tipo y marca de cada uno de ellos. Conexiones superficiales para el sistema de bombeo neumático En la figura 11.2 se muestran las conexiones superficiales típicas que se utilizan en los aparejos de bombeo neumático.


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Figura 11.2 Conexiones superficiales para bombeo neumático

Conexiones superficiales para el sistema de bombeo mecánico Respecto a este sistema artificial de producción varia en cuanto al tipo y marca de su diseño, por ejemplo en el caso de bimbas convencionales, en la siguiente figura se muestra algunos de sus accesorios (Figuras 11.3, 11.4 y 11.5).


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Figura 11.3 Figura 11.4

Figura 11.5


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Conexiones superficiales para el sistema de bombeo electrocentrífugo Este sistema normalmente hace uso de un equipo auxiliar que consta de un sistema de generación de 500 kw, un sistema de cuarto de control el cual contiene una unidad de computo, unidad de choque, impresora, transformador, variador de velocidad, además de estos dos componentes se tiene un filtro de armónicas que sirve para evitar las oscilaciones en cuanto a la energía, ya que al paso del tiempo, las variaciones de voltaje pueden dañar el equipo BEC (Fig. 11.6).

Primeramente se debe de aligerar la columna hidrostática generada por el fluido de control, una vez que empiece a manifestar el pozo con presencia de aceite se iniciará la puesta en marcha del BEC.

Figura 11.6


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Conexiones superficiales para el sistema de bombeo Hidráulico En el sistema de bombeo hidráulico, el crudo (o agua) se toma del tanque de almacenamiento y se alimenta a la bomba triple múltiple. El fluido de potencia, ahora con la presión aumenta por la bomba triple, está controlado por las válvulas en la estación de control y distribuido en uno o más pozos. El fluido de potencia pasa a través de las válvulas del cabezal del pozo y es dirigido a la bomba al fondo del pozo. En una instalación de bomba de pistón, este fluido de potencia acciona el motor que a su vez acciona la bomba. El fluido de potencia regresa a la superficie con el crudo producido y es enviado por la tubería al tanque de almacenamiento. Optimización de aparejos de producción Análisis del sistema de Producción de los Pozos La figura 11.7 muestra en general las partes principales que componen el sistema de producción de un pozo. En este apartado analizaremos la importancia de la Ingeniería encaminada a optimizar los accesorios que son introducidos al pozo, y a través de los cuales finalmente se extraen los hidrocarburos líquidos, gases y todos sus derivados. La gran importancia que representa la optimización de estos aparejos, se debe principalmente a que es el único medio mecánico con el cual se cuenta para variar el comportamiento de un pozo.

Figura 11.7 Componentes de un sistema de producción


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Los fluidos que entran al pozo a través del intervalo disparado o agujero descubierto, vienen fluyendo por el medio poroso de la formación productora pasan a través de la vecindad del pozo y siguen su curso por el aparejo de producción. Estos fluidos a su llegada a la vecindad del pozo requieren ser levantados hasta la superficie. Esta acción necesita la actuación del gradiente de presión fluyendo entre el fondo y el cabezal del pozo. Este gradiente a su vez, consiste de la diferencia de energía potencial (presión hidrostática) y la caída de presión por fricción. La magnitud depende de la profundidad del yacimiento y define el tipo de sistema de producción que va a ser colocado en el pozo. Esto significa que si la presión de fondo es suficiente para levantar los fluidos hasta la superficie se considera un pozo fluyente, en caso contrario se requiere de un sistema artificial, como puede ser el “levantamiento mecánico”, reducción de la densidad del fluido en el pozo y por consiguiente reducción de la presión hidrostática (“gas lift”). Análisis Nodal El análisis nodal puede ser realizado con cualquiera de los software que existen en el mercado (WEM, Flo System, y otros desarrollados por otras compañías de servicio) y nos permite crear un modelo que simula el comportamiento de producción de pozo ajustándolo al gasto y presión de fondo fluyendo del pozo, lo que nos lleva a corroborar o descartar la presencia de daño total del pozo (cuando existen curvas de variación de presión, su interpretación y combinación con el análisis nodal resulta una herramienta muy poderosa para obtener el daño del pozo), para ello requiere de información del yacimiento, datos del pozo y de los fluidos producidos, de esta manera es posible corroborar los datos de daño y demás parámetros del yacimiento. Diseño de Aparejos de Producción Las sartas o aparejos de producción son el medio por el cual se transportan los fluidos del yacimiento a la superficie y pueden clasificarse dependiendo de las condiciones del yacimiento como: fluyente, de bombeo neumático, bombeo mecánico, bombeo electro-centrífugo y bombeo hidráulico.

Seleccionar, diseñar e instalar un aparejo de producción es una parte crítica en cualquier programa de operación durante la intervención de un pozo ya sea en una terminación y/o reparación.

En un diseño hay que tomar en cuenta el ángulo del pozo, los fluidos de

perforación, peso, velocidad de rotaria y otros procedimientos de operación.


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Propiedades de la Tubería y de las Juntas Esfuerzo de torsión en las juntas. Es una función de variables como:

• Esfuerzo del acero • Tamaño de conexión • Forma de la Rosca • Carga • Coeficiente de Fricción

El área de piñón o caja controla grandes factores y está sujeta a amplias

variaciones. El diámetro exterior de la caja y el diámetro interior determinan los

esfuerzos de la junta en torsión, el diámetro exterior afecta el área de la caja y el diámetro interior afecta el área del piñón.

Al seleccionar el diámetro interior y exterior se determinan las áreas del piñón y la caja, estableciendo los esfuerzos de torsión teóricos, la más grande reducción de estos esfuerzos de una junta durante su vida de servicio ocurre con el uso del diámetro exterior. Es posible incrementar el esfuerzo de torsión haciendo juntas con diámetro exteriores grandes y diámetros interiores reducidos. Clases de tuberías de producción más usuales: Existen varias clases:

a) Clase Nueva.- Se presenta en sus datos de tensión, torsión y presión interna y colapso.

b) Clase Premium.- Está basada en una tubería que tiene un uso uniforme y

un mínimo de espesor de pared del 80%.

Se recomienda que los datos como el grado, peso y rosca de la tubería sean grabadas en la base del piñón.

Consideraciones de diseño Factor de Flotación El factor de flotación es un factor muy importante que se debe de tomar en cuenta en los diseños de sartas ya que nos reduce el peso normal de la tubería y se pueden calcular con las siguientes formulas:


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dad

FF −=1

Donde: FF = Factor de flotación d = Densidad del lodo da = Densidad del acero = 7.85 gr/cm3 Agentes de corrosión La corrosión puede ser definida como la alteración y degradación del material por su medio ambiente y los principales agentes que afectan a las tuberías son los gases disueltos (el oxigeno, dióxido de carbono e hidrógeno sulfuroso), sales disueltas (cloro, carbonato y sulfato) y ácidos. La mayoría de los procesos de corrosión envuelven reacciones electro-químicas, el incremento de la conductividad puede dar como resultado altas velocidades de corrosión y los principales factores son:

a) El pH b) La temperatura

c) La velocidad del flujo

d) Heterogeneidad

e) Altos esfuerzos

Presión del yacimiento Es la presión con la cual aportara la formación productora los hidrocarburos a través del sistema de producción. Es necesario conocer esta presión para identificar el tipo de aparejo a utilizar. Este parámetro puede obtenerse de las curvas de variación de presión.

• Índice de producción. • Diámetro de Tubería de revestimiento • Presión de trabajo


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Procedimiento para calcular el peso de la tubería de producción dentro del pozo.

• Obtención del factor de flotación • Obtención del peso de la tubería de producción dentro del pozo, el cual

puede obtenerse mediante la ecuación siguiente:

FTPTRTPTR FxPoPPoP = Donde:

tpTR PoP = Peso real de la T.P. o T.R. Ejemplo: Calcular el peso que debe observarse en el indicador de peso al introducir 2,000 mts. de T.P. 2 7/8”, J-55, 6.5 lbs/pie o 9.67 kg/m con un lodo de 1.40 grs/cm3.

821.085.740.1

1 =−=FF

Peso de la T.P en el aire = 2,000 x 9.67 = 19,340 Kg = 19.34 toneladas Peso de la T.P en el aire x Factor de Flotación = Peso de la T.P dentro del pozo 19,340 x 0.821 0 15,878.14 Kg. Peso de la T.P dentro del pozo = 15,878.14 Kgs. Procedimiento de diseño de tubería de producción En este apartado solo se mencionarán las consideraciones más importantes que se toman en cuenta para el diseño de una sarta de producción, dentro de estas se consideran las siguientes variables: Wn = Peso nominal de la T.P (lb/pie) Pt = Resistencia a la tensión (lb) Rc = Resistencia al colapso (Psi) Wtp = Peso ajustado de la T.P (lb/pie) (incluye conexión) Pcp = Punto de cedencia promedio (lb/pg2)


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Mop = Margen de seguridad por tensión (ton) Fsc = Factor de seguridad al colapso (1.125) El procedimiento incluye en términos generales dos etapas, la primera es el diseño de la sarta por Tensión y la segunda el diseño por Colapso. En el diseño por Tensión se utilizan las siguientes formulas:

)()9.0(KbWn

MopPtL

−=

En el diseño por Colapso la sarta debe estar previamente calculada por Tensión y se utilizan las siguientes formulas.

0122 =−++ RRYZ

)(PcpAWap

R =

RcstRct

Z =

Wap = Tensión aplicada a la T.P sobre el punto de interés (Kg) A = Área transversal del acero (cm2) Rct = Resistencia al colapso bajo tensión (Kg/cm2) Rcst = Resistencia al colapso sin tensión (Kg/cm2)

11. Terminaciones 11. 3 Cambio de preventores por medio árbol de válvulas

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11.3 CAMBIO DE PREVENTORES POR MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS Es necesario que antes de realizar la operación del cambio del arreglo de preventores por el medio árbol de válvulas, consulte el manual de procedimientos técnicos operativos del pozo para realizar el programa de trabajo. A continuación expondremos algunas recomendaciones en forma generalizada para estar preparados antes de realizar dichas operaciones:

• Reunir al personal para dar instrucciones de seguridad y protección ambiental de las operaciones a realizar y de la asignación de responsabilidades.

• Inspeccionar las condiciones físicas del cople colgador y bola colgadora

envolvente o colgador integral, conexiones y superficies de sellos. • Verificar las partes integrantes del medio árbol de producción (fig. 11.8).

• Registrar las características del cople colgador y bola envolvente ó colgador

integral en la bitácora, así como otras observaciones que considere importantes.

• Comunicar a la compañía prestadora de servicios de accesorios del cabezal

de producción y a la unidad de prueba hidráulica, que se va a realizar el cambio, para el seguimiento de su programa de trabajo.

11. Terminaciones 11. 3 Cambio de preventores por medio árbol de válvulas

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Nomenclatura: Observaciones: 1. Adaptador de pruebas de fondo 2. Válvula de sondeo 3. Brida compañera 4. Portaestrangulador 5. Válvula 6. Válvula 7. Cruceta 8. Válvula 9. Válvula 10. Portaestrangulador 11. Brida Compañera 12. Válvula Maestra 13. Válvula Maestra 14. Bonete 15. Brida Compañera 16. Válvula 17. Válvula 18. Cabezal de Producción 19. Válvula 20. Válvula 21. Brida Compañera

Figura 11.8 Partes principales del medio árbol de producción

11. Terminaciones 11. 4 Fracturamientos

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11.4 FRACTURAMIENTOS Cuando la formación que contiene petróleo no tiene una buena permeabilidad se puede bombear un fluido especial al pozo y se hace pasar a través de la formación a presión, se continúa el bombeo de fluido a presión hasta que la formación falle produciendo una fractura (fig. 11.9). Mientras tanto, materiales como arena, cáscara de nueces, etc. se mezclan con el fluido de fracturación. A estos aditivos se les llama “material de apoyo” o “material sustentante”, porque cuando el fluido de fracturación deja de bombearse el material de apoyo mantiene las fracturas abiertas. Sin el material de apoyo, las fracturas se unirían nuevamente tan pronto se disminuyera la presión sobre ellas. Estas fracturas forman conductos que permiten que el aceite o gas entre al pozo.

Figura 11.9

11. Terminaciones 11. 4 Fracturamientos

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Una de las operaciones de estimulación del pozo más comunes es la realización de un fracturamiento, hidráulico y la inyección de un ácido dentro de las fracturas, generalmente ácido clorhídrico. Este tipo de estimulación es aplicable únicamente a formaciones calcáreas, con solubilidad al ácido clorhídrico (HCL) mayor del 65%. Los principios básicos y los objetivos del fracturamiento con ácido, son los mismos del fracturamiento hidráulico con sustentante. En ambos casos se pretende producir una fractura conductiva con suficiente longitud para permitir el cambio de patrón de flujo de los fluidos del yacimiento al pozo. La diferencia entre el fracturamiento con ácido y el fracturamiento con sustentante, está en la forma en que se produce la conductividad de la fractura. En el caso del fracturamiento con ácido, éste fluye a través de la fractura, propiciando que las paredes de la misma se disuelvan en forma irregular, dependiendo de la composición mineralógica y de la distribución de minerales en la formación. A medida que el ácido fluye va reaccionando con los minerales de la roca, creando una huella de reacción, en tal forma, que al cerrarse la fractura, los valles y las crestas producidas generan canales altamente conductivos. En general, el fracturamiento con ácido está restringido para calizas y dolomías con la utilización de ácido clorhídrico; sin embargo, se ha tenido éxito con ésta técnica en areniscas que contienen fracturas naturales llenas de carbonatos. La selección entre fracturamiento con sustentante y fracturamiento con ácido, depende de un análisis exhaustivo que tome en consideración estudios de laboratorio y comportamiento de los pozos. Aún cuando el fracturamiento con ácido es operativamente menos complicado que el fracturamiento con sustentante, es en general más costoso, y presenta la ventaja de que no se corre el peligro de arenamiento o el regreso del agente sustentante. En la técnica del fracturamiento con ácido se emplean ácidos concentrados (HCl al 25 ó 26%). En formaciones con altas temperaturas se puede considerar el empleo de la mezcla de HCl con ácidos orgánicos, o sólo el uso de los segundos, como el acético o el fórmico, aún cuando es de menor efectividad. También y con el fin de retardar la reacción entre el ácido y la roca se han empleado ácidos con surfactantes que propician el mojamiento de la roca con aceite. A estos ácidos se les conoce con “químicamente retardados”.

11. Terminaciones 11. 5 Aplicaciones

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11.5 APLICACIONES

• Obtenga en su área de trabajo un programa de terminación del pozo y relaciónelo con los conocimientos adquiridos en éste tema.

• Obtenga por parte de PEMEX o de la compañía prestadora de servicio, un

diseño de fracturamiento o de estimulación del pozo, así como el procedimiento técnico operativo de la operación de fracturamiento, verificando las medidas de seguridad y protección ambiental.

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