33840_1

I

II

PORTADA UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

ESCUELA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

TESIS PREVIA

La obtención del título de Tecnólogo en Petróleos

LA COMPLETACIÓN DE POZOS PETROLEROS EN LOS CAMPOS

GUANTA Y LAGO AGRIO

Autor:

Franklin Geovanny Muñoz Espinosa

Director de Tesis:

Ing. Marco Corrales Palma

QUITO - ECUADOR

2007

III

DECLARATORIA

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor:

______________________


IV

CERTIFICACIÓN

Que la presente tesis de grado fue desarrollada en su totalidad por el señor Franklin

Geovanny Muñoz Espinosa

_________________________

Ing. Marco Corrales Palma

DIRECTOR DE TESIS

V

CERTIFICADO DE EMPRESA

VI

AGRADECIMIENTO

Agradezco a DIOS por estar a mi lado y darme la oportunidad de salir adelante en la

vida.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial, por contribuir a mí desarrollo profesional.

Al Ing. Jorge Viteri Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería, Ing. Bolívar

Haro Sub Decano de la Facultad y a todos los profesores quienes supieron impartirme

sus conocimientos.

A mi familia, por ayudarme a encontrar el norte de mi vida y ser un gran apoyo para mí

en todo momento.

Al Ing. Marco Corrales Palma por ser un maestro y amigo, que supo brindarme su

tiempo y experiencia para poder terminar este trabajo.


VII

DEDICATORIA

Esta tesis está dedicada de manera muy especial a mi madre Gloria Jimena a quien le

debo todo lo que soy, por enseñarme desde pequeño a luchar para alcanzar mis metas,

puedo decir que mi triunfo es el suyo y sin su apoyo no hubiese podido hacer realidad

este sueño.

A Estefanía Alejandra, mi hermana un pilar muy importante en mi vida, Flavio

Naranjo, como un padre honesto y sincero, para ustedes que de una u otra manera

siempre estuvieron en aquellos momentos difíciles.

A Juanjo, mi luz y una razón más para seguir adelante.

También se la dedico a mis familiares quienes estuvieron para darme ese empujoncito

que siempre hace falta.

Y a todas aquellas personas que tuve la suerte de conocer durante esta etapa de mi vida

quienes me supieron aportar con su granito de arena, especialmente a ti Gabby, por

todo muchas gracias.


VIII

ÍNDICE GENERAL

PORTADA__________________________________________________________________II

DECLARATORIA __________________________________________________________ III

CERTIFICACIÓN ___________________________________________________________ IV

CERTIFICADO DE EMPRESA _________________________________________________V

AGRADECIMIENTO ________________________________________________________ VI

DEDICATORIA ___________________________________________________________ VII

ÍNDICE GENERAL ________________________________________________________VIII

ÍNDICE DE FIGURAS ______________________________________________________ XII

ÍNDICE DE DIAGRAMAS __________________________________________________ XII

ÍNDICE DE TABLAS _______________________________________________________XIII

ÍNDICE DE GRÁFICOS ____________________________________________________XIII

RESUMEN ______________________________________________________________ XIV

SUMMARY______________________________________________________________ XVII

CAPÍTULO I _______________________________________________________________ 2

1. INTRODUCCIÓN ________________________________________________________ 2

1.1 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN _____________________________________ 2

1.1.1 OBJETIVO GENERAL________________________________________________ 2

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS _____________________________________________ 2

1.2 JUSTIFICACIÓN________________________________________________________ 3

1.3 IDEA A DEFENDER_____________________________________________________ 3

1.4 VARIABLES ___________________________________________________________ 3

1.4.1 VARIABLE INDEPENDIENTE_________________________________________ 4

1.4.2 VARIABLE DEPENDIENTE___________________________________________ 4

1.5 METODOLOGÍA _______________________________________________________ 4

1.5.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN ______________________________________ 4

1.5.1.1 MÉTODO GENERAL:_____________________________________________ 5

IX

1.5.1.2 MÉTODO ESPECÍFICO: ___________________________________________ 5

1.5.3 TÉCNICAS _________________________________________________________ 5

1.6 INSTRUMENTOS: ______________________________________________________ 5

1.7 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN _________________________________________ 6

1.7.1 REVISIÓN DE LITERATURA ESPECIALIZADA _________________________ 6

1.8 TIPO Y DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN__________________________________ 6

1.9 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN _________________________________________ 6

1.10 MARCO DE REFERENCIA ______________________________________________ 7

1.10.1 MARCO TEÓRICO _________________________________________________ 7

1.10.2 MARCO CONCEPTUAL _____________________________________________ 8

1.10.3 GRADIENTE DE PRESIÓN__________________________________________ 10

CAPÍTULO II _____________________________________________________________ 12

2.1 COMPLETACIÓN ORIGINAL__________________________________________ 13

2.2 COMPLETACIÓN DEFINITIVA __________________________________________ 13

2.3 CLASIFICACIÓN DE COMPLETACIONES: POR EL TIPO DEL POZO __________ 13

2.3.5 COMPLETACIÓN DE POZOS HORIZONTALES_________________________ 14

2.3.5.1 COMPLETACIÓN POZO ABIERTO ________________________________ 14

2.3.5.2 COMPLETACIÓN TUBERÍA RANURADA (LINERS)__________________ 15

2.3.5.2.1 COMPLETACIÓN TUBERÍA RANURADA CON EMPACADURA

EXTERIOR (ECP)____________________________________________________ 18

2.3.5.2.2 COMPLETACIÓN EMPAQUE DE GRAVA _______________________ 20

2.3.5.2.3 OTRAS COMPLETACIONES HORIZONTALES ____________________ 21

2.3.5.3 COMPLETACIÓN DE POZOS VERTICALES ________________________ 23

2.3.5.3.1 COMPLETACIÓN CON UNA SARTA DE PRODUCCIÓN ____________ 24

2.3.5.3.2 COMPLETACIÓN CON UNA SARTA DE PRODUCCIÓN PARA UNA

SOLA ZONA PRODUCTORA __________________________________________ 24

2.3.5.3.3 COMPLETACIÓN CON UNA SARTA DE PRODUCCIÓN PARA

MÚLTIPLES ZONAS PRODUCTORAS __________________________________ 26

2.3.5.3.4 COMPLETACIÓN CON DOS SARTAS DE PRODUCCIÓN O DOBLE __ 29

2.3.5.3.5 COMPLETACIÓN CON DOS SARTAS DE PRODUCCIÓN PARA DOS

ZONAS PRODUCTORAS _____________________________________________ 29

X

2.3.5.3.6 COMPLETACIÓN CON DOS SARTAS PARA TRES ZONAS

PRODUCTORAS ____________________________________________________ 31

CAPÍTULO III ___________________________________________________________ 35

3. HERRAMIENTAS DE COMPLETACIÓN ___________________________________ 35

3.1 CABEZAL DEL POZO (ÁRBOL DE NAVIDAD) ____________________________ 35

3.2 TUBO DE EXPANSIÓN (EXPANSIÓN JOINT)______________________________ 37

3.3 CAMISA DESLIZABLE (SLIDING SLEEVE) ________________________________ 38

3.4 EMPACADURA (PACKER)_________________________________________________ 40

3.5 SEPARADOR DE TUBERÍA (OVERSHOT TUBING SEAL DIVIDER) O CONECTOR

SELLANTE (ON-OFF SEALING CONNECTOR) _______________________________ 46

3.6 LOCALIZADOR (LOCATOR TUBING SEAL ASSEMBLY)____________________ 47

3.7 NO-GO (SEATINB NIPPLE) _____________________________________________ 47

3.8 STANDING VALVE (EQUALIZING CHECK VALVE)________________________ 50

3.9 TAPONES (BLANKING PLUGS) _________________________________________ 51

3.10 TAPONES MODELOS "RZR-20" (BY-PASS BLANKING PLUG) Y "FWG-21" (BY-

PASS BLANKING PLUG WITH RENOVABLE MANDREL). _____________________ 52

3.11 TAPÓN MODELO “RZB-20” (Circulating blanking plug). __________________________ 53

3.12 CAMPANA ____________________________________________________________ 54

3.13 TAPÓN DE FONDO (BULL PLUG). _________________________________________ 55

3.14 TUBERÍA______________________________________________________________ 55

3.14.1 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO "CASING". ____________________________ 56

3.14.2 TUBERÍA DE PRODUCCIÓN O "TUBING". ____________________________ 59

3.14.3 TUBERÍA PARA "LINER" O CAMISA. ________________________________ 60

3.15 DISEÑO Y MEDIDAS DE TUBERÍA. _____________________________________ 61

3.16 TIPOS DE CONEXIONES ____________________________________________ 65

3.17 ALGUNAS DE LAS CAUSAS DE LOS DAÑOS DE LA TUBERÍA SON:______________ 66

XI

CAPÍTULO IV_____________________________________________________________ 68

4. INTRODUCCIÓN ________________________________________________________ 68

4.1 PERFORACIÓN _______________________________________________________ 68

4.2 CEMENTACIÓN _______________________________________________________ 69

4.3 PUNZONAMIENTO ____________________________________________________ 69

4.4 PRUEBAS DE PRODUCCIÓN____________________________________________ 69

4.5 COMPLETACIONES DE POZOS DEL ORIENTE ECUATORIANO _____________ 70

4.5.1 APLICACIÓN DE EMPACADURAS Y TAPONES________________________ 70

4.5.1.1 POZO A FLUJO NATURAL _______________________________________ 70

4.5.1.2 DISEÑO DE COMPLETACIONES A FLUJO NATURAL_______________ 71

4.6 COMPLETACIONES PARA LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL _________________ 72

4.6.1 BOMBEO NEUMÁTICO (GAS LIFT ) __________________________________ 73

4.6.2 BOMBEO HIDRÁULICO _____________________________________________ 77

4.6.3 BOMBEO MECÁNICO ______________________________________________ 80

4.6.4 BOMBEO ELÉCTRICO SUMERGIBLE _________________________________ 82

4.7 INSTALACIÓN DE LA COMPLETACIÓN PARA REINYECCIÓN EN EL POZO LA 6

________________________________________________________________________ 86

4.7.1 OPERACIONES DE REACONDICIONAMIENTO __________________________ 86

4.7.2 SECUENCIA DE LAS OPERACIONES DE REACONDICIONAMIENTO ______ 88

CAPÍTULO V______________________________________________________________ 96

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES_________________________________ 96

5.1 CONCLUSIONES ______________________________________________________ 96

5.2 RECOMENDACIONES _________________________________________________ 98

CITAS BIBLIOGRÁFICAS _________________________________________________100

BIBLIOGRAFÍA__________________________________________________________101

XII

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA # 1 CAMISA DESLIZABLE (SLIDING SLEEVE)

39

FIGURA # 2 EMPACADURA MODELO FH 45

FIGURA # 3 NO-GO 48

FIGURA # 4 NO-GO 49

FIGURA # 5 TAPONES (BLANKING PLUGS). 51

ÍNDICE DE DIAGRAMAS DIAGRAMA # 1 TUBERÍAS RANURADAS (LINERS) 17

DIAGRAMA # 2 ESQUEMA DE UN POZO 25

DIAGRAMA # 3 UNA SARTA DE PRODUCCIÓN PARA MÚLTIPLES

ZONAS PRODUCTORAS

28

DIAGRAMA # 4 COMPLETACIÓN CON DOS SARTAS DE PRODUCCIÓN 30

DIAGRAMA # 5 COMPLETACIÓN CON DOS SARTAS PARA TRES

ZONAS PRODUCTORAS

33

DIAGRAMA # 6 DISEÑO DE COMPLETACIONES A FLUJO NATURAL 71

DIAGRAMA # 7 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN CON GAS LIFT 75

DIAGRAMA # 8 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN CON GAS LIFT 76

DIAGRAMA # 9 COMPLETACIÓN TÍPICA DE UN POZO CON BOMBEO

HIDRÁULICO

78

DIAGRAMA # 10 COMPLETACIÓN TÍPICA DE UN POZO CON BOMBEO

HIDRÁULICO

79

DIAGRAMA # 11 COMPLETACIÓN BES EN POZO DIRECCIONAL 83

DIAGRAMA # 12 COMPLETACIÓN BES EN POZO VERTICAL 84

DIAGRAMA # 13 COMPLETACIÓN PARA POZO INYECTOR 85

DIAGRAMA # 14 COMPLETACIÓN POZO INYECTOR LA-6 94

XIII

ÍNDICE DE TABLAS TABLA # 1 REQUERIMIENTOS DE TENSIÓN API PARA CASING Y

LINERS

58

TABLA # 2

ESPECIFICACIONES DE TUBERÍA 60

ÍNDICE DE GRÁFICOS GRÁFICO # 1 INSTALACIÓN TÍPICA DE BOMBEO HIDRÁULICO 77

GRÁFICO # 2 COMPLETACIÓN DE POZO CON BOMBEO MECÁNICO 81

XIV

RESUMEN

Una vez finalizadas las tareas de perforación y desmontado el equipo, se procede a la

terminación y re equipamiento del pozo que consiste en una serie de tareas. Puede

observarse que la operación de terminación implica una sucesión de tareas más o menos

complejas según sean las características del yacimiento (profundidad, presión,

temperatura, complejidad geológica, etc.) y requerimientos propios de la ingeniería de

producción.

De la calidad de los procedimientos para satisfacer estos requerimientos dependerá el

comportamiento futuro del pozo para producir el máximo potencial establecido por la

ingeniería de reservorios.

Habiéndose determinado los intervalos de interés, correlacionando los perfiles a pozo

abierto y entubado, y comprobando la calidad de la cementación, es necesario poner en

contacto cada estrato seleccionado con el interior del pozo mediante el

"punzonamiento" o perforación del casing y del cemento. Esto se realiza mediante

cañones con "cargas moldeadas" unidas por un cordón detonante activado desde la

superficie mediante un cable especial.

Cada uno de los estratos punzados es ensayado para determinar los volúmenes de fluido

que aporta, así como la composición y calidad de los mismos (petróleo, gas, porcentaje

de agua). Esto se realiza mediante TCP o directamente por Bombeo Jet y se determina

así si la presión de la capa o estrato es suficiente para lograr el flujo hacia la superficie

en forma natural o si deben instalarse sistemas artificiales de extracción.

XV

Puede suceder que durante las pruebas verifique que existen capas sin suficiente

aislamiento entre sí por fallas en la cementación primaria; en estos casos se realizan

cementaciones complementarias, aislando mediante empaquetaduras (packers) el tramo

correspondiente al pozo.

Nuevas técnicas en búsqueda de mejor productividad, tales como las descritas para

perforar pozos direccionales, han desarrollado equipos y materiales que permiten

realizar la terminación y puesta en producción de pozos multilaterales con el acceso a

varias capas de un mismo pozo o el acceso a una capa remota mediante un pozo

extendido horizontalmente.

Las tareas de completación en más de una formación, se conocen como terminaciones

múltiples. Las ventajas de las terminaciones múltiples incluyen una más alta velocidad

de drenado del yacimiento a menor costo y tiempo más reducido de exposición a

contaminación.

Los ingenieros han diseñado muchos tipos de terminaciones de pozo. Estas pueden ser

tan simples como producir directamente a través de pozo abierto, o tan complicadas

como resultan las terminaciones múltiples a grandes profundidades submarinas.

Algunos tipos de terminaciones resultan excelentes en algunas áreas y por demás

inadecuadas en otras.

Hoy en día, las terminaciones no son tan sencillas, y deben comprenderse en

profundidad para poder planificar cualquier trabajo de reparación.

Un buen trabajo de terminación debe respetar todas las regulaciones gubernamentales y

XVI

presentar la menor cantidad de restricciones posible al fluido producido, ser económico,

libre de problemas y requerir el mínimo trabajo de reacondicionamiento posible durante

de la vida útil de la zona productora.

XVII

SUMMARY

Once concluded the perforation tasks and disassembled the equipment, it is proceed to

the termination and re equipment of the well that it consists on a series of tasks. It can

be observed that the termination operation implies a succession of tasks more or less

complex as they are the characteristics of the location (depth, pressure, temperature,

geologic complexity, etc.) and requirements characteristic of the production

engineering. Of the quality of the procedures to satisfy these requirements the future

behavior of the well will depend to produce the potential maximum settled down by the

reservoirs engineering.

There being certain the intervals of interest, correlating the profiles to open and tubed

well, and checking the quality of the cementation, it is necessary to put in contact each

selected stratum with the interior of the well by means of the perforating or perforation

of the casing and of the cement. This is carried out by means of canyons with modeled"

"loads united by an activated detonating cord from the surface by means of a special

cable. Each one of the punctured strata is rehearsed to determine the volumes of fluid

that it contributes, as well as the composition and quality of the same ones (petroleum,

gas, percentage of water). This is carried out by means of TCP or directly for Pumping

Jet and it is determined this way if the pressure of the layer or stratum is enough to

achieve the flow toward the surface in natural form or if they should settle artificial

systems of extraction.

It can happen that during the tests it verifies that layers exist to each other without

enough isolation for flaws in the primary cementation; in these cases they are carried

XVIII

out complementary cementations, isolating by means of packing (packers) the tract

corresponding to the well.

New techniques in search of better productivity, such as the descript as to perforate

directional wells, they have developed teams and materials that allow to carry out the

termination and setting in production of multilateral wells with the access to several

layers of oneself well or the access to a remote layer by means of an extended well

horizontally.

The completion tasks in more than a formation, they are known as multiple

terminations. The advantages of the multiple terminations include a higher speed of

drain from the location to smaller cost and more reduced time of exhibition to

contamination.

The engineers have designed many types of well terminations. These can be as simple

as to take place directly through open, or so complicated well as they are the multiple

terminations to big submarine depths. Some types of terminations are excellent in some

areas and excessively inadequate in others. Today in day, the terminations are not so

simple, and they should be understood in depth to be able to plan any repair work.

A good termination work should respect all the government regulations and to present

the smallest quantity in restrictions possible to the produced fluid, to be economic, free

of problems and to require the minimum work of possible reacondicionamiento during

of the useful life of the area producer.

1

CAPÍTULO I

2

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

Se entiende por completación al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después

de la perforación o durante la reparación. Las operaciones de completación del pozo

consisten en el trabajo que se realiza para establecer la producción de un pozo después

de asentar el revestimiento de producción, de cementarlo y de probarlo con presión. Las

operaciones de reacondicionamiento consisten en el trabajo realizado en los pozos

después de la completación inicial, con el fin de mantener o restaurar la productividad

de un pozo.

1.1 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

1.1.1 Objetivo General

Analizar los diferentes tipos, criterios para la implementación, diseños y procedimientos

operacionales de Completaciones en los diferentes pozos productivos existentes en los

Campos Lago Agrio y Guanta.

1.1.2 Objetivos Específicos

Conocer el uso y funcionamiento de las empacaduras recuperables y permanentes que se

utilizan en pozos petroleros.

Determinar que tipos de empacaduras y tapones se usan con mayor frecuencia en la

completación de pozos petroleros en el Oriente Ecuatoriano.

3

Conocer cuales son los principios de aplicación para el uso de empacaduras y tapones

en pozos petroleros.

1.2 JUSTIFICACIÓN

Esta tesis mostrará a estudiantes y técnicos inmersos en la industria petrolera

conocimientos básicos sobre la aplicación y funcionamientos de tapones y empacaduras

en el momento de completar un pozo petrolero, de esta manera se podrá evitar perdidas

económicas tanto como para la compañía dueña del pozo y la compañía de servicio

encargada de completar el pozo ya que en una mala instalación o selección de la

empacadura y del tapón podría ocasionar filtraciones de fluidos no deseados hacia el

pozo ocasionando problemas en la producción del mismo.

1.3 IDEA A DEFENDER

El conocimiento del funcionamiento, usos y características de tapones y empacaduras

conllevan a una correcta selección para su aplicación en una completación de pozo, y

así podremos desarrollar de manera óptima y efectiva cualquier operación ya que

tendremos un mejor control de los fluidos dentro del pozo.

1.4 VARIABLES

Para la consecución del propósito se hará uso frecuente de las siguientes variables e

indicadores:

4

1.4.1 Variable Independiente

Esta variable puede ser considerada como causa de los resultados obtenidos y por eso se

denomina variable de estimulo, de tal manera que en el caso que nos ocupa

consideraremos las siguientes:

Producción de fluido por día por zona

1.4.2 Variable Dependiente

Constituyen el conjunto de circunstancias empíricas concretas que representan aspectos

directamente sujetos a medición y observación respecto de las variaciones generales, en

definitiva los indicadores son variables empíricas intermedias:

Tasa de producción

Grado API

Caudal de producción

1.5 METODOLOGÍA

1.5.1 Métodos de Investigación

Para elaborar la tesis se empleará el Método Analítico para la revisión de cada uno de

los parámetros obtenidos durante la completación del pozo, el Método Sintético en la

estructuración de la tesis con los datos obtenidos a lo largo de la investigación y el

Método Deductivo cuando se tome en cuenta datos estadísticos de otros pozos para

selecciones de empacaduras y tapones en la actualidad.

5

Se empleará los siguientes métodos para el desarrollo de la misma:

1.5.1.1 Método General:

Método Deductivo.

1.5.1.2 Método Específico:

Cuasi Experimental.

Modalidad:

Descriptiva.

1.5.3 Técnicas

Visitas al campo

1.6 INSTRUMENTOS:

Herramientas

Libros

Manuales

Internet

6

1.7 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN

Las técnicas a emplearse en el presente trabajo son:

1.7.1 Revisión de literatura especializada

Buscaré información sobre las técnicas operacionales con equipos de pulling, como

también en: catálogos, revistas, manuales técnicos.

Charlas Técnicas informales

Aprovecharemos los conocimientos de expertos en los temas a tratarse.

1.8 TIPO Y DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN

La presente investigación se realizará basándose en estudios bibliográficos e

investigativo - práctico.

1.9 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN

Revisión de documentación de pozos completados.-

Revisión de literatura técnica relacionada con el uso de tapones y empacaduras en la

completación de pozos petroleros.-

Información de Internet.-

Consulta a expertos en el manejo de empacaduras y tapones en la completación de

pozos petroleros.

7

1.10 MARCO DE REFERENCIA

1.10.1 Marco Teórico

Los volúmenes de petróleo que produce el Ecuador son para el consumo en el mercado

interno y el remanente para exportar. La proyección de la producción y demanda del

petróleo y de sus derivados constituye un instrumento primordial en tareas de

planificación, permite evaluar los planes y programas operativos implementados,

facilita la compresión de las necesidades de inversión, básicamente en las áreas de

exploratorio, producción, refinación, almacenamiento y comercialización.

La oferta es el resultado de los esfuerzos empresariales, es la respuesta de los

organismos estatales del país para combinar recursos físicos, económicos, humanos y

tecnológicos con el fin de aumentar la producción de petróleo.

Los factores que determinan el diseño de la completación de pozos para la

productividad y su futura vida productiva son afectados 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 más eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente

los factores que determinan dicha selección, tales como:

8

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.

1.10.2 Marco Conceptual

Se ha establecido las siguientes consideraciones que ayudaran a la mejor comprensión y

desarrollo del presente trabajo.

Pozo de desarrollo: Aquel que se perfora en un campo hidrocarburífero con el

propósito de realizar la explotación de sus yacimientos.

Pozo exploratorio: Aquel que se perfora para verificar las posibles acumulaciones de

hidrocarburos entrampados en una estructura detectada por estudios geológicos y

geofísicos.

Pozo inyector: Aquel que se perfora o acondiciona para inyectar influido a fin de

confinarlo o para implementar procesos de recuperación mejorada de hidrocarburos.

9

Reacondicionamiento de pozos: Son trabajo destinados a mejorar la producción de un

pozo. Pueden ser trabajos de reparación de la completación de un pozo o trabajos a la

formación tales como estimulaciones, acidificaciones, fracturamientos, etc.

Revestimiento: Proceso por el que se procede a introducir en el hoyo de perforación,

tubería de acero que se atornilla por piezas y sirve para evitar el desplome de las

paredes, permitiendo una buena marcha en la perforación de un pozo.

Fundamentos hidráulicos generales

Para comprender los fenómenos que se producen en la operación y diseño de las

bombas electro sumergibles (BES), se tienen que revisar algunos conceptos generales:

Densidad

Se entiende por el producto del peso por unidad de volumen de una sustancia. Por

ejemplo la densidad del agua es de 8.328 lb / gl o 62.4 lb / pie 3 y la densidad del aire es

de 0.0752 lb / pie 3 a condiciones estándar de 14.7 psi y 60 ºF.

La densidad es inversamente proporcional a la temperatura, es decir, si esta sube, la

densidad disminuye, porque el volumen aumenta con la temperatura.

10

1.10.3 Gradiente de presión

Es la presión ejercida por un fluido por cada pie de peso de fluido. El agua fresca o

dulce ejerce una presión gradiente de 0.433 psi / ft. La gradiente de presión del agua

fresca o dulce es la que se toma como referencia para el diseño del sistema de bombeo

eléctrico. Por lo tanto, una columna de agua de 50 pies ejercería una presión de 21.65

psi (50 pie * 0.433 psi / pie). Para incrementar la presión en un psi se requiere 2.31 pies

de incremento en la profundidad.

Gravedad específica

Es la relación de la densidad o peso específico de un fluido, para la densidad de un

fluido estándar. En los líquidos, el agua es el material de referencia a una temperatura

de 60 ºF. Para los gases es el aire a condiciones estándar.

La gravedad específica de un crudo se determina empleando el termo-hidrómetro, es

decir, se mide los grados API y la temperatura del líquido. Este valor se lo denomina

gravedad observada y se la debe corregir a 60 ºF mediante tablas de corrección. Con el

valor de la densidad API podemos obtener la gravedad específica. Diez grados API

corresponden a una gravedad específica de 1 que es el caso del agua.

Viscosidad

Es una medida de la resistencia interna que tienen los líquidos y gases para fluir

libremente dentro de una tubería. En el caso de los líquidos presentan mayor resistencia

11

que los gases. Entre líquidos debemos diferenciar la densidad con la viscosidad; por

ejemplo, el agua tiene una densidad de 62.4 lb/ pie 3 y una viscosidad de 1 centipoise a

60 ºF., un petróleo de 30 API tendrá una densidad de 54.64 lb / pie 3 y una viscosidad de

10 centipoise. Como se puede apreciar, a pesar de ser más liviano el petróleo, tiene una

mayor resistencia al flujo en una tubería.

La viscosidad es inversamente proporcional a la temperatura, es decir, a mayor

temperatura, menor viscosidad porque disminuye la resistencia al flujo al destruirse las

fuerzas de cohesión.

CORRALES PALMA MARCO; Manual Didáctico.- Fundamentos Para La Ingeniería

del Levantamiento Artificial. 2006

12

CAPÍTULO II

13

CAPÍTULO II

2.1 COMPLETACIÓN ORIGINAL

Una completación original es el conjunto de operaciones ejecutadas después que el pozo

se ha perforado, la tubería de revestimiento o casing se ha colocado y cementado, los

equipos y herramientas se han instalado, para obtener producción del yacimiento por

primera vez.

2.2 COMPLETACIÓN DEFINITIVA

Completación definitiva es la sección del fondo de la sarta de producción con la que se

concluye el pozo. La sarta esta conformada por las herramientas indispensables de flujo

a través de las cuales se va a controlar y aislar la producción de las diferentes zonas

encontradas.

2.3 CLASIFICACIÓN DE COMPLETACIONES: POR EL TIPO DEL POZO

Dentro de la generalidad de completaciones, la clasificación de las mismas en este

trabajo gira en torno al tipo de pozo en que se aplica la completación es decir

diferenciando entre completaciones para pozos horizontales y completaciones para

pozos verticales.

14

2.3.5 COMPLETACIÓN DE POZOS HORIZONTALES

Los principales tipos de completaciones en pozos horizontales son:

• Completación pozo abierto

• Completación tubería ranurada

• Completación tubería ranurada con empacadura exterior

• Completación empaque de grava

• Otras completaciones horizontales

2.3.5.1 COMPLETACIÓN POZO ABIERTO

INTRODUCCIÓN

La completación de pozos horizontales a pozo abierto consiste en dejar el tramo del

pozo perforado horizontalmente libre es decir sin equipo ni herramientas en él. Esta

completación entonces dejará el tramo horizontal libre desde su inicio hasta el final, es

decir que la horizontal no contendrá ni tubería de revestimiento ni equipo alguno, tan

solo la costra o cake de lodo dejado en la perforación.

APLICACIÓN

Una completación de pozo abierto será exitosa si esta se da en yacimientos con arenas

consolidadas donde las condiciones de compactación favorezcan la estabilidad y

resistencia de la formación. Este tipo de completación en dichas arenas será

probablemente mejor que las completaciones con tubería ranurada tanto por reducción

de costos, cuanto por la brevedad con que el yacimiento será puesto a producir. En este

15

tipo de yacimientos posteriormente se podrán ejecutar registros eléctricos, pruebas de

producción, abandono temporal, estimulaciones y tratamientos por la misma razón de su

buena consolidación, que permiten estos trabajos sin el riesgo de un desmoronamiento.

La mayor estabilidad del borde del pozo será calificada de acuerdo a las condiciones

físicas de la formación, y se las mejoraría con la ayuda de una buena costra de lodo.

Con la utilización del sistema de sísmica 3D (tres dimensiones) y de registros eléctricos

especializados en determinar las condiciones litológicas de las formaciones, la decisión

de aplicar este tipo de completación en pozos horizontales se garantiza con la

consecuente buena producción esperada.

LIMITACIÓN

La limitación de este tipo de completaciones en pozos horizontales viene dada por su

imposible aplicación en formaciones pobremente consolidadas que pueden originar

problemas de derrumbe.

De ahí que la precisa determinación que se logre realizar, mediante análisis geológicos

de la formación será fundamental en la empleo o no de esta técnica.

2.3.5.2 COMPLETACIÓN TUBERÍA RANURADA (LINERS)

Este tipo de completación no presenta mayor dificultad, la técnica de completación

utiliza tubería ranurada en la sección horizontal del pozo con el fin de proporcionar

mayor estabilidad al borde del pozo, con lo que se lograría evitar colapsos de la

formación en dicha sección horizontal.

16

La tubería ranurada como lo indica la figura 1, no es más que una tubería perforada en

segmentos longitudinales o circulares que permitirán el flujo de los fluidos a través de

la misma y en forma radial hacia la sección de desviación del pozo.

El costo de este tipo de completación esta en función de la cantidad de pies de la

sección horizontal del pozo en que vaya a ser colocada la tubería ranurada, tomando en

cuenta que esta tiene mas valor que una tubería convencional, dado que su fabricación

demanda mayor tecnología y tiempo. De presentarse problemas de aprisionamiento,

este tipo de pozo horizontal completado con tubería ranurada, será candidato para

abandonarlo, pues, es más costoso intentar recuperar la tubería ranurada con respecto a

perderla.

APLICACIÓN

Este tipo de completación para pozos horizontales puede ser utilizada en pozos cuyas

características geológicas de la formación a explotarse presenten una compactación no

tan firme, que bien podría ser una arena no consolidada.

La presencia de la tubería ranurada en la sección horizontal del pozo servirá de soporte

a la formación para evitar que la misma pierda consistencia y se pueda derrumbar, pues

lo que se hace con la aplicación de esta técnica es reemplazar la sección perforada

horizontalmente con esta tubería ranurada. Cabe recalcar que esta tubería no puede ser

cementada contra la formación por su ranuramiento.

17

LIMITACIÓN

No se puede planificar su aplicación en pozos horizontales cuyas formaciones a más de

no ser consolidadas, presentan un aporte de arena en la producción de petróleo. La

presencia de arena puede provocar taponamientos en la tubería ranurada, pues si bien en

principio la arena que va taponando la tubería permitiría el flujo de petróleo a través de

esta, la presión y cada vez mayor presencia de arena' bajo presión, terminará taponando

el radio de drenaje del pozo en la sección horizontal. De darse el caso de una

obstrucción completa con arena en la sección en la que se colocó la tubería ranurada,

existen las alternativas de: abandonar el pozo y/o aislar la sección horizontal obstruida

mediante un tapón de cemento en el vértice de desviación del pozo, dejando la

posibilidad de que, desde la vertical del pozo, se realice una nueva perforación de

un tramo horizontal en otra dirección.

Diagrama # 1

Tuberías Ranuradas (LINERS)

Fuente: Manual de Baker

Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa

BAKER OIL TOOLS; PACKER SYSTEMS.-Sales Manual. 2005

18

2.3.5.2.1 COMPLETACIÓN TUBERÍA RANURADA CON EMPACADURA

EXTERIOR (ECP)

Este tipo de completación para pozos horizontales consiste en la utilización de tubería

ranurada y empacaduras externas (External Casing Packer).

La tubería ranurada, va colocada a lo largo del espacio horizontal en el yacimiento

productor, a esta tubería van acopladas un numero de empacaduras, determinado de

acuerdo a las necesidades de producción, a la longitud del tramo horizontal a instalarse

y al espaciamiento que ha de dejarse entre empacaduras.

Las empacaduras permiten un mayor anclaje de la tubería ranurada dentro de la

formación, para evitar que los posibles movimientos que puedan producirse, no alteren

la posición en que se deja la tubería.

En Medio Oriente se han instalado un sinnúmero de completaciones tubería ranurada

con empacadura exterior (ECP), completaciones que han sido altamente satisfactorias

sobretodo en instalaciones para grandes intervalos productores.

Existen pozos que han sido completados con ECP, espaciando 60 o más pies de tubería

perforada o ranurada entre cada empacadura brindando la sujeción deseada. Esta

sujeción depende siempre del espacio que se deje entre las empacaduras, así, entre

menor espacio entre empacaduras se deje, mayor será la seguridad en la instalación del

sistema.

19

APLICACIÓN

El empleo de la completación con tubería ranurada y empacadura exterior para pozos

horizontales es aplicable sobretodo en pozos perforados en regiones que presentan

actividad sísmica, así pues en Medio Oriente su aceptación ha sido generalizada.

Además del uso de esta completación para evitar el desplazamiento de la tubería

ranurada, será aplicada en pozos cuyas formaciones son constituidas por arenas

consolidadas que permitirán la sujeción de las empacaduras. Esta técnica de

completación además pueden ser utilizada para separar un tramo largo del pozo

horizontal en pequeñas secciones, así, si por ejemplo se produce un daño en la

formación por el desplazamiento o movimiento de la misma, o por perdidas de

porosidad se puede aplicar el uso de la ECP como una técnica para dividir al pozo en

secciones manejables, aislando las secciones con problemas y permitiendo drenajes

productivos en las secciones no alteradas. Convirtiéndose así en un método confiable

para un buen manejo de las condiciones adversas que puedan presentarse en el pozo, a

pesar de las restricciones económicas que la práctica de este método puedan

representar, pues, a fin de cuentas esta inversión evitará que el pozo se pierda.

LIMITACIÓN

Los tratamientos de estimulación en este tipo de completaciones se restringen porque la

disposición de las ranuras en la tubería no permite el uso de altas presiones en estos

trabajos.

20

En pozos horizontales que cuentan con formaciones pobres o ligeramente consolidadas

no es aplicable este tipo de completaciones, pues el borde poco compacto, susceptible a

degradación o derrumbamiento de esos pozos no ofrecen ninguna seguridad en la

estabilidad y firmeza del mismo, consecuentemente no permitiendo la sujeción de la

empacadura externa.

2.3.5.2.2 COMPLETACIÓN EMPAQUE DE GRAVA

Otra técnica para completación de pozos horizontales es el uso de tubería pre-perforada

con empaque de grava, el que puede ser instalado en dicha tubería en diferentes capas

como se observa en la figura 3.

El conjunto de este dispositivo o equipo consiste en una tubería pre-perforada sobre la

que se instala exteriormente una envoltura tipo funda que contiene grava o arena de

grano grueso que va de acuerdo al requerimiento de la formación en la que va a ser

aplicada. Con la instalación de este tipo de completación se garantiza que la

producción de arena asociada al petróleo y los problemas que esta representa en su

control (sand control), se la limita a llegar al exterior del equipo pues el empaque de

grava logra detener la arena permitiendo a la vez el flujo del petróleo al interior de la

tubería para su drenaje y producción.

APLICACIÓN

La aplicación de dispositivos que incluyen empaques de grava se realiza en pozos cuyas

21

formaciones son consolidadas pero que después de un lapso de tiempo de producción

tienden a debilitar su consistencia agregando al aporte de petróleo cantidades de arena

que pueden ocasionar taponamientos, atascamientos y abrasión en los diferentes

equipos de producción instalados en el pozo en especial en la vertical del mismo, como

pueden ser: bombas hidráulicas o eléctricas empleadas en el levantamiento artificial del

petróleo entre otros.

LIMITACIÓN

Por el alto costo que representan los equipos que intervienen en la aplicación de este

tipo de completaciones, las mismas no son utilizadas en pozos que tienen tramos

horizontales largos, sino más bien en pozos con tramos cortos, por ende no muy

productivos.

El alto costo de los equipos a utilizarse en este tipo de completaciones depende de

algunos factores como: los materiales con que son fabricados, así, para la elaboración de

la tubería ranurada se emplea el aluminio; y, el número de capas de empaque que se

utilice en la envoltura de la misma.

2.3.5.2.3 OTRAS COMPLETACIONES HORIZONTALES

Las completaciones de pozos horizontales pueden combinar las técnicas horizontales

anteriores. Ahora que la aplicación de las completaciones antes mencionadas han sido

instaladas en pozos alrededor del mundo, y con la ayuda de nuevos dispositivos y

equipos, las completaciones horizontales serán cada vez más confiables.

22

En la actualidad los especialistas en Geología, Reservorios y Producción han empezado a

usar aplicaciones de completaciones horizontales utilizando los equipos de dos o más

de las completaciones anteriormente vistas. Las técnicas de completaciones reúnen las

cualidades de cada sistema adaptándolas a los requerimientos del reservorio y su

drenaje.

Hay gran cantidad de modelos de reservorios que son conocidos en estos días, es a

través de estos modelos que se aprende acerca del drenaje básico y posibles patrones de

fluido asociados con las completaciones horizontales. Estos modelos indican que los

patrones de fluido en pozos horizontales se basan en el drene de toda la sección

horizontal que recepta el fluido, y mientras esta es mas larga una producción mayor del

reservorio se obtendrá.

El aumento del largo de un intervalo horizontal influye también en los efectos de un

daño de formación por la inestabilidad que pueda provocarse en la misma.

Las simulaciones que se realizan en laboratorios permiten determinar que las

formaciones separadas por lutitas fracturadas no tendrán buen drenaje por una sola

aplicación de completación horizontal, sino mas bien estos tendrán una aplicación

exitosa con la completación de múltiples pozos horizontales o por pozos que tienen la

curva de la "S" en un plano vertical evitando la presencia de lutitas.

La garantía de que las formaciones de un pozo permitan la aplicación de una

determinada completación horizontal la dan los estudios de sísmica dimensional, de los

23

recortes obtenidos en la perforación y de las muestras obtenidas con saca núcleos. Estos

estudios facilitan la determinación de las arquitecturas de los bordes de los pozos

horizontales a perforarse, consiguiendo definir el reservorio y establecer el mejor perfil

para el drenaje del mismo.

Compañías internacionales de servicios están experimentando la cementación del

espacio anular entre la tubería de revestimiento no ranurada y el borde perforado del

pozo para luego proceder a realizar disparos o punzonamientos tal como se lo hace para

los pozos verticales, obteniendo experiencias buenas en el desplazamiento del cemento

y exitosas invasiones a la formación con los disparos. Las experiencias nombradas son

alentadoras pero sus costos (sobre todo por el hecho de punzonar tramos muy largos en

la horizontal del pozo) hacen que este tipo de completación horizontal no sea muy

aplicada a no ser que sea para secciones relativamente pequeñas con relación al largo

total de la sección horizontal. Con una completación horizontal cementada y perforada

se gana un sinnúmero de opciones como son: el empleo de equipos disponibles para

completaciones de pozos verticales, aplicación de tratamientos de estimulación,

registros eléctricos, y otros.

2.3.5.3 COMPLETACIÓN DE POZOS VERTICALES

En completación de pozos verticales debemos considerar que la aplicación de la

tecnología es más bien sencilla por la maniobrabilidad que presenta el hoyo vertical.

A efecto de reunir los diferentes tipos de completaciones verticales de acuerdo al

interés de este trabajo, las clasificamos de acuerdo a la cantidad de sartas o cordones de

24

tubería que se utilizan en la completación, así, tenemos que se clasifican en:

- Completación con una sarta de producción

- Completación con dos sartas de producción o doble

2.3.5.3.1 COMPLETACIÓN CON UNA SARTA DE PRODUCCIÓN

En completaciones de pozos verticales con una sola sarta de producción existen algunas

aplicaciones, entre las que mencionaremos las siguientes:

Completación con una sarta de producción para una sola zona productora

Completación con una sarta de producción para múltiples zonas productoras

BAKER OIL TOOLS; Manual de Cálculo y Empacaduras. 2006

2.3.5.3.2 COMPLETACIÓN CON UNA SARTA DE PRODUCCIÓN PARA UNA

SOLA ZONA PRODUCTORA

Esta es la más sencilla y económica de las aplicaciones de completaciones para pozos

verticales. En su operación se utiliza muy poco equipo, por tanto no presenta dificultad

en el momento de ser bajada.

Básicamente la completación como muestra el diagrama # 2

25

Diagrama # 2

Fuente: Petroproducción


26

APLICACIÓN

Este tipo de completación es aplicable en la mayoría de pozos perforados verticalmente

porque todos cuentan al menos una zona productora a explotar.

Asumimos que, el flujo del pozo llega a superficie, es decir, la presión del yacimiento

permite al fluido alcanzar el nivel de superficie y superarlo, y llega a los equipos de

tratamiento y almacenamiento.

LIMITACIÓN

La aplicación de esta completación será limitada por la presencia de dos o más

formaciones en el pozo. La excepción que podría darse en este caso es una producción

en conjunto de las mismas.

2.3.5.3.3 COMPLETACIÓN CON UNA SARTA DE PRODUCCIÓN PARA

MÚLTIPLES ZONAS PRODUCTORAS

Esta completación permite elegir la producción de dos o más zonas simultáneamente

por una sola sarta de tubería, por esta pueden ascender los fluidos levantados por flujo

natural o bombeado. La producción de cada zona se controla por válvulas

unidireccionales que se instalan debajo de las camisas deslizables en neplos de asiento

mediante operación con cable (wireline).

27

Cuando el pozo es cerrado, las válvulas unidireccionales aseguran el aislamiento zonal

para prevenir el retorno del fluido de la tubería al espacio anular y/o a la formación.

Los equipos utilizados son los mismos que se emplean en la completación para una sola

zona productora, con la diferencia en la cantidad de equipos de acuerdo al número de

zonas productoras.

APLICACIÓN

Este sistema, que es ampliamente usado, permite la producción selectiva de una

o de varias zonas como se desee o la producción simultanea de varias zonas donde

existan presiones tazas de flujo similares.

Se selecciona la producción o encierro de las zonas por medio de simples aberturas o

cierres de las camisas deslizables.

El equipo empleado esta determinado de acuerdo al número de zonas productoras

porque en cada una se utiliza una empacadura y una camisa como se muestra en la

figura 5.

LIMITACIÓN

Este tipo de completación casi no presenta limitaciones por ser de amplia aplicación, de

no ser por el hecho de tener que disponer en la locación de todo el equipo de fondo a ser

instalado en el pozo, lo que significa una importante inversión de la que necesariamente

se deberá disponer.

28

Diagrama # 3

Una Sarta de Producción para Múltiples Zonas Productoras



29

2.3.5.3.4 COMPLETACIÓN CON DOS SARTAS DE PRODUCCIÓN O DOBLE

A las completaciones dobles, las podemos subclasificar de acuerdo a las zonas

productivas en las que va a operar o que atraviesa, de la siguiente manera:

• Completación con dos sartas de producción para dos zonas productoras

• Completación con dos sartas de producción para tres zonas productoras

2.3.5.3.5 COMPLETACIÓN CON DOS SARTAS DE PRODUCCIÓN PARA DOS

ZONAS PRODUCTORAS

Este sistema o variación de Completación multizona proporciona separación zonal,

permitiendo que el flujo de cada zona ascienda por una tubería separada e

independiente. Esta completación es de instalación simple, y cuando se equipa se

recomienda adicionar neplos de asiento (no-go nipple) por sobre las empacaduras, en

los cuales se colocarán dispositivos de control de flujo para bloquear una de las dos

sartas de producción, para permitir controlar y encaminar los flujos, además también

admite la posibilidad de realizar reacondicionamientos sencillos y fácilmente

maniobrables por la poca cantidad de equipo necesario.

De acuerdo a la figura N°4, el equipo a emplearse en esta aplicación consiste en

empacaduras para aislar cada zona y nípples de asiento para alojar válvulas de control

unidireccional.

30

Diagrama # 4

Completación con dos Sartas de Producción

Fuente: BAKER OIL TOOLS, PACKER SYSTEMS


31

APLICACIÓN

Este tipo de completación puede utilizarse en pozos que atraviesen dos zonas de

yacimientos hidrocarburíferos de interés, los que a conveniencia serán puestos a

producción alternada o simultáneamente.

Entre una y otra zona a producir, existen diferencias como son: presiones de yacimiento,

tipo de fluido, calidad de fluido, características que es conveniente mantenerlas

separadas, es decir lograr su producción independientemente, por lo que este tipo de

completación sea el recomendado.

LIMITACIÓN

Esta completación presenta la dificultad de que al suscitarse un problema como el de

hueco en tubería en una de las dos sartas de producción, es necesario desarmar todo el

sistema instalado aunque la otra sarta este en buenas condiciones de operación, por tanto

se dejaran de producir las dos zonas a la vez con la consecuente perdida.

2.3.5.3.6 COMPLETACIÓN CON DOS SARTAS PARA TRES ZONAS

PRODUCTORAS

SISTEMA

Esta completación permite una producción selectiva de dos zonas bajas a través de la

sarta larga, mientras que otra zona productora superior aporte por la sarta corta.

32

Normalmente las zonas bajas y la zona superior pueden producir simultáneamente por

las sartas larga y corta respectivamente al mismo tiempo.

Observando el equipo y su disposición dentro del pozo conforme lo establece el

diagrama Nº 5, observamos que, se puede eliminar el aporte de la zona mas baja en la

sarta larga bloqueándola con el cierre de la camisa deslizable frente a la zona

productora mas profunda mientras que la camisa deslizable superior en la misma sarta

se abrirá para permitir la producción de la zona media del pozo.

APLICACIÓN

Con esta completación se puede controlar la producción de las tres zonas, una, la

superior a través de la sarta de producción corta, y dos, la media y la inferior por la sarta

larga de producción. Si los fluidos de la zona media e inferior pueden ser mezclados y

son de características similares se puede producir simultáneamente por la sarta larga de

producción, o si es el caso optar por producir indistintamente una zona, bloqueando

mediante el cierre de la camisa de la otra zona.

LIMITACIÓN

La operación de apertura y cierre de la camisa deslizable 3 desde superficie por medio

de la línea de cable de acero, implican constantes corridas de abajo hacia arriba y

viceversa, haciendo que esto reduzca la seguridad de mantener la camisa deslizable 2 de

la sarta larga en la posición deseada; y, como en el caso anterior la falla en una de las

dos sartas obliga el retiro de toda la completación que involucra las dos sartas.

33

Diagrama # 5

Completación con Dos Sartas para Tres Zonas Productoras



34

CAPÍTULO III

35

CAPÍTULO III

3. HERRAMIENTAS DE COMPLETACIÓN

3.1 CABEZAL DEL POZO (ÁRBOL DE NAVIDAD)

Aunque no es propiamente o específicamente una herramienta de completación ni consta en

los diagramas de completación de los pozos, y además es dejado armado por el personal de

perforación luego de terminar la perforación y revestir el hueco, se lo ha incluido en esta

categoría porque en la práctica lo último que se hace luego de armar y bajar la completación

definitiva del pozo, es dejar armado el árbol de navidad de la misma manera que se lo

encontró antes de intervenir en el con algún trabajo de pruebas o reacondicionamiento.

El árbol, junto con el BOP, constituyen Las herramientas de mayor seguridad colocadas en

el pozo. Mientras las seguridades del BOP son temporales, durante los trabajos que se

ejecuten en el pozo; las del árbol de navidad son permanentes durante la vida productiva

del mismo. Sus sistemas de válvulas tanto para la tubería de producción como para el

espació anular, permiten controlar el flujo del pozo y son útiles para la circulación y

matado del pozo previos a las operaciones de reacondicionamiento.

El cabezal del pozo es el lugar donde las h i le ras concéntricas de casing y tubing

llegan a la superficie. Constituye una colección de válvulas, colgadores

(cebollas) y elementos empacadores. Todo el equipo que lo conforma sirve como un

medio de:

36

a. Controlar y d i r igi r la entrada y salida de los fluidos (gases y líquidos) bajo las

condiciones de presión de las varias sartas de tubería principalmente con el

uso de válvulas.

b. Suspender la tubería de producción (tubing) y la parte libre de la tubería de

revestimiento (casing) mediante colgadores en las secciones apropiadas del

cabezal.

c. Sellar un espacio anular (entre tuberías) de otro.

d. Servir como base para la instalación de las válvulas de seguridad válvulas con

fines especiales usadas para permit ir el cierre de cualquier presión mientras se

está trabajando en el pozo.

La configuración y especificaciones del árbol de navidad dependen de las

Compañías proveedoras. Básicamente comprende tres secciones:

La sección “A” es la más inferior y a ella pertenece parte del casing superficial y es

donde va sujeta la tubería de revestimiento del hueco (casing). La sección “B” es la

parte intermedia y es donde va sujeta la tubería de producción (tubing) al dejar

finalizada la completación del pozo, y es también donde están ubicadas las válvulas del

espacio anular. La sección “C” es la más superior y es propiamente la que se llama árbol

de navidad, nombre que se ha generalizado para designar a todo el cabezal o

complemento de las tres secciones. En esta parte “C” se encuentra la válvula master del

pozo con la que se lo puede abrir o cerrar y las válvulas laterales de producción.

37

3.2 TUBO DE EXPANSIÓN (EXPANSIÓN JOINT) Está diseñado con un mandril que se estira y encoge dentro de un niple o cilindro, este

mecanismo le permite compensar la expansión y contracción de la tubería causada por

el peso de la misma o por cambios de temperatura en las operaciones, donde

normalmente existe calor. Su uso es recomendable con empacaduras que no tienen una

unión de expansión como parte integral de su diseño, o en completaciones de

levantamiento artificial, donde la tubería está sometida a mayor actividad por el

mecanismo de los sistemas.

Petroproducción utiliza el modelo "D" Baker, que se lo ilustra en la figura 42,

normalmente sobre la camisa de circulación y solo con tubería de 3 1/2 pulgadas D. E.

Cuando se lo usa en la completación de un pozo, antes de asentar las empacaduras, debe

levantarse la tubería para extender completamente el tubo de expansión y lograr la

máxima prolongación, si el espacio bajo la plataforma de la torre lo permite puesto que

se levanta con la parte "C" del cabezal del pozo. Luego de asentar las empacaduras, la

expansión y contracción de la tubería es entonces compensada mediante el movimiento

del niple sobre el mandril, y la sección "C" del cabezal regresa a su lugar donde es

asegurada.

Para la herramienta mencionada esta estipulada una expansión máxima de nueve pies,

pero otras longitudes pueden ser utilizadas de acuerdo al requerimiento.

El niple es un tubo de paredes relativamente delgadas por eso hay que evitar apretarlo

demasiado cuando un torque alto es usado para a justar o liberar una rosca del tubo de

expansión.

38

3.3 CAMISA DESLIZABLE (SLIDING SLEEVE)

Petroproducción utiliza con más frecuencia la camisa Baker modelo "L", representada

en la figura 43. Está provista de ranuras que pueden abrirse o cerrarse a voluntad con el

propósito de establecer comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular

con la tubería de revestimiento. Esta adaptada para funcionar como NQ-GO en la parte

superior e inferior de las ranuras, impidiendo el paso del fluido con tal propósito están

disponibles accesorios apropiados 11amados tapones y/o standing valve. De estos

últimos utilizamos el modelo "FB-2", que es el recomendado para estas camisas. La

herramienta encargada de colocar estos accesorios debe ser previamente preparada para

que solamente abra los cerrojos cuando están abajo durante la operación inicial de

fijación y se pueda colocar sobre el diámetro interior de la camisa deslizable apropiada,

pasando a través de las otras.

Este tipo de trabajo se lo hace con la intensión de impedir el flujo de una zona determinada por

la tubería de producción puesto que el mecanismo de NO-GO está sobre o bajo las ranuras de

la camisa, y/o cuando la camisa no puede cerrarse por procedimiento común.

En una completación, todas las camisas que sean necesarios utilizar bajan cerradas y

normalmente están colocadas entre empacaduras, frente a las zonas productoras con el

propósito de permitirnos producir efectivamente la que a bien tuviéramos de acuerdo a

disposiciones. Solo la camisa superior llamada de circulación es utilizada, luego de abrirla,

para circular fluido de matado (agua salada) para controlar el pozo impidiendo que fluya y

poder realizar trabajos reacondicionamíento. Dependiendo de la zona que se quiera producir, si

la más inferior está con tapón, se abre la camisa respectiva luego de cerrar la que

anteriormente producía. Esto se realiza mediante la contratación de una Compañía de servicios

39

que ejecuta el trabajo de abrir y cerrar camisas utilizando una unidad de cable acero, wireline, y

herramientas apropiadas (shifting tool)

En pruebas de producción con bomba hidráulica tipo "Jet” la camisa es utilizada en la

completación de prueba y en ella se asienta la bomba hidráulica. En otras

circunstancias, una mini cavidad se asienta en la camisa y dentro de esa mini cavidad se

inserta la bomba Jet que es lanzada desde la superficie. Con el sistema correctamente

dispuesto se realiza la prueba de producción.

Figura # 1

Camisa Deslizable (Sliding Sleeve)



40

3.4 EMPACADURA (PACKER)

La empacadura es un sello, como también lo es un tapón la diferencia radica en que la

empacadura es un dispositivo que hace obturación entre una sarta de tubería y otra, o

entre una sarta y las paredes del pozo.

Un tapón por otra parte actúa como puente y sello dentro de la tubería. Siendo ambos

sellos, la empacadura esta basada en el principio de que el flujo puede continuar a través

del interior de la tubería mientras que un tapón propiamente dicho no lo permite

En algunos pozos, Petroproducción ha utilizado empacaduras accionadas mecánicamente,

modelo "R-3", las cuales se asientan girando tres (3) vueltas a la derecha a medida que la

tubería desciende (+/- 4 pies) y dándoles un sobrepeso de +/- 20000 libras; pero en la

actualidad se ha implementado en la mayoría de los pozos empacaduras que funcionan

hidráulicamente. Aunque algunos tipos de empacadura pueden ser bajadas con cable eléctrico

y ser asentadas con una carga explosiva; generalmente en nuestras operaciones se las baja con

la tubería de producción dentro de la tubería de revestimiento y son asentadas a la

profundidad deseada. La empacadura mecánica se asienta maniobrando la tubería desde la

superficie, mientras que la hidráulica se lo hace ejerciendo presión a través de la sarta de

producción. Cuando son asentadas con cables, luego la tubería se baja y se acopla a la

empacadura, esto se está implementando recientemente en Petroproducción. Tanto la

empacadura mecánica como hidráulica actúan como sello y quedan asentadas al expandirse

un elemento de caucho que llena el espacio anular, a más de cuñas que se fijan al revestidor.

Mientras se efectúan las operaciones de pruebas, completación o reacondicionamiento, la

circulación de fluidos y materiales se lleva normalmente a cabo, y se llama forma directa,

41

bajando por la tubería productora y subiendo por el espacio anular entre las tuberías de

revestimiento y de producción. A veces se invierte el ciclo, se reversa. Sin embargo,

frecuentemente se hace necesario bloquear o sellar el pasaje de retorno a fin de que la presión

en el fondo pueda ser incrementada. Esto acontece en operaciones de prueba, de cementación,

de acidificación, etc. Otro uso de las empacaduras es cuando se desea producir (para prueba)

de dos o más zonas separadamente, o cuando se requiere aislar una zona de otra a fin de hacer

algún tratamiento; en estos casos se usa la empacadura para bloquear la comunicación entre

las zonas a separarse.

Una empacadura actualizada de tubería de revestimiento o casing en sus muy variadas formas

y tamaños tiene los siguientes usos:

Para probar zonas de producción simples (o dobles).

Para cementaciones forzadas a presión (squeeze).

Para la acidificación,

Para empacar con grava (para el control de arena).

Para la facturación hidráulica de las formaciones.

Para probar la tubería de revestimiento y sus trabajos de cementación; tratando de

detectar filtraciones por daño de la tubería o comunicación entre arenas por mala

cementación.

Para la completación de los pozos; para aislar zonas productoras y en caso de completar

en zonas con problemas de arena, se las usa junto con los liners.

El tubo o conducto a través del centro de la empacadura, que deja pasar los fluidos para

tratamientos o para la producción, se llama mandril. Se prefiere un mandril de orificio

completo con un diámetro interno (DI) igual al de la tubería de producción a fin de estar

42

seguros que las herramientas que pasan por esta tubería puedan también pasar a través de la

empacadura y también para evitar cualquier restricción del flujo. La resistencia del fluido

normalmente retardará el descenso de la empacadura cuando se está bajando en el hueco ya

que generalmente no hay mucho espacio entre el elemento obturador y las paredes del

revestimiento, por lo que esta operación se la ejecuta despacio. Cuando existen malas

maniobras o bajadas de tubería muy rápidas, las empacaduras pueden asentarse

inesperadamente a profundidades indeseables, ocasionando con ello retardo en las

operaciones y posibles desgastes o daño de la herramienta, puesto que es necesario desasentar

la empacadura para continuar bajando.

Existen empacaduras que son recuperables y otras que no son recuperables. Aquellas

que están diseñadas para que luego de ser asentadas en el hueco" puedan ,ser removidas,

ser colocadas de nuevo en su sitio o en otro, se conocen como recuperables y

generalmente se meten como extensión de la tubería de producción utilizando esta sarta

para hacerla funcionar, asentando y desasentando. Otras empacaduras están diseñadas

en forma tal que, después de metidas y asentadas (o fijadas), no pueden ser removidas.

Estas sé conocen como no-recuperables o permanentes y están hechas de un material

perforable para el caso que cambios en el programa hagan necesario remover la

empacadura. Son asentadas mecánicamente con la sarta de producción y uso de

dispositivos especiales (setting tool), luego de lo cual es desconectable de la

empacadura, en su rosca de unión, para permitir sacar la tubería. También pueden ser

asentadas con cable eléctrico (eléctricamente).

A más de los tapones puente (CIBP) y los retenedores de cemento, considerados como

empacaduras no recuperables, Petroproducción ha utilizado en la completación

43

definitiva del pozo, una empacadura permanente Baker, modelo F-1, la cual se asentó

eléctricamente para posteriormente insertar en ella la sarta de producción mediante el

"localizador" (locator tubing seal assembly), que está instalado en dicha sarta a la

profundidad deseada.

Petroproducción en sus últimas completaciones ha utilizado las empacaduras

hidráulicas-hidrostáticas BAKER modelos FH y FHL, que son de similares

características y se presentan en la figura 44 Las diferencias fundamentales entre

empacaduras recuperables FH y FHL, siendo las dos para casing de siete pulgadas,

radican en que una FH tiene en su receptáculo (parte superior de la empacadura) seis

pistones alrededor, en hileras de dos y su mandril es de 2 7/8"; mientras que una FHL

tiene en su receptáculo nueve pistones más pequeños alrededor, en hileras de tres y su

mandril es de 3-1/2". También se han utilizado empacaduras hidráulicas OTIS modelo

"RH" y empacaduras ARROW, modelo HYDROW I.

Con la implementación del sistema de levantamiento artificial por bombeo hidráulico se

utilizaron empacaduras hidráulicas Baker, modelo HB, en la completación de pozos con

este sistema, combinadas con empacaduras FHL en casos de más de una zona

productiva. En la actualidad Petroproducción ha adquirido algunas empacaduras Baker,

modelo HYDRA-PAK, similares a las HB, para futuras completaciones de] sistema

hidráulico.

Vale indicar que tanto las empacaduras HB como las HYDRA-PAK, representadas en la

figura 4-5, están desprovistas de receptáculos y consecuentemente no tienen pistones

que funcionarían por la acción de presión ejercida por el sistema hidráulico, dañando la

44

empacadura y probablemente el casing. Esta es la razón por la cual se las ha preferido

en completaciones de pozos con sistema hidráulico, debiendo estar primeras (cerca de la

bomba), cuando bajan combinadas con empacaduras FHL. Esto no impide que se las

utilice solas, en cualquier cantidad y sistema de producción, regulando los pines de

acuerdo a la profundidad que van colocadas; como se lo hace con una empacadura FHL.

Cuando son utilizadas más de una empacadura en la completación, éstas pueden

asentarse simultáneamente o ser acondicionadas para que lo hagan en secuencia, del

fondo primero y la del tope al ultimo, a distintos valores de presión. Normalmente en

nuestros trabajos, las empacaduras FHL y r-H se asientan casi instantáneamente en

forma simultánea, ejerciendo presión hidráulica por el tubing, no menor de 1.000 PSí ni

mayor de 2,000 PSI; aunque teóricamente la presión necesaria de asentamiento puede

ser menor, por seguridad se procura algo más sin exceder lo máximo permitido. Las

presiones requeridas para asentar las empacaduras HB o HYDRA-PAK, se incrementan

desde 2.500 a 3000 psi, recomendando para éstas mayor tiempo de aplicación de

presión (se mantiene en 3.000 psi durante 6 a 10 minutos), ya que la acción de la misma

en sus mecanismos, no es tan instantánea como en las FHL o FH. Para mantener esta

presión dentro de la tubería, de manera que accionen las empacaduras, es preciso

colocar temporalmente un tapón o un standing valve en el NO-GQ, el mismo, que luego

de lograr nuestro propósito, puede ser recuperado; si es necesario.

La presión de asentamiento de las empacaduras hidráulicas generalmente es controlada

o regulada por la presencia de pequeños tornillos o "pines" (Brass Shear Pin) alrededor

de ellas. Una empacadura con dos tornillos por ejemplo, no necesitaría más de 1500 PSI

para asentar. Cuando se bajan varias empacaduras hidráulicas en una completación

45

definitiva, sobre todo si han sido reparadas, es importante verificar y programar el

número de tornillos que deben tener cada una para así garantizar el asentamiento

progresivo de todas ellas en forma correcta. Si se usan tres empacaduras, se recomienda

que la inferior tenga dos tornillos, la intermedia tres y la superior cuatro. De esta manera

habrá un asentamiento sucesivo de empacaduras de abajo hacia arriba y máximo con

2000 a 2500 PSI. Cuando cambios de completación son requeridos, estas empacaduras

se desasientan con variados valores de tensión de acuerdo a dispositivos mecánicos en

su construcción.

Figura # 2

Empacadura modelo FH



46

3.5 SEPARADOR DE TUBERÍA (OVERSHOT TUBING SEAL DIVIDER) O

CONECTOR SELLANTE (ON-OFF SEALING CONNECTOR)

Esta herramienta, colocada generalmente sobre la empacadura superior, está diseñada

para permitirnos desenroscar la tubería sobre la empacadura y poder rescatar

únicamente la sarta de producción cuando sea necesario, sin necesidad de desasentar las

empacaduras, evitando el daño de las mismas. Viene a ser como una especie de junta de

seguridad con características de NO-GO, el cual permite asentar un tapón (plug choke)

de manera que la tubería sea rescatada sin contaminar la zona con fluido de matado, es

decir, sin circular para controlar el pozo.

Con igual propósito, se utilizarán los "Qn-Off Sealinq Connector, Left-Hand Off"

BAKER modelo "FL". Este conector se acopla a la sarta con un sobrepeso de 3.000 Lbs.

y desprende el tubing de la empacadura aplicando un sobrepeso de 3.000 a 5.000 Lbs, y

girando hacia la izquierda a medida que se tensiona (otros modelos giran a la derecha).

Los tapones que se utilizan en estos conectores son de características "F" y

específicamente para esta herramienta utilizaremos el tapón controlador de flujo "FWG"

by-Pass Blanking Plug with Removable Mandrel ) .

Estas herramientas han sido adquiridas con el propósito de utilizarlas bajo la cavidad de

la bomba hidráulica y sobre la empacadura superior en las futuras completaciones de

este sistema de levantamiento artificial. Se pretende proteger así las empacaduras de las

frecuentes reparaciones que puedan requerir el sistema y la bomba hidráulica. Se

recuperaría toda la sarta de producción sobre la empacadura superior para cualquier

cambio o limpieza y luego se restauraría el sistema sin haber dañado las empacaduras,

las cuales permanecen intactas dentro del pozo.

47

3.6 LOCALIZADOR (LOCATOR TUBING SEAL ASSEMBLY)

Con el uso de empacaduras permanentes en la completación definitiva del pozo, se está

utilizando esta herramienta modelo "G", la cual va enroscada a la profundidad deseada

en la sarta de producción y se inserta en la empacadura permanente (F-1), previamente

asentada .donde queda fija aplicando 5.000 Lbs. de sobrepeso.

La empacadura permite el paso las herramientas de menor diámetro, las mismas que

pueden ser enroscadas en el localizador (locator), que se asienta en la empacadura, y

formar parte del diseño definitivo de completación.

3.7 NO-GO (SEATINB NIPPLE)

Llamado también niple de asiento. El usado por Petroproducción es un Baker modelo

"R".

Puede ser catalogada como una herramienta de seguridad; generalmente colocada al

fondo de la sarta de completación. Contiene un diámetro interno y una ranura de

seguridad, la cual permite colocar, accionar y constituir sello con los accesorios de

control de flujo, tales como tapones y standing valve, los cuales son retenidos por el

NO-G0 al ser soltados desde la superficie o bajados con herramientas apropiadas

mediante cable de acero (wireline); de igual manera son recuperadas (usando el pulling

tool).

También en el NO-GO se asientan los elementos de presión (o bombas de presión) para

pruebas de presiones fluyentes, estáticas o de restauración, de acuerdo a las condiciones

del pozo y disposiciones de un programa.

48

Figura # 3

NO-GO

Fuente: BAKER, Catalogo


Es de imaginarse que un NO-GO sin ningún accesorio de control de flujo, permite la libre

comunicación por la tubería de producción, mientras que, cuando se coloca uno de aquellos

accesorios se formará un sello permitiendo o no el flujo de acuerdo a las características de

cada uno de ellos.

49

Figura # 4

NO-GO



Como se dijo anteriormente, un NO-GO provisto con accesorio de control de flujo

permite asentar las empacaduras y, libre puede prevenir la pérdida o caída de

herramientas accionadas con cable de acero cuando éstas son inadvertidamente dejadas

caer o quedan sueltas durante las operaciones de colocación o recuperación.


50

3.8 STANDING VALVE (EQUALIZING CHECK VALVE)

Su nombre inglés se ha generalizado en nuestro medio. Es un accesorio o válvula _de

control de flujo diseñado en varios modelos y para ser asentada en el NO-G0

correspondiente ocasionando el sello requerido. El hecho de usar un NO-GO modelo

"R", por ejemplo, nos obliga a emplear un standing valve modelo "RB-2", que es el

apropiado para dicho NO-GO. Se lo representa en la figura 47. Para determinados

propósitos, el standing valve es también utilizado en una camisa deslizable. En estos

casos, el modelo "FB-2" es el recomendado para una camisa modelo "L".

El standing valve tiene la propiedad de permitir que el _líquido fluya totalmente en

una sola dirección (hacia arriba), e impide el flujo en dirección opuesta, es decir, hacia

abajo. Esto hace que una formación productora fluya normalmente aun estando

colocado el standing valve en el NO-GQ el mismo que probablemente pudo haber"

sido utilizado como sello para impedir la circulación hacia abajo y poder asentar las

empacaduras hidráulicas aplicando presión desde la superficie.

Si bien es cierto que permite el flujo hacia arriba, no deja de ser una moderada obstrucción

para la producción porque en cierto modo se reduce el área transversal de avance del fluido;

por esta circunstancia, a veces se requiere recuperar el standing valve, lo cual se logra con

herramientas maniobradas con cable de acero (pulling tool).

El standing valve puede asentarse en el NO-GO utilizando los servicios de cable de acero

(running tool); soltándole desde la superficie para que baje libremente, hasta la profundidad

del NO-GO, o la tubería pueda bajarse con el standing valve ya insertado en el NO-GO. Esta

última práctica no es muy recomendable por la resistencia que el fluido ejerce al bajar la

51

tubería con el standing puesto en el NO-GO. Lo recomendable para colocar un standing

valve en el NO-GO sería el uso del cable de acero, con el inconveniente del costo

correspondiente. En la práctica, se ha preferido dejarlo caer libremente, con el riesgo que al

golpearse en el NO-GO, en su caída libre, pueda sufrir algún daño y no cumpla con la

finalidad de sello, cosa que hasta la presente fecha no ha ocurrido y de acuerdo a lo

experimentado es difícil que pueda ocurrir.

3.9 TAPONES (BLANKING PLUGS)

Son accesorios de control de flujo, diseñados para ser insertados en NO-GO apropiados y

servir como sello con características propias.

Figura # 5

Tapones (Blanking Plugs).



52

Se asientan y recuperan mediante cable de acero con herramientas apropiadas, pudiendo

también ser lanzados en caída libre hasta su destino en el NO-GO, al igual que un

standing valve; pero a diferencia de éste, los tapones que se usan en Petroproduccion

para un NO-GO modelo "R" y que veremos a continuación, no pueden ser bajados con

la tubería, ya insertados en el NO-GO, porque no permiten el paso del fluido hacia

arriba.

Vale indicar que varios modelos de tapones que cumplan con las condiciones de un NO-

GO "R", pueden ser asentados en el mismo. Su elección depende de las características,

necesidades, beneficios, costos e implementaciones modernas que han hecho las

compañías fabricantes,

3.10 TAPONES MODELOS "RZR-20" (BY-PASS BLANKING PLUG) Y "FWG-

21" (BY-PASS BLANKING PLUG WITH RENOVABLE MANDREL).

Ver figura 48. El tapón "RZR" permite el paso del fluido mientras se lo está bajando o

extrayendo; .una vez que se asienta en el NO-GO, impide el flujo tanto desde arriba

como desde abajo, es decir, sostiene la presión en cualquier dirección. Se igualan las

presiones mediante el rompimiento de un tapón igualador secundario. Si se utiliza cable

de acero (wireline), la herramienta para bajarlo se denomina running tool y para

recuperarlo se emplea un pulling tool.

Tiene aplicación para cerrar el pozo interiormente con propósitos de efectuar

reparaciones superficiales del equipo o de mover el equipo sobre o fuera de la

locación; para examinar la tubería por drenaje o aplicando presión desde la superficie a

53

través de la tubería de producción o el espacio anular entre las dos sartas de tubería

(producción-revestimiento); para asentar una empacadura hidráulica mediante presión

desde arriba; para circular sobre el tapón desplazando el fluido del pozo con otro más

liviano que aligere la columna hidrostática, protegiendo a la formación de baja presión;

para la separación de una zona, en completaciones selectivas.

El tapón "FWG" tiene la particularidad de poseer un mandril removible (Removaale

Mandrel), si cual baja en posición by-pass (abierta), permitiendo el paso del fluido. Una

vez colocado en su sitio es puesto en posición cerrada y mantiene la presión en

cualquier dirección, es decir, impide el flujo tanto desde arriba como desde abajo en

similares características y aplicaciones que un tapón "RZR".

3.11 TAPÓN MODELO “RZB-20” (Circulating blanking plug).

Ver figura 49. Mientras se lo baja o extrae, es posible la circulación. Una vez asentado

en el NO-GO impide la circulación desde abajo, mientras permite el paso del fluido

desde arriba, es decir sostiene la presión desde abajo. Las presiones pueden ser

igualadas mediante la presión de una válvula interna. Para asentarlo o recuperarlo con

cable de acero se utilizan las mismas herramientas que para el caso del tapón “RZR-20”.

Tiene aplicaciones para cerrar el pozo interiormente con fines de reparaciones

superficiales del equipo o de mover el equipo sobre o fuera de la locación; para probar la

tubería mediante el drenaje; para controlar (matar) un pozo mediante bombeo de fluido

hacia abajo, a través del tapón.

Antes de rescatar un tapón RZR o RZB, es necesario igualar las presiones, puesto que

54

éstos han estado aislando una zona inferior y es incierta la presión que se habrá

acumulado en el fondo con el transcurso del tiempo. La igualación de presiones en un

tapón RZR se logra bajando una varilla denominada igualador de presiones, el cual

rompe un tapón o seguro en el fondo interior del RZR. Esto permite la comunicación de

la zona inferior con la zona superior y la igualación de presiones. En ocasiones que no se

puede bajar el igualador de presiones por problemas de oxidación, incrustaciones, fluido

muy viscoso, etc.; se baja un "prong", que empuja una sección denominada "guáremelo"

en la parte más superior del RZR y de esta manera se deja al descubierto un orificio por

el que existe comunicación y se igualan las presiones.

En un tapón RZB, las presiones se igualan bajando el mismo prong utilizado en el RZR,

para empujar un resorte que abre una válvula a través de la cual se produce la

comunicación y se igualan las presiones.

Cuando se ha intentado rescatar una de estas herramientas, sin igualar previamente las

presiones y dependiendo de las que se han acumulado en el fondo, se ha ocasionado el

salto de la herramienta hacía arriba, la posible rotura del cable de acero (wireline) y los

consecuentes problemas y gastos de un "pescado".

3.12 NEPLO CAMPANA

Es un tubo generalmente de 3 a 6 píes de longitud, llamado neplo campana. Se lo coloca

al final de la sarta de producción, a la profundidad de la zona productora más profunda o

algunos pies sobre o bajo ella, generalmente del mismo diámetro que el último tubo de la

completación definitiva. Su extremo final es expandido en forma de campana y es a

donde convergen los fluidos producidos para continuar su trayectoria hacia la superficie.

55

3.13 TAPÓN DE FONDO (BULL PLUG).

Estos tapones son colocados en el fondo de una sarta de completación definitiva, cuando

la misma está desprovista de campana y no-go. Generalmente se han usado estos

tapones (unos de fábrica y otros elaborados en el pozo), cuando no se han tenido

herramientas apropiadas para usarlas en el no-go y asentar las empacaduras. Van

colocados normalmente junto a una camisa, que sustituiría a la campana, y por la cual_

se produce la zona más profunda, cuando se tiene una completación de varias zonas. Su

uso también puede justificarse por los inconvenientes que en ocasiones presentan un no-

go cuando se dificulta el rescate de uno de los controladores de flujo (standing valve o

tapones) desde su asiento.

3.14 TUBERÍA

Comprende objetos tubulares de toda forma y constituye la estructura mecánica del

pozo, el conducto por el cual la zona productora se comunica a superficie o por la cual

las presiones de la formación son dirigidas y controladas para producir el petróleo

eficientemente.

La tubería constituye casi siempre, el costo mayor en los trabajos de un pozo, se la

utiliza tanto en perforación como en pruebas, completación, reacondicionamiento y

pesca. Una mayor parte del personal de un taladro en un pozo será empleado trabajando

directamente con la tubería o haciendo un trabajo que requiere entendimiento y

conocimiento de la misma. Sin estos requisitos no existe un trabajador que sea un

competente y bien entrenado especialista en producción y reacondicionamiento de

pozos.

56

La tubería es usada en las siguientes tareas:

a) Tubería y collares de perforación para perforar pozos.

b) Tubería de oleoducto para recoger y transportar el crudo.

c) Revestidores "casing" y revestidores de arena para revestir el hueco y mantener

el pozo. Tubería de revestimiento.

d) Tubería para fines de producción, reparación de pozos y trabajos de pesca.

Tubería de producción, "tubing".

Para el presente trabajo únicamente nos interesa la tubería de revestimiento y la tubería

de producción, por lo tanto vamos a describirlas a continuación:

3.14.1 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO "CASING".

Existen casings de diferentes diámetros y en nuestro medio, los mayores de 13 3/8, 10

3/4 o 9 5/8 pulgadas son utilizados como tubería de revestimiento superficial en la

completación de un pozo, y es cementada a menor profundidad en el hueco. Otra tubería

de menor diámetro, sujeta mediante un colgador (cebolla) de la sección "A" del cabezal

y cementada, reviste la profundidad total del hueco. Esta tubería soporta las paredes del

pozo e impide que las formaciones no consolidadas se derrumben. Aunque algunas

rocas sedimentarias, particularmente las duras areniscas y calizas, pueden permanecer

sin soporte por largos periodos de tiempo, en cambio las débiles o malamente

consolidadas arenas, lutitas y arcillas se derrumban fácilmente poniendo en peligro las

herramientas y equipos, ocasionan cavidades alrededor del pozo y restringen el progreso

de la perforación, producción y reparación de los pozos.

57

Con la ayuda del cemento, esta tubería evita el escape de los fluidos de las formaciones

y a través del pozo desde un estrato hacia otro. Debe prevenirse que el agua entre a los

estratos que contienen petróleo y gas desde las formaciones superyacentes y las

subyacentes. El gas y el petróleo deben ser confinados para que no se escapen a las

formaciones superyacentes.

En la superficie el casing se presta como un medio para colocar una válvula de control

para regular el flujo del gas y del petróleo y controlar las presiones dentro del pozo. En

un pozo sin casing, el gas y el petróleo se escapan a través del pozo hacia las

formaciones permeables de presión más baja y se disipan a través de ellas impidiendo el

recobro total de los fluidos. Para evitar éstas dificultades, casi todos los pozos

perforados para conseguir petróleo o gas son cubiertos por lo menos por una columna de

tubería. En casi todos los casos, varias sartas concéntricas son usadas para dar un

control apropiado.

El costo del casing es usualmente el gasto más grande de material individual en el costo

total de un pozo de petróleo o gas y la selección de los pesos y tamaños de la tubería, la

planificación y diseño de las instalaciones del casing y la manipulación del mismo

durante su inserción en el pozo están entre los problemas más serios que se encuentran

en la completación de un pozo y en ponerlo en producción.

DOUGLAS PATTON, L.D. Patton & Ascots; Production Packers.

58

Tabla # 1

REQUERIMIENTOS DE TENSIÓN API PARA CASING Y LINERS

MÍNIMA RESISTENCIA MÁXIMA MÍNIMA

CASING RESISTENCIA A LA

TENSIÓN (psi) A LA

TENSIÓN DUREZA ELONGACIÓNGrade MÍNIMO MÁXIMO Psi HRC BNH in 2 in.

H-40 40,000 80,000 60,000 J-55 55,000 80,000 75,000 K-55 55,000 80,000 95,000 C-75 75,000 90,000 95,000 L-80 80.000 95,000 95,000 23 241 N-80 80,000 110,000 100,000 C-90 90,000 105,000 100,000 25.4 255 c-95 95,000 110,000 105,000 HC-95 95,000 ,,, 110,000 P-110 110,000 140,000 125,000 Q-125 125,000 150,000 135,000 v-150 150,000 180,000 160,000 Liner Casing J-55 55,000 80,000 75,000

HRC es la dureza en escala C de Rockwell

BHN es la dureza en escala Brinell

Fuente: Petroproducción – Perforación


El casing de un pozo debe ser de una resistencia adecuada para resistir las fuerzas a las

cuales está sujeto en el pozo. El tipo de junta usada no solamente debe asegurar

resistencia adecuada, sino también debe ser diseñada para que pueda ser unida o

desconectada tal como se desea. El casing debe presentar la superficie tan lisa como sea posible,

tanto afuera como adentro; afuera para reducir la fricción entre la tubería y las paredes del

59

pozo, y adentro para prevenir que las herramientas, otros revestidores o tubería de

producción se enganchen cuando sean bajadas a través de ésta. El casing debe conservar

la presión para sellar el agua y debe ser hecho de material resistente a la corrosión, pues

está en contacto con agua salina subterránea. El material con el cual el casing es fabricado

debe ser suficientemente duro y fuerte para resistir las abrasiones y distorsiones en el

contacto con las rocas de las paredes del pozo o las tuberías y herramientas pasadas dentro

de éste. Las paredes del casing deben ser tan delgadas como sea consistente con la necesaria

resistencia que debe tener para así evitar la pérdida en el área efectiva de trabajo dentro del

pozo y también para conservar metal. El tamaño de las herramientas y tubería que pueden

ser corridas dentro de un casing está limitado a un tamaño un poco menos que el diámetro

interior del mismo casing, y determina de esta manera las características de completación,

producción y reparación de un pozo. Un hueco más pequeño es menos costoso, pero

proporciona menos espacio para trabajar que un hueco con un diámetro más grande.

3.14.2 TUBERÍA DE PRODUCCIÓN O "TUBING".

La tubería de producción es aquella que va sujeta a la sección "B" del cabezal del pozo

mediante un colgador, también llamado "cebolla11 o "tubing hanger", y corrida dentro del

casing. El diámetro del tubing utilizado depende del diámetro del casing. Normalmente en

Petroproducción se utiliza tubing de 3 1/2 " en casing de 7" y tubing de 2 7/8" en casing

de 5 1/2". A veces es necesario combinar distintos diámetros de tubing en un mismo

casing, de acuerdo a la disponibilidad de otras herramientas de completación.

Esta tubería dentro del pozo, tiene como función primordial llevar el petróleo crudo a la

superficie. También tiene fines secundarios, tales como proveer un segundo canal que hace la

60

circulación posible durante las operaciones de completación, reparación y pesca.

Tabla # 2

ESPECIFICACIONES DE TUBERÍA

Fuente: Petroproducción – Perforación


Además, es usada algunas veces para correr herramientas a través del casing y en ocasiones

sirve como la fuente de energía para trabajar con tales herramientas. La tubería de

producción es colgada en vez de cementada en posición.

3.14.3 TUBERÍA PARA "LINER" O CAMISA.

Este tipo de tubería es uti l izada en completaciones de pozos con problemas de arena,

con el propósito de controlar la producción excesiva de arena, que constituye un serio

problema en la producción del pozo. Aunque en los pozos del Nororiente ecuatoriano no

se ha detectado problemas graves de producción de arena, es un tema que sin embargo

61

será tratado oportunamente mas adelante; por consiguiente es necesario considerar al

momento lo que es un liner.

La camisa o "liner" es también tubería al igual que el casing pero no se extiende hasta la

superficie y tiene la particularidad de ser también tubería ranurada. Actúa romo un

revestimiento interior o una extensión telescópica del casing. En su función última está

en contacto con la formación.

El "liner” como última hilera de tubería en el pozo puede, debido a su menor diámetro,

ser corrido a través del casing y ser "colgado", en vez de colocado en posición,

mediante empacaduras. De esta manera puede recuperarse si no está cementado en

posición sin tener que sacar las sucesivas hileras de casing encima de éste.

Además, al contrario del casing que es cementado en posición, el "liner" es usualmente

colgado de tal manera que su peso es sostenido por la tubería revestidora.

3.15 DISEÑO Y MEDIDAS DE TUBERÍA.

Existen diferentes tipos de tubería, de acuerdo a la función requerida en la completación,

ya sea para revestir pozos, como liners o como tubería de producción. Sin, embargo, toda

ella es básicamente medida y diseñada en base a los siguientes cinco principios

utilizados para solicitar tubería: tamaño, peso, resistencia, longitud, tipo y tamaño de la

conexión.

A.- TAMAÑO; La medida más importante de una tubería es el tamaño o diámetro.

Diámetro es la distancia medida por el centro desde una pared de la tubería hasta la otra.

62

Esta distancia en un pozo de petróleo será medida lo más exacto posible, puesto que lo

angosto del hueco del pozo no permite errores cuando se trabaja con un tamaño de

tubería dentro de otra. Debido al espesor de la pared de la tubería, existe una diferencia

usualmente de media pulgada, entre el diámetro interior conocido como I.D. y el

diámetro exterior u O.D. (figura 50). Algunas tuberías, tales como la tubería de

producción se les dan una aproximación o tamaño nominal que no es su exacto O.D.

La medida exterior parece haber adquirido una popularidad como el tamaño nominal en

la descripción del casing puesto que tal tubería debe ser primeramente corrida en el

hueco. Aún aquí la tolerancia debe ser hecha por la anchura adicional de la uniones,

usualmente media pulgada, y la primera preocupación será que el diámetro exterior sea

tal para que encaje en el hueco que ha sido perforado. Realmente el diámetro interior es

el más significativo en la descripción del casing, pues es la medida clave cuando

equipos, brocas., herramientas de registros, herramientas de pescar, empacaduras, etc.,

son corridas adentro de la tubería revestidora y puesto que el I.D. es también requerido

para computar la capacidad de la tubería para los fines de circulación, producción y

cementación.

B.- PESO; Otra especificación de interés de la tubería es el peso. La información acerca

del peso da un control mayor a los trabajadores de un taladro en el levantamiento y la

corrida de la tubería en el pozo. La tubería de un mismo diámetro exterior puede venir

en pesos diferentes, variando consecuentemente los espesores y diámetros internos a

más de sus aleaciones metálicas en ciertos casos; diferencias que son especificadas por

el grado de tubería de acuerdo a normas establecidas por la API. El peso de la tubería

63

determina el espesor de la pared, que al mismo tiempo determina la resistencia de la

tubería; una tubería de paredes gruesas es naturalmente más fuerte. La información de

peso se obtiene en libras por pie incluyendo las uniones.

C.- RESISTENCIA; El acero usado en tubería es manufacturado empleando hierro y

un número de aleaciones. Existen diferentes métodos para manufacturar acero. Variando

la cantidad de carbón usado y el método de facturar es posible producir tuberías de

diferentes resistencias. La resistencia de la tubería (ver figura 51), es determinada en

base a su capacidad para resistir fuerzas tales como:

C.1. Tensión: Resistencia de soportar haladas sin dañarse.

Estal1ido: "Burst", es una forma de tensión de tal manera que la presión adentro esta

tratando de reventar por tracción la tubería.

C.2. Compresión: Resistencia de soportar peso sin dañarse.

Colapso: Es una forma de compresión de tal manera que la presión afuera trata de

comprimir las paredes de la tubería.

C.3. Torsión: Es una combinación de compresión y tensión en una dirección

horizontal.

C.4 Fatiga: El metal también se cansa con el trabajo al igual que la gente. Un número de

estas fuerzas destructoras pueden estar actuando en una sarta de tubería al mismo

tiempo. Por ejemplo, al tomar un pedazo de alambre de acero representando una sarta

de tubería y doblar, la parte exterior será tensionada y la parte interior comprimida, en

un efecto compuesto de tensión y compresión.

64

C.5. Métodos de fabricación: También afectan la resistencia. Prácticamente toda tubería de

producción y casing es sin costura, esto es que es fabricada de una barra sólida de

acero. La tubería más fuerte requiere más aleaciones y más métodos complejos de

manufactura. La resistencia de una sarta de tubería será determinada después de

analizar las probables fuerzas a las cuales estará sometida. Frecuentemente diferentes

resistencias de tubería son utilizadas en una sarta individual, de casing especialmente,

puesto que las condiciones de presión y fuerza varían con la profundidad. Tubería de

mayor peso será más fuerte, pero el peso adicional combinado de una serie de juntas

colgadas en el pozo creará una fuerza de tensión mas grande que actúa en las

juntas de arriba, lo cual tendrá que tomarse en consideración en la determinación

de las especificaciones de la tubería cuando la instalación está siendo planeada.

LONGITUD En la terminología de la industria petrolera, la longitud de la tubería es

referida como escala "range" de la tubería. El Instituto Americano del Petróleo (API),

establece que la tubería sea manufacturada en tres escalas de longitud:

Escala 1: 16-25 pies

Escala 2: 25-34 pies

Escala 3: 34 pies ó más

Casi toda la tubería usada por Petroproducción, viene en +/- 30 pies, escala 2 de

longitud. Alguna tubería anterior es de escala 1, o sea +/- 20 pies de longitud. Se debe

advertir que estos valores solo son una aproximación, puesto que se le permite al

fabricante ciertos márgenes de tolerancia por esta razón es necesario medir los tubos

individualmente cuando trabajos o registros exactos de tubería son; requeridos.


65

3.16 TIPOS DE CONEXIONES: Otro factor de importancia en la tubería es el

artefacto con el cual dos tubos son conectados.

Mucha atención es dada a la conexión puesto que ésta puede ser el punto más débil en la

sarta. Cuando un cuello es usado para unir dos tubos, una resistencia adicional a

doblarse y tensión son creados, los cuales aumentan la acción de fuerzas destructivas en

puntos un poco arriba y abajo del cuello. Por esta razón, estas secciones son la parte más

ancha del tubo y los trabajadores de petróleo se fijan primero en el punto de conexión

cuando existe evidencia de daño en la sarta de tubería.

Existen dos tipos básicos de conexiones:

E 1 Roscado simple y conexión acoplada; Es llevada a cabo simplemente enroscando las

extremidades de los dos tubos que quedan unidos mediante un simple cuello de

manguito. El piñón (espiga o p in de un extremo del tubo es enroscado en la caja (cuello)

del extremo del otro tubo. Este tipo de conexión es el más generalizado.

E 2 Conexiones de macho y hembra; Consiste en atornillar las extremidades de las

dos piezas juntas sin un acoplamiento separado y el conjunto es controlado cuando las

extremidades se rebordan. La construcción macho y hembra es más costosa que el

roscado y acoplado, puesto que mas trabajo de taller es requerido. Ese tipo de

conexiones no es utilizado por Petroproducción.

66

3.17 ALGUNAS DE LAS CAUSAS DE LOS DAÑOS DE LA TUBERÍA SON:

a. Apretar demasiado las conexiones, especialmente en tubería pequeña.

b. Tratar de aflojar una conexión apretada mediante golpes con martillo

administrados en e1 cuello.

c. Doblar hacia adentro la unión por el uso descuidado de una llave. La llave debe

usarse en el extremo de la tubería o en el cuello solamente cuando es posible.

d. Daño a las roscas cuando las extremidades roscadas de una tubería se golpea

contra metal en el proceso de amontonamiento o almacenamiento sin usar un

protector de roscas

e. No alinear bien el tubo superior con el inferior cuando está operando, lo cual

daña los hilos de las roscas. Es lo más frecuente.

La tubería de producción tiende a ser más susceptible a daño que el casing porque debe

soportar su propio peso total cuando es colgada en el pozo y también al contrario del

casing, es metido, sacada y metida otra vez, siendo constantemente ensamblada y

desconectada, amontonada y trabajada. Lo más probable es que no exista otro uso

industrial de la tubería en el cual esté sujeto a tantas fuerzas de desgaste como en las

operaciones de los campos de petróleo.

El especialista entrenado en producción que esté en conocimiento de este hecho debe

cuidar la tubería con mucho recelo.


67

CAPÍTULO IV

68

CAPÍTULO IV

4. INTRODUCCIÓN

Como un pozo terminado o completado es el resultado no sólo de las últimas

operaciones, sino, de todas aquellas que tuvieron lugar desde que se inició el hueco; por

tanto, vamos a referirnos en términos generales a esas operaciones previas.

4.1 PERFORACIÓN

Esta consiste generalmente en abrir un hueco en la tierra haciendo girar una mesa

rotaría de acero situada sobre la base alta de la torre de perforación. La mesa rotada

accionada por un mecanismo, aprisiona y hace girar a su vez una tubería que, pasando a

través de dicha mesa se prolonga hacia el interior del pozo. En el extremo inferior de la

tubería que está girando se encuentra fija una mecha o broca.

Durante la perforación se bombea una mezcla de agua, arcillas y productos químicos

que forman el llamado lodo de perforación, hacia abajo por dentro de la tubería y esta

circula hacia superficie por el espacio anular entre la tubería

de perforación y las paredes de pozo, teniendo como función lubricar y enfriar la broca,

hacer fluir los cortes o ripios hacia superficie y sellar o mantener firmes las paredes del

pozo reteniendo cualquier fluido que pudiera salir del pozo.

Mientras se va ahondando el pozo se lo forra con sartas sucesivas de tubería de

revestimiento.

69

4.2 CEMENTACIÓN

Entre las sucesivas sartas de tuberías de revestimiento y las paredes de hueco se

bombea cemento para sellar los intervalos considerados productivos contra cualquier

escape de petróleo, gas o agua; al mismo tiempo se ayuda a fijar y sostener la tubería.

4.3 PUNZONAMIENTO

Luego de la cementación se baja a punzonar el intervalo de la zona de interés, que se lo

hace a un número determinado de disparos por pie (DDP), de acuerdo al programa

establecido.

Es importante el control preciso de la profundidad de los disparos, determinando la

misma con registros eléctricos1 como el Registro Localizador de Cuellos de

Revestimiento (CCL) y el Registro de Gamma Ray (GR) entre otros. Mediante

correlaciones entre los mencionados registros, se establece con precisión la posición de

los cuellos con respecto a las profundidades de las formaciones, logrando así una precisa

determinación de las profundidades requeridas o intervalos a ser disparados o

punzonados.

4.4 PRUEBAS DE PRODUCCIÓN

Estas pruebas de producción se las realiza por primer vez luego que el hueco ha sido

revestido y ha quedado lleno generalmente con lodo de perforación o cualquier otro

fluido con el que se desplazó el último cemento utilizado. Dependiendo del número de

70

zonas posibles productoras que tenga el pozo, lo cual es determinado en base a los

registros eléctricos, pueden realizarse más de una prueba de producción en un mismo

pozo. Éstas pruebas lo que determinan es la capacidad productiva de las zonas de interés

a ser explotadas, arrojando datos de presión de yacimiento esencialmente.

4.5 COMPLETACIONES DE POZOS DEL ORIENTE ECUATORIANO

4.5.1 APLICACIÓN DE EMPACADURAS Y TAPONES

4.5.1.1 POZO A FLUJO NATURAL

En un pozo fluyente hay suficiente energía almacenada en el yacimiento para que el

líquido llegue hasta la estación de flujo. La presión del yacimiento y el gas de formación

generan esta energía de levantamiento.

BAKER OIL TOOLS; Workover Systems. 2006

71

4.5.1.2 DISEÑO DE COMPLETACIONES A FLUJO NATURAL

Diagrama # 6



72

4.6 COMPLETACIONES PARA LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Introducción

La necesidad de aplicar alguno de los métodos de levantamiento artificial a los pozos

productores de petróleo surge cuando no se puede obtener de estos pozos el volumen de

petróleo deseado. Las causas de esta baja tasa de producción pueden ser:

5 Presión del pozo baja

6 Fluidos del yacimiento a producirse muy pesados o viscosos

En el mercado internacional existen diferentes métodos de levantamiento artificial para

la recuperación de petróleo, entre los cuales se pueden enumerar:

o Levantamiento Artificial por Gas (LAG)

o Bombeo Hidráulico

o Bombeo Mecánico.

o Bombeo Eléctrico Sumergible

Cada uno de estos métodos puede tener sus ventajas y desventajas pero al momento de

seleccionar cual de los métodos es él mas adecuado para producir un campo, se deben

considerar algunos factores tales como:

a. Diámetro de la tubería

b. Profundidad de Producción

c. Relación Gas/Líquido de Producción

73

d. Producción de Agua

e. Presión del Separador

f. Longitud y Diámetro de la Tubería de Superficie

g. Disponibilidad de Energía en la Superficie

h. Tipo de Petróleo (Gravedad, Viscosidad y Tensión Superficial)

i. Completación de los Pozos

j. Capacidad de Flujo de la Formación

k. Problemas de Producción (Escamas, Arena y Parafinas)

Todos los métodos están conformados por lo menos de cuatro elementos básicos, los

cuales son:

o Transformador de la Energía

o Transmisor de la Energía al Fondo del Pozo

o Transformador de la Energía en el Fondo del Pozo

o Tubería de Flujo del Fluido Hasta la Superficie

4.6.1 BOMBEO NEUMÁTICO (GAS LIFT)

Introducción

El levantamiento artificial por gas es un método ampliamente utilizado por la industria

petrolera a nivel internacional. El método tiene un amplio margen de aplicación, tanto

para los tipos de petróleo como para la profundidad. Su aplicación es especialmente

para aquellos pozos capases de mantener un tasa de producción intermedia y

preferentemente un flujo continuo.

74

Los componentes principales de este método son:

Compresor de Gas

Gas a Presión

Válvulas de Gas Lift

Tubería de Producción

Los tipos de instalaciones de producción son las Abiertas, Semi-Cerradas y Cerradas.

Las instalaciones abiertas aplican para pozos de flujo continuo, muy buenos productores

y con alta presión de fondo fluyente y alto índice de productividad. Las instalaciones

semi-cerradas se utilizan para pozos de flujo continuo o intermitente.

Las instalaciones cerradas se aplican a pozos que no son muy buenos productores,

intermitentes y con baja presión de fondo fluyente y con alto o bajo índice de

productividad.

75

Diagrama # 7

Diagrama de completación con gas lift



76

Diagrama # 8

Diagrama de completación con gas lift



77

4.6.2 BOMBEO HIDRÁULICO

Los sistemas de Bombeo Hidráulico transmiten su potencia mediante el uso de un fluido

presurizado que es inyectado a través de la tubería de producción. Este fluido conocido

como o fluido motriz, es utilizado por una bomba de subsuelo que actúa como un

transformador para convertir la energía de dicho fluido a energía potencial o de presión

en el fluido producido que es enviado hacia la superficie. Los fluidos de potencia más

utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo.

Los principales componentes del método son (Grafico 102 ) y su completación típica

(Grafico 103). Cabe señalar que existen dos tipos de bombeo hidráulico que son: Bomba

tipo pistón y con bomba jet.

Gráfico # 1

Instalación típica de bombeo hidráulico

Fuente: Manual KOBE


78

Diagrama # 9

Completación típica de un pozo con bombeo hidráulico

Tipo Pistón



79

Diagrama # 10

Completación típica de un pozo con bombeo hidráulico

Tipo Pistón



80

4.6.3 BOMBEO MECÁNICO

Este sistema de levantamiento artificial es el más antiguo y el más utilizado en el

mundo, debido principalmente a los bajos costos operativos, facilidad operativa y bajo

riesgos de derrame por ser una operación a baja presión. El sistema es accionado por un

motor a diesel o eléctrico, que alimenta la potencia necesaria por movimiento

rotacional. La unidad de transmisión transfiere la energía suministrada por el motor a

través de correas y engranajes al balancín, el cual transforma dicha energía en

movimiento armónico simple. Este movimiento es transferido desde el balancín a la

barra pulida y de ésta a la sarta de varillas quien a su vez acciona la bomba de subsuelo

y finalmente por diferencia de nivel desplaza el fluido por la tubería de producción

hacía la superficie.

El bombeo mecánico generalmente consiste en el balancín, el cabezal del pozo, el

vástago pulido, las cabillas, el cuello de las cabillas y la bomba mecánica. El sistema de

bombeo mecánico está constituido principalmente por:

EQUIPO DE SUPERFICIE EQUIPO DE SUBSUELO

• Unidad de bombeo (Balancín) • Tubería de producción

• Motor de la unidad • Sarta de varillas

• Cabezal del pozo • Bomba de subsuelo

• Barra pulida. • Ancla de gas

• Ancla de tubería

81

Gráfico # 2

Completación de pozo con bombeo mecánico



82

4.6.4 BOMBEO ELÉCTRICO SUMERGIBLE

El bombeo eléctrico sumergible puede ser utilizado para la producción de volúmenes de

fluidos entre 100 B/D y 90000 B/D. Debido a su alta capacidad, los operadores

normalmente asocian este tipo de levantamiento con la capacidad de producción de altas

tasa de flujo. Su aplicación puede llegar hasta la profundidad de unos 12000 pies y ser

aplicado en tubería de revestimiento tan reducido como la de 4½". La eficiencia del

sistema puede variar entre el 18% y 68%, dependiendo del tipo de fluido, volumen

producido, tipo de bomba y altura a la cual se va a levantar el fluido.

Este método esta conformado por (gráfico 105):

5.2 Equipo de Superficie

5.3 Cables

5.4 Motor

5.5 Bomba de Subsuelo

5.6 Protector

5.7 Tubería

83

Diagrama # 11

Completación BES en Pozo Direccional



84

Diagrama # 12

Completación BES en Pozo Vertical



85

Diagrama # 13

Completación para Pozo Inyector



86

4.7 INSTALACIÓN DE LA COMPLETACIÓN PARA REINYECCIÓN EN EL

POZO LA 6

Introducción

Todas las operaciones que se ejecutan con el rig de reacondicionamiento son

coordinadas en conjunto por los ingenieros, técnicos y operadores para que el proyecto

tenga éxito.

4.7.1 OPERACIONES DE REACONDICIONAMIENTO

Todo proyecto en la industria petrolera tiene una secuencia operativa que debe

cumplirse. Dentro de la secuencia operativa se encuentran establecidas una serie de

operaciones a llevarse a cabo. Cada operación tiene un cronograma establecido y un

costo aproximado. La demora o la dificultad alteran el programa general y dependiendo

de la dificultad o complicación, los ingenieros y los técnicos de las compañías

contratistas, de inmediato ponen en marcha un programa alterno para poder continuar

con el proyecto.

La instalación de la completación para re-inyección se realiza mediante un

reacondicionamiento del pozo.

Para lograr el objetivo planificado, se desarrollan diversas actividades siendo las

principales y las más importantes las siguientes:

87

• Retirar (desarmar) la completación de producción,

• Limpiar el pozo, correr registros eléctricos,

• Realizar de cementaciones remediales,

• Ejecutar pruebas TCP y Punsonar intervalos,

• Realizar pruebas de admisión o inyectivilidad y

• Finalmente bajar la completación para re-inyección.

Todas las operaciones mencionadas se desarrollan en un orden secuencial tomando

como base el procedimiento aprobado en la solicitud de reacondicionamiento. En

muchas ocasiones se tienen que añadir algunas operaciones alternas para resolver o

cumplir las tareas de reacondicionamiento.

Luego de mover el rig y varios misceláneos al pozo. Se inician las operaciones primero,

controlando el pozo con agua y un surfactante; esta mezcla se utiliza para neutralizar el

flujo del fluido del pozo. Se desarma el cabezal y luego arman el preventor de

reventones probando con 1500 Psi, inmediatamente, sacan tubería y se chequea su

estado.

A continuación una secuencia operacional en el pozo LA -6, pozo que ha sido escogido

para convertirlo de pozo productor a inyector.

BAKER OIL TOOLS; Workover Systems.2006

88

4.7.2 SECUENCIA DE LAS OPERACIONES DE REACONDICIONAMIENTO

REPORTE DIARIO DE REACONDICIONAMIENTO

WORK OVER No: 08 EQUIPO No: 10

CONTRATISTA FECHA: 11 – OCT – 2006

POZO : LA No. 06 DIA: 9 18Hrs

OBJETIVO: COMPLETAR POZO PARA REINYECTAR AGUA DE

FORMACION

INICIO DE OPERACION: 09-OCT-06 12.00.Hrs

FLUIDO: AGUA TRATADA PESO: 8.3

COMPLETACION POZO A 06:00h: VER DIAGRAMA

DESCRIPCION DE LAS OPERACIONES 06.00-06.30 SERVICIO DEL RIG 06.30-11.30 CONT. SACANDO BHA DE PRODUCCION EUE 3 ½ TBG. LLENANDO EL POZO SALE 291 TUBOS Y NO 292. 08.30-10.30 DESARMANDO BHA DE PRODUCCION SIMILAR AL PROGRAMA CON PRERSENCIA DE ESCALA DEBIL (5%) 10.30-11.30 ARMANDO 6 1/8” BROCA, 7” SCRAPER + 2 D.C 4 ¾” + 2 7/8” NO-GO 2 7/8” (W/ST. VALVE) 11.30-14.30 BAJANDO LO MISMO EN 3 ½” TUBERIA MIDIENDO Y PROBANDO CON 3900’ PRESION CAE. 14.30-17.00 SACANDO TBG. PARA DETECTAR FUGA, SE LOCALIZA EN ST. VALVE DE NO-GO 2 7/8”. 17.00-22.30 CAMBIANDO NO-GO Y ST. VALVE + BAJANDO LO MISMO NUEVAMANTE, MIDIENDO Y PROBANDO. 22.30-01.00 CIRCULANDO EN REVERSA PARA LIMPIEZA DEL POZO Y ST. VALVE @ 9720’ 01.00-05.00 DYGOIL W/L RECUPERA EN 2 CORRIDAS ST. VALVE DE 2 7/8” DE NO-GO A 9649” 05.00-06.00 QUEBRANDO EXCESO DE TUBERIA PROF. ACTUAL 9120” COSTO: US$ EQUIPO: 5300 SUP: 150 T/C: 550

89



5 REPORTE DIARIO DE REACONDICIONAMIENTO





FORMACION


FLUIDO: AGUA TRATADA PESO:

COMPLETACION POZO A 06:00h : VER DIAGRAMA

DESCRIPCION DE LAS OPERACIONES 06.00-06.30 SERVICIO DE EQUIPO 06.30-11.30 BAJANDO PAKER R. MATIC + NOGO EN 3 ½ TBG. 11.30-13.00 ASIENTA PKR A 7070 + PRUEBA ANULAR CON 7 Bls DE AGUA TRATADA BMP = 0.6 @ 0.0 CON PRESION = 0 A 3600 PSI ( NO HAY ADMISION). 13.00-17.00 DESASENTADO PAKER 7 @ 7070 Y SACANDO EN 3 ½ TUBERIA LLENANDO POZO. 17.00-21.00 BAJANDO TUBERIA DE 3 ½ PUNTA LIBRE 21.00-22.30 B.J. MEZCLA 23 SACOS DE CEMENTO “G” Y PREPARA 5 Bls. DE LECHADO DE 15.6 LPG Y REALIZA TAPON BALANCEADO EN INTERVALO 7126’ – 7128’. 22.30-23.30 SACANDO 720’ DE TUBERIA Y CIRCULANDO REVERSA PARA LIMPIEZA 23.30-01.30 POZO PRESURIZADO CON 500 PSI 01.30-05.30 SACANDO TUBERIA DE 3 ½” PUNTA LIBRE 05.30-06.00 ARMANDO BHA DE PERFORACION 6 1/8” BROCA SMITH (NUEVA) S/N 2TM + 5 ½” CANASTA + 6 DC COSTO: US$

EQUIPO: 5300 SUP: 150 T/C: 550

B.J. = 20487 (MATERIAL CEMENT)

B.J. = 4509 (CEMENT) B.J

90






FORMACION



COMPLETACION POZO A 06:00h : VER DIAGRAMA

DESCRIPCION DE LAS OPERACIONES 06.00-06.30 SERVICIO DE EQUIPO 06.30-07.00 CONT. ARMADO BHA DE PERFORACION 07.00-10.00 BAJANDO CONJUNTO DE PERFORACION EN TUBERIA DE 3 ½” 10.00-20.30 CIRCULANDO MIENTRAS FRAGUA CEMENTO A 5500’ 20.30-21.30 CONT. BAJANDOBHA DE PERFORACION EN 3 ½” TUBERIA HASTA 7055’ 21.30-22.30 SUBIENDO + ARMANDO KELLY - SWIVEL 22.30-06.00 MOLIENDO CEMENTO DURO DE 7055’ HASTA 7193’ (138’) + PERFORANDO RETENEDOR DE CEMENTO A 7193’ HASTA 7194’ (1’) COSTO: US$ EQUIPO: 5300 SUP: 150 T/C: 550

91








FORMACION




DESCRIPCION DE LAS OPERACIONES 06.00-06.30 SERVICIO DE EQUIPO 06.30-08.30 CONT. PERFORANDO RET/ CEMENTO A 7194’ + CEMENTO DURO HSTA 7270’ (76) BAJA LIBE HASTA 7400’ 09.00-12.00 CIRCULANDO PARA LIMPIEZA DEL POZO A 740012.00-13.00 DESCONECTANDO PARA KELLY - SWIVEL Y COLGANDO EN LA TORRE 13.00-17.00 SACANDO BHA DE PERFORACION EN 3 ½” TUBERIA LLENANDO EL POZO NORMAL 17.00-18.00 DESARMANDO BHA DE PERFORACION 18.00-19.00 ARMANDO BHA DE LIMPIEZA 6 1/8” BROCA 7” 19.00-23.00 BAJANDO LO MISMO EN 3 ½” TUBRIA 23.00-02.00 CIRCULANDO PARA LIMPIEZA DEL POZO A 740002.00-06.00 SACANDO BROCA SCRAPER Y D.C. EN 3 ½” TBG LLENANDO EL POZO. COSTO: US$ EQUIPO: 5300 SUP: 150 T/C: 550

92








FORMACION




DESCRIPCION DE LAS OPERACIONES 06.00-06.30 SERVICIO DE EQUIPO 06.30-07.30 DESARMA BHA DE LIMPIEZA 07.30-10.30 ARMANDO CONJUNTO DE TCP CON CANONES DE 4 ½”, 25’ A 5 DPP 10.30-18.00 BAJANDO CONJUNTO TCP EN TUBERIA DE 3 ½” MIDIENDO Y CALIBRANDO C/10 PARADAS + COLCHON DE AGUA A 6000’ 18.00-23.30 CIA. SHLUMBERGER ARMA EQUIPO DE GAMMA RAY Y BAJA A CORRELACIONAR PROF. DIFERENCIA 6’SE ESPACEA PROF. CON TUBO CORTO + 2DA COORELACION PROF. DIF. 2’ Y SE ASIENTA EMPACADURA SE COORELACIONA PROF. CON DIFERENCIA DE 0’ 23.30-24.00 SOLTANDO BARRA PARA DETONAR CANONES DE 7145’ A 7250’ (105’) A 5 DPP DE LA FORMACION TIYUYACU, POZO NO FLUYE 24.00-01.00 DE AGUA TRATADA A 7063’ 01.00-06.00 CIA. B.J. ARMA LINEAS PRUEBA CON 4000 PSI OK + REALIZANDO PRUEBAS DE INYECTIVIDAD PRESION RATA BLS. BOMBEADOS 2950 3570 COSTO: US$ EQUIPO: 5300 SUP: 150 T/C: 550

93



REPORTE DIARIO DE REACONDICIONAMIENTO


CONTRATISTA FECHA: POZO : LA No. 05 DIA: 7 18Hrs


FORMACION




DESCRIPCION DE LAS OPERACIONES 06.00-06.30 SERVICIO DE EQUIPO 06.30-11.00 DESSENTANDO EMPACADURA POSITRIVE 7” A 7063’ SACANDO TUBERIA DE 3 ½” CON CONJUNTO TCP 11.00-14.00 DESARMANDO CONJUNTO TCP 14.00-19.00 ARMANDO Y BAJANDO EMPACADURA RETRIVAMATIC 7” EN TUBERIA DE 3 ½” 19.00-20.00 ASENTANDO EMPACADURA RETRIVAMATIC A 7063’ SE PRUEBA ANULAR CON 800 PSI OK 20.00-06.00 CIA.B.J. ARMA LINEAS PRUEBA CON 4000 PSI OK REALIZAN PRUEBA DE INYECTIVIDAD A TIYUYACU CON 15 Bls DE AGUA. PRESION 2000 PSI RATA 2.5 BPM MEZCLA QUIMICO DE ACUERDO AL PROGRAMA DE TRABAJO Y REALIZAR REINYECCION A TIYUYACU PRESION RATA BLS. ACUMULADO INICIAL 2500 1 BPM FINAL 1450 1.1 BPM 151 DESPLAZAN QUIMICO CON 64 BLS DE AGUA FRESCA. PRESION = 1000 PSI RATA = 1.1 BPM COSTO: US$ EQUIPO: 5300 SUP: 150 T/C: 550 SCHLUMBERGER: 70443

94

Diagrama # 14

Completación Pozo Inyector LA-6



95

CAPÍTULO V

96

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

• Para llevar adelante las tareas de perforación, terminación y reparación de pozos es

necesario un conjunto de personas con diferentes grados de especialización:

ingenieros, geólogos, técnicos, obreros especializados y obreros; tienen

responsabilidades directas como programación, supervisión, operación y

mantenimiento, e indirectas, tales como las de las compañías proveedoras de

servicios técnicos, productos químicos y fluidos de perforación, unidades de mezcla

y bombeo de cemento u otros servicios de bombeo, unidades para correr registros

eléctricos y proveedores de servicios auxiliares como transporte de equipo,

materiales, cargas líquidas, personal, etc. El personal directo e indirecto involucrado

en la perforación de un pozo, cuando se trata de perforación en tierra en pozos de

desarrollo, asciende a una cantidad entre noventa y cien personas; en la medida que

aumente la complejidad del trabajo, como, por ejemplo, en los pozos exploratorios

profundos, pozos costa afuera, la cantidad de personal requerido puede llegar a

duplicarse.

• En cuanto a las operaciones de workover necesarias para adecuar a un pozo

productor a re inyector, hemos seguido la metodología que realiza el Departamento

de Perforación y reacondicionamientos de Petroproducción del Distrito Amazónico.

Se ha logrado tener una visión general de los trabajos que se realizan para convertir

97

pozos productores viejos en pozos re-inyectores; se emplean los servicios de varias

compañías especializadas, convirtiendo tales trabajos en multidisciplinarios, lo que

permite la ejecución de las operaciones con alta fiabilidad y calidad.

• En lo referente al tema de la presente tesis, el objetivo fue proponer y explicar los

componentes de los equipos de bombeo de superficie y el diseño de la completación

para pozos re-inyectores. Pero, para poder cubrir el objetivo especifico de la tesis,

hemos tenido que establecer un estratagema que consintió en delinear los pasos

explicando cada tema con un soporte técnico - teórico y no con un práctico-

analítico.

• De la experiencia obtenida en los taladros de workover, en los trabajos de cambio de

completaciones para re inyección de agua en el Campo Paraíso, he logrado precisar

que “Todo proyecto en la industria petrolera tiene una secuencia operativa que

cumplirse. Dentro de la secuencia operativa se encuentran establecidos una serie de

operaciones se deben llevar a cabo. Cada operación tiene un cronograma establecido

y un costo aproximado. La demora o la dificultad altera el programa general y

dependiendo de la dificultad o complicación, los ingenieros y los técnicos de las

compañías contratistas, de inmediato ponen en marcha un programa alterno para

poder continuar con el proyecto”.

98

6.2 RECOMENDACIONES

En el caso de decidir recompletar un pozo productor como reinyector de agua de

formación producida, se recomienda tomar en cuenta las siguientes consideraciones

para la selección del pozo más apto de entre los posibles candidatos:

Que sea un pozo que esté cerrado por poca producción de petróleo y a la imposibilidad

de incrementarla.

Que sea un pozo que ofrezca buenas propiedades petrofísicas en una o varias

formaciones, con buenas porosidades y permeabilidades para poder reinyectar grandes

volúmenes de agua de formación.

Que sea un pozo en el cual no se pueda poner a producir ninguna otra arenisca

reservorio.

Es recomendable en el caso de tener pozos productores cerrados, recompletarlos para

reinyectores en lugar de perforar nuevos pozos reinyectores, debido a su menor costo y

similares resultados que se han obtenido en otros campos.

Durante las operaciones de reacondicionamiento, cada operación debe ser supervisada

por un técnico de la compañía de servicios y también por un representante técnico de la

compañía operadora.

99

Tomando como referencia a la estación de reinyección existente en el mismo Campo

Paraíso, pero que no se abastece con la producción total de los pozos, es necesario el

uso de biocida para eliminar las bacterias sulfato-reductoras en el sistema de

reinyección, para reducir la posibilidad de incrementar la corrosividad del agua y

taponar el sistema que estas bacterias ocasionan.

100

CITAS BIBLIOGRÁFICAS

1) CORRALES PALMA MARCO; Manual Didáctico.- Fundamentos Para

La Ingeniería del Levantamiento Artificial. 2006 ………………………… 11

2) BAKER OIL TOOLS; PACKER SYSTEMS.-Sales Manual. 2005 ………. 17

3) BAKER OIL TOOLS; Manual de Cálculo y Empacaduras. 2006 ………… 24

4) BAKER OIL TOOLS; Manual de Cálculo y Empacaduras. 2006 ………... 49

5) DOUGLAS PATTON, L.D. Patton & Ascots; Production Packers ……… 57

6) BAKER OIL TOOLS; Manual de Cálculo y Empacaduras. 2006 ……….. 64

7) BAKER OIL TOOLS; Manual de Cálculo y Empacaduras. 2006 ……….. 66

8) BAKER OIL TOOLS; Workover Systems. 2006 ………………………… 70

9) BAKER OIL TOOLS; Workover Systems.2006 …………………………. 87

101

BIBLIOGRAFÍA

• Baker Oil Tools; Manual de Cálculo y Empacaduras.

• Baker Oil Tools; Packer Systems.

Baker Oil Tools; Workover Systems.

• Cléber H. Quiroga; Manual de Pruebas, Completación y Reacondicionamiento

de pozos petrolíferos.

• Douglas Patton, L.D. Patton & Ascots; Production Packers.

• Marco Corrales; Manual Didáctico.- Fundamentos Para La Ingeniería del

Levantamiento Artificial

Documents

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