ANALISIS DE COMPLETACIONES UTILIZADAS EN EL LAGO DE MCBO[2]. DE

UNIVERSIDAD DEL ZULIA DIVISION DE POSTGRADO DE INGENIERIA

PROGRAMA DE PETROLEO

ANÁLISIS DE COMPLETACIONES UTILIZADAS EN EL LAGO DE MARACAIBO DE ACUERDO A LA EDAD GEOLÓGICA ATRAVESADA

ELABORADO POR:

ING. JOSE HERNANDEZ C.I.: 9.739.250

PRESENTADO A:

ING. RENATO ACOSTA

MARACAIBO, ABRIL DE 2006.

ANÁLISIS DE COMPLETACIONES UTILIZADAS EN EL LAGO DE

MARACAIBO DE ACUERDO A LA EDAD GEOLÓGICA ATRAVESADA

2

INDICE GENERAL Pág.

Introducción 9

CAPITULO . I 10

Aspectos generales sobre la completación de pozos 11

1.1 Completación de pozos productores 11

1.2 Tipos de completación 11

1.2.1 Completación a hoyo desnudo 11

1.2.1.1 Completación a hoyo desnudo libre 11

1.2.1.2 Completación a hoyo desnudo con forro ranurado sin empaque 12

1.2.1.3 Completación a hoyo desnudo con forro empacado 13

1.2.2 Completación a hoyo revestido 13

1.2.2.1 Completación a royo revestido sin empaque 13

1.2.2.2 Completación a hoyo revestido con empaque 14

1.3 Modelo de completación 15

1.3.1 Según el numero de tuberías de producción 15

1.3.1.1 Completación sencilla 15

1.3.1.2 Completación doble 15

1.3.2 Según el numero de zonas de producción 15

1.3.2.1 Completación simple 15

1.3.2.2 Completación selectiva 15

1.3.3 Caso especial 17

1.4 Revestimiento de producción 18

1.5 Camisas y colgadores 19

1.6 Equipos de completación 21

1.6.1 Tubería de producción 21

1.6.1.1 Criterio de producción o inyección 21

1.6.1.1.1 Pozos productores 21

1.6.1.1.2 Pozos inyectores de agua 21

1.6.1.1.3 Pozos inyectores de gas 22

1.6.1.2 Criterio de levantamiento artificial por gas 22

3

Pág. 1.6.1.3 Criterio de levantamiento artificial por bombero electrosumergible 22

1.6.2 Empacaduras u obturadores 24

1.6.2.1 Elemento o goma sellante 24

1.6.2.2 Cuñas de agarre 25

1.6.2.2 Conos 25

1.6.2.3 Aros protectores y bloque de fricción 25

1.6.2.4 Extensiones 25

1.6.2.5 Válvulas de desvío 25

1.6.3 Clasificación de las empacaduras u obturadores 25

1.6.3.1 Según su forma de asentamiento 25

1.6.3.1.1 Empacadura mecánica 25

1.6.3.1.2 Empacadura hidráulica 27

1.6.3.1.3 Empacadura permanente 27

1.6.3.2 Según el tipo de agarre 28

1.6.3.2.1 Empacadura de agarre sencillo o GS 28

1.6.3.2.2 Empacadura de agarre doble o GS 29

1.6.3.3 Según su forma 30

1.6.3.3.1 Empacadura recuperable 30

1.6.3.3.2 Empacadura Permanente 30

16.3.3.3 Empacadura recuperable tipo permanente 30

1.6.4 Equipos de levantamiento artificial por Gas 30

1.6.5 Niples de asentamiento 31

1.6.6 Botellas 31

1.6.7 Localizador, niples sellos y niples con unta biselada y unidades Sellantes

31

1.6.8 Manga de circulación 32

1.6.9 Accesorios de completación 32

1.6.9.1 Válvulas de LAG 32

1.6.9.2 Válvulas de seguridad 32

1.6.9.2.1 Válvulas de seguridad por presión diferencial 33

1.6.9.2.2 Válvulas de seguridad operadas por presión hidráulica 33

4

Pág. 1.6.9.3 Tapones 33

1.6.10 Cabezal de pozo 33

1.6.10.1 Cabezal del revestimiento 34

1.6.10.2 Cabezal de tubería de producción o inyección 34

1.6.10.3 Adaptador y válvula maestra 35

1.6.10.4 Cruz del pozo 35

1.6.10.5 Serie y presiones de trabajo 35

CAPITULO II 36

Formaciones atravesadas y tipo de completaciones utilizadas 37

2.1 Completación de pozos en el mioceno 37

2.1.1 Yacimientos someros 37

2.1.1.1 Completaciones típicas en yacimientos someros del mioceno no sometidos a inyección de vapor

38

2.1.1.1.1 Revestido del hoyo de producción 38

2.1.1.1.2 Acondicionamiento de pozos para FAC 38

2.1.1.1.3 Acondicionamiento de pozos para empacar y bajar completación final.

39

2.1.1.2 Completaciones típicas en yacimientos someros del mioceno sometidos a inyección de vapor

39


2.1.1.2.2 Acondicionamiento de pozo para FAC 40

2.1.1.2.3 Acondicionamiento de pozo para empacar y bajar completación Final

40

2.1.2 Yacimientos profundos 41

2.1.2.1 Pozos que requieren equipo de control arena 41

2.1.2.1.1 Pozos con tubería de producción de 2 - ⅞″ 41

2.1.2.1.2 Pozos con tubería de producción de 3 - ½″ 42

2.1.2.1.2.1 Revestido del hoyo de producción 42

2.1.2.1.2.2 Completación final 42

2.2 Completaciones de pozo en el eoceno 43

2.2.1 Pozos del eoceno que requieren de fractura 43

2.2.1.1 Pozos de fractura con tubería de 2 - ⅞″ 43


5

Pág. 2.2.1.1.2 Completación final 44

2.2.1.2 Pozos de fractura con tubería de 3 - ½″ 44


2.2.1.2.2 Completación final 45

2.2.2 Pozos del eoceno requieren de clasificación matricial 45

2.2.2.1 Pozos de acidificación matricial con tubería de 2 - ⅞″ 45

2.2.21.2 Revestido del hoyo de producción 45

2.2.2.1.3 Completación final 46

2.2.2.2 Pozos de acidificación matricial con tubería de 3 - ½″ 46


2.2.2.2.2.2 Completación final 47

2.3 Completaciones de pozos en el cretaceo 47

2.3.1 Completaciones de pozos cretácicos en el area sur del lago 47

2.3.1.1 Revestido del hoyo de producción 48

2.3.1.2 Completación final 48

2.3.2 Completaciones de pozos cretácicos no ubicados en el área sur del lago

49

CONCLUSIONES 50

6

INDICE DE FIGURAS Pág.

Figura 1 Esquema típico de completación a hoyo desnudo libre 11

Figura 2 Esquema típico de completación a hoyo desnudo con forro ranurado sin empaque

12

Figura 3 Esquema típico de completación a hoyo revestido sin empaque 13

Figura 4 Esquema típico de completación a hoyo revestido con empaque

14

Figura 5 Esquema típico de completación sencilla simple 16

Figura 6 Esquema típico de completación sencilla selectivo 16

Figura 7 Esquema típico de completación múltiple simple 16

Figura 8 Esquema típico de completación múltiple selectivo 17

Figura 9 Esquema típico de empacadura mecánica 26

Figura 10 Esquema típico de la empacadura hidráulica 27

Figura 11 Esquema típico de la empacadura permanente 28

Figura 12 Esquema típico de la empacadura GS 29

Figura 13 Esquema típico de la empacadura DS 29

7

INDICE DE TABLAS

Pág. Tabla 1 Presión del estallido (Ippc) en función del grado de acero de los

revestidores más utilizados en el Lago de Mcbo. 18

Tabla 2 Presión de colapso (Ippc) en función del grado de de acero de los revestidores mas utilizados en el Lago de Mcbo.

19

Tabla 3 Camisas y colgadores típicos utilizados en Lago de Mcbo. 20

Tabla 4 Presión de estallido (Ippc) en función del grado de acero de las tuberías más utilizadas en el Lago de Mcbo.

23

Tabla 5 Presión de colapso (Ippc) en función del grado de acero de las tuberías más utilizadas en el Lago de Mcbo.

23

Tabla 6 Tipos de elementos sellantes 24

Tabla 7 Tipos de unidades sellantes 31

Tabla 8 Serie y presión de trabajo de los cabezales más utilizados en el Lago de Mcbo.

35

8

INTRODUCCION

La completación final de un pozo representa el resultado de muchos estudios que

aunque son realizados por separado, tienen una única meta es decir la obtención de

petróleo aplicando la mejor técnica de completación y producción al más bajo costo y

de esta forma obtener una mejor rentabilidad.

La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de los pozos

perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño operativo, productivo y

desarrollo de un campo. La eficiencia y la seguridad del vínculo establecido entre el

yacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratégica disposición de todos los

parámetros que lo conforman, de esta manera podría hablarse de la productividad del

pozo en función de la completación, que incluye un análisis de sus condiciones

mecánicas y la rentabilidad económica que justifique su existencia.

Este trabajo contiene un breve análisis de los tipos de completaciones que hoy día se

utilizan en el Lago de Maracaibo. Tiene como objetivo principal ser fuente de

información para los estudiantes del postgrado de petróleo de La Universidad del Zulia

que no trabajan en el área de completación de pozos que requieran consultar alguna

información contenida en el mismo con la finalidad de aclarar algunas dudas.

9

CAPITULO I

10

ASPECTOS GENERALES SOBRE COMPLETACION DE POZOS

En este capitulo se hará una introducción al diseño de completaciones tipo de

pozos, en donde se destacaran algunos aspectos importantes tales como: Tipos y

modelos de completación de pozos, revestimiento y accesorios, equipos de

completación y cabezal del pozo

1.1. - Completación de pozos productores Entendemos por completación o terminación al conjunto de operaciones que se

realizan en un pozo una vez terminada la etapa de corrida y cementación del

revestimiento de producción.

1.2. - Tipos de completación Existe básicamente dos tipos de completación de pozos, la selección del mismo

dependerá de cómo se complete o termine la zona objetivo o zona de interés

1.2.1.- Completación a hoyo desnudo Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta el tope de la zona objetivo,

continuar perforando hasta la base de esta zona y dejar el hoyo de producción libre

(Sin revestimiento). Existen tres variantes de la completación a hoyo desnudo, las

cuales dependerán si se coloca o no un forro ranurado en la zona objetivo y de si este

se empaca o no. 1.2.1.1.- Completación a hoyo desnudo libre

La zona objetivo es dejada sin ningún tipo de revestimiento ni forro ranurado

Mandril de LAG

Tubería de producción

Empacadura

Revestimiento de producción

Cemento

Mandril de LAG


Empacadura


Cemento

Figura 1. Esquema típico de completación a hoyo desnudo libre

11

Ventajas:

Se elimina el costo de cañoneo.

Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado.

Es fácilmente profundizable.

Puede convertirse en otra técnica de completación; con forro o revestidor

cañoneado.

La interpretación de registros o perfiles de producción no es crítica.

Reduce el costo de revestimiento.

Desventajas:

Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua, excepto si el agua

viene de la zona inferior.

No puede ser estimulado selectivamente.

Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no es compacta.

Como la completación a hoyo desnudo descansa en la resistencia de la misma

roca para soportar las paredes del hoyo es de aplicación común en rocas carbonatadas

(calizas y dolomitas).

1.2.1.2.- Completación a hoyo desnudo con forro ranurado sin empaque Consiste en colocar un forro ranurado frente a la zona objetivo. Este tipo de

completación es común utilizarlo para controlar el derrumbe de la formación en

yacimientos de formaciones consolidadas.

Mandril de LAG


Empacadura


Colgador

Forro Ranurado

Mandril de LAG


Empacadura


Colgador

Forro Ranurado

Figura 2. Esquema típico de completación a hoyo desnudo con forro ranurado sin empaque

12

Ventajas:

No existen costos por cañoneo.

La interpretación de los perfiles no es crítica.

Se adapta fácilmente a técnicas especiales para el control de arena.

El pozo puede ser fácilmente profundizable.

Desventajas:

Dificulta las futuras reparaciones.

No se puede estimular selectivamente.

La producción de agua y gas es difícil de controlar.

1.2.1.3.- Completación a hoyo desnudo con forro ranurado empacado Esta práctica es similar a la del forro ranurado sin empaque, la diferencia básica

es que este tipo de completación se utiliza en pozos de edad Mioceno (Arenas no

consolidadas). Se empaca con grava considerándose el análisis granulométrico para la

selección del tamaño de la misma, así como la conductividad final esperada según

diseño. En el Campo Costanero Bolívar se emplea grava 16-25 ya que esta es la que

mejor controla la producción de arena de formación. Con este tipo de completación, se

mejora la producción de petróleo al controlar la producción de arena.

1.2.2.- Completación a hoyo revestido Consiste básicamente en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la

zona objetivo para posteriormente cañonear los intervalos de interés. Existen dos

variantes de la Completación a Hoyo Revestido.

1.2.2.1.- Completación a hoyo revestido sin empaque Se utiliza en pozos completados en yacimientos de arenas consolidadas en donde no

se espera la producción de arena. Mandril de LAG


Empacadura


Colgador

Forro Ranurado

Mandril de LAG


Empacadura


Mandril de LAG


Empacadura


Colgador

Forro Ranurado

Mandril de LAG


Empacadura


Figura 3. Esquema típico de completación a hoyo revestido sin empaque

13

Ventajas:

La producción de agua / gas es fácilmente controlada.

La formación puede ser estimulada selectivamente.

En caso de intervención es mas fácil de reparar en comparación con un pozo a

hoyo desnudo con forro ranurado

Desventajas:

La interpretación de registros o perfiles de producción es crítica.

Requiere buenos trabajos de cementación.

Presenta algunos costos adicionales (cementación, cañoneo, taladro, etc.)

El diámetro del pozo a través del intervalo de producción es muy restringido.

No es tan fácil profundizarlo

1.2.2.2.- Completación a hoyo revestido con empaque Este tipo de completación se utiliza en yacimientos de arena no consolidadas, en

este caso el forro rasurado es empacado con el objeto de producir el pozo sin

problemas de arena. Dicho forro puede empacarse con grava 12-16 siempre y cuando

los intervalos cañoneados hayan sido estimulados mediante un forzamiento de alta

conductividad con grava 16-25. En la figura 4 se observa el esquema de este tipo de

completación.

Figura 4. Esquema típico de completación a hoyo revestido con empaque

14

1.3.- Modelos de completación

1.3.1.- Según el número de tubería de producción

1.3.1.1.- Completación sencilla

Se llama completación sencilla cuando se tiene solamente una tubería de

producción. 1.3.1.2.- Completación doble

Se llama completación doble cuando se tiene dos o más tuberías de producción.

1.3.2.- Según el número de zonas de producción

1.3.2.1.- Completación simple Se llama completación simple cuando un pozo se completa para producir en una

sola zona, para tales fines se utiliza un solo obturador o empacador

1.3.2.2.- Completación selectiva Se llama completación selectiva cuando un pozo se completa para producir en

dos o mas zonas, para tales fines se utilizan varios obturadores o empacadores.

De acuerdo a las dos clasificaciones mencionadas, pueden existir cuatro

combinaciones posibles:

Completación Sencilla Simple

Completación Sencilla Selectiva

Completación Múltiple Simple

Completación Múltiple Selectiva

15

Mandril de LAG


Empacadura


Cemento

Intervalos cañoneados

Mandril de LAG


Empacadura


Cemento


Mandril de LAG


Empacadura


Cemento


Figura 5. Esquema típico de completación sencilla simple

Mandril de LAG



EmpacadorHidraulico

circulación

Empacador DGó Permanente

Mandril de LAGTubería deproducción


Intervaloscañoneados

Manga decirculación

ó Permanente

Mandril de LAG



EmpacadorHidraulico

circulación

Empacador DGó Permanente

Mandril de LAGTubería deproducción


Intervaloscañoneados

Manga decirculación

ó Permanente

Figura 6. Esquema típico de completación sencilla selectiva

Empacador Permanente

Guía Dual


Manga de circulación

Empacador PermanenteDoble


Mangas de circulación

Empacador Permanente

Guía DualGuía Dual



Empacador PermanenteDoble



Figura 7. Esquema típico de completación múltiple simple

16


Empacadura Permanente

Válvula ó camisade circulación

Empacadura Doblepermanente



EmpacadorPermanente











EmpacadorPermanente











EmpacadorPermanente


Manga de circulaciónManga de circulación



Figura 8. Esquema típico de completación múltiple selectiva

La completación mas utilizada en el Lago de Maracaibo es la sencilla tanto

simple como selectiva ya que representa menos problemas operacionales al momento

de efectuar una reparación o Workover.

1.3.3. – Caso especial Es importante mencionar que en ciertas ocasiones, cuando se detecta un hueco

en el revestimiento de producción es necesario intervenir el pozo para aislar entre

empacadores dicho hueco. El tipo de completación a utilizar es el mostrado en la Figura

6. Este tipo de completación impide colocar respaldo de presiones por anular durante

trabajos de fracturamiento hidráulico (Eoceno) para proteger la tubería de un posible

estallido (Ver tablas 4 y 5) en la sección ubicada entre empacaduras.

En este caso se recomienda utilizar un grado mayor al que normalmente se

utiliza en el área considerando además las presiones de trabajo según las simulaciones

realizadas por los softwares especializados. Por ejemplo: Se detecta un hueco en el

revestimiento en un pozo completado con tubería 3-1/2”, 9.3 lbs/pie, J-55 (Estallido:

6984 psi) el cual va a ser sometido a un trabajo de fracturamiento hidráulico

estimándose unas presiones de fondo por el orden de las 8500 psi. En este caso se

debe recuperar la tubería de producción con su empacadura y luego completar el pozo

aislando el hueco entre empacaduras (Hidráulica + Mecánica) así mismo se podría

17

bajar una sarta de tubería combinada J-55 y C-75, dejando entre empacaduras esta

ultima ya que resiste 9520 lppc al estallido (Ver Tabla 4)

1.4.- Revestimiento de producción Este tipo de revestimiento es el más importante ya que cubre la zona a producir

cuando la completación es del tipo hoyo revestido. La selección del revestimiento de

producción dependerá de los esfuerzos de las zonas atravesadas por el pozo

perforado, los diámetros a utilizar para la tubería de producción, el tipo de mecanismo

de producción (LAG, Bombeo Mecánico o BES), obturadores, etc. En las Tablas 1 y 2

se muestran los revestidores mas utilizados en el Lago de Maracaibo.

Tabla 1. Presión de Estallido (lppc) en función del Grado de Acero de los Revestidores

más Utilizadas en el Lago de Maracaibo

Diam Ext.

(pulg)

Peso/long. (lbs/pie)

J55 C75 N80 / L80

C95 P110 Q125

15.5 4810 6560 7000 8310 9630 10940 5-1/2”

17.0 5320 7250 7740 9190 10640 12090

23.0 4360 5940 6340 7530 8720 9910

26.0 4980 6790 7240 8600 9960 11310

29.0 5610 7650 8160 9690 11220 12750

32.0 6230 8490 9060 10760 12460 14160

7”

35.0 6850 9340 9960 11830 13700 15560

36.0 3520 4800 5120 6080 7040 8000

47.0 4720 6440 6870 8150 9440 10730 9-5/8”

53.5 5450 7430 7930 9410 10900 12390

45.5 3580 4880 5210 6190 7160 8140 10-3/4”

51.0 4030 5490 5860 6960 8060 9160

54.5 2730 3730 3980 4720 5470 6210

68.0 3450 4710 5020 5970 6910 7850 13-3/8”

72.0 3700 5040 5380 6390 7400 8410

En lo que se refiere a la cementación, para pozos a producir en condiciones

normales (sin inyección de vapor) el tope teórico de cemento se calcula para dejarlo

18

aproximadamente 500 pies por encima de la arena petrolífera más somera con la

finalidad de evitar comunicación entre fluidos de diferentes zonas productoras. En el

caso de pozos donde se inyecta vapor, la cementación debe ser hasta la superficie para

controlar la elongación por efecto de la temperatura del vapor inyectado,

adicionalmente, la cementación hasta la superficie ayuda a evitar el fenómeno de

convección o perdida de calor alrededor del pozo minimizándose de esta forma la

posibilidad de que el vapor pierda calidad.

Tabla 2. Presión de Colapso (lppc) en función del Grado de Acero de los Revestidores

más Utilizadas en el Lago de Maracaibo

Diam Ext.

(pulg)


J55 C75 N80 / L80

C95 P110 Q125

15.5 4040 4860 4990 5360 5620 5890 5-1/2”

17.0 4910 6070 6280 6930 7460 7900

23.0 3270 3770 3830 4150 4450 4650

26.0 4320 5250 5410 5870 6210 6460

29.0 5400 6760 7020 7820 8510 9120

32.0 6460 8230 8600 9730 10760 11720

7”

35.0 7270 9710 10180 11640 13010 14330

36.0 2020 2320 2370 2460 2470 2470

47.0 3880 4630 4750 5080 5310 5630 9-5/8”

53.5 5130 6380 6620 7330 7930 8440

45.5 2090 2410 2480 2580 2610 2610 10-3/4”

51.0 2700 3100 3220 3490 3670 3750

54.5 1130 1140 1140 1140 1140 1140 68.0 1950 2220 2260 2320 2330 2330 13-3/8”

72.0 2230 2590 2670 2820 2890 2880

1.5.- Camisas y colgadores Se llaman camisas a las tuberías que no van colgadas en el cabezal de

superficie sino en un equipo especial llamado colgador, el cual se fija al revestimiento

intermedio o de producción. Existen camisas ranuradas, las cuales se utilizan

19

generalmente en completaciones del Mioceno, las mismas se empacan con grava 16-

25 o 12-16 como medio de control de arena para producir los fluidos del yacimiento sin

problemas. Cuando se utiliza la grava 16-25, las ranuras deben tener un espesor

máximo de 0.020”, cuando se utiliza la grava 12-16 las ranuras debe tener un espesor

máximo de 0.030” sin embargo la longitud de ranura en ambos caso es la misma es

decir 1.8” de largo. Es de hacer mención que el diámetro a seleccionar de la camisa

ranurada debe estar basado en el espesor mínimo a empacar entre esta y el

revestimiento principal el cual no debe ser menor de 1”. Los diámetros más comunes de

las camisas y colgadores utilizados en el lago de Maracaibo se muestran en la tabla 3.

Tabla 3. Camisas y Colgadores Típicos Utilizados en el Lago de Maracaibo

Revestidor Principal

Tipo de Pozo Camisa Ranurada

Colgador

Convencional

7”x5”x4-1/2”x3-

1/2” con sellos

convencionales 7”

Inyección de

Vapor

3-1/2” 7”x5-1/2”x5”x3-

1/2” con sellos de

asbestos

5-1/2” Convencional 2-7/8”

5-1/2”x4”x2-7/8”

con sellos

convencionales

En este tipo de completación se acostumbra a colocar tubería lisa entre el colgador y el

primer tubo ranurado con la finalidad de indicar que la grava alcanzo ese nivel y que el

pozo fue empacado, esto ocurre cuando la presión de trabajo de empaque aumenta en

forma progresiva. En yacimientos tan extensos en altura como por ejemplo URD-01 se

considera el uso de tubería combinada (Mitad ranurada y mitad lisa), adicionalmente se

coloca niples con punto débil intercalados en la tubería ranurada con la finalidad de que

se rompan cuando se este recuperando el equipo de empaque durante un trabajo de

reparación o Workover.

20

1.6.- Equipos de completación Entre los equipos de completación más importantes de un pozo se pueden

mencionar los siguientes:

1.6.1.- Tubería de producción Es el medio de transporte por el cual se van a producir los fluidos desde el

yacimiento hasta la cabeza del pozo. Los diámetros externos disponibles de esta

tubería son: 2-3/8”, 2-7/8”, 3-1/2”, 4-1/2”, 5”, 5-1/2” y 7”. Al inicio de la explotación

petrolera en el Lago de Maracaibo durante los años 30’s y 40’s se utilizaba tubería de 4-

1/2” para completar los pozos. Hoy día, el máximo diámetro utilizado para completar los

pozos es 3-1/2” debido a que la presión original de los yacimientos ha disminuido como

producto del agotamiento de los mismos.

La escogencia del diámetro de tubería esta sujeta a la consideración de algunos

criterios, entre los que tenemos:

1.6.1.1.- Criterio de producción o inyección De acuerdo a la tasa esperada se debe utilizar un diámetro mínimo de tubería

con la finalidad de disminuir las perdidas por fricción dependiendo del tipo de pozo.

1.6.1.1.1.- Pozos productores Tubería de 2-3/8” hasta 300 BPD

Tubería de 2-7/8” para producciones entre 300 y 800 BPD

Tubería de 3-1/2” para producciones entre 800 y 1500 BPD

Tubería de 4-1/2” para producciones mayores a 1500 BPD

1.6.1.1.2.- Pozos inyectores de agua Para el caso de los pozos inyectores de agua se utiliza tubería de 4-1/2” ya que

la misma ofrece menos perdida por fricción en comparación con diámetros menores a

este. Por otro lado garantiza el buen funcionamiento de las plantas de inyección de

agua ya que las mismas están diseñadas para entregar o bombear el agua a una

presión máxima de 2000 lppc.

21

1.6.1.1.3.- Pozos inyectores de gas Tubería de 5-1/2” para inyecciones hasta de 50 MMPCND

Tubería de 7” para inyecciones entre 50 y 100 MMPCND

1.6.1.2.- Criterio de levantamiento artificial por gas En caso de utilizar LAG tipo pistón (Especial para crudos pesados) se utiliza un

diámetro de 4-1/2” con la finalidad de reducir la viscosidad del flujo. Para LAG en forma

continua o intermitente no existen restricciones en el diámetro a utilizar.

1.6.1.3.- Criterio de levantamiento por Bombeo Electrosumergible En Caso de BES, la limitación básica esta en el máximo diámetro de revestidor a

bajar en la zona productora ya que el equipo puede graduarse para succionar la

cantidad de fluidos que se desee producir en función de la disponibilidad de

almacenaje.

Otros aspectos que se deben considerar en el diseño de la tubería de producción

son el peso, el grado de acero, y el tipo de rosca. La tubería durante su tiempo de vida

útil dentro del pozo estará sometida a tres esfuerzos significativos los cuales son:

Colapso, Estallido y Tensión. Estos dependen de las condiciones de diseño

(Profundidad del hoyo, diámetro de tubería, gradiente de formación entre otros). Existen

tuberías con un mismo diámetro externo pero con diferentes pesos, grados de acero,

conexiones y resistencia al colapso y estallido. Para determinar el grado, peso y

conexión de la tubería mas adecuada para la completación de un pozo se deben

realizar cálculos y simulaciones considerando el área y los trabajos a efectuar en el

pozo tales como FAC, fracturamiento hidráulico, acidificación matricial o fracturamiento

acido. Las tablas 4 y 5 muestran algunos de los diámetros de tubería mas utilizados en

el Lago de Maracaibo así como presiones de trabajo en función del grado de acero.

22

Tabla 4. Presión de Estallido (lppc) en función del Grado de Acero de las Tuberías más Utilizadas en el Lago de Maracaibo

Diam Ext.

(pulg)


J55 C75 N80 P105

4.70 7699 10499 11199 14699

6.20 10577 14423 15385 20193 2-3/8”

7.70 13616 18568 19806 25995

6.50 7264 9906 10566 13869

7.90 9239 12599 13439 17639 2-7/8”

8.70 10311 14060 14998 19685

9.30 6984 9524 10159 13334

10.30 7947 10837 11560 15172 3-1/2”

12.95 10312 14062 15000 19687

Tabla 5. Presión de Colapso (lppc) en función del Grado de Acero de las Tuberías más

Utilizadas en el Lago de Maracaibo

Diam Ext.

(pulg) Peso/long.

(lbs/pie) J55 C75 N80 P105

4.70 8096 11040 11776 15456

6.20 10760 14673 15651 20542 2-3/8”

7.70 13360 18219 19433 25506

6.50 7676 10467 11165 14012

7.90 9546 13018 13885 18225 2-7/8”

8.70 10522 14348 15305 20087

9.30 7404 10035 10533 13047

10.30 8333 11363 12121 15908 3-1/2”

12.95 10523 14349 15306 20089

Para los pozos profundos de edad Cretaceo se presenta otro aspecto a

considerar en el diseño tal como es la presencia de Sulfuro de Hidrogeno (H2S) y/o

23

Dióxido de Carbono (CO2), para estos ambientes se considera el uso de tuberías

especiales que resisten la presencia de estos agentes.

1.6.2.- Empacaduras u obturadores Las empacaduras (Obturadores) son medios mecánicos cuya función es formar

un sello entre el espacio anular Revestimiento-Tubería de producción para aislar la

tubería y la zona de producción del espacio anular. Esto evita que cualquier fluido

pueda ascender por el espacio anular. Adicionalmente, en el caso de completaciones

selectivas, permite aislar zonas productoras diferentes impidiendo que sus fluidos se

mezclen. Las empacaduras u obturadores están compuestos de los siguientes

elementos:

1.6.2.1.- Elemento o goma sellante Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime de

manera tal que forma un sello contra la pared de la tubería de revestimiento. Durante

esta compresión, el elemento (generalmente construidos con goma de nitrilo) se

expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la tubería. Se ha comprobado

que los sellos de goma de nitrilo son superiores cuando se utilizan en rangos de

temperaturas normales a medias. Esta expansión junto con la maleabilidad del

mencionado elemento ayudan a que estos vuelvan a su forma original al ser eliminada

la compresión sobre la empacadura. Existen cuatro tipos de elementos sellantes (Tabla

6) que se usan de acuerdo al tipo de servicio: ligero, mediano, duro y especiales. (I, II,

III y IV, respectivamente).

Tabla 6. Tipos de Elementos Sellantes

Tipo Elementos Sellantes

Presión de Trabajo (lppc)

Temperatura de Trabajo (°F)

I un solo elemento 5000 250

II dos o mas elementos 6000 – 7500 275

III dos o mas elementos 10000 325

IV Especiales para H2S y

CO215000 450

24

1.6.2.2.- Cuñas de Agarre Las cuñas de agarre sirven para adherirse al revestimiento y proporcionan la

fijación de la empacadura u obturador, así mismo le dan estabilidad a la sarta de

producción.

1.6.2.2.- Conos Sirven de recorrido para las cuñas y para propiciar el agarre de estas al

revestimiento.

1.6.2.3.- Aros protectores y bloque de fricción Los aros protectores sirven para proteger al elemento sellante, así mismo el

bloque de fricción sirve para propiciar el mecanismo de anclaje de la empacadura u

obturador

1.6.2.4.- Extensiones Las extensiones se utilizan en las empacaduras permanentes para efectuar un

sello entre la pared interna de la misma y los niples sellantes.

1.6.2.5.- Válvulas de desvío Algunos tipos de empacaduras u obturadores utilizan este dispositivo cuya única

función es comunicar el espacio interno de la tubería con el espacio anular

Revestimiento-Tubería con la finalidad de circular y/o controlar el pozo cuando es

sometido a una reparación o Workover.

1.6.3.- Clasificación de las empacaduras u obturadores

1.6.3.1.- Según su forma de asentamiento

1.6.3.1.1.- Empacadura mecánica

Este tipo de empacadura se asienta en el revestimiento girando la tubería y

aplicando tensión o peso sobre la sarta de tubería. Se utiliza en pozos verticales donde

se facilita su asentamiento. No se puede asentar más de una empacadura mecánica en

25

un pozo debido a que al aplicarle tensión o peso, no se tiene la certeza de que todas

hayan asentado. Este tipo de empacadura esta limitado por la profundidad de

asentamiento ya que para pozos muy profundos, las presiones involucradas pueden

afectar el funcionamiento de la válvula de desvío. En caso de utilizar tubería de 2-3/8”,

se recomienda utilizar empacadura mecánica cuyo asentamiento sea a través de

tensión aplicada a la misma, caso contrario, es decir al aplicar peso se corre el riesgo

de deformar la tubería permanentemente (pandeo) imposibilitándose su recuperación

cuando el pozo sea sometido a reparación o Workover.

Elementos Sellantes

cuñas

cuñas

Elementos de Fricción

Cono

Cono

Elementos Sellantes

cuñas

cuñas


Cono

Cono

Figura 9. Esquema típico de la empacadura mecánica

26

1.6.3.1.2.- Empacadura hidráulica Este tipo de empacadura asienta aplicando presión hidráulica a través de la

tubería. Se utiliza en pozos verticales y ligeramente desviados, así mismo se utiliza en

completaciones selectivas (más de una empacadura).

Elementos Sellantes

Cuerpo de Cuñas

Elementos Sellantes

Cuerpo de Cuñas

Elementos Sellantes

Cuerpo de Cuñas

Figura 10. Esquema típico de la empacadura hidráulica

1.6.3.1.3.- Empacadura permanente Este tipo de empacadura u obturador se utiliza en pozos profundos donde se

espera altas presiones diferenciales (> 10000 lppc) al momento de completar y efectuar

algún trabajo de estimulación. Se fija con una herramienta especial de asentamiento

27

(Pistola de asentamiento) y puede ser corrida y asentada dentro del pozo con tubería

de trabajo o guaya eléctrica.

Elementos Sellantes

Anillos Retenedores

Anillos Retenedores

Cono Superior

Cono Inferior

Cuñas Superiores

Cuñas Inferiores

Elementos Sellantes

Anillos Retenedores

Anillos Retenedores

Cono Superior

Cono Inferior

Cuñas Superiores

Cuñas Inferiores

Figura 11. Esquema típico de la empacadura permanente

1.6.3.2.- Según el tipo de agarre

1.6.3.2.1.- Empacadura de agarre sencillo o GS Este tipo de empacadura esta dotada de cuñas por encima o por debajo del elemento

sellante. Es utilizado en pozos de baja presión ya que por sus condiciones de diseño

solo soportan 3000 lppc de presión diferencial.

28

Mandril del Empacador

Elementos Sellantes

cuñas

Cono



Elementos Sellantes

cuñas

Cono


Figura 12. Esquema típico de la empacadura GS

1.6.3.2.2.- Empacadura de agarre doble o DG Este tipo de empacadura esta dotada de cuñas por encima y por debajo del elemento

sellante. Es utilizado en completaciones de pozos donde se esperan al alcanzar

presiones por el orden de las 7000 lppc durante un trabajo de estimulación.


Botones Hidráulicos

Elementos Sellantes

Cono

cuñas



Botones Hidráulicos

Elementos Sellantes

Cono

cuñas


Figura 13. Esquema típico de la empacadura DG

29

1.6.3.3.- Según su forma

1.6.3.3.1.- Empacadura recuperable Este tipo de empacaduras es bajada al pozo junto con la tubería de producción,

por lo que se facilita su recuperación. Se utiliza generalmente en completaciones

sencillas y selectivas en donde la profundidad de asentamiento no sea critica (Espacios

mayores a 30 pies entre intervalos cañoneados)

1.6.3.3.2.- Empacadura permanente Este tipo de empacadura se utiliza en completaciones de pozos profundos y

selectivos. Por otro lado también se utiliza cuando la separación entre los intervalos

cañoneados sea crítica es decir menor a 30 pies, en este caso se corre la empacadura

dentro del pozo con guaya eléctrica. La empacadura permanente tiene accesorios tales

como localizador y niples sellantes que se bajan con la sarta de producción. Este tipo

de empacadura esta diseñada para presiones diferenciales superiores a las 10000 lppc.

y además pueden ser de material resistente al Sulfuro de Hidrogeno (H2S) y/o Dióxido

de Carbono (CO2)

Se pueden considerar como una parte integrante del revestimiento de producción

ya que la tubería de producción se puede sacar y dejar la empacadura permanente

asentada en el revestidor. Usualmente para destruirlo es necesario fresarlo, por lo que

frecuentemente se le llama también empacadura perforable.

1.6.3.3.3.- Empacadura recuperable tipo permanente Este tipo de empacadura es utilizada en pozos inclinados de alta desviación,

algunos tipos son bajadas con tubería de producción y asentadas con presión

hidráulica.

1.6.4.- Equipos de levantamiento artificial por gas Este equipo básicamente esta formado por los llamados mandriles los cuales

presentan una cavidad o bolsillo donde se instalan unas válvulas que regulan de

acuerdo a su calibración (presión de apertura) el flujo de gas a inyectar para levantar la

columna de fluidos provenientes del yacimiento.

30

1.6.5.- Niples de asentamiento Estos niples tienen la función de permitir el anclaje de herramientas tales como

válvulas de seguridad, tapones, etc. Existen niples con diferentes perfil de

asentamiento, entre los cuales tenemos los llamados “S”, “N”, “X” y “R”.

1.6.6.- Botellas Son accesorios que cumplen la función de unir tuberías de diferentes diámetros.

1.6.7.- Localizador, niples sellos y niples con punta biselada y unidades sellantes Estos accesorios son utilizados cuando se completa un pozo con empacadores u

obturadores permanentes. El localizador es un niple que tiene un diámetro externo de

mayor dimensión que el diámetro interno de la empacadura. El localizador va colocado

encima de los niples sellos y su función es “localizar” la empacadura u obturador

permanente para efectuar un adecuado espaciamiento de la tubería. Los niples sellos

van cubierto en su parte externa por un equipo sellante, estos niples van colocados

inmediatamente por encima del niple con punta biselada y su función es la de sellar el

espacio entre la parte externa de la tubería con la interna de la empacadura u obturador

permanente. La longitud de los niples sellos dependerá del movimiento de la sarta de

producción así como de los trabajos a realizar tales como fracturamientos, ácidos ,etc.

El niple con punta biselada se coloca en el extremo de la sarta y su función es

servir de guía a la tubería al pasar por dentro de la empacadura u obturador

permanente así como facilitar trabajos de guaya, se le conoce también como casco de

mula. Las unidades sellantes que se corren con la tubería de producción, se empacan

en el orificio de la empacadura u obturador permanente. La Tabla 7 muestra los tipos de

unidades sellantes empleadas en las empacaduras u obturadores permanentes así

como sus rangos de presión y temperatura de trabajo.

Tabla 7. Tipos de Unidades Sellantes

Tipo Componente del Elemento Sellante

Diferencial de Presión (lppc)

Temperatura de Fondo (°F)

Normal Nitrilo 5000 325 V-Ryte Viton-Teflon 10000 400

Modelados Nitrilo-Viton 5000 350 K-Ryte Kalretz 15000 450 ATR Asfla-Teflon-Ryton 15000 500

31

1.6.8.- Manga de circulación Es un equipo que permite comunicar las zonas productoras con la tubería. Tiene

dos funciones principales a saber las cuales son:

Servir de punto de comunicación entre una zona productora y la tubería cuando

el pozo se completa en forma selectiva, tal y como se observa en las Figuras 6,7

y 8.

Servir de punto de comunicación entre el anular y tubería de producción para

controlar y/o circular el pozo cuando es colocado por encima de la empacadura

u obturador mas superficial tal y como se observa en las Figuras 7 y 8. Este

equipo esta compuesta de una camisa deslizable la cual es operada con equipo

de guaya fina para abrir y cerrar la manga de circulación.

1.6.9.- Accesorios de completación Existen herramientas que no forman parte de la sarta de producción pero que se

colocan en esta con la finalidad de cumplir ciertas o determinadas funciones.

Normalmente estas herramientas son colocadas utilizando equipo de guaya fina.

Entre los accesorios de completación mas utilizados están:

1.6.9.1.- Válvulas de LAG Van colocadas dentro de los bolsillos de los mandriles de gaslift (mencionado en

la sección 1.6.4). La función principal de las válvulas de LAG es regular la entrada de

gas de levantamiento artificial desde el anular de producción hacia la tubería de

producción.

1.6.9.2- Válvulas de seguridad Son dispositivos utilizados para mantener la integridad del medio ambiente en

caso de presentarse algún problema en la sarta de producción ya que restringen el

paso de flujo hacia la superficie. Existen básicamente dos tipos de válvulas de

seguridad.

32

1.6.9.2.1.- Válvulas de seguridad por presión diferencial Este tipo de válvula es bajada con equipo de guaya fina y colocada en los niples

de asiento. Permite el flujo unidireccionalmente, es decir en un solo sentido (bombeo

contra la formación). Se utiliza cuando por alguna razón hay que reemplazar alguna

sección del árbol de producción o del cabezal del pozo.

1.6.9.2.2.- Válvulas de seguridad operada por presión hidráulica Este tipo de válvula se baja en conjunto con la tubería de producción (Roscada),

tienen una línea de control generalmente de ¼” de diámetro que va desde la

profundidad final de la válvula hasta el cabezal de pozo. Generalmente se coloca entre

250 y 300 pies de profundidad. Es muy común el uso de este tipo de válvula en

locaciones muy remotas. En el Lago de Maracaibo se considera el uso de este tipo de

válvula en los pozos ubicados en el área Sur del Lago y Ceuta debido a la distancia

entre los pozos y los centro de operaciones de producción, y en el Canal de

Navegación debido al paso de embarcaciones de gran tamaño cerca de los pozos del

área La Rosa.

1.6.9.3.- Tapones Estos dispositivos se colocan en los niples de asiento, entre sus funciones

básicas tenemos: Probar la tubería al momento de completar el pozo, aislar zonas

abiertas a producción (En el caso de pozos selectivos se utiliza para cerrar

temporalmente la zona inferior por debajo de la punta de tubería), asegurar el pozo en

caso de requerir reemplazo de alguna parte del árbol de producción o cabezal de

producción, y permitir aislamientos térmicos.

1.6.10.- Cabezal de pozo Es un conjunto de válvulas, colgadores y elementos que sirven para producir el pozo

en forma segura. Sus principales funciones son:

Controlar y dirigir la entrada de fluidos y gases, principalmente mediante el uso

de válvulas

Colgar la tubería y los revestidotes

Sellar espacios anulares entre tuberías y revestimiento a nivel de superficie

33

Esta formado por varias secciones las cuales permiten colgar las diferentes tuberías

y revestimientos así como colocar la instalación de facilidades de producción. Las

secciones son:

1.6.10.1.- Cabezal del revestimiento El revestimiento de superficie en la parte superior esta conectado al cabezal del

revestimiento el cual posee válvulas laterales que comunican al anular de superficie.

Este cabezal tiene en su parte inferior un perfil o tazón en donde se asienta la cebolla o

colgador del revestimiento principal (Producción o inyección). La cebolla o colgador

tiene unos elastómeros o sellos de goma denominados “sellos primarios” que sirven

para aislar ambos revestimientos. Esta sección del cabezal del revestimiento es

conocida como sección “A”. En el caso de que exista un revestimiento intermedio es

necesario colocar un cabezal adicional, el cual también tendrá dos entradas laterales

con sus válvulas y un colgador en su parte superior en donde se suspende a este

revestimiento.

1.6.10.2.- Cabezal de tubería de producción o inyección El revestimiento principal no termina en la sección “A” sino que penetra en la

parte media del cabezal, llamada comúnmente cabezal de tubería de producción o

inyección o simplemente sección “B”. Este cabezal posee dos bridas, la inferior de

mayor diámetro que la superior. Adicionalmente tiene dos entradas laterales con sus

válvulas, las cuales permiten la entrada o salida de fluidos a través del espacio anular

que existe entre el revestimiento y la tubería. En la parte inferior e interna de este

cabezal, se encuentra una empacadura o anillo que forma un sello secundario dentro

del cual se inserta el revestimiento. Esta empacadura o anillo se expande lateralmente

y sirve para sellar cualquier comunicación entre ambos revestimientos (Superficie y

producción) o entre el cabezal de producción y la parte exterior del cabezal.

Dentro de la brida superior se coloca el colgador de la tubería (Cebolla), este sirve de

sello entre la tubería y su espacio anular, que a este nivel esta formado por la pared

interna del cabezal y hacia abajo la pared interna del revestimiento de producción

34

1.6.10.3.- Adaptador y válvula maestra Generalmente la tubería no termina en la cebolla sino que continua hacia arriba

hasta enroscarse en una pieza denominada “Adaptador” el cual no es más que una

brida doble que se coloca sobre el cabezal de la tubería de producción. En la brida

superior del adaptador se coloca la válvula maestra. El adaptador sirve para “adaptar” la

válvula maestra al cabezal de la tubería y esta válvula sirve para controlar el flujo a

través de la tubería. La zona del adaptador y la válvula maestra se conoce

generalmente como sección “C” del cabezal.

1.6.10.4.- Cruz del pozo También denominada sección “D” del cabezal, esta formada por la cruz de flujo,

los dos brazos laterales a cada lado de la cruz con sus respectivas válvulas, los

llamados portachoques colocados en cada extremo de los brazos, y finalmente, la

válvula corona colocada en la parte superior de la cruz.

1.6.10.5.- Serie y presiones de trabajo Todos los equipos del cabezal deben estar diseñados para soportar las

presiones de yacimiento mas un factor de seguridad el cual es designado por el

operador del campo considerando adicionalmente la experiencia del área (En caso de

ser un campo de desarrollo o avance). La presión de trabajo esta determinada por la

serie del equipo utilizado para la completación

Tabla 8. Serie y Presión de Trabajo de los Cabezales mas Utilizadas en el

Lago de Maracaibo

Serie Presión de Trabajo (lppc)

600 2000

900 3000

1500 5000

3000 10000

4500 15000

35

CAPITULO II

36

FORMACIONES ATRAVEZADAS Y TIPO DE COMPLETACIONES UTILIZADAS

Todo el petróleo producido en el Lago de Maracaibo proviene de pozos

perforados y completados en yacimientos del Mioceno, Eoceno y Cretaceo. En este

capitulo se dará un “condensado” o resumen de las completaciones mas utilizadas

según la edad geológica donde se va a producir.

2.1.- Completaciones de pozos en el Mioceno El Mioceno constituye la edad geológica más somera o lo que es lo mismo la

menos profunda en el Lago de Maracaibo. Sus arenas no son consolidadas, por tal

motivo los pozos completados en el Mioceno presentan producción excesiva de estas,

razón por la cual se hace necesario el uso de técnicas de estimulación y equipos

dirigidos a minimizar estos problemas. Entre los equipos mas utilizados para los pozos

de edad Mioceno se encuentran los liners o forros ranurados mencionados en los

puntos 1.2.1.2, 1.2.1.3 y 1.2.2.1. Entre las técnicas de estimulación mas utilizadas se

encuentran los forzamiento de alta conductividad (FAC) y empaques con grava, los

cuales se detallaran en el capitulo III. En el Mioceno se encuentran yacimientos

clasificados como someros y profundos. A continuación mencionaremos algunos de

estos yacimientos y los tipos de completaciones empleadas.

2.1.1.- Yacimientos someros Entre los yacimientos someros del Mioceno tenemos: Bach-01, Bach-02, Bach-

07, Bach-24, Bach-56, Bach-67, Bach-68, Lgna-05, Lgna-22, Lgna-27, Lgna-33, Lgna-

36, Lginf-02, Lginf-03, Lginf-04, Lginf-05, Lginf-07, Lginf-08, Lginf-19, Lginf-24, Lginf-35,

Lginf-36, Lginf-37, LRosa-05, LRosa-09, SBarb-05 y SBarb-06.

Generalmente todos los pozos de estos yacimientos se completan de una misma

forma con excepción de los pozos completados en los yacimientos Bach-01, Bach-02,

Lginf-04 y Lginf-05 cuando van a ser sometidos a inyección de vapor.

37

2.1.1.1- Completaciones típicas en yacimientos someros del Mioceno no sometidos a inyección de vapor

2.1.1.1.1.- Revestido del hoyo de producción - Se baja revestimiento de producción de 5-1/2”,17 lbs/pie, J-55. Posteriormente es

cementado 500 pies por encima del tope de la arena petrolífera más somera.

- Se instala cabezal 9-5/8” x 5-1/2” Serie 900 (Presión de trabajo: 3000 psi), ver tabla 8.

2.1.1.1.2.- Acondicionamiento de pozo para FAC Previo a la completación final del pozo se baja una “completación temporal” con la

finalidad de estimular la zona productora, a continuación una breve descripción del

procedimiento operacional empleado en esta etapa:

- Se baja hasta la profundidad deseada tubería de producción de 2-3/8”, 4.7 lbs/pie, J-

55 o N-80 EUE, punta libre si la presión estimada de bombeo durante el FAC es

menor a la presión del cabezal según diseño (Ver Tabla 8), con empacadura si la

presión estimada de bombeo supera la presión soportada por el cabezal según diseño

. En la punta de la tubería se coloca una campana de 2-3/8” x 2-7/8” , la cual facilita la

entrada y salida de las herramientas de guaya.

- Se acondiciona el cabezal colocando en el primer tubo de 2-3/8” un niple protector de

goma para evitar que la grava erosione el mismo durante el proceso de forzamiento

de alta conductividad (FAC).

- Con cabina de registros a bordo del taladro (Gabarra) se procede a cañonear los

intervalos de interés.

- Con unidad de estimulación se efectúa FAC considerando como presión máxima de

bombeo la permitida por el cabezal del pozo según tabla 8. Generalmente en este tipo

de yacimiento se utiliza cabezales serie 900 ( 3000 psi). Si la presión de yacimiento es

menor a 3000 psi, el trabajo de FAC se realiza simultáneamente por tubería y por

anular de producción, caso contrario (presión de yacimiento mayor a 3000 psi) se baja

un empacador tipo DG para asegurar la tubería y el tratamiento se bombea a través

de la misma. La grava utilizada en el FAC generalmente es de tamaño 16-25, sin

embargo como se menciono anteriormente, la selección de la misma debe ser

avalada por un análisis granulométrico, así mismo se debe efectuar pruebas de

38

compatibilidad entre el fluido de transporte (Agua, Diesel o Petróleo) y el crudo de la

formación. Es importante mencionar que el FAC es uno de los principales métodos de

control de arena y estimulación en este tipo de yacimiento.

2.1.1.1.3.- Acondicionamiento de pozo para empacar y bajar completación final

- Se recupera la tubería de producción de 2-3/8”, 4.7 lbs/pie y se baja tubería de trabajo

para limpiar el pozo.

- Se baja equipo de empaque compuesto por:

- Colgador convencional de 5-1/2” x 4” x 2-7/8”

- Tubería ranurada de 2-7/8” de 48 ranuras/pie y área de ranura de 1.8” de

largo x 0.030” apertura de ranura

- Se efectúa trabajo de empaque con grava 12-16

- Se baja completación final compuesto por:

- Tubería de 2-3/8” (Incluye niple de asiento tipo “S” @ +/- 200 pies)

- Equipo de LAG de 2-3/8”

- Empacador tipo GS de 5-1/2” x 2-3/8”

- Campana de 2-3/8” x 2-7/8”

2.1.1.2.- Completaciones típicas en yacimientos someros del Mioceno sometidos a inyección de vapor

2.1.1.2.1.- Revestido del hoyo de producción - Se baja revestimiento de producción de 7”, 23 lbs/pie, N-80, se cementa el mismo

hasta superficie y se deja tensionado con aproximadamente 80000 lbfs por encima del

peso de la sarta. En este caso los cálculos de diseño de revestidores han demostrado

que el revestimiento N-80 es el optimo para soportar los esfuerzos adicionales

producto de las altas temperaturas alcanzadas (aproximadamente 600 °F) durante la

etapa de inyección de vapor así como durante la etapa de producción hasta alcanzar

el enfriamiento o normalización de temperatura. Se considera la cementación hasta

superficie además del tensionado de la sarta de revestimiento para contrarrestar la

elongación por efecto de la alta temperatura del vapor inyectado

39

- Se instala cabezal térmico 10-3/4” x8” Serie 900 (Presión de trabajo: 3000 psi), ver

tabla 8.

2.1.1.2.2.- Acondicionamiento de pozo para FAC Previo a la completación final del pozo se baja una “completación temporal” con la

finalidad de estimular la zona productora, a continuación una breve descripción del

procedimiento operacional empleado en esta etapa:

- Se baja hasta la profundidad deseada tubería de producción de 3-1/2”, 9.3 lbs/pie, J-

55 o N-80 EUE, punta libre si la presión estimada de bombeo durante el FAC es

menor a la presión del cabezal según diseño (Ver tabla 8), con empacador si la

presión estimada de bombeo supera la presión soportada por el cabezal según

diseño.

- Se acondiciona el cabezal colocando en el primer tubo de 3-1/2” un niple protector de

goma para evitar que la grava erosione el mismo durante el proceso de forzamiento

de alta conductividad (FAC).

- Con cabina de registros a bordo del taladro (Gabarra) se procede a cañonear los

intervalos de interés.

- Con unidad de estimulación se efectúa FAC considerando como presión máxima de

bombeo la permitida por el cabezal del pozo según tabla 8. En este tipo de yacimiento

se utiliza cabezales térmicos serie 900 ( 3000 psi). Si la presión de yacimiento es

menor a 3000 psi, el trabajo de FAC se realiza simultáneamente por tubería y por

anular de producción, caso contrario (presión de yacimiento mayor a 3000 psi) se baja

un obturador doble gancho para asegurar la tubería y el tratamiento se bombea a

través de la misma. En este caso se utiliza agentes apuntalantes cerámicos de

tamaño 16-25 en sustitución de la grava.

2.1.1.2.3.- Acondicionamiento de pozo para empacar y bajar completación final - Se recupera la tubería de producción de 3-1/2”, 9.3 lbs/pie y se baja tubería de trabajo

para limpiar el pozo.

- Se baja equipo de empaque compuesto por:

- Colgador Térmico de 7” x 5-1/2” x 5” x 3-1/2”.

40

- Tubería ranurada de 3-1/2” de 64 ranuras/pie y área de ranura de 1.8” de

largo x 0.030” apertura de ranura con conexión integral a fin de soportar

los esfuerzos a los cuales estará sometidos durante la inyección de vapor

(los mas utilizados son la CS-HyD Grado N-80, la X-line Grado P-105 o P-

110 y la IJ4S Grado L-80).

- Se efectúa trabajo de empaque con agente apuntalante cerámico 12-16.

- Se baja completacion final compuesto por:

- Tubería de 3-1/2” (Incluye niple de asiento tipo “S” @ +/- 200 pies)

- Equipo de LAG de 3-1/2”.

- Empacador térmico de 7” x 3-1/2” para altas temperaturas, el mismo debe

estar dotado de una junta de expansión para absorber la elongación de la

tubería durante la inyección de vapor. En caso de que el empacador no

tenga junta de expansión, se recomienda utilizar una junta independiente

del tipo telescópica la cual se conectara por encima del empacador. El

espaciamiento de estas juntas se efectúa de la siguiente manera: Se deja

un libre recorrido de la sarta de aproximadamente 17 a 20 pies. Con este

recorrido se asegura que el empacador no se despegue ya que según los

cálculos de movimientos de tubería y experiencias de campo indican que

la tubería se elonga un promedio entre 10 y 14 pies durante la inyección

de vapor

- Campana de 3-1/2” x 4-1/2”

2.1.2.- Yacimientos profundos Entre los yacimientos profundos del Mioceno tenemos la siguiente clasificación:

2.1.2.1.- Pozos que requieren equipo de control de arena Dentro de esta clasificación existen yacimientos cuyos pozos son completados

con tubería de 2-7/8” y otros pozos son completados con tubería de 3-1/2”.

2.1.2.1.1.- Pozos con tubería de producción de 2-7/8” Los yacimientos completados con tubería de 2-7/8” son: Bach-12, Bach-15,

Bach-18, Bach-35, Bach-40, Bach-52, Bach-63, Bach-77, Bainf-28, Bainf-59, Bainf-60

Bamed-58, Bamed78, Basup-14, Basup-50, Basup-53, Basup-57, Icotea-41 LRosa-10,

41

LRosa-11, Lgna-01, Lgna-04, Lgna-05, Lgna-11, Lgna-12, Lgna-13, y Lgna-21, SBarb-

01, SBarb-12, SBarb-14, SBarb-16, SBarb-17, SBarb-18, SBarb-21, SBarb-22, SBarb-

38, SBarb-61, SBarb-64 entre otros.

El procedimiento de completacion es similar al mostrado en los puntos 2.1.1.1.1,

2.1.1.1.2 y 2.1.1.1.3 salvo que en este caso toda la tubería a utilizar es de 2-7/8” y

además el trabajo de FAC se realiza únicamente por tubería bajando un empacador de

5-1/2” x 2-3/8” x 2-7/8” DG para asegurar la tubería y el tratamiento se bombea a través

de la misma. Finalmente se baja la completación de producción formada por equipo de

empaque de 2-7/8” ranurado 0.030” con colgador convencional de 5-1/2” x 4” x 2-7/8”,

tubería de 2-7/8” con niple “S” a +/- 200 pies + empacador de 5-1/2” x 2-3/8” x 2-7/8” DG

2.1.2.1.2.- Pozos con tubería de producción de 3-1/2” Los yacimientos completados con tubería de 3-1/2” son: Bainf-03, Basup-79,

Basup-80, Basup-81, Lgna-10, Lgna-31, Lgna-32, Lgna-34, Lgna-40, Lgna-41, Lgna-43,

Lginf-11 y Lginf-34

2.1.2.1.2.1- Revestido del hoyo de producción - Se baja revestimiento de producción de 7”, 26 lbs/pie, N-80, se cementa el mismo 500

pies por encima de la arena productora más somera. y se deja tensionado con

aproximadamente 80000 lbfs por encima del peso de la sarta.

- Se instala cabezal convencional 10-3/4” x7” Serie 900.

2.1.2.1.2.2.- Completacion final - Se baja completacion compuesto por:

- Tubería de 3-1/2”, 9.3 lbs/pie (Incluye niple de asiento tipo “S” @ +/- 200

pies)


- Empacador tipo DG de 7” x 2-7/8”x3-1/2”

- Niple de asiento con perfil “X” diámetro interno: 2.313”.

El cañoneo o disparo de las zonas de interés se hace por plataforma, es decir sin

gabarra de perforación en sitio.

42

El niple de asiento por debajo del empacador es colocado como medida de

precaución ya que si el pozo comienza a producir arena se instala un equipo pre-

empacado con ayuda del equipo de tubería flexible evitando así la movilización de

taladro de rehabilitación (Liberación Horas/taladro).

2.2.- Completaciones de pozos en el Eoceno En la edad geológica Eoceno las arenas son consolidadas, por esta razón los

pozos no requieren de equipos especiales para control de arena. Los yacimientos se

caracterizan por tener baja permeabilidad, es por ello la terminaciones de los pozos

incluyen trabajos de fractura o ácidos matriciales.

Los trabajos de fracturas y ácidos matriciales son utilizados para mejorar la

permeabilidad de los yacimientos abriendo micro canales que favorece el flujo de

fluidos desde el radio externo de los pozos haciéndolos de esta forma mas eficiente en

términos de producción. En la mayoría de los pozos del Eoceno ubicados en las

llamadas arenas ”B” se fractura y completa con tubería de 2-7/8”. En las llamadas

arenas “C” se efectúa trabajos de acidificación matricial sin sobrepasar la presión de

fractura de la matriz.

2.2.1.- Pozos del Eoceno que requieren de fractura Dentro de esta clasificación existen yacimientos cuyos pozos son completados

con tubería de 2-7/8” y otros pozos son completados con tubería de 3-1/2”.

2.2.1.1- Pozos de fractura con tubería de 2-7/8” Los yacimientos completados con tubería de 2-7/8” son: B-1-X-03, B-1-X-10, B-1-

X-11, B-1-X-17, B-1-X-31, B-1-X-32, B-1-X-33, B-1-X-34, B-1-X-35, B-1-X-37, B-1-X-38,

B-2-X-48, B-2-X-58, B-2-X-68, B-2-X-69, B-2-X-70, B-2-X-71, B-2-X-72, B-2-X-75, B-2-








43





B-7-X-52 entre otros. 2.2.1.1.1. - Revestido del hoyo de producción - Se baja revestimiento de producción de 5-1/2”, 17 lbs/pie, N-80, se cementa el mismo

500 pies por encima de la arena productora más somera.

- Se instala cabezal convencional 9-5/8” (Serie 900) x 5-1/2” (Serie 1500). El adaptador

y válvula maestra del cabezal debe estar diseñado para soportar presiones de trabajo

por encima de 3000 psi, de allí se desprende la razón técnica del uso de la serie 1500

2.2.1.1.2.- Completacion final - Se baja completacion compuesto por:


pies)


- Empacador tipo DG de 5” x 2-7/8”


El cañoneo o disparo de las zonas de interés se hace por plataforma, al igual que

la fractura hidráulica.

2.2.1.2- Pozos de fractura con tubería de 3-1/2” Los yacimientos completados con tubería de 3-1/2” son: B-3-X-07, C-4-X-01, C-

4-X-03, C-5-X-02, C-5-X-16, C-6-X-01.

2.2.1.2.1. - Revestido del hoyo de producción - Se baja revestimiento de producción de 7”, 29 lbs/pie, P-110, se cementa el mismo


44

- Se instala cabezal convencional 10-3/4” (Serie 900) x 7” (Serie 1500). El adaptador y

válvula maestra del cabezal debe estar diseñado para soportar presiones de trabajo

por encima de 3000 psi, de allí se desprende la razón técnica del uso de la serie 1500.



pies)


- Empacador tipo DG de 7” x 2-7/8” x 3-1/2”



la fractura hidráulica.

2.2.2.- Pozos del Eoceno que requieren de acidificación matricial Dentro de esta clasificación existen yacimientos cuyos pozos son completados con

tubería de 2-7/8” y otros pozos son completados con tubería de 3-1/2”.

2.2.2.1- Pozos de acidificación matricial con tubería de 2-7/8”

Los yacimientos completados con tubería de 2-7/8” y que generalmente

requieren trabajos de acidificación matricial son: B-8-X-05, B-8-X-06, B-8-X-08, B-8-X-

13, B-8-X-15, B-8-X-17, B-8-X-21, B-8-X-23, B-8-X-25, B-8-X-27, B-8-X-30, B-8-X-54, B-

8-X-60, B-8-X-62, B-8-X-64, B-8-X-84, B-8-X-85, B-9-X-01, B-9-X-04, B-9-X-08, C-1-X-

02, C-2-X-24, C-2-X-35, C-3-X-05, C-4-X-01, C-4-X-03, C-4-X-88, C-5-X-02, C-5-X-16,

C-6-X-01, C-6-X-08, C-6-X-56, C-6-X-99 entre otros. 2.2.2.1.2. - Revestido del hoyo de producción - Se baja revestimiento de producción de 5-1/2”, 17 lbs/pie, N-80, se cementa el mismo


45

- Se instala cabezal convencional 9-5/8” (Serie 900) x 5-1/2”” (Serie 1500). El adaptador

y válvula maestra del cabezal debe estar diseñado para soportar presiones de trabajo

por encima de 3000 psi, de allí se desprende la razón técnica del uso de la serie 1500.



pies)


- Empacador tipo DG de 5-1/2” x 2-3/8” x 2-7/8”



la acidificación matricial.

2.2.2.2- Pozos de acidificación matricial con tubería de 3-1/2” Los yacimientos completados con tubería de 3-1/2” y que generalmente requieren

trabajos de acidificación matricial son: C-2-X-08, C-2-X-11, C-2-X-34, C-2-X-36, C-2-X-

37, C-2-X-38, C-2-X-40, C-2-X-90, C-2-X-91, C-2-X-142, C-2-X-143, C-2-X-144, C-3-X-


C-3-X-38, C-3-X-40, C-3-X-41, C-3-X-42, C-4-X-21, C-4-X-40, C-4-X-44, C-4-X-46, C-4-

X-80, C-4-X-81, C-4-X-84, C-4-X-85, C-4-X-86, C-4-X-87, C-4-X-89, C-4-X-92, C-4-X-


C-5-X-76, C-5-X-77, C-5-X-78, C-6-X-18, C-6-X-23, C-6-X-32, C-6-X-79, C-6-X-82, C-6-

X-84, C-6-X-96, C-6-X-97, C-6-X-98, C-7-X-07, C-7-X-37.

2.2.2.2.1. - Revestido del hoyo de producción - Se baja revestimiento de producción de 7”, 26-29 lbs/pie, N-80 / P-110, se cementa el

mismo 500 pies por encima de la arena productora mas somera.

- Se instala cabezal convencional 10-3/4” x 7” Serie 900.

46

2.2.2.2.2. - Completacion final - Se baja completacion compuesto por:

- Tubería de 3-1/2”, 9.3 lbs/pie, N-80 (Incluye niple de asiento tipo “S” @ +/-

200 pies).


- Empacador tipo DG de” x 2-7/8” x 3-1/2”



la acidificación matricial. Se utiliza tubería de producción N-80 debido a que los

esfuerzos actuantes aumentan en magnitud al pasar de 10000 pies

2.3.- Completaciones de pozos en el Cretaceo

El Cretaceo constituye la edad geológica productora de petróleo mas profunda

en el lago de Maracaibo. Esta formado por rocas Calizas cuya dureza representa su

característica principal. Los yacimientos cretácicos ubicados en el Lago de Maracaibo

se encuentran por debajo de los 12000 pies por tanto las completaciones de

revestidores y tuberías de producción se consideran especiales debido a los esfuerzos

actuantes que las mismas tienen que soportar. Básicamente el tipo de completacion a

utilizar en los pozos dependerá del área donde están ubicados.

En el área Sur del lago (Bloques “B”, “C” y “E”) se debe considerar el uso de

aleaciones especiales tales como Cromo, Supercromo 22% y Supercromo 13% en las

sartas de producción debido a la presencia de Sulfuro de Hidrogeno (H2S) en

combinación con el Dióxido de Carbono (CO2) los cuales ejercen una acción

destructivas sobre todos los componentes del pozo. En otros yacimientos no ubicados

en el área Sur del Lago, puede existir la presencia de H2S, cuya acción es menos

destructiva que la combinación de H2S + CO2.

2.3.1- Completaciones de pozos Cretácicos en el Área Sur del Lago Los yacimientos productores a nivel del Cretaceo ubicados en el área Sur del

Lago son: SLB-K-51, SLC-K45, SLC-K46, SLC-K49, SLE-OL-01.

47

2.3.1.1. - Revestido del hoyo de producción - Se perfora hoyo con mecha o barrena de 8-1/2” y se baja revestidor de producción de

7”, 35-38 lbs/pie, P-110, se cementa el mismo 1000 pies por encima de la zapata del

revestidor inmediato superior. Se perfora hoyo de 6-1/4” hasta la base del objetivo

principal y se corre camisa de producción de 4-1/2” colgando la misma 300 pies por

encima de la zapata del revestimiento de 7” utilizando un colgador hidráulico de 7” x 4-

1/2”. Se cementa la camisa de producción hasta el tope del colgador. - Se instala cabezal especial para H2S y CO2 de 13-3/8” (Serie 1500) x 9-5/8” (Serie

3000) x 7” (Serie 4500). 2.3.1.2.- Completacion final - Se baja completacion compuesto por:

- Tubería de 3-1/2”, 12.7 lbs/pie, CR-110 (Cromo o supercromo)

- Válvula de seguridad de tubería colocada a +/- 300 pies de profundidad

con línea de control hidráulico de ¼” con terminación en el cabezal del

pozo.

- Niples tipo “R”. Uno de los niples se coloca a +/- 40 pies por encima de la

manga de circulación y el otro niple se coloca a +/- 5000 pies de

profundidad.

- Manga de circulación

- Equipo para empacador permanente compuesto por Localizador de

empacador + Niples sellos + Niple con punta biselada (Casco de mula)

- Empacador permanente especial para H2S y CO2

El cañoneo o disparo de las zonas de interés se hace por plataforma. Posterior a

al evaluación de pozo y de acuerdo a los resultados de producción se diseña una

estimulación matricial o fracturamiento acido, ambos tratamientos contienen netamente

HCl debido a la condición particular de esta edad geológica (100% Carbonato de

Calcio) . Las presiones de trabajo están por encima de 5000 psi, por esa razón se

justifica técnicamente la selección del tipo de cabezal.

48

2.3.2- Completaciones de pozos Cretácicos no ubicados el Área Sur del Lago Los yacimientos productores a nivel del Cretaceo son: Cretaceo-08, Cretaceo-12,

Cretaceo-13, Cretaceo-14, Cretaceo-16, Cretaceo-17, Cretaceo-18, Cretaceo-19,



Cretaceo-32, Cretaceo-33 entre otros. Estos pozos se completan en forma similar a los

del área Sur del Lago, la diferencia básica es que los equipos de completacion deben

estar diseñados para soportar H2S solamente.

49

CONCLUSIONES 3.1.1.- El tipo de completacion a seleccionar dependerá de:

Edad geológica

Presión de yacimiento y profundidad

Tipo de estimulación a realizar

Presencia de agentes corrosivos (H2S y CO2)

3.1.2.- En los pozos del Mioceno donde se requieran equipos y técnicas de

estimulación dirigidos al control de arena tales como FAC y empaques de grava se

debe validar con análisis granulométrico el tamaño del propante o grava a utilizar.

3.1.3.- Las completaciones de los pozos del Mioceno donde no se contemple el uso de

liner ranurado para controlar la producción de arena deben incluir niples de asiento tipo

“X” por debajo del empacador para colocarles rejillas preempacadas con tubería

flexible en caso de que por alguna razón el pozo comience a producir arena. De esta

manera se libera el uso de gabarra de reparación de pozos.

3.1.4.- Aquellos pozos del Eoceno en donde se detecten huecos en el revestimiento

deben ser reparados aislando los mismos entre empacadores, considerando además el

uso de tuberías de grados combinados colocando entre los empacadores la que resista

mas presión de estallido.

3.1.5.- Los pozos completados en el Eoceno deben ser estimulados a través de

fracturas hidráulicas o acidificaciones matriciales para mejorar su permeabilidad. Es

por ello que es importante incluir una técnica de estimulación adecuada en la

completacion final del pozo.

3.1.6.- Es necesario el uso de equipos especiales para H2S y CO2 en las completacion

de pozos cretácicos. Por otro lado es necesario el uso de técnicas de estimulación

(acidificación matricial o fracturamiento acido) dirigidas a mejorar la permeabilidad del

yacimiento trayendo como consecuencia positiva un incremento en la producción de los

pozos.

50

Documents

ANALISIS DE COMPLETACIONES UTILIZADAS EN EL LAGO DE MCBO[2]. DE