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:
______________________
Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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.
Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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.
Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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
Fuente: BAKER OIL TOOLS, PACKER SYSTEMS
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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)
Fuente: BAKER OIL TOOLS, PACKER SYSTEMS
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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
Fuente: BAKER OIL TOOLS, PACKER SYSTEMS
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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
Fuente: BAKER, Catalogo
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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.
BAKER OIL TOOLS; Manual de Cálculo y Empacaduras. 2006
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).
Fuente: BAKER, Catalogo
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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
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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.
BAKER OIL TOOLS; Manual de Cálculo y Empacaduras. 2006
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.
BAKER OIL TOOLS; Manual de Cálculo y Empacaduras. 2006
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
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
76
Diagrama # 8
Diagrama de completación con gas lift
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
78
Diagrama # 9
Completación típica de un pozo con bombeo hidráulico
Tipo Pistón
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
79
Diagrama # 10
Completación típica de un pozo con bombeo hidráulico
Tipo Pistón
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
84
Diagrama # 12
Completación BES en Pozo Vertical
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
85
Diagrama # 13
Completación para Pozo Inyector
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
5 REPORTE DIARIO DE REACONDICIONAMIENTO
WORK OVER No: 08 EQUIPO No: 10
CONTRATISTA FECHA: 14 – OCT – 2006
POZO : LA No. 06 DIA: 11 18Hrs
OBJETIVO: COMPLETAR POZO PARA REINYECTAR AGUA DE
FORMACION
INICIO DE OPERACION: 09-OCT-06 12.00.Hrs
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
6 REPORTE DIARIO DE REACONDICIONAMIENTO
WORK OVER No: 08 EQUIPO No: 10
CONTRATISTA FECHA: 15 – OCT – 2006
POZO : LA No. 06 DIA: 5 18Hrs
OBJETIVO: COMPLETAR POZO PARA REINYECTAR AGUA DE
FORMACION
INICIO DE OPERACION: 03-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 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
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
7 REPORTE DIARIO DE REACONDICIONAMIENTO
WORK OVER No: 08 EQUIPO No: 10
CONTRATISTA FECHA: 16 – OCT – 2006
POZO : LA No. 06 DIA: 6 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 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
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
8 REPORTE DIARIO DE REACONDICIONAMIENTO
WORK OVER No: 08 EQUIPO No: 10
CONTRATISTA FECHA: 17 – OCT – 2006
POZO : LA No. 06 DIA: 7 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 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
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
REPORTE DIARIO DE REACONDICIONAMIENTO
WORK OVER No: 08 EQUIPO No: 10
CONTRATISTA FECHA: POZO : LA No. 05 DIA: 7 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 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
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Franklin Geovanny Muñoz Espinosa
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
Recommended