Usos y Funcionamiento de Empacaduras
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA ESCUELA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS
“USOS Y FUNCIONAMIENTOS DE EMPACADURAS Y TAPONES TIPO PERMANENTE Y RECUPERABLE EN POZOS PETROLEROS”
TESIS GRADO
Previo la obtención del título en Tecnología en Petróleos
AUTOR: GUSTAVO VINUEZA
DIRECTOR: ING. MARCO CORRALES PALMA
Quito, Abril 2005
II
DECLARACIÓN
Yo, GUSTAVO BENJAMIN VINUEZA CEDEÑO, declaro que todo el trabajo aquí
escrito es de mi autoría y que no ha sido presentado para ningún grado profesional.
Gustavo Benjamín Vinueza Cedeño
III
CERTIFICACIÓN
Certifico que la presente tesis fue desarrollada totalmente, por el Sr. GUSTAVO
BENJAMÍN VINUEZA CEDEÑO, bajo mi dirección
Ing. Marco Corrales Palma
DIRECTOR DE TESIS
IV
DEDICATORIA
A Dios, que ha sido la luz que ha iluminado el camino hacia el éxito en mis estudios y en mi
vida.
A mis padres, Vicenta y José que gracias a su esfuerzo, perseverancia y consejos pude
concluir con mi carrera universitaria.
A toda mi familia, especialmente a mi Abuelita Alicia y a mi mamá Teolín, que han sido un
apoyo constante durante toda mi vida estudiantil y personal.
Gustavo Benjamín Vinueza Cedeño
V
AGRADECIMIENTO
A Dios, por ser quien marcó el camino del bien durante toda mi vida y a mi madre,
Vicenta que ha sido mi principal apoyo durante toda mi carrera estudiantil.
Agradezco a la Universidad Tecnológica Equinoccial y a todas sus autoridades. Al Ing.
Jorge Viteri, Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería, que me brindó su
apoyo en la parte final de mis estudios.
A Diana, familiares, amigos, maestros y compañeros, quienes me dieron siempre su
apoyo incondicional.
Un profundo reconocimiento al amigo y guía Ingeniero Marco Corrales, catedrático
universitario y excepcional profesional, Director de la presente Tesis, quien me motivó
permanentemente para alcanzar el nivel y los resultados de este trabajo.
Gustavo Benjamín Vinueza Cedeño
VI
RESUMEN
En esta tesis se realizó una investigación para conocer las características y funciones de
las empacaduras y tapones como herramientas fundamentales para controlar los fluidos
dentro de una completación en pozos petroleros.
Para la aplicación de un tapón o una empacadura en una completación, es necesario
revisar cuales son los tipos de completaciones que existen, en las cuales vamos citar
completaciones a hueco abierto, completaciones con pozos a flujo natural y
completaciones con levantamientos artificiales entre otras.
También vamos a mencionar los procedimientos que se deben seguir para una
completación y reacondicionamiento de un pozo petrolero. Igualmente nos referiremos
a las herramientas y equipos que se utilizan en una completación las cuales son de vital
importancia para los trabajos de reacondicionamiento y completación de un pozo,
además de la función que pueden cumplir dichas herramientas en combinación con una
empacadura o tapón dentro del pozo.
Una vez revisado lo concerniente a completaciones y las herramientas de completación,
vamos a conocer cuales son los tipos de empacaduras y tapones que existen, al mismo
tiempo mencionaremos sus respectivas características y funciones que puedan cumplir
como herramientas de completación o reacondicionamiento dentro de un pozo, todo esto
como conocimiento básico el cual nos ayudara a adquirir criterios de selección, para una
VII
correcta aplicación de la herramienta a la hora de completar, probar ó realizar un trabajo
de reacondicionamiento en un pozo petrolero.
Una vez obtenido los criterios de selección en los cuales incluiremos las características
y funciones de las empacaduras y tapones vamos a efectuar una aplicación de dichas
herramientas en un determinado pozo, en el cual conoceremos la función que cumplirán
en el pozo y lo indispensable que pueden ser estas herramientas para controlar los
fluidos dentro del mismo, de esta manera concluiremos con nuestra investigación y
determinaremos la importancia de las empacaduras y tapones dentro de un pozo
petrolero.
VIII
SUMMARY
In this thesis an investigation was made to know the characteristics and functions the
packers and plugs like tools fundamental to control the fluids within completions in oil
wells.
For the application of a plug or an packer in a completion, it is necessary to review
which are the completaciones types that exist, in which go to mention completaciones to
open hole, completions with wells to natural flow and completions with artificial lift
among others.
We will also mention the procedures that should be continued for a completion and
workover of an oil well. Equally we will refer to the tools and teams that are used in a
completion which are of vital importance for the workover and completion of a well,
besides the function that they can fulfill this tool in combination and packer or plug
inside the well.
Once revised the concerning thing to completions and the completions tools, we will
know which are at the same time the packers types and plugs that exist, we will mention
their respective ones characteristic and functions that can complete as completion tools
or workover inside a well, all this as basic knowledge which helped us to acquire
selection approaches, for a correct application of the tool when completing, to prove or
to carry out a workover in an oil well.
IX
Once obtained the selection approaches in which we will include the characteristics and
functions of the packer and plugs will make an application of this tools in a certain well,
in which we will know the function that they will complete in the well and the
indispensable thing that they can be these tools to control the fluids inside the same one,
this way we will conclude with our investigation and we will determine the importance
of the packers and plugs inside an oil well.
X
CONTENIDO
PORTADA I
DECLARACIÓN II
CERTIFICACIÓN III
DEDICATORIA IV
AGRADECIMIENTO V
RESUMEN VI
SUMARY VIII
CAPITULO I
GENERALIDADES
Pág.
1.1. INTRODUCCIÓN 1
1.2. OBJETIVOS 3
1.2.1. OBJETIVO GENERAL 3
1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3
1.3. JUSTIFICACIÓN 3
1.4. IDEA A DEFENDER 4
1.5. METODOLOGÍA 4
1.5.1. MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN 4
1.5.2. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN 5
1.6.MARCO CONCEPTUAL 5
XI
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. COMPLETACIÓN DE POZOS PETROLEROS 6
2.1.1. FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEÑO DE
LA COMPLETACIÓN DE POZOS 6
2.1.2. TIPOS DE COMPLETACIONES 7
2.1.2.1. COMPLETACIÓN A HUECO ABIERTO 8
2.1.2.2. POZO A FLUJO NATURAL 9
2.1.2.3. COMPLETACIÓN CON CASING Y HUECO REVESTIDO 11
2.1.3. COMPLETACIONES PARA LEVANTAMIENTOS
ARTIFICIALES 13
2.1.3.1. COMPLETACIÓN CON BOMBEO
NEUMÁTICO (GAS LIFT) 13
2.1.3.2. COMPLETACIÓN CON BOMBEO HIDRÁULICO 15
2.1.3.3. COMPLETACIÓN CON BOMBEO MECÁNICO 17
2.1.3.4. COMPLETACIÓN CON BOMBEO
ELECTRO SUMERGIBLE 20
2.1.4. PROCEDIMIENTOS DE COMPLETACIÓN /
REACONDICIONAMIENTO 24
2.1.4.1.PROCEDIMIENTO DE COMPLETACIÓN ORIGINAL
(POZO NUEVO) 24
2.1.4.2.PROCEDIMIENTO DE COMPLETACIÓN EN POZO VIEJO 26
XII
2.1.4.3.CONTROL Ó MATADO DE POZO 27
2.1.5. EQUIPO DE COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO 28
2.1.5.1.CABEZAL DEL POZO 28
2.1.5.2.TUBO DE EXPANSIÓN 29
2.1.5.3.CAMISA DESLIZABLE 31
2.1.5.4.EMPACADURA (PACKER) 32
2.1.5.5.SEPARADOR DE TUBERÍA
(OVERSHOT TUBING SEAL DIVIDER) 33
2.1.5.6.LOCALIZADOR 33
2.1.5.7.NIPLE DE ASIENTO (NO-GO) 34
2.1.5.8.STANDING VALVE 36
2.1.5.9.TAPONES 37
2.1.5.10.NEPLO CAMPANA 38
2.1.5.11.TAPÓN DE FONDO 38
2.1.5.12.TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING) 39
2.1.5.13.TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING) 39
2.1.5.14.SETTING TOOL 40
2.1.5.15.STINGER 40
2.1.5.16.RASPADOR DE TUBERÍA (SCRAPER) 41
2.1.5.17.BOTELLAS, LASTRABARRENAS (DRILL COLLARS) 42
2.2. DEFINICIÓN DE EMPACADURA 43
2.2.1. FUNCIONES BÁSICAS DE UNA EMPACADURA 45
2.2.2. COMPONENTES BÁSICOS DE LAS EMPACADURAS 45
2.2.2.1. ELEMENTOS SELLANTES 45
XIII
2.2.2.2. CUÑAS 47
2.2.2.3. ELEMENTOS DE ASENTAMIENTO Y
DESASENTAMIENTO 47
2.2.2.4. DISPOSITIVOS DE FRICCIÓN 47
2.2.2.5. ANCLAS HIDRÁULICAS 48
2.2.2.6. MANDRIL 48
2.2.3. PRUEBA DE PRESIÓN DEL EMPAQUE 48
2.3. DEFINICIÓN DE TAPÓN 50
2.3.1. FUNCIONES BÁSICAS DE UN TAPÓN 52
CAPÍTULO III
TIPOS DE EMPACADURAS Y TAPONES
3.1. TIPOS DE EMPACADURAS 53
3.1.1. EMPACADURAS PERMANENTES 54
3.1.1.1.EMPACADURA MODELO F-1 Y FB-1
(OBTURADOR DE PRODUCCIÓN) 55
3.1.1.2.EMPACADURA MODELO FA, FAB, FA-1 Y FAB-1
(OBTURADOR DE PRODUCCIÓN) 56
3.1.2. EMPACADURAS RECUPERABLES 58
3.1.2.1.EMPACADURAS RECUPERABLES DE COMPRESIÓN 59
3.1.2.1.1. EMPACADURA MODELO R-3
(OBTURADOR DEL CASING) 59
XIV
3.1.2.1.2. EMPACADURA MODELO A-3 Y AL-2
(OBTURADOR DEL CASING) 61
3.1.2.1.3. EMPACADURA DE SERVICIO MODELO EA
(RETRIEVAMATIC) 63
3.1.2.1.4. EMPACADURA RTTS 65
3.1.2.2.EMPACADURAS RECUPERABLES DE TENSIÓN 67
3.1.2.3.EMPACADURAS RECUPERABLES DE
ASENTAMIENTO MECÁNICO 68
3.1.2.3.1. EMPACADURA GUIBERSON G-6 DE
ASENTAMIENTO MECÁNICO 69
3.1.2.4.EMPACADURAS RECUPERABLES SENCILLAS
Y DUALES DE ASENTAMIENTO HIDRÁULICO 70
3.1.2.4.1. EMPACADURA MODELO FH Y FHL 71
3.1.2.4.2. EMPACADURAS DOBLES MODELO
A-5, AL-5 Y ALS-5 73
3.1.2.4.3. EMPACADURA DE SELLOS GEMELOS PARA
BOMBEO ELECTRICO SUMÉRGIBLE 76
3.2. TIPOS DE TAPONES 79
3.2.1. TAPONES PERMANENTES 79
3.2.1.1.RETENEDOR DE CEMENTO 79
3.2.1.2.TAPÓN PUENTE (CIBP) 81
3.2.1.2.1. TAPON PUENTE MODELO N-1 81
3.2.1.3.TAPÓN DE CEMENTO 83
3.2.2. TAPONES RECUPERABLES 83
XV
3.2.2.1.TAPÓN PUENTE RECUPERABLE (RBP) 84
3.2.2.1.1. TAPON PUENTE RECUPERABLE MODELO C 86
3.2.3. TAPON CIEGO (BLANKING PLUG) 87
3.3. CONSIDERACIONES BÁSICAS PARA LA SELECCIÓN DE
EMPACADURAS Y TAPONES 90
CAPÍTULO IV
REACONDIONAMIENTO EN EL POZO SHUARA - G1
4.1. PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN 91
4.1.1. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 1 93
4.1.2. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 2 95
4.1.3. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 3 97
4.1.4. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 4 99
4.1.5. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 5 102
4.1.6. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 6 102
4.1.7. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 7 103
4.1.8. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 8 104
4.1.9. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 9 107
4.1.10. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 10 108
4.1.11. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 11 109
4.1.12. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 12 110
XVI
4.1.13. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 13 112
4.1.14. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 14 113
4.1.15. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 15 114
4.1.16. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 16 114
4.1.17. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 17 115
4.1.18. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 18 116
4.1.19. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 19 116
4.2. COMPLETACIÓN DEFINITIVA DEL POZO SHUARA-G1 118
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES 119
5.2.RECOMENDACIONES 123
5.3.BIBLIOGRAFÍA 125
5.4.CITAS BIBLIOGRAFIFICAS 126
5.5.GLOSARIO DE TÉRMINOS 128
5.6.ANEXOS 133
XVII
ÍDICE DE GRÁFICOS
Pág.
Gráfico 1 Diagrama de completación a flujo natural 10
Gráfico 2 Completación con revestidor y liner Perforada 12
Gráfico 3 Diagrama de completación con gas lift 14
Gráfico 4 Instalación típica de bombeo hidráulico 15
Gráfico 5 Completación de un pozo con bombeo hidráulico 16
Gráfico 6 Completación de pozo con bombeo mecánico 19
Gráfico 7 Completación de pozo con BES 23
Gráfico 8 Aquí aparecen los componentes básicos de un cabezal de producción
de sarta sencilla. 29
Gráfico 9 Tubo de expansión 30
Gráfico 10 Camisa Deslizable 31
Gráfico 11 Empacadura 32
Gráfico 12 Niple de asiento modelo “F” 35
Gráfico 13 Niple de asiento modelo “R” 36
Gráfico 14 Standing valve 37
Gráfico 15 Componentes de una empacadura 44
Gráfico 16 Prueba de presión del empaque 50
Gráfico 17 Tapón recuperable modelo C 51
Gráfico 18 Empacadura modelo FB-1 (obturador de producción) 56
Gráfico 19 Empacadura modelo FA-1 (obturador de producción) 58
Gráfico 20 Empacadura modelo R-3 (obturador del casing) 61
Gráfico 21 Empacadura modelo A-3 (obturador del casing) 63
XVIII
Gráfico 22 Empacadura de servicio modelo EA (Retrievamatic) 65
Gráfico 23 Empacadura RTTS 67
Gráfico 24 Empacadura Guiberson G-6 de Asentamiento Mecánico 70
Gráfico 25 Empacadura modelo FH 73
Gráfico 26 Empacadura modelo A-5 (doble juego) 76
Gráfico 27 Empacadura de sellos gemelos para bombeo eléctrico sumergible 78
Gráfico 28 Tapón puente modelo N-1 82
Gráfico 29 Tapón puente recuperable modelo C 87
Gráfico 30 Diagrama del pozo a las 06:00(Día 1) 94
Gráfico 31 Diagrama del pozo a las 06:00(Día 2) 96
Gráfico 32 Diagrama del pozo a las 06:00(Día 3) 98
Gráfico 33 Diagrama del pozo a las 06:00(Día 4) 101
Gráfico 34 Diagrama del pozo a las 06:00(Día 8) 106
Gráfico 35 Completación definitiva del pozo Shuara G1 118
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1 Tipos de Elementos Sellantes 46
Tabla 2 Aplicaciones Recomendadas para Operaciones
más Comunes con Tapones 89
XIX
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 1 Completación pozo cononaco 28 133
Anexo 2 Completación pozo Sacha iny – 02 134
Anexo 3 Completación pozo Sansahuari – 07 135
Anexo 4 Completación pozo Atacapi 12 D 136
Anexo 5 Completación pozo Pichincha – 08 137
Anexo 6 Completación pozo Secoya – 30 138
Anexo 7 Completación pozo Secoya – 22 139
Anexo 8 Completación pozo Secoya – 17 140
Anexo 9 Completación pozo Secoya – 11 141
Anexo 10 Completación pozo Shuara – 16 142
Anexo 11 Completación pozo Cuyabeno – 09 143
Anexo 12 Completación pozo Shushufindi – 80 144
Anexo 13 Completación pozo Atacapi iny-01 145
Anexo 14 Completación selectiva 146
Anexo 15 Guía de especificaciones para la empacadura FH 147
1
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.1. INTRODUCCIÓN
Luego de terminar la perforación de un pozo se planifica el sistema de completación del
pozo, esto es para pozos verticales, direccionales, horizontales; pozos superficiales, de
profundidad media, y profundos; Pozos con flujo natural y con levantamiento artificial.
La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de los pozos
perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño operativo, productivo y
desarrollo de un campo.
Dentro de los diseños de completación las empacaduras y tapones cumplen un papel
muy importante y casi indispensable para el correcto funcionamiento del sistema de
completación, igualmente en casos de reacondicionamiento y pruebas que se realizan
dentro del pozo.
En la industria petrolera existen un sinnúmero de empacaduras y tapones los cuales se
clasifican en permanentes y recuperables y de aquí pueden subdividirse: según su tipo
de asentamiento y función que puedan cumplir dentro del pozo. Las funciones que
puedan cumplir las empacaduras y tapones como herramientas de completación y
2
reacondicionamiento serán estudiados más adelante, pero la principal función que
cumplen es la de controlar los fluidos que se encuentran dentro del pozo.
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.
3
1.2. OBJETIVOS
1.2.1. OBJETIVO GENERAL
Conocer los fundamentos técnicos respecto al uso de empacaduras y tapones en pozos
petroleros y sus tipos.
1.2.2. 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.
• Conocer cuales son los principios de aplicación para el uso de empacaduras y
tapones en pozos petroleros.
1.3. 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
4
empacadura y del tapón podría causar un mal control de los fluidos dentro del pozo
ocasionando problemas en la producción del mismo.
1.4. 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.
UNIDAD DE ANÁLISIS: Empacaduras y Tapones.
VARIABLE INDEPENDIENTE: Usos y Funcionamientos.
VARIABLE DEPENDIENTE: Información de fácil acceso en campos.
1.5. METODOLOGÍA
1.5.1. MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN
Para elaborar la tesis emplearé 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
1.5.2. 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.-
1.6. MARCO CONCEPTUAL
• Completación de un pozo: Sistema de tuberías y herramientas que van desde el
cabezal del pozo hasta el fondo del mismo.
• Empacadura.- Dispositivo que hace obturación entre una sarta de tubería y otra
o entre una sarta y las paredes del pozo.
• Tapón.- Dispositivo que actúa como puente o sello dentro de la tubería
impidiendo el libre flujo.
6
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.4. COMPLETACIÓN DE POZOS PETROLEROS
Se entiende por completación al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después
de la perforación o durante la reparación:
Como dice Randy Smith en su manual Training Solutions: “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” 65.
Como dice Douglas Patton en su manual Production Packers: “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” 6.
2.4.1. FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEÑO DE LA
COMPLETACIÓN DE POZOS.
La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada 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
7
más eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los factores que
determinan dicha selección, tales como:
1. Tasa de producción requerida.
2. Reservas de zonas a completar.
3. Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar.
4. Necesidades futuras de estimulación.
5. Requerimientos para el control de arena.
6. Futuras reparaciones.
7. Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico,
etc.
8. Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo.
9. Inversiones requeridas.
2.4.2. TIPOS DE COMPLETACIONES
CATALOGADOS SEGÚN ALGUNOS CRITERIOS BÁSICOS:
a. Interfase entre el hueco y el yacimiento
• Hueco abierto
• Hueco revestido
8
b. Método de producción
• Bombeo
• Flujo
c. Cantidad de zonas completadas
• Completaciones sencillas
• Completaciones en zonas múltiples
2.4.2.1. COMPLETACIÓN A HUECO ABIERTO
Como dice Eduardo A., Aguirre & Yoel A, Vivas en su libro Completación de pozos:
“Este tipo de completación se realizaba en zonas donde la formación era altamente
compactada, siendo el intervalo de completación o producción normalmente grande
(100 a 400 pies) y homogéneo en toda su longitud” 15.
Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de
interés, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento.
Como dice Eduardo A., Aguirre & Yoel A, Vivas en su libro Completación de
pozos: “Este tipo de completación se realizaba en yacimientos de arenas consolidadas,
donde no se espera producción de agua/gas ni producción de arena ó derrumbes de la
formación” 16.
9
Ventajas:
• Toda la zona productora está abierta
• No existe el costo de los cañoneos
• Se reduce el costo del revestimiento
• Es fácil aumentar la profundidad del pozo más adelante
Desventajas:
• Es más difícil controlar el pozo mientras se hace la completación.
• No sirve para formaciones en capas que tengan reservorios separados y
propiedades de fluidos incompatibles.
• Puede ser necesario asentar el revestimiento antes de perforar la zona productora
o de tomar registros.
2.4.2.2. POZO A FLUJO NATURAL
CONCEPTOS BÁSICOS
Como dice PDVSA en su Manual de levantamiento Artificial: “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”10.
10
GRÁFICO 1
Diagrama de completación a flujo natural
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
11
2.4.2.3. COMPLETACIÓN CON CASING Y HUECO REVESTIDO
Este tipo de completación se utiliza en una formación, donde se desea producir petróleo
en grandes cantidades.
En este caso, se instala el casing intermedio un colgador o hunger y se cuelga un liner
pre-perforado o ranurado, a lo largo de la sección o intervalo de producción. El colgador
se cementa y el liner esta directamente en contacto con el yacimiento de interés.
Ventajas:
La producción de fluido es grande.
El casing es de mayor tamaño y permite realizar fácilmente cualquier maniobra y
aplicar técnicas especiales para el control del pozo y sistemas de levantamiento
artificiales.
Desventajas:
No se puede controlar la producción de agua de formación.
Es más susceptible al daño de formación.
12
GRÁFICO 2
Completación con revestidor y liner perforado
Fuente: COMPLETACIÓN DE POZOS., Marco Corrales Palma
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
13
2.4.3. COMPLETACIONES PARA LEVANTAMIENTOS ARTIFICIALES
2.4.3.1. COMPLETACIÓN CON BOMBEO NEUMÁTICO (GAS LIFT )
Como dice PDVSA en su Manual de levantamiento Artificial:
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 una tasa de
producción intermedia y preferentemente un flujo continuo.25
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.
14
GRÁFICO 3
Diagrama de completación con gas lift
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
15
2.4.3.2. COMPLETACIÓN CON 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. Este fluido conocido como fluido de
potencia 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 4) y un ejemplo de completación
(Grafico 5). Cabe señalar que existen dos tipos de bombeo hidráulico que son: Bomba
tipo pistón y con bomba jet.
GRÁFICO 4
Instalación típica de bombeo hidráulico
Fuente: PDVSA, Manual de Levantamiento Artificial
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
16
GRÁFICO 5
Completación de un pozo con bombeo hidráulico
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
17
2.4.3.3. COMPLETACIÓN CON 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 bajos
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
• Unidad de bombeo (Balancín)
• Motor de la unidad
• Cabezal del pozo
• Barra pulida.
18
EQUIPO DE SUBSUELO
• Tubería de producción
• Sarta de varillas
• Bomba de subsuelo
• Ancla de gas
• Ancla de tubería
19
GRÁFICO 6
Completación de pozo con bombeo mecánico
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
20
2.4.3.4. COMPLETACIÓN CON BOMBEO ELECTRICO SUMERGIBLE
El bombeo eléctrico sumergible puede ser utilizado para la producción de volúmenes de
fluidos entre 100 B/D y 9000 B/D.
Como dice PDVSA en su Manual de levantamiento Artificial: “Debido a su alta
capacidad, los operadores normalmente asocian este tipo de levantamiento con la
capacidad de producción de altas tasa de flujo”83.
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 7):
• Equipo de Superficie
• Cables
• Motor
• Bomba de Subsuelo
• Protector
• Tubería
21
- Equipo de Superficie
El equipo de superficie esta conformado por un tablero de control, transformadores,
control de velocidad y cabezal del pozo. El tablero de control debe tener un registrador
de amperaje, un retardador de arranque para los momentos que existan problemas de
electricidad y fusibles. El transformador es uno normal trifásico capaz de soportar la
carga necesaria del pozo. El cabezal del pozo esta diseñado para soportar una presión de
hasta 3000 lppc. Debe tener un dispositivo que no permita el paso del gas a través del
sistema de cable.
- Cable
El cable esta conformado por tres conductores que van desde la superficie hasta el fondo
del pozo y se sumerge en el líquido que se produce. El cable puede ser plano o redondo.
El cable plano se utiliza en aquellas zonas donde la distancia entre la tubería productora
y el revestidor es muy pequeña. Transporta la energía desde la superficie hasta el fondo
del pozo.
- Motor
Es la unidad de movimiento primario. Esta conformado por una serie de motores
pequeños en paralelos y la fuerza total del "Motor" esta conformada por la suma de las
fuerzas individuales de cada uno de los motores asociados. Opera a velocidades de unas
22
3000 RPM y esta sumergido en un aceite mineral dieléctrico que permite aislar, lubrica
e intercambia el calor generado por el motor con los fluidos externos que se están
produciendo. El motor convierte la energía eléctrica en energía de movimiento rotatorio.
- Bomba de Subsuelo
La bomba es centrífuga y de etapas múltiples. El número de etapas viene determinado
por las necesidades de producción y de la potencia del motor asociado. Su función es
transformar y transferir la energía del movimiento rotatorio en presión para el fluido que
se desea producir.
- Protector
Su objetivo primario es aislar el motor de los fluidos producidos pero también permite
la expansión de los fluidos del motor y el balance de presión entre la parte interna del
motor y la tubería.
- Tubería
La tubería de producción permite transportar el fluido desde el fondo hasta la superficie.
23
GRÁFICO 7
Completación de pozo con BES
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
24
2.4.4. PROCEDIMIENTOS DE OMPLETACIÓN/
REACONDICIONAMIENTO
Normalmente, las pruebas de producción y completación de un pozo,
PETROECUADOR las realiza con torre de reacondicionamiento con el propósito de
ahorrar costos de taladro de perforación y porque éstos no siempre están equipados para
realizar trabajos de completación.
2.4.4.1. PROCEDIMIENTO DE COMPLETACIÓN ORIGINAL (POZO
NUEVO)
Una completación original puede definirse como el conjunto de operaciones ejecutadas
después que el pozo se ha perforado, el revestimiento se ha colocado y cementado, para
obtener producción por primera vez. Pero es conocida como completación definitiva la
sección del fondo de la sarta de producción con la que se concluye el pozo, conformada
por el equipo de levantamiento artificial sí es necesario y las herramientas
indispensables de flujo a través de las cuales se va a controlar y aislar la producción de
las diferentes zonas encontradas satisfactorias.
De acuerdo a la definición anterior, debemos admitir que la completación de un pozo
involucra las pruebas de producción que se realizan en el mismo, previo al cañoneo y a
las pruebas debe asumirse que los geólogos han obtenido una información bastante
completa acerca de la zona o zonas de producción atravesadas por el hueco del pozo
(generalmente hay varias).
25
Trataremos la completación de un pozo que fluye naturalmente, para lo cual
consideraremos el programa de pruebas que generalmente se ha seguido en pozos de
Petroproducción:
1. Una vez que finaliza la ultima prueba (puede ser una sola), el pozo es controlado
con agua de matado, que generalmente es agua salada, desplazada a través de la
válvula de circulación (by-pass) integrada a la empacadura de servicio.
2. Con el pozo muerto, se saca la sarta de tubería conteniendo las herramientas de
prueba y se baja el diseño de completación definitiva con las herramientas
apropiadas colocadas a la profundidad deseada de acuerdo a la medida de la
tubería.
3. Seguidamente se procede a desplazar el agua salada del pozo, con petróleo; que
es el fluido de completación definitiva que normalmente se utiliza en estos
trabajos, con el propósito de que la columna hidrostática de la tubería no sea
muy pesada y el pozo pueda fluir rápidamente o en caso de que sea necesario
achicar, no sea por mucho tiempo.
4. Con el fluido de completación en el pozo, se suelta un standing valve que se
asiente en el NO-GO y haga sello, de tal manera que al aplicar presión por el
tubing se asienten las empacaduras hidráulicas.
26
5. Se chequea que las empacaduras estén bien asentadas aplicando presión en el
espacio anular. Si no existe retorno en superficie y la presión se mantiene es
porque las empacaduras están bien asentadas y no existe comunicación a través
de posibles daños o fallas del tubing.
6. De acuerda a los requerimientos del programa, una de las zonas quedará
produciendo y sí a futuro se desea cambiar de zona productora se necesitará de
una unidad de wireline.
2.4.4.2. PROCEDIMIENTO DE COMPLETACIÓN EN POZO VIEJO
El procedimiento de completación para un pozo viejo es similar al de un pozo nuevo,
este difiere del primero en la parte inicial del programa, entre las cuales podemos
destacar:
• Desarmar cabezal e instalar BOP con la respectiva prueba del mismo.
• El control del pozo puede tener mayor grado de dificultad.
• Realizar operaciones de pesca y desasentamiento de herramientas en el fondo
del pozo.
• Bajar BHA de limpieza.
27
2.4.4.3. CONTROL Ó MATADO DE POZO
Luego que una zona productora ha sido evaluada mediante una prueba de producción ya
sea por flujo natural, pistoneo o cualquier otro método, es necesario controlar o "matar"
el pozo para continuar con el programa establecido de pruebas o de
reacondicionamiento. También es indispensable controlar el pozo al iniciar un trabajo
de reacondicionamiento, antes de retirar el cabezal e instalar el BOP.
El propósito de controlar un pozo es sustituir la columna de petróleo existente en la
tubería de producción principalmente, y en ocasiones también en el espacio anular, por
fluido más pesado, que en nuestro medio generalmente es agua salada.
Este fluido pesado debe formar una columna hidrostática que ejerza una presión mayor
a la presión de formación, de tal manera que impida el flujo de la misma y evite
aumentos repentinos de presión provenientes de formaciones sujetas a altas presiones,
que pueden causar una "arremetida" violenta en la superficie, de los fluidos contenidos
en la formación y convertirse en un "reventón" incontrolable de consecuencias
espectaculares y trágicas.
El peso del "agua de matado" utilizada para controlar el pozo, no debe ser excesivo,
para evitar que las formaciones "tomen agua" y se ocasionen daños de formación que
alteren las características del yacimiento.
28
Existen varios métodos de matado o control de un pozo, la utilización de cualquiera de
estos métodos dependerá de las condiciones de cierre, flujo y fluidos presentes en un
pozo.
2.4.5. EQUIPO DE COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO
2.4.5.1. CABEZAL DEL POZO
Aunque no es propiamente o específicamente una herramienta de completación ni
consta en los diagramas de completación de los pozos, 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 cabezal del pozo.
Este constituye la herramienta de mayor seguridad colocada en el pozo durante la vida
productiva del mismo. Su sistema de válvulas tanto para la tubería de producción como
para el espacio anular, permiten controlar el flujo del pozo y son útiles para la
circulación y matado del pozo previo a las operaciones de reacondicionamiento.
El cabezal del pozo es el lugar donde las hileras concéntricas de casing y tubing llegan
a la superficie. Constituye una colección de válvulas, colgadores y elementos
empacadores. Todo el equipo que lo conforma sirve como un medio de:
• Controlar dirigir la entrada y salida de los fluidos.
29
• Suspender la tubería de producción y parte libre de la tubería de revestimiento
mediante colgadores.
• Servir como base en la instalación de las válvulas de seguridad.
GRÁFICO 8
Aquí aparecen los componentes básicos de un cabezal de producción de sarta sencilla.
Fuente: TRAINING SOLUTIONS, Randy Smith
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
2.4.5.2. TUBO DE EXPANSIÓN
Como dice el Ing. Cléber H. Quiroga en su manual de Pruebas, Completación y
Reacondicionamiento de pozos petrolíferos: “Esta diseñado con un mandril que se
estira y se encoge dentro de un niple o cilindro, este mecanismo le permite compensar la
30
expansión y contracción de la tubería causadas por el peso de la misma o por cambios
de temperaturas en las operaciones” IV-32.
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. Para la
herramienta mencionada está estipulada una expansión máxima de 10 pies, pero otras
longitudes pueden ser utilizadas de acuerdo al requerimiento.
GRÁFICO 9
Tubo de expansión
Fuente: PACKER SYSTEMS, Baker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
31
2.4.5.3. CAMISA DESLIZABLE
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. Está adaptada para funcionar como NO-GO o niple de asiento
en la parte superior e inferior de las ranuras, impidiendo el paso del fluido.
GRÁFICO 10
Camisa Deslizable
Fuente: PACKER SYSTEMS, Baker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
En una completación, todas las camisas que sean necesarias utilizar, bajan cerradas y
normalmente están colocadas entre empacaduras, frente a las zonas productoras con el
32
propósito de permitirnos producir selectivamente la zona que mejor nos convenga. Solo
la camisa superior llamada de circulación es utilizada, luego de abrirla, para circular
fluido de matado para controlar el pozo impidiendo que fluya y poder realizar trabajos
de reacondiciomiento.
2.4.5.4. EMPACADURA (PACKER)
GRÁFICO 11
Empacadura
Fuente: HERRAMIENTAS DE PRUEBAS, Ing. Marco Corrales
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería de
producción y el revestimiento de producción, a fin de controlar los movimientos de los
33
fluidos dentro del pozo, en el desarrollo de está tesis vamos conocer los tipos,
características y funciones que cumple una empacadura como herramienta de
completación o servicio.
2.4.5.5. SEPARADOR DE TUBERÍA (OVERSHOT TUBING SEAL DIVIDER)
Esta herramienta, colocada generalmente sobre la empacadura superior, esta 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.
Como dice el Ing. Cléber H. Quiroga en su manual de Pruebas, Completación y
Reacondicionamiento de pozos petrolíferos: “Viene a ser como una especie de junta de
seguridad con características de NO-GO, el cual permite asentar un tapón de manera
que la tubería sea rescatada sin contaminar la zona con fluido de matado, es decir, sin
circular para controlar el pozo” 107.
2.4.5.6. LOCALIZADOR
Como dice el Ing. Cléber H. Quiroga en su manual de Pruebas, Completación y
Reacondicionamiento de pozos petrolíferos:
Esta herramienta va enroscada a la profundidad deseada en la sarta de producción
y se inserta en la empacadura permanente. La empacadura permite el paso de
herramientas de menor diámetro, las mismas que pueden ser enroscadas en
34
localizador, que se asienta en la empacadura, y forma parte del diseño definitivo
de completación 107.
2.4.5.7. NIPLE DE ASIENTO (NO-GO)
Son dispositivos tubulares insertados en la tubería de producción y comunes en el pozo
a una determinada profundidad. Internamente son diseñados para alojar un dispositivo
de cierre para controlar la producción de la tubería. Los niples de asiento están
disponibles en dos tipos básicos que son:
a) Niples de asiento selectivo: Su principio de funcionamiento está basado en la
comparación del perfil del niple, con un juego de llaves colocado en un mandril
de cierre. Pueden ser colocados más de uno en una corrida de tubería de
producción, siempre que tenga la misma dimensión interna. Las ventajas de este
tipo de niple son:
Taponar el pozo hacia arriba o hacia abajo o en ambas direcciones.
Permite probar la tubería de producción.
Permite colocar válvulas de seguridad.
Permite colocar reguladores en fondo.
Permite colocar un niple de parada.
Permite colocar empacaduras hidráulicas.
35
Existen básicamente dos tipos de niples de asiento selectivo:
• Niple de asiento selectivo por la herramienta de corrida.
• Niple de asiento selectivo por el mandril de localización.
GRÁFICO 12
Niple de asiento modelo “F”
Fuente: FLOW CONTROL, Baker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
b) Niples de asiento no selectivo: Este tipo de niple es un receptor para
dispositivos de cierre. Su principio de funcionamiento es de impedir el paso de
herramientas de diámetro no deseado a través de él (“NO-GO”), para localizar
los dispositivos de cierre, por lo tanto el diámetro exterior del dispositivo debe
ser ligeramente mayor que el diámetro interno más pequeño del niple. Estos
niples son colocados, generalmente, en el punto más profundo de la tubería de
producción.
36
GRÁFICO 13
Niple de asiento modelo “R”
Fuente: FLOW CONTROL, Baker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
2.4.5.8. STANDING VALVE
Es un accesorio o válvula de control de flujo, diseñadas en varios modelos para ser
asentadas en el NO-GO correspondiente ocasionado el sello requerido.
Como dice Baker Oil Tools en su manual Flow control: “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”14.
Esto hace que una formación productora fluya normalmente aún estando colocado el
standing valve en el NO-GO, el mismo que probablemente pudo haber sido utilizado
37
como sello para impedir la circulación hacia abajo y poder asentar las empacaduras
hidráulicas aplicando presión desde la superficie.
GRÁFICO 14
Standing valve
Fuente: FLOW CONTROL, Baker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
2.4.5.9. TAPONES
Son accesorios de control de flujo, diseñados para ser insertados en un NO-GO o en
cualquier niple con perfil de asiento apropiados y servir como sello con características
propias, en el desarrollo de está tesis vamos conocer los tipos, características y
funciones que cumple el tapón como herramienta de completación o de
reacondicionamiento…
38
2.4.5.10. NEPLO CAMPANA
Es un tubo corto generalmente de 3 a 6 pies 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 donde convergen los fluidos producidos para continuar su trayectoria
hacia la superficie.
2.4.5.11. TAPÓN DE FONDO
Como dice el Ing. Cléber H. Quiroga en su manual de Pruebas, Completación y
Reacondicionamiento de pozos petrolíferos:
Estos tapones son colocados en el fondo de una sarta de completación definitiva,
cuando la misma esta desprovista de campana y no-go. Generalmente se han
usado estos tapones (unos de fabrica y otros elaborados en el pozo), cuando no se
han tenido herramientas apropiadas para usarlas en el no-go y asentar las
empacaduras 114.
Van colocados normalmente junto a una camisa, que sustituiría a una 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
presenta un no-go cuando se dificulta el rescate de uno de los controladores de flujo
(standing valve, tapones u otro controlador de flujo) desde su asiento.
39
2.4.5.12. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING)
Esta tubería soporta las paredes del pozo e impide que las formaciones no consolidadas
se derrumben. 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. 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.
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 pozo, y adentro
para prevenir que las herramientas, otros revestidores y tubería de producción se
enganchen cuando sean bajadas a través de esta. 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 este.
2.4.5.13. TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING)
Esta tubería dentro del pozo, tiene como función primordial llevar al petróleo crudo a la
superficie. También tiene fines secundarios, tales como proveer un segundo canal que
hace la circulación posible durante las operaciones de completación, reparación y pesca.
Además es usada algunas veces para correr herramientas a través del casing y en
40
ocasiones sirve como fuente de energía para trabajar con tales herramientas. La tubería
de producción es colgada en vez de cementada en posición. La tubería de producción es
corrida dentro del casing y su diámetro depende del diámetro del casing.
2.4.5.14. SETTING TOOL
Es una herramienta de funcionamiento mecánico, que permite asentar mecánicamente
un retenedor de cemento o un tapón puente, maniobrando la tubería en la superficie con
rotación, tensión y aplicación de peso, de acuerdo a las características de marca de la
herramienta utilizada, hasta lograr que se asiente a la profundidad deseada. Siempre baja
acoplado inferiormente con el stinger y este último introducido en la herramienta que se
quiere asentar, y superiormente se acopla con una unidad de control o centralizador.
Como dice Baker Oil Tools en su manual Flow control: “Los accesorios propios del
Setting Tool, los acoples con otras herramientas de apoyo, así como el funcionamiento,
maniobras y eficiencia varían de acuerdo a las especificaciones de cada Compañía de
Servicios que puede proporcionar dichas herramientas”29.
2.4.5.15. STINGER
Se lo introduce dentro de un retenedor de cemento cuando este último ya ha sido
colocado a profundidad mediante cable eléctrico, o se lo introduce en el retenedor de
cemento en superficie para bajarlos en conjunto y asentarlo a la profundidad requerida.
Cuando se lo utiliza en un retenedor previamente asentado con cable, baja desprovisto
41
del mecanismo mecánico que caracteriza al Setting Tool y únicamente baja acoplado
con un centralizador que le permite hacer más fácil su entrada en el retenedor y ejecutar
la operación de cementación; para este caso el Setting Tool puede ser convertido en
stinger quitándole los accesorios convenientes.
Como dice Baker Oil Tools en su manual Workover Systems: “Cuando se lo utiliza con
un retenedor que va a ser asentado mecánicamente, se lo baja introducido en el
retenedor y necesariamente requiere del mecanismo del Setting Tool que le permita
fijarse a la profundidad requerida” 126.
2.4.5.16. RASPADOR DE TUBERÍA (SCRAPER)
Existen disponibles tanto para tubería de revestimiento (casing) como para tubería de
producción (tubing). Es usado para todo tipo de operaciones de raspado tales como:
remoción de residuos de cemento, costras de lodo y parafina; de igual manera: limar
asperezas de la tubería y obstrucciones similares. En los trabajos de pruebas y
reacondicionamiento, normalmente se lo utiliza después de una operación con broca,
para raspar y limpiar todo residuo que haya sido dejado por la broca, de manera que
operaciones posteriores como toma de registros de control de cementación y cañoneo se
lleven a cabo sin ningún contratiempo ocasionado por obstrucción de la tubería.
El raspador (scraper) es simple y áspero. Generalmente emplea ocho y diez cuchillas de
acero endurecido distribuidas de a tres en una cobertura de 360 grados a lo largo de su
42
longitud de trabajo. No usa resortes, tornillos ni accesorios pequeños que puedan
dañarse o perderse durante la operación.
Como dice Baker Oil Tools en su manual Workover Systems:
La herramienta puede ser rotada o entresacada arriba y abajo para operación,
únicamente con el propio peso de la sarta de trabajo. Con igual efectividad y
aunque la circulación no es requerida para la operación, ésta puede ser mantenida
a través de la herramienta, si se desea 128.
2.4.5.17. BOTELLAS, LASTRABARRENAS (DRILL COLLARS)
Es una tubería especial de mayor diámetro y peso que la utilizada frecuentemente en
operaciones de producción (reacondicionamiento). Normalmente son lisos aunque
pueden adquirirse con terminado fresado. Sus longitudes están en las series API 2; de
30, 31 y 32pies; y serie 3; de 42, 43 1/2 pies. Están diseñados para ser usados en
perforación, pesca y operaciones de remoción del núcleo donde se necesita un peso
extra para mejorar la efectividad de las herramientas.
Como dice Baker Oil Tools en su manual Cased Hole Aplications: “En trabajos de
reacondicionamiento, la perforación generalmente se limita a moler retenedores,
tapones y cemento, utilizando la misma tubería de producción con dos o cuatro botellas
en el fondo” 37.
43
2.5. DEFINICIÓN DE EMPACADURA
Como dice el Ing. Cléber H. Quiroga en su manual de Pruebas, Completación y
Reacondicionamiento de pozos petrolíferos: “La empacadura es un dispositivo que hace
obturación entre una sarta de tubería y otra, o entre una sarta y las paredes del pozo, la
empacadura esta basada en el principio de que el flujo puede continuar a través del
interior de la tubería”101.
44
GRÁFICO 15
Componentes de una empacadura
Fuente: PACKER SYSTEMS, Baker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
45
2.5.1. FUNCIONES BÁSICAS DE UNA EMPACADURA
• Para probar zonas de producción simples o dobles.
• Para cementaciones forzadas a presión.
• Para la acidificación
• Para empacar con grava ( para el control de arena)
• Para la fracturación hidráulica de las formaciones.
• Para probar la tubería de revestimiento y sus trabajos de cementación tratando
de detectar filtraciones por daño de la tubería, comunicación entre arena por
mala cementación.
• Para completación de pozos; para aislar zonas productoras y en caso de
completar en zonas con problemas de arena, se las usa junto con los liners.
• Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta
producción o presiones de inyección.
2.5.2. COMPONENTES BÁSICOS DE LAS EMPACADURAS
2.5.2.1. ELEMENTOS SELLANTES
Estos elementos son normalmente construidos de un producto de goma de nitrilo y se
usan en aplicaciones tales como: instalaciones térmicas, pozos cretácicos y pozos
productores de gas seco. Se ha comprobado que los sellos de goma de nitrilo son
superiores cuando se utilizan en rangos de temperaturas normales a medias. Cuando se
asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime de manera tal que forma un
46
sello contra la pared de la tubería de revestimiento”. Durante esta compresión, el
elemento de goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la tubería.
Esta expansión junto con la maleabilidad del mencionado elemento ayuda a que estos
vuelvan a su forma original al ser eliminada la compresión sobre la empacadura.
Como dice Baker Oil Tools en su manual Packer Systems: “Algunas empacaduras
incluyen resortes de acero retráctiles moldeados dentro del elemento sellante para
resistir la expansión y ayudar en la retracción cuando se desasiente la empacadura” 8.
Existen cuatro tipos de elementos sellantes (ver tabla 1) que se usan de acuerdo al tipo
de servicio: ligero, mediano, duro y especiales. (I, II, III y IV, respectivamente).
TABLA 1
Tipos de Elementos Sellantes
Fuente: COMPLETACIÓN DE POZOS., Eduardo A., Aguirre & Yoel A. Vivas
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
TiposElementosSellantes
Presión de Trabajo
(lb/pulg2)
Temperatura de trabajo
(ºF)I Un solo elemento 5000 250II Dos o más 6800-7500 275III Dos o más 10000 325
IV Especiales para
CO2 y H2S
15000 450
47
2.5.2.2. CUÑAS
Las cuñas existen en una gran variedad de formas. Es deseable que posean un área
superficial adecuada para mantener la empacadura en posición, bajo los diferenciales de
presión previstos a través de esta. Las cuñas deben ser reemplazadas si ya se han
utilizado una vez en el pozo.
2.5.2.3. ELEMENTOS DE ASENTAMIENTO Y DESASENTAMIENTO
El mecanismo más simple de asentamiento y desasentamiento es el arreglo de cerrojo en
“J” y pasador de cizallamiento que requiere solamente una ligera rotación de la tubería
de producción al nivel de la empacadura para el asentamiento y puede, generalmente,
ser desasentada por un simple levantamiento sobre la empacadura. Este procedimiento
es aplicable a las empacaduras recuperables.
2.5.2.4. DISPOSITIVOS DE FRICCIÓN
Los elementos de fricción son una parte esencial de muchos tipos de empacaduras para
asentarlas y en algunos casos para recuperarlas. Pueden ser flejes, en resortes o bloque
de fricción, y si están diseñados apropiadamente, cada uno de estos proporciona la
fuerza necesaria para asentar la empacadura.
48
2.5.2.5. ANCLAS HIDRÁULICAS
Como dice Baker Oil Tools en su manual de Cálculo de Empacaduras: “Las anclas
hidráulicas o sostenedores hidráulicos proporcionan un método confiable para prevenir
el movimiento que tiende a producirse al presentarse una fuerza en la dirección opuesta
de las cuñas principales” 27.
Por ejemplo, una empacadura de cuñas simples que se asiente con peso puede moverse
hacia arriba en el hoyo, cuando se lleva a cabo una acidificación o fractura, sin
embargo, este movimiento se puede evitar mediante el uso de sostenedores hidráulicos o
de una ancla hidráulica.
2.5.2.6. MANDRIL
Es el tubo o conducto a través del centro de la empacadura, que deja pasar los fluidos
para tratamiento o para la producción.
2.5.3. PRUEBA DE PRESIÓN DEL EMPAQUE
Como dice Randy Smith en su manual Training Solutions: “La prueba de presión del
empaque generalmente implica dos pasos: una prueba interna a través de la tubería de
producción y una prueba externa bajando por el revestimiento” 34.
49
Para realizar una prueba a través de la tubería de producción se debe colocar un
dispositivo de taponamiento de algún tipo por debajo del empaque. Esto puede ser una
válvula, un tapón ciego o un tapón asentado con wireline. Se le aplica a la tubería de
producción y se monitorea el anular para detectar un aumento de presión. Si se presenta
presión en el anular y no puede purgar, entonces generalmente se retira el empaque, se
rectifica y se vuelve a correr.
La prueba anular se realiza presurizando en anular mientras se monitorea la tubería de
producción para detectar aumentos de presión. Al igual que en la prueba anular. Si no se
puede purgar la presión la prueba ha fallado y se puede recuperar el ensamblaje de sello
o el empaque en si las herramientas se inspeccionan, se rectifican y se vuelven a correr
y asentar, para realizar otra prueba.
Como dice Randy Smith en su manual Training Solutions: “En algunos casos, el que las
prueba fallen una y otra vez es una indicación de que hay un punto malo en el
revestimiento y se puede considerar el asentar el empaque un poco más arriba o más
abajo, si es posible” 43.
50
GRÁFICO 16
Prueba de presión del empaque
Fuente: TRAINING SOLUTIONS Randy Smith
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
2.6. DEFINICIÓN DE TAPÓN
Como dice Baker Oil Tools en su manual Workover Systems “Son accesorios de
control de flujo entre los cuales tenemos los permanentes y recuperables, los tapones
permanentes son diseñados para hacer sello tanto en el tubing como en el casing
impidiendo el libre flujo” 35.
Los tapones recuperables de wireline son diseñados para ser insertados en un NO-GO o
niple de asiento apropiados y servir como sello con características propias. Se asientan y
51
recuperan mediante cable de acero con herramientas apropiadas, pudiendo también ser
lanzados en caída libre hasta su destino en el NO-GO o niple de asiento.
GRÁFICO 17
Tapón recuperable modelo C
Fuente: PACKER SYSTEMS, Baker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
52
2.6.1. FUNCIONES BÁSICAS DE UN TAPÓN
• Reparar equipos de superficie.
• Probar tubería de producción por presurización hacia arriba.
• Asentamiento de empacadura hidráulica.
• Circular por encima fluidos.
• Separación de zonas en completaciones selectivas.
• Fracturamiento en completaciones.
• Matar pozos.
• Para uso como válvula de pie.
• Para probar empacaduras.
• Acidificación en completaciones selectivas.
• Taponamiento de cabezal en completaciones.
• Taponamiento de cabezal para trabajos de reparación.
53
CAPÍTULO III
TIPOS DE EMPACADURAS Y TAPONES
3.4. TIPOS DE EMPACADURAS
Existen empacaduras que son recuperables y permanentes. Aquellas que están
diseñadas para que luego de ser asentadas en el hueco puedan ser removidas y ser
colocada de nuevo en su sitio o en otro, se conoce como recuperable y generalmente se
mete 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, no pueden ser removidas, estas se 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.
Los diferentes tipos de empacaduras pueden ser agrupados en clases principales
(permanentes y recuperables); luego se pueden subdividir de acuerdo a métodos de
asentamientos, dirección de la presión a través de la empacadura. De esta forma se
tienen:
• Recuperables.
• Permanentes.
54
Existen alrededor de 10 fabricantes de empacaduras, sin embargo, en la industria
petrolera nacional las más utilizadas son de las marcas, Baker y Halliburton en
diámetros de 4 ½, 5½, 7 y 9 5/8 pulgadas.
3.4.1. EMPACADURAS PERMANENTES
Estas se pueden correr con la tubería de producción o se pueden colocar con wireline.
En este último caso, se toman como referencia los cuellos registrados en el perfil de
cementación para obtener un asentamiento preciso.
Como dice Baker Oil Tools en su manual Cased Hole Aplications:
En caso de formaciones con temperatura de fondo alta (400ºF-450ºF), el método
más seguro de asentamiento consiste en utilizar un asentador hidráulico bajado
junto con la tubería de producción. Una vez asentada la empacadura, se desasienta
el asentador hidráulico y se saca junto con la tubería de producción66.
Las empacaduras permanentes se pueden considerar como una parte integrante de la
tubería de revestimiento, ya que la tubería de producción se puede sacar y dejar la
empacadura permanente asentada en el revestidor. Usualmente para destruirla es
necesario fresarla, por lo que frecuentemente se denomina empacadura perforable.
55
3.4.1.1. EMPACADURA MODELO F-1 Y FB-1 (OBTURADOR DE
PRODUCCIÓN)
El modelo F-1 y FB-1 empacadura de producción de la familia de las empacaduras
modelos permanente, es el de mayor diámetro a través de cualquier empacador
perforable. En la versión FB1, una extensión de sello perforable u otro componente
pueden ser corridas por debajo de la empacadura.
Aplicaciones:
• Producción, inyección y aislamiento de zonas.
• Empaquetador colector.
• Para cementaciones forzadas o empaquetador de prueba.
• Empacadura permanente o tapón puente temporal.
Características y Beneficios:
• Estructura sólida, construcción de línea delgada con sistema empaquetador que
resiste sin ser limpiado, esto hace que la herramienta sea un 50% más rápida a la
hora de correrla porque no existe el miedo de dañarse por impacto o un
asentamiento prematuro.
• Dos juegos opuestos de cuñas circulares que aseguran que la empacadura se
quedará fija.
• El diámetro interno de esta empacadura es más grande que otro empacador
perforable.
56
GRÁFICO 18
Empacadura modelo FB-1 (obturador de producción)
Fuente: PACKER SYSTEMS, Baker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
3.4.1.2. EMPACADURA MODELO FA, FAB, FA-1 Y FAB-1 (OBTURADOR DE
PRODUCCIÓN)
Como dice Baker Oil Tools en su manual Packer Seminar: “El modelo FA-1
empacadura de producción ofrece un cuerpo superior extendido para alojar un sello
superior más grande, esta tiene el diámetro interno más grande a través de los
accesorios y la empacadura”22.
En sus tamaños más pequeños, esta empacadura está disponible como el modelo FA
que tiene el anillo de cerradura del cuerpo y camisa fija en el extremo inferior del
57
empacador. El modelo FAB y el FAB-1 proporciona una rosca para acoplar una
extensión de sello perforable u otro componente debajo del empacador.
Aplicaciones:
• Producción, inyección y aislamiento de zonas.
• Empaquetador colector.
• Para cementaciones forzadas o empaquetador de la prueba.
Características y Beneficios:
• Permanente o tapón puente temporal.
• Estructura sólida, construcción de línea delgada con sistema empaquetador que
resiste sin ser limpiado, esto hace que la herramienta sea un 50% más rápida a la
hora de correrla porque no existe el miedo de dañarse por impacto o un
asentamiento prematuro.
• Dos juegos opuestos de cuñas circulares que aseguran que la empacadura se
quedará fija.
58
GRÁFICO 19
Empacadura modelo FA-1 (obturador de producción)
Fuente: PACKER SYSTEMS, Baker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
3.4.2. EMPACADURAS RECUPERABLES
Como dice Baker Oil Tools en su manual Packer Systems: Son aquellas que se bajan
con la tubería de producción o tubería de perforación y se pueden asentar: por
compresión, mecánicamente e hidráulicamente. Después de asentadas pueden ser
desasentadas y recuperadas con la misma tubería”59.
Las empacaduras recuperables son parte integral de la sarta de producción, por lo tanto,
al sacar la tubería es necesario sacar la empacadura.
59
Las empacaduras recuperables se pueden clasificar tomando en cuenta el tipo de
asentamiento en:
1. Empacaduras recuperables de compresión.
2. Empacaduras recuperables de tensión.
3. Empacaduras recuperables de asentamiento mecánico.
4. Empacaduras recuperables sencillas y duales de asentamiento hidráulico.
3.4.2.1. EMPACADURAS RECUPERABLES DE COMPRESIÓN
Una empacadura de compresión se asienta aplicando el peso de la tubería de producción
sobre la empacadura y se recupera tensionando. Por estas razones, no se desasienta
aplicando una fuerza hacia abajo. Sus características particulares las hacen apropiadas
para resistir diferenciales de presión hacia abajo. Son principalmente utilizadas en
pruebas de pozo, pozos verticales, relativamente someros y de baja presión.
3.4.2.1.1. EMPACADURA MODELO R-3 (OBTURADOR DEL CASING)
Como dice Baker Oil Tools en su manual Packer Systems:
La empacadura modelo R-3 es una herramienta versátil proyectado para un rango
ancho de aplicaciones de producción, pertenece al tipo de empacaduras de
compresión, apropiado para aplicaciones de estimulación y tratamiento en la
combinación de doble agarre72.
60
Se usan donde las presiones de fondo de pozo se han agotado, una sola versión del
agarre puede utilizarse como empacador de producción económico. Se asienta rotando
la tubería un cuarto de vuelta a la derecha y puede ser liberada tensionando.
Características y beneficios:
• Cuñas escabrosas para sistemas resbaladizos.
• Botón hidráulico de contención, localizado debajo de la válvula de desviación.
• Único con "mecanismo de seguridad" incorporado que ayuda a mantener la
desviación cerrada.
• Plan de desviación eficaz que permite la igualación de presión rápidamente y
resiste swab-off.
• Tres dispositivos como elementos empaquetadores probados en el campo.
61
GRÁFICO 20
Empacadura modelo R-3 (obturador del casing)
Fuente: PACKER SYSTEMS, Baker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
3.4.2.1.2. EMPACADURA MODELO A-3 Y AL-2 (OBTURADOR DEL
CASING)
La empacadura modelo A-3 combina las ventajas de un empacador recuperable con las
características de un empacador permanente, su capacidad de bloquear las cargas tubería
abajo proporciona una amplia gama de usos, incluyendo la producción, la inyección,
aislamiento de zonas y operaciones remediadoras, la empacadura se fija rotando la
62
tubería de producción hacia la derecha mientras se reduce el peso de la tubería de
producción, la rotación hacia la derecha con una ligera tensión libera la empacadura.
La empacadura modelo AL-2 es similar al modelo A-3 y se recomienda cuando se
requiere de un diámetro más grande que el diámetro normal.
Características y Beneficios:
• Soporta presiones de encima y debajo, sin contar el peso de asentamiento, la
tensión de la tubería, o entorpecimiento hidráulico.
• La tubería queda fija con la tensión aplicada, conveniente para pozos con
bombeo o inyección, controla las cargas de la tubería relacionado con las
variaciones de temperatura de los fluidos.
• Las cuñas previenen los movimientos de la empacadura asociados a los cambios
de las presiones diferenciales, mientras permite la descarga de la tensión de la
tubería, neutral, o compresión.
• El desacople rotatorio proporciona facilidad en la conexión y desconexión
cuando hay combinación con el conector de tubería.
• La compresión del elemento empacador es bloqueada por la acción del
sacudimiento de los segmentos sellantes, mientras también permite la rotación
en una sola dirección.
63
GRÁFICO 21
Empacadura modelo A-3 (obturador del casing)
Fuente: PACKER SYSTEMS, Baker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
3.4.2.1.3. EMPACADURA DE SERVICIO MODELO EA (RETRIEVAMATIC)
En la industria la empacadura recuperable más popular y experimentada para
estimulación y trabajos de reacondicionamiento, el modelo EA Retrievamatic se utiliza
en todos los tipos de cementación forzada, pruebas en la tubería de revestimiento,
fracturamiento de la formación y para tratamiento con ácidos a alta presión con la
prueba subsiguiente, es de abertura completa, el juego de fondo de la empacadura con
botones tipo pistón para su inmovilización, accionada por baja presión y un sistema de
empaquetamiento de tres elementos.
64
Características y Beneficios:
• El área de desviación grande permite la circulación alrededor y a través de la
herramienta mientras se la está corriendo; para el rescate de la herramienta se
igualan las presiones instantáneamente a través de los botones de obturación.
• El descargador probado de la superficie del sello controla la desviación,
eliminando la necesidad del bloqueo mecánico.
• La desviación que funciona totalmente a través de la empacadura aísla los
botones de las presiones surgidas en la tubería de producción, reduciendo las
probalidades de averías.
• Mantenga los botones de obturación en packoff durante las operaciones de alta
presión por abajo.
• Las cuñas se fijan siempre con 3/4 vuelta, se arrastra recto para recuperar.
65
GRÁFICO 22
Empacadura de servicio modelo EA (Retrievamatic)
Fuente: PACKER SYSTEMS, Baker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
3.4.2.1.4. EMPACADURA RTTS
Obturador RTTS Recuperable para Pruebas-Tratamientos-Cementación a Presión. El
RTTS es un obturador de múltiple uso. Se sujeta por torsión a la derecha y aplicando
peso a la tubería”. Tal acción fija las cuñas mecánicas contra la tubería dé
revestimiento. Esas cuñas entonces sostienen el peso de la tubería de producción
requerido para comprimir los hules (las gomas) del obturador y hacer que sellen contra
la tubería de revestimiento; las mismas cuñas sostienen cualquier carga hidráulica en el
66
espacio anular, encima de1 obturador, como la que ocurre al lavar la tubería de
producción.
Como parte integrante de la herramienta, se provee una válvula de circulación, de dos
posiciones. Durante la cementación forzada o los tratamientos, el mandril de la válvula
se cierra o se abre a voluntad en cualquier momento, para permitir circulación por
encima del obturador.
El diámetro interior del mandril permite bombear grandes volúmenes de fluido con
mínima baja de presión, y también permite el paso del cañón disparador para tubería de
producción.
Como dice el Ing. Cléber H. Quiroga en su manual de Pruebas, Completación y
Reacondicionamiento de pozos petrolíferos: “El obturador RTTS se adapta fácilmente a
múltiples operaciones en una o más zonas con un solo viaje en el pozo. La herramienta
se puede mover a otras posiciones dentro del mismo pozo, para tratar otras zonas de
igual manera” 71.
67
GRÁFICO 23
Empacadura RTTS
Fuente: TRAINING SOLUTIONS, Randy Smith
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
3.4.2.2. EMPACADURAS RECUPERABLES DE TENSIÓN
Como dice Baker Oil Tools en su manual de Cálculo de Empacaduras:
Estas empacaduras se asientan rotando la tubería de producción ¼ de vuelta a la
izquierda y luego tensionando. Para recuperarla, se deja caer peso de la tubería de
manera tal de compensar la tensión y luego se rota la tubería a la derecha ¼ de
vuelta, de manera que las cuñas vuelvan a su posición original 31.
68
Se usan en pozos someros y donde se anticipen presiones diferenciales moderadas desde
abajo. Las presiones desde abajo solo sirven para incrementar la fuerza de asentamiento
sobre la empacadura. Son usadas preferiblemente en pozos de inyección de agua y en
pozos someros, donde el peso de la tubería de producción no es suficiente para
comprimir el elemento sellante de una empacadura de asentamiento por peso o
empacadura a compresión.
3.4.2.3. EMPACADURAS RECUPERABLES DE ASENTAMIENTO
MECÁNICO
Como dice Baker Oil Tools en su manual de Cálculo de Empacaduras: “Estas
empacaduras se asientan por rotación de la tubería más peso o con rotación solamente.
No se desasientan por presiones aplicadas en cualquier dirección, por lo tanto pueden
soportar un diferencial de presión desde arriba o desde abajo”33.
Para recuperarlas, solamente se requiere rotación de la tubería de producción hacia la
derecha. Cuando se usan en pozos de bombeo mecánico se dejan en tensión y actúan
como anclas de tubería.
Como dice Eduardo A. Aguirre & Yoel A. Vivas en su libro Completación de pozos:
“Cuando se utilizan en pozos de inyección de agua permiten mantener la tubería de
producción en peso neutro, lo que elimina la posibilidad de que se desasienten debido a
la elongación de la tubería o por contracción de la misma” 16.
69
Su mayor desventaja se debe a que como deben ser liberadas por rotación de la tubería,
si hay asentamiento de partículas sólidas sobre el tope de la empacadura se hace
imposible realizar cualquier trabajo de rotación, sin embargo, eso se soluciona usando
un fluido libre de partículas sólidas como fluido de empacadura.
3.4.2.3.1. EMPACADURA GUIBERSON G-6 DE ASENTAMIENTO
MECÁNICO
Como dice Randy Smith en su manual Training Solutions: “Diseñado para
completaciones de sarta sencilla, el G-6 tiene 1/4 de giro del asentamiento y
recuperación de la sarta. Para haladas de emergencia, se logra sacar el empaque de su
asiento con una halada hacia arriba”80.
70
GRÁFICO 24
Empacadura Guiberson G-6 de Asentamiento Mecánico
Fuente: TRAINING SOLUTIONS, Randy Smith
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
3.4.2.4. EMPACADURAS RECUPERABLES SENCILLAS Y DUALES DE
ASENTAMIENTO HIDRÁULICO
El asentamiento de las empacaduras sencillas se realiza cuando existe un diferencial de
presión entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento. La principal ventaja
de las empacaduras recuperables con asentamiento hidráulico, es que la tubería de
71
producción puede ser corrida en el pozo y el cabezal de producción instalado antes del
asentamiento de la empacadura.
Como dice Baker Oil Tools en su manual Packer Systems: “Estas empacaduras son
particularmente apropiadas en pozos altamente desviados donde la manipulación de la
tubería de producción puede presentar dificultades” 50.
Las empacaduras duales se utilizan en completaciones múltiples cuando se requiere
producir una o más arenas. 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 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.
3.4.2.4.1. EMPACADURA MODELO FH Y FHL
El modelo FH es una empacadura recuperable de un solo juego es la estándar de la
industria, de asentamiento hidrostático y corto desasentamiento, la empacadura FH se
activa hidráulicamente aplicando presión de la tubería contra un dispositivo de
72
taponamiento debajo de la empacadura, la empacadura requiere solamente de un tirón
para ser liberada.
El modelo FHL es la versión de diámetro grande de la empacadura FH, las
características y ventajas y los procedimientos operacionales son los mismos de la
empacadura FH.
Características y beneficios de la empacadura FH:
• La empacadura puede ser asentada después que el pozo ha sido entubado por
encima de donde no se requiere ninguna manipulación de la tubería.
• El mecanismo de asentamiento es activado hidráulicamente.
• En el campo el sistema probado Packoff de tres elementos empaquetadores es
trabado adentro por un anillo de cerradura.
• La carga mecánica, así como la presión de fondo del pozo, transmisión adicional
Packoff de fuerzas hidráulicas bajo retención serán normales.
• Rango operacional a las presiones hidrostáticas de 12000 psi a 15000 psi.
• Puede correrse en alternación para completaciones en zonas múltiples.
• Corta liberación a través de la tensión o de la liberación rotatoria opcional.
73
GRÁFICO 25
Empacadura modelo FH
Fuente: PACKER SYSTEMS, Baker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
3.4.2.4.2. EMPACADURAS DOBLES MODELO A-5, AL-5 Y ALS-5
El modelo A-5 el es una empacadura recuperable de asentamiento hidrostático y corta
liberación de doble juego, la empacadura se activa hidráulicamente para el asentamiento
hidrostático aplicando una presión baja en la tubería contra un dispositivo que tapa
74
debajo de la empacadura en secuencia corta, la empacadura requiere sólo de un tirón
recto contra el largo juego para ser liberada.
El modelo AL-5 es la versión de asentamiento de juego largo de la empacadura A-5.
Las características, ventajas y los procedimientos operacionales son similares a las de la
empacadura A-5.
El modelo AL-5 es la versión de asentamiento selectivo de la empacadura ALS, el
asentamiento y la recuperación de la empacadura es esencialmente igual que el de una
A-5 con la excepción de una camisa interna que debe cambiarse antes de que la
empacadura deba ser asentada, el mecanismo de asentamiento selectivo evita que la
empacadura se asiente prematuramente cuando se encuentra con altas presiones
diferenciales en la tubería de producción y el espacio anular o cuando se realizan las
pruebas de presión de la tubería.
Aplicaciones:
• Producción, inyección y aislamiento de zonas.
• Empacadura superior dónde la empacadura de fondo es de un solo agujero,
como empacadura superior o intermedia alternadas, o en completaciones dobles
selectivas-alternadas.
• En pozos desviados u otras aplicaciones dónde no se puede aplicar rotación para
la instalación o retiro de la empacadura.
75
Características y Beneficios:
• Operacionalmente simple para instalación y recuperación de las empacaduras
múltiples en la producción sin manipulación de la tubería de producción o
intervención en el pozo:
Activación hidráulica, asentamiento hidrostático a baja presión, apta para
ser activada por un equipo de bombeo.
Corta liberación, le permite a la empacadura ser liberada simplemente
arrastrando la tubería.
La desviación incorporada sirve para ayudar a la liberación y
recuperación de la empacadura.
• El sistema Packoff constantemente se refuerza por la presión hidrostática y
mecánicamente es sellado.
• El triple elemento sellante asegura resistir la presión por encima de una gama
amplia de temperaturas y adaptable fácilmente a casings irregulares.
76
GRÁFICO 26
Empacadura modelo A-5 (doble juego)
Fuente: PACKER SYSTEMS, Baker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
3.4.2.4.3. EMPACADURA DE SELLOS GEMELOS PARA BOMBEO
ELECTRICO SUMÉRGIBLE
La empacadura de sellos gemelos de alto desempeño, diseñada especialmente para ser
usadas con el sistema de bombeo eléctrico sumergible, la empacadura proporciona de
un mandril de producción de diámetro grande y un cable eléctrico con conducto de
alimentación adaptable para el uso del popular cable del sistema packoff, además, hay
dos conductos de alimentación más pequeños que se pueden utilizar para una válvula de
venteo de gas anular, instrumentación y líneas de inyección de productos químicos. No
77
hay movimiento relativo entre los juegos cuando la herramienta está siendo asentada o
liberada, eliminando la tensión del cable.
La empacadura es asentada con presión hidráulica y la liberación de la empacadura se la
hace halando la tubería hacia arriba, los elementos gemelos empaquetadores ubicados
sobre y debajo de las cuñas permiten que la empacadura mantenga el mismo grado de
presión en las dos direcciones.
Características y Beneficios:
• Alto rendimiento, considerada para: 5000 psi y 275°F.
• Los elementos de empaquetamiento gemelos protegen el sistema de cuñas de los
ripios, mientras afloja la empacadura para su liberación.
• El mecanismo de asentamiento hidráulico es fiable simplificando los
procedimientos de ejecución.
• El mandril de producción de diámetro grande reduce las restricciones de flujo en
los pozos de volumen altos.
78
GRÁFICO 27
Empacadura de sellos gemelos para bombeo eléctrico sumergible
Fuente: PACKER SYSTEMS, Baker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
79
3.5. TIPOS DE TAPONES
3.5.1. TAPONES PERMANENTES
3.5.1.1. RETENEDOR DE CEMENTO
Como dice Baker Oil Tools en su manual Workover Systems:
Los retenedores pueden ser colocados a la profundidad deseada ya sea
eléctricamente mediante cable o mecánicamente utilizando la tubería. El
procedimiento eléctrico es mas solicitado porque permite ganar tiempo y asentar
la herramienta de manera más precisa, lo cual es requerido especialmente cuando
se quiere asentarlo entre dos zonas ligeramente separadas 61.
Un retenedor de cemento es generalmente utilizado para realizar una cementación
forzada en un intervalo inferior a donde se quiere asentarlo, insertando en él una
herramienta apropiada llamada stinger, la cual es bajada con la tubería e introducida en
el retenedor, cuando éste ha sido previamente asentado con cable, para efectuar el
trabajo de cementación. Si el retenedor es bajado con tubería, el stinger también baja ya
introducido en él y es parte de una herramienta denominada setting tool, que es
justamente la que permite accionar mecánicamente al retenedor mediante maniobras de
la tubería en superficie, para que se asiente a la profundidad deseada y se ejecute la
operación de cementación. Parte del setting tool también constituye un centralizador en
la parte superior.
80
Como dice el Ing. Cléber H. Quiroga en su manual de Pruebas, Completación y
Reacondicionamiento de pozos petrolíferos: “Cualquier retenedor, mientras no sea
perturbado con el stinger puede servir como tapón permanente (CIBP) en el casing,
llamados tapón puente y utilizados para aislar zonas inferiores productoras de agua que
contaminan a las más superiores”133.
Sin embargo, existen tapones puente propiamente dichos, que serán tratados más
adelante; pero de requerirse, un mismo retenedor puede ser convertido a tapón con
moderados cambios, lo cual no es necesario si un retenedor como tal puede servir como
tapón.
Los retenedores de cemento son considerados como empacaduras no recuperables y por
consiguiente sólo pueden ser removidos cuando se perforan, si es necesario, después de
que se concluye el trabajo; caso contraria pueden permanecer indefinidamente en el
pozo hasta que se decida hacer un trabajo posterior y sea imprescindible perforarlo.
Los retenedores tienen la ventaja de poseer una válvula de check, para aguantar la
mezcla de cemento en su sitio mientras se está sacando la tubería, de allí su nombre de
retenedor de cemento. Es decir, permite el desplazamiento de la mezcla hacia el fondo
mientras se está forzando e impide el regreso de la mezcla cuando termina el bombeo,
se quita la presión y se retira el stinger del retenedor para comenzar a sacar la tubería y
esperar el tiempo de fraguado, después del cual continuarán las operaciones
programadas en el pozo.
81
Las diferentes marcas de retenedores exigen que para cada uno de ellos existan stinger y
setting tool apropiados y exclusivos.
3.5.1.2. TAPÓN PUENTE (CIBP)
Es conocido también como CIBP (Casing Irretrievable Bridge Plug). Si bien un
retenedor de cemento puede servir como tapón mientras no sea perturbado con el
stinger, mas se lo usa como retenedor para la operación temporal de cementación y
luego es perforado. Un tapón puente propiamente dicho, a más de diferir en su
mecanismo con el retenedor, tiene un propósito permanente en el casing, el cual es el de
aislar un intervalo inferior indeseable generalmente productor de agua. Aunque puede
ser colocado en el pozo, para la eternidad, en un determinado momento puede ser
perforado con propósitos de hacer reacondicionamiento en zonas inferiores. Son tapones
metálicos que se asientan mecánicamente con la tubería o eléctricamente mediante
cable.
3.5.1.2.1. TAPÓN PUENTE MODELO N-1
El tapón puente modelo N-1 es un tapón puente perforable de alto rendimiento
conveniente para casi cualquier operación de taponamiento temporal o permanente, el
tapón se construye de materiales selectos que proporcionan una combinación de
firmeza perforable, puede ser convertido a un retenedor de cemento del modelo K-1
cambiando la guía y reemplazando el tapón puente por la instalación de la válvula
correcta.
82
Características y Beneficios:
• Fácilmente convertible del sistema de wireline al sistema mecánico agregando
un tornillo de corte y cambiando la cuña superior.
• El diseño del elemento achicador (limpieza, suabeo) es resistente permitiendo
correr con más velocidad la herramienta.
• Construido de materiales fácilmente perforables para reducir al mínimo el
tiempo de perforación de la herramienta.
GRÁFICO 28
Tapón puente modelo N-1
Fuente: WORKOVER SYTEMS, Taker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
83
3.5.1.3. TAPÓN DE CEMENTO
El taponamiento de un intervalo cañoneado, mediante un tapón de cemento puede
hacerse por varias razones y mediante técnicas variadas. Una de las razones más
importantes es el de aislar una zona no productiva, colocándole un tapón permanente
encima de ella, para ayudar a evitar la posible pérdida de producción de otras zonas en
el mismo pozo. La técnica de ba1anceatniento es la más utilizada para colocar un tapón
de cemento, en tal caso se denomina tapón balanceado.
Como dice Baker Oil Tools en su manual Flow control: “Entre las razones básicas para
el establecimiento de un tapón de cemento, podemos considerar: Aislamiento de zona,
control de pérdida de circulación, desvío lateral o perforación direccional, prueba de
fondo de formación y abandono de un pozo”23.
3.5.2. TAPONES RECUPERABLES
Como dice Baker Oil Tools en su manual Flow control: “Son empleados para taponar
la tubería de producción y tener la posibilidad de realizar así trabajos de mantenimiento
y reparación de subsuelo”28.
Existen tres tipos básicos de tapones recuperables, los cuales son asentados en niples o
en la tubería de producción. Estos tres tipos se clasifican según la dirección en que son
capaces de soportar presión.
84
Los que son capaces de soportar presión por encima o en sentido
descendente.
Los que soportan presión en sentido ascendente o por debajo.
Los que soportan presión en ambas direcciones, bajo condiciones de
operación.
• TAPÓN QUE SOPORTA PRESIÓN POR DEBAJO
Consiste en un ensamblaje con un tapón de cabezal cargado con un resorte, el
cual sella sobre un asiento metálico dispuesto en el sustituto igualador,
pudiéndose realizar este sello también con un asiento de goma en adición con el
metal.
• TAPÓN DE CIERRE EN AMBAS DIRECCIONES
Es comúnmente empleado para separación de zonas en completaciones de tipo
selectivas.
3.5.2.1. TAPÓN PUENTE RECUPERABLE (RBP)
Como dice Baker Oil Tools en su manual Workover Systems: “El RBP constituye un
tapón positivo, pero fácilmente removible, en pozos con tubería revestidora y para
aguantar presión de arriba o de abajo” 47.
85
La herramienta consta de dos elementos tipo copa que son autosellantes al aplicársele
las diferencias de presiones y de dos juegos de cuñas para anclaje positivo contra
presión en ambas direcciones. En la herramienta se ha provisto de un área grande de
desvío, con válvula desviadora, esta válvula es de equilibrio por presión y se abre
fácilmente cuando hay diferencia de presiones a través del tapón.
Esta herramienta puede bajarse y colocarse con la tubería de producción, hasta donde se
necesite un tapón provisional, para tratamientos en tubería revestidora, o para contener
la presión durante tareas de reacondicionamiento en superficie. Esta especialmente
adaptada para uso debajo de una herramienta recuperable apropiada, para aislar zonas
con fines de prueba, tratamiento o cementación forzada. Está diseñada de tal modo, que
el afianzamiento y el rescate son compatibles con la función de la empacadura de
prueba. Esta combinación permite aislar cualquier sección deseada entre dos zonas. Las
zonas múltiples se pueden aislar individualmente para los procedimientos de tratamiento
y prueba deseados en un solo viaje.
El tapón puente (RBP) se baja junto con una empacadura al cual esta sujeto en su parte
inferior mediante un pescante de enchufe que servirá para recuperarlo. El tapón se
coloca dándole vuelta a la derecha a la tubería, con lo cual se asientan las cuñas y se
destraba el enchufe en “J” del cuello de la herramienta. Se requiere un tirón de 5000 a
10000 libras para cerrar positivamente el desvío y para remover la punta del enchufe de
pesca de la manga de la válvula de desvío. Este tirón indica que el tapón puente esta
afianzado. El tapón puente se recupera mediante torsión a la izquierda se destraban las
cuñas para mover el tapón puente, colocarlo nuevamente, o sacarlo del hueco.
86
3.2.2.2.1. TAPON PUENTE RECUPERABLE MODELO C
Un tapón confiable que sostiene la presión por arriba o por abajo, el modelo C se utiliza
para tratar con acido, fractura de la formación y la contención temporal de la presión,
este tapón utiliza la presión diferencial de arriba o abajo para lograr y mantener el
packoff. Una vez el tapón se ha corrido a la profundidad deseada y se ha soltado, fija
automáticamente los sellos contra el diferencial de presión en ambas dirección. Simple
para recuperar y cambiar, es ideal para el aislamiento selectivo y fracturamiento,
tratamiento con acido o pruebas en varias zonas en un solo viaje cuando se utiliza con
una empacadura recuperable de servicio.
Características y Beneficios:
• La circulación a través de las válvulas permite que el fluido pueda desviarse
cuando se este corriendo o recuperando la herramienta, reduciendo el suaveo.
• Las cuñas oscilantes opuestas previenen el movimiento de arriba o abajo,
dependiendo de la dirección de la presión del diferencial.
87
GRÁFICO 29
Tapón puente recuperable modelo C
Fuente: WORKOVER SYTEMS, Taker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
3.2.3. TAPON CIEGO (BLANKING PLUG)
Como dice Baker Oil Tools en su manual Flow control: “Son accesorios de control de
flujo, diseñados para ser insertados en NO-GO o niple de asiento apropiados y servir
como sello con características propias”38.
88
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 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, pueden ser asentados en el mismo. Su elección depende de las características,
necesidades, beneficios, costos e implementaciones modernas que han hecho las
compañías fabricantes.
89
TABLA 2
Aplicaciones Recomendadas para Operaciones más Comunes con Tapones
Ope r acione sDe Pr e s ión por
Ar r ibaDe Pr e s ión por
De bajo
De Pr e s ión por Am bos
Se ntidos
Reparar equipos de s uperf ic ie ------- A plicable A plicable
Probar tubería educ tora por presurizac ión hac ia arr iba A plicable ------- -------
Desairear tubería educ tora a la entrada o salida del pozo
------- A plicable -------
A sentamiento de la empacadura hidráulica A plicable ------- -------
Circular por enc ima f luidos A plicable ------- A plicable Separac ión de zonas en
completac iones selec tivas ------- ------- A plicable
Frac turamiento en completac iones A plicable ------- A plicable
Matar pozos ------- A plicable -------Mover un montaje dentro o
f uera de localizac ión ------- A plicable A plicable
Para uso como válvula de pie A plicable ------- -------Para probar empacaduras ------- ------- A plicable
A c idif ic ac ión en completac iones selec tivas A plicable ------- A plicable
Taponamiento de cabezal en c ompletac iones ------- A plicable A plicable
Taponamiento de cabezal para trabajos de reparac ión ------- A plicable A plicable
Tipos de Tapón
Fuente: COMPLETACIÓN DE POZOS., Eduardo A., Aguirre & Yoel A. Vivas
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
90
3.3. CONSIDERACIONES BÁSICAS PARA LA SELECCIÓN DE
EMPACADURAS Y TAPONES
Para la selección de empacaduras y tapones es necesario considerar diversos factores
tanto técnicos como económicos. Generalmente, se escoge la herramienta (empacaduras
y tapones) menos costosa que puede realizar las funciones para la cual se selecciona.
Sin embargo, el costo inicial de la herramienta no debe ser el único criterio de selección.
Es necesario tomar en cuenta los requerimientos presentes y futuros de los pozos para la
selección de la herramienta, por ejemplo, las empacaduras más económicas son
generalmente las de compresión y las de tensión. Las empacaduras hidráulicas suelen
ser las más costosas. Es necesario tomar en cuenta facilidades de reparación y
disponibilidad. Las herramientas con sistemas complejos para el asentamiento y
desasentamiento deben evitarse, así por ejemplo, las empacaduras recuperables que se
liberan con simple tensión son deseables en muchos casos. Para hacer una selección
preliminar es necesario recabar la siguiente información y verificar que la herramienta
seleccionada cumpla con cada uno de los siguientes aspectos:
a) Tipo de herramienta (Recuperable, Permanentes).
b) Tipo de completación.
c) Dirección de la presión.
d) Procedimiento de asentamiento de la herramienta.
e) Procedimiento de Desasentamiento de la herramienta.
f) Trabajo que va realizar la herramienta.
91
CAPÍTULO IV
REACONDIONAMIENTO EN EL POZO SHUARA - G1
4.1. PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN
1. Mover torre de reacondicionamiento a la locación del pozo.
2. Controlar el pozo con agua tratada con demulsificante NE-118 (Usar 4 GLS/100
bls de agua) + RNB-60703 + Magnecide 575 (1 gl/500 bls) @ 8,3 lpg. (Máxima
Turbidez = 10 NTU). Desarmar cabezal. Armar BOP. Probar. Sacar
completación electrosumergible, reportar el estado que sale la tubería, chequear
por presencia de escala, corrosión y/o sólidos al Opto. Ing. de Petróleos. De ser
necesario un programa alterno será ejecutado.
3. Bajar BHA de pesca con over shot. Enganchar completación de fondo @ 8833'.
Desasentar packers "FH" @ 8869' y 9003'. Sacar completación de fondo.
4. Bajar broca y raspa tubos en tubería de 3 1/2" hasta 9215' (CIBP @ 9220'. No
topar). Circular. Limpiar. Sacar
5. Con cable eléctrico asentar CIBP @ 9000'.
6. Bajar conjunto TCP con camisa de 3 1/2" y C-packer. Correlacionar profundidad
de cañones. Asentar C-Packer a +/- 8900'. Probar. Soltar barra detonadora.
Punzonar los siguientes intervalos:
Arena "Us": 8947' - 8972' (251) @ 5 DPP (Repunzonar)
8976'- 8982' (061) @ 5 DPP (Punzonar)
92
7. Observar soplo. Si pozo no fluye abrir camisa de circulación. Desplazar Jet.
Evaluar arena "Us":
a) Si los resultados de la evaluación son satisfactorios. Tomar Build UP con
cierre de 16 horas. Reversar jet. Controlar pozo. Sacar BHA de
evaluación. Continuar con el siguiente paso.
b) Si los resultados de la evaluación no son satisfactorios. Reversar Jet.
Controlar pozo. Sacar conjunto TCP. Moler CIBP @ 9000'. Bajar broca
+ raspa tubos hasta 9200'. Circular. Limpiar. Sacar. Bajar completación
de fondo y bomba eléctrica sumergible similar a la anterior para producir
de arena "Ui". Probar rotación. Realizar prueba de producción por 6
horas. Continuar con el paso Nº 9.
8. Bajar bomba eléctrica sumergible de acuerdo a los resultados de la evaluación y
build up.
9. Terminar operaciones.
93
4.1.1. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 1
1. De las 16:00 horas a 22:00 horas se moviliza al pozo Shuara-G1, el equipo
de reacondicionamiento.
Ultima prueba referencial pozo shuara-g1 el 29 de marzo del 2006 a las 22:00 horas
FECHA BFPD BPPD BSW TIPO DE LEVANT. HZ PC Pwf.
08/03/2006 688 138 80% PPS(DN-725) 57 90 1030
El Grafico # Indica el estado del pozo antes de iniciar las operaciones.
D e acuerdo a la siguiente secuencia, inician operaciones en el pozo Shuara-G1 el 29 de
marzo del 2006 a las 22:00 horas:
1. De 22:00 horas a 01:00 hora, se lleno los tanques del ríg y se preparo fluido de
matado (8,3 LPG).
2. De la 01:00 a las 04:00 horas se controla el pozo con agua tratada y filtrada a 8,3
LPG (10 gls NE-118 + 10 gls Claystab + 0.5 gls Magnecide).
3. De las 04:00 a las 06:00 horas desarman cabezal y se instala el BOP. Prueban
con 3000 psi, ok.
94
GRÁFICO 30
Diagrama del pozo a las 06:00(Día 1)
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
95
4.1.2. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 2
1. De 06:00 a 07:00 horas continúan armando el cabezal. Prueban con 300 psi, ok.
2. De 07:00 a 08:00 horas subiendo e instalando polea en la torre.
3. De 08:00 a 13:00 horas sacan equipo BES Reda DN-725 en 3 1/2" tubería hasta
4400 pies.
4. De 13:00 a 14:00 horas se retira y se cambia carreta en Spooler a 4400 pies.
5. De 14:00 a 16:00 horas se continúan sacando equipo BES Reda DN-725 en 3
1/2" tubería hasta superficie.
6. De 16:00 a 17:00 horas bajan polea a superficie y retiran 2do carreto con 4197
pies de cable capilar plano Nº 2.
7. De 17:00 a 19:00 horas desarman BES Reda DN-725 (fecha de instalación
21/12/05, días operativos 81), bombas 1 y 2 con giro suave y externamente
limpias, Separador Gas giro suave externamente ok, Protector giro suave con
cámaras superior con agua, segunda cámara con aceite trabajado, cámara inferior
con aceite limpio. Equipo en general no presenta corrosión ni escala. Motor
eléctricamente ok, fases balanceadas. Cable de potencia eléctricamente, ok.
8. De 19:00 a 20:00 horas arman neplo campana + tubo conductor de agua.
9. De 20:00 a 21:00 horas arman BHA de pesca con: 5 3/4" Over shot + 3 1/16"
Grampa + 4 3/4" Martillo hidráulico + 4 3/4" (2) Drill collar.
10. De 21:00 a 05:00 bajan BHA de pesca en 3 1/2" tbg, midiendo hasta 8833'.
11. De 02:00 a 03:00 horas enganchan pin de 2 7/8" On-Off conector a 8833', ok y
desasientan 2 packers "FH"a 5669' y 9003' tensionando con 130000 lbs.
12. De 03:00 a 05:00 horas circulan pozo a 9043'.
96
13. De 05:00 a 06:00 horas sacan completación de fondo en 3 1/2" tbg. A las 06:00
fuera del pozo 1000 pies.
GRÁFICO 31
Diagrama del pozo a las 06:00(Día 2)
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
97
4.1.3. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 3
1. De 06:00 a 11:00 horas continúan sacando completación de fondo en 3 1/2"
tubería hasta superficie.
2. De 11:00 a 12:00 horas desarmando BHA de fondo: 2 7/8" neplo campana, 2
7/8" (1) tbg, 7" x 2 7/8" FH packer, 2 7/8" (4) tbg, 7" x 2 7/8" FH packer, 2 7/8"
(1) tbg (completación de fondo sale sin presencia de escala y/o sólidos).
3. De 12:00 a 13:00 horas arman BHA de limpieza: 6 1/8" broca + 7" scraper + 4
5/8" Bit Sub + 4 3/4" (2) drill collar + 4 3/4" x 2 7/8"X-Over + 2 7/8" No-Go + 2
7/8" x 3 1/2"X-Over.
4. De 13:00 a 20:00 horas bajan BHA de limpieza: midiendo, calibrando y
probando con 3000 psi c/16 paradas ok, hasta 9205 pies.
5. De 20:00 a 22:00 horas Wire Line arma equipos y baja pulling tool con linea
0,092" y se recupera standing valve en No-Go a 9116', ok.
6. De 22:00 a 00:00 horas circulan fondos arriba para limpiar pozo.
7. De 00:00 a 05:00 horas sacan BHA de limpieza en 3 1/2" tbg.
8. De 05:00 a 06:00 desarman BHA de limpieza: 6 1/8" broca + 7" scraper + 4 5/8"
Bit Sub + 4 3/4" (2) drill collar + 4 3/4" x 2 7/8" X-Over + 2 7/8" No-Go + 2
7/8" x 3 1/2" X-Over.
98
GRÁFICO 32
Diagrama del pozo a las 06:00(Día 3)
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
99
4.1.4. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 4
1. De 06:00 a 07:00 horas cambian neplo campana y tubo conductor de agua por
neplo de disparos.
2. De 07:00 a 08:00 horas esperando por Tapón CIBP.
3. De 08:00 a 11:00 horas se arma equipos y se baja CIBP acoplado con sonda de
registro CCL hasta 9120'. Correlacionan con registro CCL Corrigen profundidad
y asientan CIBP a 9000 pies.
4. De 11:00 a 12:00 horas cambian neplo de disparos por neplo campana + tubo
conductor de agua.
5. De 12:00 a 13:00 horas armas conjunto TCP con 4 1/2" cañones Power Jet 4505,
7x3 1/2" Positrieve Packer, 3 1/2" No-Go, 3 1/2" Camisa.
6. De 13:00 a 23:00 horas bajan Conjunto TCP en 3 1/2" tbg midiendo, calibrando
y probando con 3000 psi c/16 paradas hasta 8983 pies (colchón de agua
2000pies).
7. De 23:00 a 01:00 hora arman equipo y baja sonda con registros CCL-GR.
Toman registros desde 8805 pies hasta 8588 pies.
8. De 01:00 a 03:00 horas correlacionan profundidad con marca radioactiva 8768,6
pies. Existe un desfase de 0,5 pies. Corrigen profundidad. Asientan Packer a
8768,5'. Prueban anular con 800 psi, ok.
9. De 03:00 a 04:00 horas sueltan barra detonadora y punzonan los siguientes
intervalos de arena "Us":
8947' - 8972' (25') @ 5 DPP
8976’ - 8982' (6') @ 5DPPT
100
Pozo en observación (soplo moderado)
10. De 04:00 a 06:00 horas Wire Line baja pulling tool, abre camisa de circulación
de 3 1/2" a 8700 pies.
101
GRÁFICO 33
Diagrama del pozo a las 06:00(Día 4)
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
102
4.1.5. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 5
1. De 06:00 a 07:00 horas el camión bomba desplaza bomba Jet-10J a 8700 pies.
De 07:00 a 06:00 horas se evaluando arena "Us" con Jet-10J + camión bomba al tanque
bota en locación. El resumen de la información es la siguiente:
P iny = 3500 psi BFPH= 30
Total Iny = 1364 bls BFPD=720 (BPPD=612)
BIPH = 66 BSW f =15%
BIPD = 1584 BSW ret= 32%
BSW iny = 40% THE= 23
TR=662 BLS SALINIDAD = 2500 PPM CL-
4.1.6. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 6
De 06:00 a 06:00 horas evaluando arena “Us” con Jet-10J. El resumen de la
información es la siguiente:
P iny = 3500 psi BFPH= 33
Total Iny = 2998 bls BFPD=792 (BPPD=612)
BIPH = 70 BSW f =8%
BIPD = 1680 BSW ret= 16%
103
BSW iny = 20% THE= 47
TR= 1449 BLS SALINIDAD = 25500 PPM CL-
API = 28º @ 105º F
4.1.7. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 7
1. De 06:00 a 06:00 horas evaluando arena “Us” con Jet-10J.
El resumen de la información es la siguiente:
P iny = 3500 psi BFPH= 23
Total Iny = 4668 bls BFPD=768 (BPPD=629)
BIPH = 70 BSW f =12%
BIPD = 1680 BSW ret= 12%
BSW iny = 12% THE= 71
TR= 2203 BLS SALINIDAD = 65000 PPM CL-
API = 27,6º @ 102º F
104
4.1.8. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 8
1. De 06:00 a 11.00 horas continúa evaluando arena “Us” con bomba Jet 10-J.
El resumen de la información es la siguiente:
Presión de Inyección: 3500 psi. Total recuperado: 2214 bls
Total inyectado: 5018 bls. Prod/hora: 31bls
Hora/Inyección: 70 bls Prod/Día: 744 bls
Día/Inyección: 1680 bls BSW form: 12%
BSW Inyección: 12% Zona Eval: Us
T eval. Sin elementos: 76 hs Total recuperado: 2214 bls
T eval. Con elementos: Total recuperado:
T evaluación: 76 hs Total recuperado: 2214 bls
2. De 11:00 a 12:00 horas reversar bomba Jet desde 3 ½” camisa a 8700 pies.
3. De 12:00 a 13:00 horas wire line baja elementos electrónicos acoplados a
standing valve y asienta en 3 ½ no-go a 8734 pies.
4. De 13:00 a 14:00 horas desplazan bomba Jet 10-J y asientan en 3 ½ camisa a
8700 pies.
105
5. De 14:00 a 6:00 horas continúan evaluación arena “Us”, con bomba Jet 10-J,
camión bomba, con elementos de presión, al tanque bota de locación.
El resumen de la información es la siguiente:
Presión de Inyección: 3500 psi. Total recuperado: 506 bls
Total inyectado: 1224 bls. (con elementos) Prod/hora: 32 bls
Hora/Inyección: 72 bls Prod/Día: 788 bls
Día/Inyección: 1728 bls BSW form: 12%
BSW Inyección: 12% Zona Eval: Us
Total evaluación 16 hs (con elementos)
T eval. Sin elementos: 76 hs Total recuperado: 2214 bls
T eval. Con elementos: 16 hs Total recuperado: 506 bls
T evaluación: 92 hs Total recuperado: 2724 bls
106
GRÁFICO 34
Diagrama del pozo a las 06:00(Día 8)
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
107
4.1.9. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 9
1. De 06:00 a 05:00 horas continúan evaluación arena “Us”, con bomba Jet 10-J,
camión bomba, con elementos de presión, al tanque bota de locación:
El resumen de la información es la siguiente:
Presión de Inyección: 3500 psi. Total recuperado: 1000 bls
Total inyectado: 2736 bls. (con elementos) Prod/hora: 16 bls
Hora/Inyección: 56 bls Prod/Día: 384 bls
Día/Inyección: 1344 bls BSW form: 12%
BSW Inyección: 12% Zona Eval: Us
Total evaluación 39 hs (con elementos)
T eval. Sin elementos: 76 hs Total recuperado: 2214 bls
T eval. Con elementos: 39 hs Total recuperado: 1000 bls
T evaluación: 115 hs Total recuperado: 3214 bls
2. De 05:00 a 06:00 horas reversan bomba Jet, desde 3 ½ camisa de circulación, a
8700 pies.
108
Deciden reversar la bomba por baja sensible de la producción, debido a probable
taponamiento de bomba (disminución gradual de inyección). No se descarta efecto de
cavitación en la garganta.
4.1.10. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 10
1. De 06:00 a 07:00 horas intentan reversar bomba Jet-10J, desde 3 ½ camisa de
circulación a 8700 pies, sin éxito.
2. De 07:00 a 08:00 horas esperando por unidad de wire line.
3. De 08:00 a 09:00 horas se intenta reversar bomba jet, con Camión Bomba y
cambia tubo corto para receptar bomba en superficie, con éxito.
4. De 09:00 a 10:00 horas, técnico desarma bomba en superficie: geometría (nozzle
+ garganta) en buen estado; se detecta taponamiento con sólidos en rejilla de jet
(causa de inyección anómala), arman, desplazan bomba jet 10 - J y asientan en
camisa de circulación de 3 1/2", a 8700 pies.
5. De 10:00 a 06:00 horas continúan evaluando arena Us, con bomba jet 10 - J, y
Camión Bomba, con elementos de presión, al tanque bota de locación:
El resumen de la información es la siguiente:
Presión de Inyección: 3500 psi. Total recuperado: 1634 bls
Total inyectado: 4176 bls. (con elementos) Prod/hora: 29 bls
Hora/Inyección: 72 bls Prod/Día: 696 bls
Día/Inyección: 1728 bls BSW form: 12%
109
BSW Inyección: 12% Zona Eval: Us
Total evaluación 59 hs (con elementos)
T eval. Sin elementos: 76 hs Total recuperado: 2214 bls
T eval. Con elementos: 59 hs Total recuperado: 1634 bls
T evaluación: 135 hs Total recuperado: 3848 bls
Persiste efecto gradual de taponamiento de bomba con sólidos, tendiendo a bajar la
producción
4.1.11. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 11
De 06:00 a 22:00 horas continúan evaluando arena “Us” con bomba Jet 10-J y camión
bomba con elementos de presión, al tanque bota de locación. El resumen de la
información es la siguiente:
Presión de Inyección: 3500 psi. Total recuperado: 1920 bls
Total inyectado: 5058 bls. (con elementos) Prod/hora: 14 bls
Hora/Inyección: 54 bls Prod/Día: 336 bls
Día/Inyección: 1296 bls BSW form: 12%
BSW Inyección: 12% Zona Eval: Us
Total evaluación 75 hs (con elementos)
110
T eval. Sin elementos: 76 hs Total recuperado: 2214 bls
T eval. Con elementos: 75 hs Total recuperado: 1920 bls
T evaluación: 151 hs Total recuperado: 4134 bls
1. De 22:00 a 06:00 horas, pozo cerrado para restauración de presión: Pti= 0 psi
Pc= 20 psi.
Se repite efecto de taponamiento de bomba, con disminución gradual de inyección y
baja consecuente de producción. Se deberá analizar material taponante y evaluar la
posibilidad (en caso de contenido metálico), de realizar limpieza de pozo con fluido
apropiado.
4.1.12. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 12
1. De 06:00 a 14:00 horas continúa cierre de pozo, para restauración de presión,
arena Us: Pt f = 0 psi; Pc f = 22 psi. Personal del Rig continúa labores de
mantenimiento del equipo.
2. De 14:00 a 15:00 horas, reversando bomba jet 10 - J, con Camión Bomba, desde
3 1/2" camisa, a 8700 pies (taponamiento de filtro de inyección con agregado de
sólidos finos en matriz calcárea y presencia de limallas).
3. De 15:00 a 18:00 horas, wire line recupera elementos de presión, desde 3 1/2"
no-go, a 8734 pies, en dos intentos.
4. De 18:00 a 19:00 horas se espera vaciado y confirmación de datos de
electrónica, (carta ok).
111
5. De 19:00 a 20:00 horas técnico suelta y desplazan bomba jet 10 - J, y asientan en
camisa de circulación, a 8700 pies.
De 20:00 a 06:00 horas continúan evaluando arena Us, con bomba jet 10 - J, y Camión
Bomba, después de recuperar elementos de presión, a tanque bota de locación. El
resumen de la información es la siguiente:
Presión de Inyección: 3500 psi. Total recuperado: 340 bls
Total inyectado: 690 bls. (desp. elementos) Prod/hora: 32 bls
Hora/Inyección: 69 bls Prod/Día: 768 bls
Día/Inyección: 1656 bls BSW form: 12%
BSW Inyección: 12% Zona Eval: Us
Total evaluación 10 hs (desp. elementos) BSW ret: 12%
T eval. Sin elementos: 76 hs Total recuperado: 2214 bls
T eval. Con elementos: 75 hs Total recuperado: 1920 bls
T eval. Desp. Elementos: 10 hs Total recuperado: 340 bls
T evaluación: 161 hs Total recuperado: 4474 bls
112
4.1.13. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 13
De 06:00 a 06:00 horas continúan evaluando arena Us, con bomba Jet 10-J y camión
bomba, después de recuperar elementos de presión, a tanque bota de locación. El
resumen de la información es la siguiente:
Presión de Inyección: 3500 psi. Total recuperado: 1001 bls
Total inyectado: 2206 bls. (desp.
elementos)
Prod/hora: 26 bls
Hora/Inyección: 65 bls Prod/Día: 624 bls
Día/Inyección: 1560 bls BSW form: 12%
BSW Inyección: 12% Zona Eval: Us
Total evaluación 34 hs (desp. elementos) BSW ret: 12%
T eval. Sin elementos: 76 hs Total recuperado: 2214 bls
T eval. Con elementos: 75 hs Total recuperado: 1920 bls
T eval. Desp. Elementos: 34 hs Total recuperado: 340 bls
T evaluación: 185 hs Total recuperado: 5135 bls
113
4.1.14. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 14
De 06:00 a 06:00 horas continúan evaluando arena Us, con bomba Jet 10-J y camión
bomba, después de recuperar elementos de presión, a tanque bota de locación.
El resumen de la información es la siguiente:
Presión de Inyección: 3500 psi. Total recuperado: 1637 bls
Total inyectado: 3710 bls. (desp. elementos) Prod/hora: 23 bls
Hora/Inyección: 62 bls Prod/Día: 552 bls
Día/Inyección: 1488 bls BSW form: 12%
BSW Inyección: 12% Zona Eval: Us
Total evaluación 66 hs (desp. elementos) BSW ret: 12%
T eval. Sin elementos: 76 hs Total recuperado: 2214 bls
T eval. Con elementos: 75 hs Total recuperado: 1920 bls
T eval. Desp. Elementos: 66 hs Total recuperado: 1637 bls
T evaluación: 217 hs Total recuperado: 5771 bls
Consiguen atenuar el efecto de taponamiento con sólidos, añadiendo antiparafinico al
tanque de inyección. Siguiente operación sacar BHA de prueba y bajar BHA de
producción.
114
4.1.15. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 15
1. De 06:00 a 13:00 horas sacando BHA de prueba.
2. De 13:00 a 14:00 horas arman BHA de limpieza: 6 1/8" broca + 7" scraper + 4
5/8" Bit Sub + 4 3/4" (2) drill collar + 4 3/4" x 2 7/8"X-Over + 2 7/8" No-Go + 2
7/8" x 3 1/2"X-Over.
3. De 14:00 a 21:00 horas bajan BHA de limpieza: midiendo, calibrando y
probando con 3000 psi c/16 paradas ok, hasta 9880 pies.
4. De 21:00 a 23:00 horas circulan fondos arriba para limpiar pozo.
5. De 23:00 a 05:00 horas sacan BHA de limpieza.
6. De 05:00 a 06:00 horas desarman BHA de limpieza: 6 1/8" broca + 7" scraper +
4 5/8" Bit Sub + 4 3/4" (2) drill collar + 4 3/4" x 2 7/8" X-Over + 2 7/8" No-Go
+ 2 7/8" x 3 1/2" X-Over.
4.1.16. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 16
1. De 06:00 a 08:00 horas armando BHA de fondo: 2 ⅞ " tapón ciego + 2 ⅞ " tubo
corto + tubo ranurado + 2 ⅞” tubo + no - go + 2 ⅞ " tubos + packer FH + 2 ⅞
" tres tubos + 2 ⅞" x 4 ½" on - off + probando con 3000 psi "OK”.
2. De 08:00 a 15:00 horas bajando completación de fondo con 4 ½ " x 2 ⅞ " on-off
en tubería de 3 ½ " midiendo, calibrando y probando presión cada 20 paradas
con 3000 psi.
3. De 15:00 a 17:00 horas Slick line Summapet arma equipo baja y asienta 2 7/8"
std. valve a 8928 pies “OK”.
115
4. De 17:00 a 18:00 horas asienta packer FH a 8910 pies con 3000 psi "Ok",
prueba anular con 600 psi "Ok".
5. De 18:00 a 20:00 horas Slick line Summapet arma equipo y baja a recuperar 2
7/8" std. valve "Ok" y asientan std. Valve de producción.
6. De 20:00 a 02:00 horas sacando campana On-Off en 3 1/2" tubería.
7. De 02:00 a 06:00 horas técnico Reda armando equipo BES.
4.1.17. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 17
1. De 06:00 a 12:00 horas técnico Reda continúa armando equipo BES.
2. De 12:00 a 13:00 horas subiendo y colgando polea en la torre + conectando flat
cable al motor.
3. De 13:00 a 14:00 horas armando BHA sobre equipo Bes + instalando capilar
desde el separador de gas.
4. De 14:00 a 15:00 horas técnico Reda chequea parámetros eléctricos +
comunicación con el sensor "Ok".
5. 15:00 a 16:00 horas bajando BES Reda en 3 1/2" tbg, detecta cable mal envuelto
en carreto a 240 pies, técnico Reda alineando cable en carreto "Ok".
6. De 16:00 a 01:00 hora continúan bajando BES Reda en 3 1/2" tbg. midiendo,
calibrando y probando con 3000 psi c/ 20 paradas "Ok".
7. De 01:00 a 02:00 horas Petrotech cambia de carreto en spooler a 4500 pies.
8. De 02:00 a 06:00 horas técnico Reda realiza empate entre carretos a 4500 pies.
116
4.1.18. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 18
1. De 06:00 a 15:00 horas continúan bajando Bes Reda en 3 1/2" tbg midiendo,
calibrando y probando con 3000 psi c/ 20 paradas "Ok.
2. De 15:00 a 16:00 horas técnico Reda chequea parámetros eléctricos.
3. De 16:00 a 17:00 horas baja polea de la torre + retira plataforma de trabajo.
4. De 17:00 a 19:00 horas retiran BOP.
5. De 19:00 a 21:00 horas técnico Adrialpetro realiza conexión bajo el colgador.
6. De 21:00 a 22:00 horas asentando colgador + armando cabezal + probando con
1500 psi "Ok".
7. De 22:00 a 23:00 horas técnico Adrialpetro realiza conexión sobre el colgador.
8. De 23:00 a 00:00 horas realizando prueba de rotación al tanque del rig.
9. De 00:00 a 01:00 hora empaquetando líneas a la estación.
10. De 01:00 a 02:00 horas suspende operación por recalentamiento del panel
eléctrico de superficie.
11. De 02:00 a 06:00 horas realizando prueba de producción de la arena “Us” a la
estación.
4.1.19. DESCRIPCIÓN DE LAS OPERACIONES DÍA 19
1. De 06:00 a 08:00 horas continúan realizando prueba de producción de la arena
“Us” a la estación, con los siguientes resultados:
BFPH BFPD BSW Hz Pc VOLT AMP PSI 17 408 100 60 50 1387 1888 1391 39 36 40 1720
117
2. Se dan por finalizadas las operaciones en el Pozo Shuara G1.
La última prueba de producción hecha el 23/04/06 del pozo Shuara G1 fue la
siguiente: BFPD = 672, BPPD = 612, BSW = 9%
118
4.2. COMPLETACIÓN DEFINITIVA DEL POZO SHUARA-G1 (GRÁFICO 35)
GRÁFICO 35
Completación definitiva del pozo Shuara G1
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
119
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
• La utilización del número de elementos sellantes (gomas) de las empacaduras y
tapones de pruebas es de un juego completo por cada corrida en el pozo.
• Según lo expuesto en el capítulo tres, todo tapón o empacadura que luego de ser
asentada en el hueco y ser removidas y colocadas de nuevo en su sitio o en otro
serán recuperables y las diseñadas de forma tal que, después de ser asentadas no
puedan ser removidas se denominaran permanentes.
• Según lo investigado y mencionado en el capítulo tres las aplicaciones que se les
dan a las empacaduras y tapones en una completación de (BHA) son los
siguientes:
USOS EMPACADURAS APLICABLES
PRODUCCIÓN F-1, FA, A-3, FH, A-5, R-3
INYECCIÓN F-1, FA, A-3, FH, A-5, R-3
AISLAMIENTO F-1, FA, A-3, FH, A-5, R-3
EMPACADURA COLECTOR F-1, FA.
CEMENTACIONES FORZADAS F-1, FA, A-3, RETRIEVAMATIC, RTTS.
120
EMPACADURA DE PRUEBA F-1, FA, RETRIEVAMATIC, RTTS.
EMPACADURA DE SERVICIO RETRIEVAMATIC, RTTS.
ESTIMULACIÓN Y TRATAMIENTO R-3.
ESTIM. Y REACONDICIONAMIENTO RETRIEVAMATIC, RTTS.
PRUEBAS EN EL CASING RETRIEVAMATIC, RTTS.
FRACTURAMIENTO RETRIEVAMATIC, RTTS.
ACIDIFICACIÓN RETRIEVAMATIC, RTTS.
TAPONES PERMANENTES (CIBP) Se usan para aislamiento de zonas, control
de perdidas de circulación.
RETENEDORES DE CEMENTO Se usan para cementaciones remédiales o
forzadas.
TAPONES PUENTE RECUPERABLES Se usan para: contener la presión en caso
de reacondicionamiento en superficie,
pruebas, tratamiento, cementaciones
forzadas, en combinación con empacadura
de prueba para aislar cualquier sección
deseada en la zona.
TAPÓN DE CEMENTO Se usan para: aislar zonas, control de
pérdida de circulación, desvío lateral o
perforación direccional, abandono de
pozo.
121
• La utilización de dos CIBP en el reacondicionamiento y completación definitiva
del pozo Shuara G1, fue asentado a 9220 pies para aislar la arena T superior y el
otro asentado a 9000 pies aislando a la arena U inferior, con el objetivo de
impedir el paso de fluidos indeseables a la zona de interés.
• Durante las pruebas de evaluación en el reacondicionamiento del pozo Shuara
G1 se utilizó una empacadura de servicio, como lo es el retrievamatic, la cual
permitió probar, circular, aislar la zona de interés (arena Us) y además
dirigiendo el fluido de producción por el tubing.
• En la completación definitiva, del pozo Shuara G1, se utilizo una empacadura
FH que en combinación con un tapón ciego, tubo ranurado y standing valve
como se indica en el gráfico 35, se logro controlar la producción de arena y
aislar la zona de interés.
• En pozos del Oriente Ecuatoriano y específicamente en pozos de
Petroproducción, se utilizan con mayor frecuencia empacaduras de producción
las R-3 y FH ambas fabricadas por Baker. Como empacaduras de servicio de
pruebas, se utilizan las RTTS, Retrievamatic, Positrieve, fabricadas por
Halliburton, Baker y Schlumberger respectivamente. En cuanto a los tapones los
más utilizados son los tapones puentes recuperables en operaciones de
reacondicionamiento y pruebas, los CIBP se los utiliza para aislar zonas
indeseables que puedan contaminar a las zonas superiores.
122
• En completaciones de Petroproducción es muy difícil encontrar empacaduras
permanentes como empacaduras de producción ya que si se desea realizar un
reacondicionamiento en el pozo estas son más complejas de retirar, lo que
representa perdida de tiempo y por ende pérdidas económicas para
Petroproducción.
• La selección de una herramienta (empacadura o tapón) para un trabajo en
particular, los ingenieros y técnicos del Departamento de Perforación y
Reacondicionamiento de Petroproducción se basan en el conocimiento de las
diferentes clases de herramientas y la confiabilidad operativa de la herramienta y
así hacer un balance entre los beneficios mecánicos y las ganancias económicas,
resultando preponderante de dicho balance lo que genere mayor seguridad para
el pozo.
123
5.2. RECOMENDACIONES
• En empacaduras que no tengan una unión de expansión como parte integral
de su diseño recomiendo el uso de un tubo de expansión para contrarrestar
el efecto de elongación o contracción de la tubería en casos de altas
temperaturas y pozos profundos. Esta sugerencia está fundamentada en el
trabajo exitoso ejecutado en el pozo Shuara G1.
• Cuando se utiliza una empacadura o un tapón que ya ha sido utilizado en
otro pozo recomiendo cambiar las cuñas de las mencionadas herramientas ya
que la fricción a la que han sido expuestas anteriormente desgasta los dientes
que proporcionan el agarre necesario para mantener fija la herramienta, sino
son recuperadas, como mínimo se deberá examinar el estado de las mismas,
a fin de asegurar un buen asentamiento.
• Cuando se lleve acabo una acidificación o fractura recomiendo una
empacadura con cuñas hidráulicas para contrarrestar el movimiento opuesto
al de las cuñas principales.
• El diámetro interno del mandril tiene que ser igual al de la tubería de
producción a fin de estar seguros que las herramientas que pasan por esta
tubería puedan pasar también a través de la empacadura y también para
evitar cualquier restricción de flujo.
124
• En pozos profundos y desviados donde la manipulación de la tubería se hace
complicada recomiendo el uso de empacaduras de asentamiento hidráulico.
• Cuando se tenga diferenciales de presión hacia abajo en el pozo se
recomienda el uso de una empacadura recuperable de compresión. Es
recomendable evitar el uso de herramientas con sistemas complejos para el
asentamiento y desasentamiento.
• Para pozos productores de arena, recomiendo aislar la zona productora con
una empacadura y por debajo de ella colocar un tubo ranurado y tapón ciego
para evitar el paso de la arena a la tubería de producción y al anular.
• Antes de colocar o asentar un tapón o una empacadura, recomiendo bajar el
BHA de limpieza con el propósito de sacar cualquier material que pueda
afectar el asentamiento de la herramienta ya que este puede quedarse entre
las gomas y el casing obstaculizando el sello que hacen las gomas contra el
casing.
125
5.3. BIBLIOGRAFÍA
1. Baker Oil Tools, Cased Hole Aplications, publicado Houston Texas 2000.
2. Baker Oil Tools, Flow control, publicado Houston Texas 2000.
3. Baker Oil Tools, Manual de Cálculo de Empacaduras, publicado Houston
Texas 1998.
4. Baker Oil Tools, Packer Systems, publicado Houston Texas 2000.
5. Baker Oil Tools, Packer Seminar, Houston Texas, 1994.
6. Baker Oil Tools, Workover Systems, Houston Texas 2000.
7. Cléber, H. Quiroga, Manual de Pruebas, Completación y Reacondicionamiento
de pozos petrolíferos.
8. Douglas Patton, L.D. Patton & Ascos, Production Packers, publicado Houston
Texas 2002.
9. Eduardo A., Aguirre & Yoel A, Vivas, Completación de pozos. México
2005.
10. Marco Corrales, “Manual Didáctico” Fundamentos Para La Ingeniería Del
Levantamiento Artificial.
11. PDVSA, Manual de levantamiento Artificial.
12. Randy, Smith, Training Solutions.
126
5.4. CITAS BIBLIOGRAFICAS
1. Randy Smith, Training Solutions, Pag. 65
2. Douglas Patton, L.D. Patton & Ascos, Production Packers, Pag. 6
3. Eduardo A., Aguirre & Yoel A, Vivas, Completación de pozos, Pag. 15
4. Eduardo A., Aguirre & Yoel A, Vivas, Completación de pozos, Pag. 16
5. PDVSA, Manual de levantamiento Artificial, Pag. 10
6. PDVSA, Manual de levantamiento Artificial, Pag. 25
7. PDVSA, Manual de levantamiento Artificial, Pag. 63
8. Randy Smith, Training Solutions, Pag. 74
9. Cléber, H. Quiroga, Manual de Pruebas, Completación y Reacondicionamiento
de pozos petrolíferos, Pag. IV-32
10. Cléber, H. Quiroga, Manual de Pruebas, Completación y Reacondicionamiento
de pozos petrolíferos, Pag. 107
11. Cléber, H. Quiroga, Manual de Pruebas, Completación y Reacondicionamiento
de pozos petrolíferos, Pag. 107
12. Baker Oil Tools, Flow control, Pag. 14
13. Cléber, H. Quiroga, Manual de Pruebas, Completación y Reacondicionamiento
de pozos petrolíferos, Pag. 114
14. Baker Oil Tools, Flow control, Pag. 29
15. Baker Oil Tools, Workover Systems, Pag. 126
16. Baker Oil Tools, Workover Systems, Pag. 128
17. Baker Oil Tools, Cased Hole Aplications, Pag. 37
127
18. Cléber, H. Quiroga, Manual de Pruebas, Completación y Reacondicionamiento
de pozos petrolíferos, Pag. 101
19. Baker Oil Tools, Packer Systems, Pag. 8
20. Baker Oil Tools, Manual de Cálculo de Empacaduras, Pag. 27
21. Randy Smith, Training Solutions, Pag. 34
22. Randy Smith, Training Solutions, Pag. 43
23. Baker Oil Tools, Workover Systems, Pag. 35
24. Baker Oil Tools, Cased Hole Aplications, Pag. 66
25. Baker Oil Tools, Packer Seminar, Pag. 22
26. Baker Oil Tools, Packer Systems, Pag. 59
27. Baker Oil Tools, Packer Systems, Pag. 72
28. Cléber, H. Quiroga, Manual de Pruebas, Completación y Reacondicionamiento
de pozos petrolíferos, Pag. 71
29. Baker Oil Tools, Manual de Cálculo de Empacaduras, Pag. 31
30. Baker Oil Tools, Manual de Cálculo de Empacaduras, Pag. 33
31. Eduardo A., Aguirre & Yoel A, Vivas, Completación de pozos, Pag. 16
32. Randy Smith, Training Solutions, Pag. 80
33. Baker Oil Tools, Packer Systems, Pag. 50
34. Baker Oil Tools, Workover Systems, Pag. 61
35. Cléber, H. Quiroga, Manual de Pruebas, Completación y Reacondicionamiento
de pozos petrolíferos, Pag. 133
36. Baker Oil Tools, Flow control, Pag. 23
37. Baker Oil Tools, Workover Systems, Pag. 47
38. Baker Oil Tools, Flow control, Pag. 38
128
5.5. GLOSARIO DE TÉRMINOS
Acidificación: Procedimiento de inyectar a presión una determinada cantidad de
ácido a las paredes de los pozos de petróleo para quitar cualquier material que
obstruya la salida de fluidos.
Acoplador de Tubería: Sección de un tubo con rosca o filatura interna, que se
usa para conectar dos uniones de la misma tubería.
Acuífero: Capa subterránea de roca permeable, arena o gravilla que contiene o a
través de la cual fluye agua.
API: “American Petroleum Institute”, formada en 1917 para organizar la
industria petrolera, a fin de ordenar la demanda de petróleo durante la primera
guerra mundial. Es una organización sin fines de lucro, que sirve para coordinar y
promover el interés de la industria petrolera en su relación con gobierno y otros.
Bbl: Barril.
BMC: Bombeo Mecánico Convencional.
BIPH: Barriles inyectados por hora.
BIPD: Barriles inyectados por día.
BFPH: Barriles de fluido por hora.
BFPD: Barriles de fluido por día.
Bombeo: Acción de elevar o impulsar los hidrocarburos del yacimiento a la
superficie por medio artificiales. En transporte de hidrocarburos significa enviar
por oleoductos los fluidos impulsados por bombas.
BOP: Preventor de reventones, se utiliza en pruebas y reacondicionamiento de
pozos petroleros como una herramienta de seguridad.
129
Broca: Herramienta central de todo equipo de perforación; colocada en el
extremo inferior de la columna de perforación, va haciendo los cortes a medida
que rota sobre la formación, bien sea raspando o triturando dicha formación.
Cañoneo: Método que consiste en perforar la tubería de revestimiento para hacer
fluir gas natural y/o petróleo del yacimiento hacia el pozo.
Cementación de revestimiento: Acción de colocar cemento en el espacio anular
entre la tubería y la pared del hoyo, para prevenir el movimiento de los fluidos
entre zonas permeables y para soportar el revestimiento.
CBL-VDL: Registros de evaluación de cemento.
Cizallamiento: Fuerza paralela a la superficie de los cuerpos.
Compactación: Es el proceso físico donde los sedimentos son consolidados,
resultando una reducción de los poros entre los granos.
Compresión: Es el proceso donde se obliga a un cuerpo a reducir su volumen.
Diferencial de presión: (pe-pwf) (Drawdown). Es la diferencia entre la presión
existente en el límite exterior de un pozo y la presión de fondo de producción del
mismo.
ID: Diámetro interno.
Esfuerzo: Es la fuerza aplicada a un cuerpo pudiendo éste resultar deformado o
tensionado.
Estimulaciones: Técnicas de rehabilitación aplicadas a los pozos, para estimular
su capacidad productora. Entre estas técnicas se encuentran: forzamiento de arena
con petróleo, forzamiento de arena con agua, fracturamiento, acidificación,
lavado de perforaciones y frac pack.
EUE: “External Upset”.
130
°F: Grados Fahrenheit.
Ft: pies
Formación: Se refiere a estratos rocosos homogéneos de cualquier tipo, usados
particularmente para describir zonas de roca penetrada durante la perforación.
Fracturamiento: Es una forma de permitir el acceso a los poros de la formación
que contiene hidrocarburos. Se dirige fluido a alta presión hacia la roca, causando
su ruptura. Para mantener la ruptura abierta se emplean aditivos (agentes de
sostén).
Grado API: Clasificación para petróleo con propósitos particulares en función
de su densidad. Numéricamente el valor es obtenido de la fórmula: [141.5 / Grav.
Espec. A 16° C] – 131.5.
GOR: Es la proporción de petróleo y gas obtenida en un pozo productor bajo
condiciones de presión y temperatura dadas.
Hs: Horas.
HP: Horse Power.
LAG: Levantamiento Artificial por Gas.
Lbs: Libras.
LPG: Libras por Galón.
Lppc: Libras por pulgada cuadrada.
OD: Diámetro externo.
Petróleo: Una mezcla líquida de muchas sustancias, principalmente compuestas
de hidrógeno y oxígeno. De acuerdo a su gravedad se clasifican en:
o Crudo Liviano > 30° API.
o Crudo Medio 22-30°API.
131
o Crudo Pesado < 22° API.
Pozo: Hoyo que ha sido terminado apropiadamente con los aditamentos
requeridos, para traer a la superficie la producción de gas y/o petróleo de un
yacimiento.
Pozo abandonado: Un pozo que actualmente no está produciendo, debido a que
fue originalmente seco (dry hole) o debido a que ha cesado de producir. La
regulación peruana requiere que los pozos abandonados sean taponados para
prevenir la contaminación de petróleo, gas o agua desde un estrato hacia otro.
Pozo de gas: Hoyo que tiene como objetivo de extraer gas natural y llevarlo
hasta la superficie.
P: Presión, Lppc.
PDVSA: Petróleos de Venezuela, Sociedad Anónima.
Ps: Presión Estática, Psi.
Psi: Unidad de presión ( la presión que ejerce una libra sobre una pulgada
cuadrada)
Pulg: Pulgadas.
Pwf: Presión de Fondo Fluyente.
Reparación: Trabajos que se hacen únicamente en las instalaciones de superficie
o de subsuelo de los pozos con fines de corregir inconvenientes o desperfectos
mecánicos que disminuyan o impidan la producción de pozos.
Revestimiento: Proceso por el que se procede a introducir en el hoyo de
perforación, tubería de acero que se atornilla por piezas, (tiene un diámetro
inferior al del pozo) y sirve para evitar el desplome de las paredes, permitiendo
una buena marcha en la perforación de un pozo.
132
RGL: Relación Gas – Líquido.
RGP: Relación Gas – Petróleo.
Sarta: Serie de tubos que se unen para formar la sarta de perforación. Puede ser
de revestimiento o de producción.
Tubing: Tubería de producción.
TDH: Tapón de Hierro.
TR: Total recuperado.
SCSSV Válvula de seguridad de subsuelo controlada en superficie
Válvula: Dispositivo que controla el flujo de un fluido en las tuberías y/o tanques
Wireline: Línea de cable de acero utilizada que sirve para asentar o recuperar
herramientas dentro del pozo.
Yacimiento: Acumulación de petróleo y/o gas en roca porosa tal como arenisca.
Un yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos (petróleo, gas y agua)
que se separan en secciones distintas debido a sus gravedades variantes. El gas
siendo el más ligero ocupa la parte superior del yacimiento, el petróleo la parte
intermedia y el agua la parte inferior.
• ρ: Densidad del fluido (gr/cm3, lb/gal, etc).
• % BSW: Porcentaje de Agua y Sedimentos.
133
5.6. ANEXOS
ANEXO 1
Completación pozo cononaco 28
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
134
ANEXO 2
Completación pozo Sacha iny - 02
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
135
ANEXO 3
Completación pozo Sansahuari - 07
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
136
ANEXO 4
Completación pozo Atacapi 12 D
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
137
ANEXO 5
Completación pozo Pichincha - 08
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
138
ANEXO 6
Completación pozo Secoya - 30
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
139
ANEXO 7
Completación pozo Secoya - 22
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
140
ANEXO 8
Completación pozo Secoya - 17
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
141
ANEXO 9
Completación pozo Secoya - 11
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
142
ANEXO 10
Completación pozo Shuara - 16
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
143
ANEXO 11
Completación pozo Cuyabeno – 09
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
144
ANEXO 12
Completación pozo Shushufindi – 80
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
145
ANEXO 13
Completación pozo Atacapi iny-01
Fuente: PETROPRODUCCIÓN, Área de Ingeniería
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
146
ANEXO 14
Completación selectiva
Fuente: CASED HOLE APLICATIONS, Baker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo
147
ANEXO 15
Guía de especificaciones para la empacadura FH
Fuente: PACKER SYSTEMS, Baker Oil Tools
Elaborado por: VINUEZA, Gustavo