Análisis técnico-económico comparativo del uso de sistema ...PARA LA OPTIMIZACIÓN DE TRABAJOS DE...
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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS Análisis técnico-económico comparativo del uso de sistema de tecnología Casing Patch y Cementación Forzada-SQZ en remediación de pozos petroleros para la optimización de trabajos de reacondicionamiento de pozos en el oriente ecuatoriano. Estudio Técnico presentado como requisito para optar el Título de Ingeniero de Petróleos AUTOR: Bryan André Serrano Muñoz TUTOR: Ing. Richard Hugo Torres Villacis Quito, 2020
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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
Análisis técnico-económico comparativo del uso de sistema de tecnología
Casing Patch y Cementación Forzada-SQZ en remediación de pozos petroleros
para la optimización de trabajos de reacondicionamiento de pozos en el oriente
ecuatoriano.
Estudio Técnico presentado como requisito para optar el Título de Ingeniero de
Petróleos
AUTOR: Bryan André Serrano Muñoz
TUTOR: Ing. Richard Hugo Torres Villacis
Quito, 2020
II
DERECHOS DE AUTOR
Yo, Bryan André Serrano Muñoz, en calidad de autor y titular de los derechos morales
y patrimoniales del trabajo de titulación: ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO
COMPARATIVO DEL USO DE SISTEMA DE TECNOLOGÍA CASING PATCH Y
CEMENTACIÓN FORZADA-SQZ EN REMEDIACIÓN DE POZOS PETROLEROS
PARA LA OPTIMIZACIÓN DE TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO DE
POZOS EN EL ORIENTE ECUATORIANO, modalidad Estudio Técnico, de
conformidad con el Art. 114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE
LOS CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, concedo a favor de la
Universidad Central del Ecuador una licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el
uso no comercial de la obra, con fines estrictamente académicos. Conservo a mi favor todos
los derechos de autoría sobre la obra, establecidos en la normativa citada.
Así mismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la
digitalización y publicación de este trabajo de titulación en repositorio virtual, de
conformidad a lo dispuesto en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.
El autor declara que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma de
expresión y no infringe el derecho de autor de terceros, asumiendo la responsabilidad por
cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad
de toda responsabilidad.
__________________________
Bryan André Serrano Muñoz
CC. 172036162-3
Correo: [email protected]
III
APROBACIÓN DEL TUTOR
En mi calidad de Tutor del Trabajo de Titulación, presentado por BRYAN ANDRÉ
SERRANO MUÑOZ, para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos; cuyo título es:
ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO COMPARATIVO DEL USO DE SISTEMA
DE TECNOLOGÍA CASING PATCH Y CEMENTACIÓN FORZADA-SQZ EN
REMEDIACIÓN DE POZOS PETROLEROS PARA LA OPTIMIZACIÓN DE
TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS EN EL ORIENTE
ECUATORIANO, considero que dicho trabajo reúne los requisitos y méritos suficientes
para ser sometido a la presentación pública y evaluación por parte del tribunal examinador
que se designe.
En la ciudad de Quito a los 27 días del mes de enero del 2020
________________________________
Ing. Richard Hugo Torres Villacis
DOCENTE - TUTOR
CC. 1714559521
IV
DEDICATORIA
A ti Papito mío Erwin Serrano (✟) te dedico todo mi trabajo y esfuerzo, sé que estas junto a
mi dando cada uno de mis pasos y que nunca me abandonaras, este trabajo y todo lo que soy
es gracias a ti mi viejito, te extraño y te pienso todos los días. ¡Te amo Pa!
A ti Madresita Patricia Muñoz, por su valentía, su entrega hacia sus hijos, su esfuerzo y
amor, le dedico todos mis logros porque sé que siempre podré contar con su apoyo, con sus
consejos, con su cariño, a usted le dedico mi vida entera. La amo con todo mi corazón.
A ti Abuelita Mercedes Freire, porque para mí, usted es mi ángel de la guarda, la que
siempre me saca una sonrisa y me da las fuerzas de seguir luchando y salir adelante solo con
un abrazo o un beso de su parte, usted sabe mamita cuanto la amo y todo mi esfuerzo se lo
dedico a usted.
A mis Tías Madres, Alicia, Tere y Blanquita, porque siempre pude contar con su apoyo
constante y amor durante toda mi vida, este trabajo es fruto de ese amor de madre que han
podido brindarme, les dedico todos mis logros.
Bryan André Serrano Muñoz
V
AGRADECIMIENTOS
A mis padres, por su apoyo incondicional y su amor, les doy las gracias infinitas por
enseñarme cada día a ser mejor. Los Amo.
A mis Tías Madres, Alicia, Tere, Blanquita y Margarita, por siempre estar ahí para mí, por
toda la confianza que pusieron en mi les agradezco de todo corazón por estar a mi lado, para
mi cada una de ustedes es como una madre más.
A mis Hermanos, Shirley y David, por acompañarme en todo momento y formar parte de este
trayecto, les agradezco mucho por cada consejo cada palabra que hemos compartido y este
trabajo es fruto de nuestra unión como hermanos.
A ti mi amor, Andrea Santos, por acompañarme durante este tiempo, por cada consejo y
ayuda a lo largo de mi carrera, por su constante paciencia y sobre todo por su amor
incondicional hacia mi persona, este logro es mutuo ya que quiero compartirlo con usted.
A las Familias: Santos Díaz, Santos Valencia y Díaz Párraga; por todo el apoyo, cariño y por
aceptarme en cada uno de sus hogares, los llevo en mi corazón.
A los Ingenieros Richard Torres, Hector Marcial y Manuel Bolaños por el tiempo que han
invertido en mi persona y en el desarrollo de este trabajo, por sus consejos y su amistad. Les
estoy muy agradecido
A la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental y en especial la
Carrera de Ingeniería de Petróleos donde pude formarme como profesional bajo la tutoría de
las más grandes personas y profesionales del país.
A mis amigos “Los Jhons”, Alejo, Bryan, Luis, Adrian, Jhon, Mishell por haberme
acompañado durante todo este trayecto, y más que todo por la amistad que comparto con
cada uno de ustedes.
A mis amigos del “Nice Mia”, Seco, Guambra, Cabra, Pancho, Carlos, Lusho, Morocho y
Kevin, por la gran amistad que conservamos y por su apoyo constante.
A SCHLUMBERGER DEL ECUADOR S.A., por la oportunidad tan grande que supieron
brindarme de realizar este proyecto bajo la tutela de Freddy Chicaiza, Victor Tates, Alexis
Armijos y Jorge Grijalva, gracias a cada uno de ustedes por sus enseñanzas y consejos, su
paciencia y su ayuda en cada parte del proyecto.
Bryan André Serrano Muñoz
VI
ÍNDICE DE CONTENIDOS
CAPÍTULO 1: GENERALIDADES .................................................................................................... 1
1.1. Antecedentes ....................................................................................................................... 1
1.2. Planteamiento del problema ................................................................................................ 2
1.3. Objetivos ............................................................................................................................. 2
1.3.1. Objetivo general .......................................................................................................... 2
1.3.2. Objetivos específicos ................................................................................................... 2
1.4. Justificación e importancia. ................................................................................................. 2
1.5. Entorno del estudio .............................................................................................................. 3
1.5.1. Marco Institucional ...................................................................................................... 3
1.5.2. Marco ético .................................................................................................................. 3
1.5.3. Marco legal .................................................................................................................. 3
CAPÍTULO 2: MARCO TEÓRICO ................................................................................................... 4
2.1. Cuenca Oriente Ecuatoriana ................................................................................................ 4
2.1.1. Características de los reservorios cretácicos de la cuenca oriente ............................... 6
2.2. Fases de la Industria Petrolera en el País ............................................................................. 9
2.2.1. Exploración ................................................................................................................. 9
2.2.2. Perforación .................................................................................................................. 9
2.2.2.1. Construcción de un pozo ....................................................................................... 10
2.2.2.2. Tubería de Revestimiento ...................................................................................... 11
2.2.2.3. Asentamiento de las Tuberías de Revestimiento ................................................... 12
2.2.2.4. Tipos de revestimientos ......................................................................................... 13
2.2.2.5. Propiedades de la tubería de revestimiento ........................................................... 16
2.2.2.6. Daños en las tuberías de revestimiento ................................................................. 20
2.2.2.6.1. Fugas o daños por corrosión ........................................................................... 20
2.2.2.6.2. Fugas por viaje y rotación de la tubería ......................................................... 24
2.2.2.6.3. Fugas por inadecuada cementación ................................................................ 24
VII
2.2.2.6.4. Fugas por altas temperaturas y presiones ....................................................... 24
2.2.3. Completación de pozos ............................................................................................. 25
2.2.3.1. Factores que determinan el diseño de la completación de pozos. ......................... 25
2.2.4. Reacondicionamiento de pozos (Workover) ............................................................. 26
2.3. Registros de evaluación del cemento ................................................................................ 26
2.3.1. Características de los registros .................................................................................. 26
2.3.1.1. CBL Cement Bond Log Tool ................................................................................ 27
2.3.1.2. Ultra Sonic Imaging Tool ...................................................................................... 29
2.4. Métodos de reparación o remediación para tuberías de revestimiento .............................. 30
2.5. Cementación correctiva o forzada (Squeeze) .................................................................... 31
2.5.1. Diseño de la lechada de cemento. .............................................................................. 33
2.5.1.1. Cemento ................................................................................................................ 34
2.5.1.2. Clasificación API .................................................................................................. 34
2.6. Introducción a Casing Patch – tecnología de remediación de revestidores ....................... 35
2.6.1. Propuesta de valor de la herramienta ......................................................................... 36
2.6.2. Material ..................................................................................................................... 38
2.6.3. Funcionamiento ......................................................................................................... 38
2.6.4. Diseño de Casing Patch ............................................................................................. 39
2.6.5. Aspectos necesarios para el diseño del Casing Patch: ............................................... 41
2.6.6. Deformación plástica del Casing Patch ..................................................................... 43
2.6.7. Principio de sello ....................................................................................................... 44
2.6.8. Herramienta expandible............................................................................................. 46
CAPÍTULO 3: METODOLOGÍA ..................................................................................................... 49
3.1. Tipo de estudio .................................................................................................................. 49
3.2. Universo y muestra ............................................................................................................ 49
3.3. Instrumentos de recopilación de información y datos ....................................................... 49
3.4. Procesamiento y análisis de información .......................................................................... 49
CAPÍTULO 4: DESARROLLO ......................................................................................................... 51
4.1. Caso de Estudio – Pozo UCE-J192 – Casing Patch .......................................................... 51
4.1.1. Datos generales de campo ......................................................................................... 51
VIII
4.1.2. Objetivos ................................................................................................................... 51
4.1.3. Antecedentes ............................................................................................................. 51
4.1.4. Programa propuesto ................................................................................................... 53
4.1.5. Evaluación petrofísica arena “Basal Tena, U Inferior + T Inferior + Hollín Inferior”
54
4.1.6. Diagrama de pozo ...................................................................................................... 55
4.1.7. Programa de trabajo Casing Patch – Hollín Superior ................................................ 56
4.1.7.1. Alcance .................................................................................................................. 56
4.1.7.2. Zona a ser sellada .................................................................................................. 56
4.1.7.3. Características del parche ...................................................................................... 56
4.1.8. Programa de Trabajo Casing Patch – U Inferior ....................................................... 64
4.1.8.1. Alcance .................................................................................................................. 64
4.1.8.2. Zona a ser sellada .................................................................................................. 64
4.1.8.3. Características del parche ...................................................................................... 64
4.1.8.3.1. Características del parche cuando se asienta .................................................. 65
4.1.8.3.2. Presiones y servicios del parche ..................................................................... 66
4.1.8.4. Procedimiento de Casing Patch ............................................................................. 66
4.1.8.4.1. Presión de asentamiento ................................................................................. 66
4.1.9. Resultados ................................................................................................................. 67
4.1.10. Tiempo de operación ................................................................................................. 67
4.2. Caso de Estudio – Pozo NAR-240D – Casing Patch......................................................... 69
4.2.1. Datos generales de campo ......................................................................................... 69
4.2.1.1. Objetivos ............................................................................................................... 70
4.2.1.2. Antecedentes ......................................................................................................... 70
4.2.1.3. Programa Propuesto .............................................................................................. 70
4.2.1.4. Diagrama del pozo ................................................................................................ 71
4.2.1.5. Resultados: ............................................................................................................ 72
4.2.1.6. Tiempo de operación: ............................................................................................ 72
4.3. Caso de Estudio – Pozo FIG-J219 – Tapón Balanceado (SQZ) ........................................ 75
4.3.1. Datos Generales de Campo ....................................................................................... 75
4.3.2. Objetivos ................................................................................................................... 75
4.3.3. Detalle de tuberías ..................................................................................................... 75
4.3.4. Antecedentes ............................................................................................................. 76
IX
4.3.4.1. Perforación ............................................................................................................ 76
4.3.4.2. Pruebas y completación de pozo ........................................................................... 76
4.3.5. Programa de operaciones ........................................................................................... 76
4.3.6. Tiempo de operación ................................................................................................. 77
4.4. Caso de Estudio – Pozo JIR-047 – Tapón Balanceado (SQZ) .......................................... 79
4.4.1. Objetivos ................................................................................................................... 79
4.4.2. Detalle de tuberías ..................................................................................................... 79
4.4.3. Antecedentes ............................................................................................................. 80
4.4.4. Tiempo de operación ................................................................................................. 80
4.5. Comparación resultados Casing Patch y Cementación Forzada........................................ 81
4.6. Tiempos operacionales totales ........................................................................................... 84
4.7. Análisis técnico comparativo ............................................................................................ 86
CAPÍTULO 5: COMPARACIÓN DE COSTOS.............................................................................. 88
5.1. Costos de los componentes de Casing Patch ..................................................................... 88
5.2. Costos de una Cementación Forzada (SQZ)...................................................................... 89
5.3. Costos por WO .................................................................................................................. 90
5.4. Comparación de costos final entre Casing Patch y SQZ ................................................... 91
5.5. Caso propuesto de estudio económico .............................................................................. 92
CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................... 94
6.1. Conclusiones ..................................................................................................................... 94
6.2. Recomendaciones. ............................................................................................................. 96
7. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................................. 97
8. ANEXOS .................................................................................................................................. 99
X
LISTA DE TABLAS
Tabla 1 Características de los reservorios cretácicos principales de la cuenca oriente ............ 7
Tabla 2 Rangos de tuberías de revestimiento .......................................................................... 17
Tabla 3. Esfuerzos de cedencia ............................................................................................... 19
Tabla 4. Especificación Técnica de Tipo de Revestimiento ................................................... 19
Tabla 5. Aplicaciones de las clases de cemento API ............................................................. 35
Tabla 6. Configuración para Casing Patch ............................................................................. 40
Tabla 7. Especificaciones Técnicas para Diseño de Casing Patch .......................................... 41
Tabla 8. Datos Generales de Campo ....................................................................................... 51
Tabla 9. Valores Petrofísicos del Campo ................................................................................ 54
Tabla 10. Características de Tubería de Revestimiento “Hollin” Superior ............................. 56
Tabla 11. Características de Tubería de Revestimiento “Hollin” Superior ............................. 56
Tabla 12. Configuración para Casing Patch “Hollin” Superior .............................................. 57
Tabla 13. Características de Casing Patch corrido en el pozo “Hollin” Superior ................... 57
Tabla 14. Características de Casing Patch cuando es asentado en zona objetivo “Hollin”
Superior .................................................................................................................................... 57
Tabla 15. Presiones y servicios de Casing Patch “Hollin” superior ........................................ 58
Tabla 16. Consideraciones al momento de correr la herramienta “Hollin” superior .............. 58
Tabla 17. Características de Casing Patch cuando es asentado en zona objetivo “Hollin”
Superior .................................................................................................................................... 60
Tabla 18. Características de Tubería de Revestimiento para arenisca “U” inferior ................ 64
Tabla 19. Características de Tubería de Revestimiento de arenisca “U” inferior ................... 64
Tabla 20. Configuración para Casing Patch en arenisca “U” inferior ..................................... 65
Tabla 21. Características de Casing Patch corrido en arenisca “U” inferior ........................... 65
Tabla 22. Características de Casing Patch cuando es asentado en zona objetivo arenisca “U”
inferior ...................................................................................................................................... 65
Tabla 23. Presiones y servicios de Casing Patch Arenisca “U” inferior ................................. 66
Tabla 24. Características de Casing Patch cuando es asentado en zona objetivo “U” Inferior
.................................................................................................................................................. 66
Tabla 25. Tiempos de Operaciones Casing Patch – UCEJ-192 .............................................. 68
Tabla 26. Datos de Pozo NAR-240D ...................................................................................... 69
Tabla 27. Tiempos de Operaciones Casing Patch – NAR-240D ............................................ 72
Tabla 28. Datos de Pozo FIG-J219 ......................................................................................... 75
XI
Tabla 29. Especificaciones de Revestimiento y Tubería de Producción ................................. 75
Tabla 30. Producción de fluido, petróleo y corte de agua T principal .................................... 76
Tabla 31. Tiempos de Operaciones Casing Patch – FIG-J219 ................................................ 77
Tabla 32. Datos de Pozo JIR-047 ............................................................................................ 79
Tabla 33. Especificaciones de Revestimiento y Tubería de Producción JIR-047 ................... 79
Tabla 34. Tiempos de Operaciones Casing Patch – JIR-047 .................................................. 80
Tabla 35. Tiempos de Operaciones Casing Patch – UCEJ-192 .............................................. 81
Tabla 36. Tiempos de Operaciones Casing Patch – NAR-240D ............................................ 82
Tabla 37. Tiempos de Operaciones Squeeze – FIG-J219 ....................................................... 82
Tabla 38. Tiempos de Operaciones Squeeze – JIR-047 .......................................................... 82
Tabla 39. Comparación de Tiempos entre Operaciones Casing Patch – SQZ ........................ 83
Tabla 40. Tiempos Totales Operacionales CP-SQZ ............................................................... 84
Tabla 41. Tabla comparativa de limitaciones técnicas y desventajas ..................................... 86
Tabla 42. Costos de Componentes Casing Patch .................................................................... 88
Tabla 43. Costo aproximado de un Casing Patch .................................................................... 89
Tabla 44. Costo aproximado de Casing Patch ......................................................................... 89
Tabla 45. Costos Aproximados para una Cementación Forzada ............................................. 90
Tabla 46. Lista de Precios en WO ........................................................................................... 91
Tabla 47. Comparación Costos entre Casing Patch y Squeeze ............................................... 91
Tabla 48. Comparación Costos entre Casing Patch y Squeeze (Pozo productor) ................... 93
XII
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Mapa de la ubicación de la Cuenca Oriente, al este de Andes centrales y
septentrionales ............................................................................................................................ 4
Figura 2. Columna Tectono-estratigráfica y eventos geodinámicos que controlaron el
desarrollo de la Cuenca Oriente y sus sistemas Petrolíferos ...................................................... 5
Figura 3. Esquema General de un Pozo Terminado. .............................................................. 11
Figura 4. Sarta de Revestimiento. ........................................................................................... 12
Figura 5. Carta de selección API para configuración de tuberías de revestimiento ............... 13
Figura 6. Construcción final de un pozo ................................................................................. 16
Figura 7. Caja y Pin de tubería de Revestimiento ................................................................... 18
Figura 8. Corrosión uniforme en tubería ................................................................................. 21
Figura 9. Corrosión Galvánica ................................................................................................ 22
Figura 10. Herramientas de registro sónico y ultrasónico. ...................................................... 27
Figura 11. Emisión y recepción de ondas acústicas. ............................................................... 28
Figura 12. Interpretación de registro CBL. ............................................................................. 28
Figura 13. Configuración de la herramienta USIT. ................................................................. 29
Figura 14. Mecanismo de viaje de los impulsos ultrasónicos y las lecturas que resultan. ...... 30
Figura 15. Técnica de Alta Presión: Fractura vertical generada por cementación forzada. .... 32
Figura 16. Cementación con baja presión. .............................................................................. 33
Figura 17. Casing Patch (Parche de Revestimiento) ............................................................... 35
Figura 18. Tipo de Pozos Comunes aplicados Casing Patch a nivel mundial ........................ 36
Figura 19. Tipo de Aplicaciones Comunes aplicados Cssing Patch ....................................... 37
Figura 20. Tipo de Revestidores más usados aplicados Casing Patch en el mundo ............... 37
Figura 21. Instalación y Asentamiento de un Casing Patch. ................................................... 39
Figura 22. Propiedades Técnicas HNBR ................................................................................ 42
Figura 23. Deformación Plástica entre Aleación de Carbono y Acero Inoxidable ................. 43
Figura 24. Deformación Plástica por efecto de Temperatura ................................................. 44
Figura 25. Elastómero de un Casing Patch ............................................................................. 45
Figura 26. Representación de Sello de Casing Patch .............................................................. 45
Figura 27. Gráfica de Presión vs. Tiempo para el Sello de un Casing Patch .......................... 46
Figura 28. Inflatable Packer expandiéndose en la zona objetivo ............................................ 47
Figura 29. Down Hole Expansion Tool .................................................................................. 48
Figura 30. Flujograma de Trabajo ........................................................................................... 50
XIII
Figura 31. Evaluación Petrofísica del pozo UCE-J192 ........................................................... 54
Figura 32. Diagrama de Pozo UCE-J192 ................................................................................ 55
Figura 33. Esquema Longitudial de Casing Patch en la zona del Objetivo ............................ 59
Figura 34. Primer Anclaje de Casing Patch ............................................................................ 61
Figura 35. Segundo Anclaje de Casing Patch ......................................................................... 62
Figura 36. Operación vs Tiempo UCEJ-192 ........................................................................... 68
Figura 37. Operaciones UCEJ-192 ......................................................................................... 69
Figura 38. Diagrama de Pozo NAR-240D .............................................................................. 71
Figura 39. Operación vs Tiempo NAR-240D ......................................................................... 73
Figura 40. Diagrama de Barras, Horas vs Longitud de Casing Patch ..................................... 74
Figura 41. Diagrama de Barras, Horas Totales vs Longitud de Casing Patch ........................ 74
Figura 42. Operación vs Tiempo FIG-J219 ............................................................................ 78
Figura 43. Porcentaje de Servicios en Tiempos- FIG-J219 .................................................... 78
Figura 44. Operación vs Tiempo JIR-047 ............................................................................... 81
Figura 45. Tiempos totales CP-SQZ ....................................................................................... 84
Figura 46. Representación Gráfica de Operaciones ................................................................ 85
Figura 47. Factibilidad de uso CP-SQZ .................................................................................. 87
Figura 48. Representación Gráfica de limitantes operacionales ............................................. 87
Figura 49. Costos Totales Operacionales CP-SQZ ................................................................. 92
XIV
LISTA DE ANEXOS
Anexo 1. Expandable Steel Patches Datasheet ........................................................................ 99
XV
INDICE DE ABREVIATURAS
SQZ Cementación Forzada (Squeeze)
CP Casing Patch
WO Reacondicionamiento de pozos (Workover)
GR Gamma Ray (Registros Eléctricos)
TR Tubería de revestimiento
TD Profundidad verdadera (True Depth)
CBL Registro de cementación (Cement Bond Log)
API Instituto Americano del Petróleo
SS Acero Inoxidable (Stainless Steel)
HNBR Elastómero de nitrilo hidrogenado
HT Alta temperatura (High temperatura)
RIH Corrida en el pozo (run in hole)
OD Diámetro externo
ID Diámetro interno
DHET Herramienta de expansión en fondo
MD Profundidad Medida (measured depth)
DSPR Diferencial de tasa de presión
DP Drill Pipe
POOH Extraer del pozo
BHA Arreglo de fondo de pozo
TFTV Válvula de llenado y prueba de tubería
USD Dólares Americanos
XVI
TEMA: Análisis Técnico-Económico Comparativo del Uso de Sistema de Tecnología Casing
Patch y Cementación Forzada-SQZ en Remediación de Pozos Petroleros para la Optimización
de Trabajos de Reacondicionamiento de Pozos en el Oriente Ecuatoriano.
Autor: Bryan André Serrano Muñoz
Tutor: Richard Hugo Torres Villacis
RESUMEN
El presente estudio técnico se enfocó en la determinación del método óptimo, dentro de
las operaciones de reacondicionamiento de pozos para reparar, aislar o sellar segmentos de
la tubería de revestimiento. La integridad del pozo, así como de la tubería de revestimiento,
son de vital importancia al momento de realizar distintas operaciones sean de completación
o de workover, es por esto, que se han desarrollado varios métodos que garantizan las
condiciones necesarias requeridas en las tuberías para poder continuar con las actividades
dentro de los pozos.
La metodología aplicada fue comparativa, basada en trabajos previamente realizados
donde se instalaron Casing Patch y donde se realizaron cementaciones forzadas (SQZ).
Mediante recopilación técnica, se realizó una comparación de tiempos y costos de operación
e instalación de ambos métodos analizados, determinando así, que Casing Patch es el método
que menos tiempo toma y que permite, una vez instalado, retomar mucho más rápido a
operaciones en el pozo. Con respecto a la comparación de costos, se determinó, para este
estudio, que una cementación forzada es más rentable, por sus bajos costos operativos y de
instalación, no obstante, Casing Patch ofrece una solución más rápida, confiable y con menor
uso de recursos.
PALABRAS CLAVES: CASING PATCH, CEMENTACIÓN FORZADA, DAÑOS EN
REVESTIDORES, REGÍSTROS ELÉCTRICOS, REACONDICIONAMIENTO DE
POZOS
XVII
TITTLE: Comparative Technical-Economic Analysis of the use of Casing Patch
Technology System and Forced Cementation-SQZ in Oil Well Remediation for the
Optimization of Workover in the Ecuadorian East.
Author: Bryan André Serrano Muñoz
Tutor: Richard Hugo Torres Villacis
ABSTRACT
The present technical study focused on determine the best method, within the
reconditioning operations to repair, isolate or seal segments of the casing pipe. The integrity
of the well, as well as the casing pipe, are important while different operations are developed,
whether they are completion or workover, that is why several methods have been developed
that guarantee the necessary conditions to repair a casing to be able to continue with the
activities inside the wells.
The methodology applied was comparative, based on previously performed Casing Patch
installed and where forced cementation (SQZ) was performed. Through a technical
compilation, a comparison of operating and installation times and costs of both analyzed
methods was made, thus determining that Casing Patch is the method that takes less time
and allows, once installed, to resume operations in the system much faster. Regardless to the
cost comparison, it was determined, for this study, that a forced cementation is more
profitable, due to its low operating and installation costs, however, Casing Patch offers a
faster, more reliable solution with less use of resources.
KEYWORDS: CASING PATCH, FORCED CEMENTATION, SQUEEZE, CASING PIPE,
ELECTRICAL LOGS, WORKOVER.
1
CAPÍTULO 1
GENERALIDADES
1. Generalidades
1.1. Antecedentes
El reacondicionamiento de un pozo petrolero involucra todos los trabajos efectuados en
el pozo con el fin de mejorar su productividad mediante la modificación de las características
de sus zonas productivas. De igual manera, comprende el abandonar una zona productiva
depletada para producir una nueva zona. (Torres, 2018)
Es importante mencionar que, este reacondicionamiento trae consigo numerosos
estudios y evaluaciones que pueden ser muy costosas y de una manera u otra afectan la
rentabilidad económica del proyecto.
De este modo se ha desarrollado la tecnología Casing Patch, la cual es un conjunto o
sistema de herramientas de fondo de pozo que se utiliza en la reparación correctiva de daños,
corrosión o fugas en la tubería de revestimiento. Los parches de tubería de revestimiento se
utilizan con más frecuencia como reparaciones de corto a medio plazo que permiten que se
reanude la producción hasta que se programe una operación de remediación mayor.
En algunos casos, como en pozos agotados próximos al final de su vida útil, un parche
de tubería de revestimiento puede ser el único medio económico de retornar el pozo a la
operación de manera segura.
Es de suma importancia, como pioneros de la economía del país, reducir costos, tiempos
de operación y fundamentalmente aumentar la producción de petróleo, es por esto que la
aplicación de esta tecnología es necesaria.
2
1.2. Planteamiento del problema
¿Se reducirán costos, tiempos de operación y se optimizarán los trabajos de
Reacondicionamiento de Pozos mediante la aplicación de tecnología Casing Patch?
Actualmente durante un reacondicionamiento de pozo es necesario un registro que
verifique la integridad de nuestra tubería de revestimiento para identificar cualquier daño
presente en la misma y poder mitigarlo a tiempo, los métodos convencionales usados, como
una cementación forzada, pueden tomar mayores tiempos y costos elevados.
1.3. Objetivos
1.3.1. Objetivo general
Analizar el empleo de la tecnología Casing Patch vs Cementación Forzada-SQZ para
determinar la mejor opción que logre reducir costos y tiempos de operación dentro de
trabajos de reacondicionamiento de pozos en el oriente ecuatoriano.
1.3.2. Objetivos específicos
Analizar y determinar las causas de daños causados en el revestimiento.
Comparar método convencional (Squeeze) contra un sistema de tecnologia Casing Patch
para aplicación en reparación de revestidores.
Analizar el resultado de casos reales exitosos de la instalación de tecnología Casing
Patch dentro del oriente ecuatoriano.
Comparar costos y tiempos de aplicación entre tecnología Casing Patch y cementación
forzada para determinar el método más rentable.
1.4. Justificación e importancia.
La implementación de tecnología Casing Patch ofrece una alternativa nueva en
comparación a aplicación de métodos convencionales en remediación de pozos, reduciendo
tiempos de aplicación y costos durante operaciones.
3
Permite la remediación y reparación de tuberías de revestimiento de una manera más
eficiente, con la utilización de menos recursos, optimizando así, las operaciones en los
trabajos de reacondicionamiento de pozos.
1.5. Entorno del estudio
1.5.1. Marco Institucional
El presente estudio técnico fue realizado bajo los principios y valores que distinguen de
la Universidad Central del Ecuador, así como de la empresa Schlumberger del Ecuador,
instituciones que son líderes dentro de áreas educativas y dentro de la industria del petróleo,
obteniendo así el apoyo científico y la colaboración técnica necesaria de tan grandes
entidades.
1.5.2. Marco ético
Como estudiante de tan prestigiosa institución como la Universidad Central del Ecuador
es mi deber dejar en alto su nombre. con un desempeño ético y profesional, es por eso que
este proyecto se realizó con normas éticas, respetando los derechos intelectuales de otras
investigaciones desarrolladas, cumpliendo así con todos los requisitos técnicos del buen uso
de la información.
1.5.3. Marco legal
El presente estudio técnico se lo realizó bajo las normas y reglamentos, tanto académicas
y sectoriales, que rigen en la actualidad en la República del Ecuador, las mismas son:
El Artículo 35 de la Constitución Política de la República del Ecuador, el Artículo 123
de la Ley Orgánica de Educación Superior, el Artículo 121 del Reglamento de Régimen
Académico, Art.21 inciso 3 del Reglamento de Régimen Académico referente a la unidad
de titulación y finalmente el Artículo 212 del Estatuto Universitario de la Universidad
Central del Ecuador.
4
CAPÍTULO 2
MARCO TEORICO
2. Marco Teórico
2.1.Cuenca Oriente Ecuatoriana
La explotación Hidrocarburifera dentro del Ecuador estableció un inicio significativo de
desarrollo e implementación de tecnología dentro de nuestro país. Demostrando así, que la
Cuenca Oriente Ecuatoriana es una Cuenca con grandes reservas explotables que en la
actualidad han aportado con el crecimiento de la economía del País. (Baby, Rivadenerira, &
Barragán, 2014).
La Cuenca Oriente, constituye una cuenca de ante-país de trasarco de los Andes
Ecuatorianos. Se ubica en una zona estructuralmente compleja, ubicada justo al norte de la
charnela entre los Andes Centrales y los Andes Septentrionales. (Baby et al., 2014)
Figura 1. Mapa de la ubicación de la Cuenca Oriente, al este de Andes centrales y septentrionales
Fuente: La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, Baby et all., 2014
5
La columna lito estratigráfica en la (Fig.2), resume la estratigrafía y los eventos
geodinámicos más importantes, que controlaron el desarrollo de la Cuenca Oriente y de sus
sistemas petrolíferos. (Baby, 2014, pg 22)
Figura 2. Columna Tectono-estratigráfica y eventos geodinámicos que controlaron el desarrollo de la
Cuenca Oriente y sus sistemas Petrolíferos
Fuente: La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, Baby et all., 2014
6
2.1.1. Características de los reservorios cretácicos de la cuenca oriente
Las formaciones Hollín-Napo-Tena, están integradas en una secuencia de segundo orden,
desarrollada entre el Aptiano/Albiano y el Maastrichtiano, al interior de la cual se identifican
varias secuencias de tercer orden, las mismas que contienen, los principales reservorios de
la cuenca: Hollín, “T”, “U” y “M1”, formados durante los cortejos de bajo nivel (areniscas
basales) y los cortejos transgresivos (areniscas secundarias o superiores). (Baby et al., 2014)
La base de los reservorios Hollín, “T”, “U” y “M1” está asociada a descensos en el nivel
del mar, correlacionables con los ciclos eustáticos de Haq et al. (1997) que corresponden a
límites de secuencias de segundo y tercer orden, de hace 112 Ma para Hollín, de 97-98 Ma
para “T”, de 94 Ma para “U” y 80 Ma para “M1”. (Baby et al., 2014)
A continuación, se representan las características más importantes de cada uno de los
principales reservorios de la cuenca oriente
7
Tabla 1 Características de los reservorios cretácicos principales de la cuenca oriente
Reservorio Edad Litología &
Distribución
Ambiente de
Depositación Características de Reservorio
Arenisca
“Hollin”
Inferior
Albiano
Tempra
no-
Albiano
Medio
Está constituida por
areniscas micro-
conglomeráticas,
sobre estos se
desarrollan areniscas
cuarzosas blancas,
de grano grueso-
medio a fino, con
una predominancia
de cuarzo mono a
policristalino, con
escasos clastos
líticos, cherts,
feldespatos y micas
muy alteradas.
(White J. H. et all.,
1995)
Depositación en
un medio fluvial
tipo entrelazado,
formando cuerpos
gruesos de
canales apilados.
(Beicip 1987,
White J. H. et all.,
1995, Jaillard E.,
1997)
La porosidad promedio oscila entre
11 y 20% en base a registros
eléctricos de varios pozos
seleccionados, dependiendo del
volumen de arcilla, tamaño de
grano, presencia de matriz y
cemento; mientras que, posee un
rango de permeabilidades que va de
15 mD a 1.500 mD, dependiendo
de las propiedades y calidad de la
roca. Predomina una arenisca
limpia con valores generalmente
bajos de rayos gamma (GR),
aproximadamente 30-35 unidades
API. El agua de formación tiene
muy baja salinidad, alrededor de
2.000 a 3.000 ppm de NaCl, por lo
cual los valores de resistividad son
altos. (Baby et all., 2014)
Arenisca
“Hollin”
Superior
Albiano
Medio
Consiste de una
arenisca cuarzosa y
cuarzosa-
glauconítica de
grano fino a medio,
intercalada por
lutitas negras. (Baby
et all., 2014)
Su origen es
transicional,
debido a que se
observa
bioturbación en
su parte superior,
con presencia de
microfósiles
marinos,
interpretándolo,
así como un
ambiente litoral
de barras arenosas
paralelas. (Jaillard
E., 1997)
A diferencia de Arenisca Hollin
Inferior, este reservorio es de
mediocre calidad. White et all.,
(1995), se reporta así una porosidad
promedio para el reservorio, que
varían en un rango de 3% a 15% y
una permeabilidad obtenida a partir
de una evaluación petrofísica que
varía entre 150 mD y 200 mD en
promedio. Posee baja salinidad de
agua de formación ya que las
curvas de resistividad dan valores
promedios de 100 ohm-m. (Baby et
all., 2014)
Arenisca
“T”
Inferior
Albiano
Superio
-r
Arenisca cuarzosa
de grano medio a
grueso, con
estratificación
cruzada y buena
porosidad. Presenta
un importante
contenido de
feldespatos
alcalinos. (White et
all., 1997)
Ambiente
transicional-
marino con
desarrollo de un
sistema estuario,
dominado por
mareas.
(Handerbol et all.,
1998; Wornardt
W., 1999)
Los registros eléctricos de Triple-
Combo muestran una arenisca con
excelentes condiciones petrofísicas,
con un valor promedio de 20 API
observado en el carril de GR. A
partir de la evaluación de registros
eléctricos se determina que posee
una porosidad que varía de 7% a
15% y una permeabilidad promedio
de 100 mD a 250 mD. (Baby et all.,
2014)
8
Reservorio Edad Litología &
Distribución
Ambiente de
Depositación Características de Reservorio
Arenisca
"T"
Superior
Albiano
Superior
Es una arenisca
cuarzo-glauconítica y
glauconítica,
generalmente grano-
decreciente, con capas
ricas en conchas y
frecuentemente
cemento calcáreo.
Presenta facies de
llanura mareal,
ambientes
submareales y de
plataforma con
estratificación tipo
"flaser" y lenticular.
(Shanmugan G. et all.,
1998)
Ambiente
transicional-
marino con
desarrollo de
un sistema
estuario,
dominado por
mareas.
(Handerbol et
all., 1998;
Wornardt W.,
1999)
El espesor de esta arenisca es de
apenas 5 pies, del mismo modo
los valores de GR son mayores
indicando así una mayor cantidad
de arcilla. Posee una salinidad en
un rango de 30.000 a 40.000 ppm
de NaCl, valores sobre cuya base
se identifica la presencia de
hidrocarburos en "T" superior. En
base a registros, se concluye que
la permeabilidad no mantiene
valores constantes y varía en el
orden de 5 mD a 100 mD, en
función del volumen de arcilla en
la roca. (Baby et all., 2014)
Arenisca
"U"
Inferior
Cenoma-
niano
Medio
Consiste de areniscas
cuarzosas, bastante
limpias, de grano
grueso, con estructura
homogénea, grano-
decreciente y grano-
creciente,
correspondientes a
canales fluviales
pasando a canales y
barras mareales en un
medio estuario. (Baby
et all., 2014)
Inicio por una
depositación
fluvial en la
parte más
oriental,
pasando hacia
el centro a
facies
transicionales
estuarinas
(barras y
canales), de
playa y
anteplaya, con
influencia
mareal,
mientras que
hacia el Oeste
se
desarrollaban
facies de
plataforma
marina. (Baby
et all., 2014)
La arenisca "U" inferior una
arenisca bastante limpia, con una
porosidad promedio que varía
entre 10% y 22% y
permeabilidades de 50 mD a 1500
mD. (Comisión DNH-
Petroproducción, 1996). Las
resistividades muestran un perfil
de invasión, y la salinidad varía en
un rango de 35.000 ppm a 45.000
ppm NaCl y resistividades de
hasta 100 ohm-m, definen que el
reservorio está saturado de
hidrocarburos. (Baby et all., 2014)
Arenisca
"U"
Superior
Consiste de glauconita
y su cemento es
carbonático. Presenta
un incremento en el
contenido de caolinita
y arcillas del tipo
illita/smectita y está
afectada por
bioturbación. (Baby et
all., 2014)
Las mediciones realizadas en el
laboratorio de la CIGQ dan
valores de porosidad entre 8% y
15%, y un rango de permeabilidad
de 15 mD a 600 mD. En este
reservorio la zona con mejores
movilidades y características
petrofísicas está saturada por
agua. (Baby et all., 2014)
9
2.2. Fases de la Industria Petrolera en el País
2.2.1. Exploración
Las reservas petrolíferas se encuentran bajo la superficie terrestre a cientos o miles de
metros de profundidad y el único método seguro para ubicarlas es la perforación de pozos
exploratorios. Sin embargo, antes se deberá encontrar el área más adecuada empleando
varios métodos, y estudios necesarios en geociencias los cuales nos ayudaran a identificar
las zonas de interés. (Guaranda Mendoza, 2016)
2.2.2. Perforación
La perforación de un pozo se conoce como un proceso ordenado y metódico, llevado a
cabo dentro de un margen económico preestablecido, cumpliendo las normas de seguridad,
higiene y ambiente, cuyo objetivo principal es proporcionar un conducto entre el yacimiento
y la superficie que permita la explotación de los fluidos almacenados en el mismo. El
cumplimiento de este objetivo depende en gran medida del desempeño de un gran número
de profesionales que intervienen en el proceso de perforación, entre ellos destacan los roles
y funciones del Ingeniero de Perforación, el cual se encarga de diseñar, planificar,
determinar, ejecutar y supervisar el programa concreto para la construcción de un pozo.
(Marhuenda, 2007)
El pozo puede perforarse de manera vertical, horizontal o inclinada. Cada sección se
protege al introducir y cementar el revestidor de diámetro adecuado para cada tamaño de
hoyo. (Ibid, p.24)
La profundidad total y la desviación o perfil del pozo dependen de la profundidad y la
ubicación de la trampa estructural o estratigráfica que contiene la acumulación de
hidrocarburos. Esta información en conjunto con los diámetros del hoyo, los requerimientos
de potencia, las dimensiones de la sarta de perforación, el programa de revestimientos y los
potenciales problemas de hoyo, son los principales parámetros que debemos tomar en cuenta
para seleccionar el equipo de perforación y su capacidad. (Ibid, p.24)
10
Un pozo puede tener variaciones en las secciones de hoyo, esto depende de la
complejidad de las formaciones atravesadas durante la perforación, de la profundidad del
yacimiento y de los requerimientos de diseño de los revestidores, tuberías de producción y
terminación del pozo. (Ibid, p.24)
Estas secciones del pozo conforman un solo hoyo hasta la profundidad final en forma de
telescopio. Cada sección del pozo tiene definido un tamaño de hoyo, una profundidad de
asentamiento y un tamaño de revestidor determinado por el tamaño del hoyo. Al llegar a la
profundidad de asentamiento para esa sección de hoyo, se saca la sarta de perforación y se
corre el revestidor. Para lograr un aislamiento efectivo de las formaciones se bombea
cemento por el espacio anular existente entre el hoyo perforado y el revestidor, el cual se
asienta, y se realizan los cambios necesarios en el fluido de perforación para continuar la
siguiente sección del hoyo, de esta manera, se perfora por secciones hasta llegar a la
profundidad total del pozo. (Ibid, p.24)
2.2.2.1. Construcción de un pozo
Las operaciones durante la construcción de un pozo se inician con la mudanza del
taladro, la cual consiste en el transporte e instalación de los equipos y materiales necesarios
para la construcción del pozo. Una vez que el equipo ha sido instalado se inicia el proceso
de perforación, el cual incluye el tiempo rotando y los tiempos de viaje, el primero se refiere
al tiempo efectivo de la perforación, durante el cual se rota la broca y se circula el fluido de
perforación, los viajes incluyen las sacadas y metidas de la sarta para cambiar la broca, este
proceso de perforación se realiza por cada sección del pozo. Posteriormente se inicia el
proceso de correr la tubería de revestimiento, en el cual se baja el revestidor hasta la
profundidad programada de asentamiento, para iniciar el proceso de cementación, que
consiste en preparar y bombear una lechada de cemento de acuerdo a las características de
la formación, para consolidar el hoyo y proteger la formación, una vez que este proceso se
ha llevado a cabo hasta la última sección ha terminado el proceso de construcción del pozo,
posteriormente se sigue una técnica conocida como terminación de pozos, la cual consiste
11
en una serie de operaciones hasta la instalación del equipo, que lo pondrá a producir petróleo,
gas o agua. (Marhuenda, 2007)
Figura 3. Esquema General de un Pozo Terminado.
Fuente: Introducción a la perforación, Marhuenda, 2007
2.2.2.2. Tubería de Revestimiento
Es una tubería de gran diámetro que se baja en un agujero descubierto y se cementa en
el lugar. El diseñador de pozos debe diseñar la tubería de revestimiento para que tolere una
diversidad de fuerzas, tales como aplastamiento, explosión y falla por tracción, además de
las salmueras químicamente agresivas. (Oilfield Glossary - Schlumberger, n.d.-b)
La tubería de revestimiento se baja para proteger formaciones de agua dulce, aislar zonas
de pérdida de circulación o aislar formaciones con gradientes de presión significativamente
diferentes (Fig.3). (Oilfield Glossary - Schlumberger, n.d.-b)
12
La tubería de revestimiento se fabrica normalmente con acero al carbono común que es
tratado térmicamente para lograr resistencias variables, pero puede fabricarse especialmente
con acero inoxidable, aluminio, titanio, fibra de vidrio y otros materiales. (Oilfield Glossary
- Schlumberger, n.d.-b)
Figura 4. Sarta de Revestimiento.
Fuente: Tubería de Revestimiento, Oilfield Glossary - Schlumberger, n.d.
2.2.2.3. Asentamiento de las Tuberías de Revestimiento
Con la información antes mencionada, así como con los gradientes de poro, gradientes
de fractura y finalmente junto con el objetivo del pozo y de los requerimientos de
explotación, entonces finalmente se podrá definir el arreglo necesario de las tuberías de
revestimiento (selección de diámetros y profundidades de asentamiento).
Podemos observar los diferentes tipos de configuraciones posibles de tuberías de
revestimiento (Fig.5).
13
Figura 5. Carta de selección API para configuración de tuberías de revestimiento
Fuente: (Morales, 2009)
2.2.2.4. Tipos de revestimientos
Los revestimientos comprenden toda la clase de tubería la cual se instalará dentro del
pozo con el propósito de estabilizar el hueco, aislar, controlar fluidos y presiones de
formación con ayuda del cemento que se ubica en la parte exterior del revestimiento entre el
tubo y la formación perforada.
2.2.2.4.1. Revestimiento conductor
El revestidor conductor o casing conductor es la primera tubería que es ingresada al
agujero previamente perforado, va comúnmente desde los 0 hasta los 300 ft de profundidad,
es la tubería con mayor diámetro de todas ya que es la mantendrá el hueco abierto y proveerá
de un camino para que el fluido de perforación regrese a los tanques.
2.2.2.4.2. Revestimiento de superficie
La tubería de revestimiento superficial o de superficie es la tubería que se ubica en la
primera etapa del hueco, esta posee dos funciones primordiales:
14
1. Dar soporte al equipo de superficie, (BOP, cabezales, etc.,) y a las siguientes
tuberías de revestimiento que se asentaran a continuación luego dentro del pozo.
2. Aísla los acuíferos someros para así evitar una posible contaminación entre el
fluido de perforación y de la formación.
La profundidad a la que se ubica este revestimiento en la mayoría de los casos no supera
los 1000 ft. sin embargo, depende de la profundidad a la cual se ubica la zona de interés, y
de la profundidad a la cual se encuentren zonas de acuíferos someros que deban ser aisladas.
2.2.2.4.3. Revestimiento intermedio
La siguiente tubería que se ubicara dentro del pozo se denomina revestimiento
intermedio o casing intermedio, una función específica de esta es la de permitir el ajuste del
peso del fluido de perforación a medida que se perforan formaciones con diferentes presiones
de poro, es por eso que esta tubería es comúnmente asentada en la primera sección de
formaciones problemáticas, del mismo modo, esta provee integridad para mantener los altos
pesos de lodo que son necesarios para llegar a TD.
2.2.2.4.4. Revestimiento de producción
Una vez que hayamos llegado a la zona de interés se asienta la última tubería de
revestimiento denominada revestidor de producción o liner de producción. Este revestidor
posee tres funciones primordiales las cuales son:
1. Prevenir la migración de fluidos de a la zona objetivo a cualquier otra parte del
pozo.
2. Confina la producción únicamente al pozo.
3. Provee del ambiente para ser ahí instalada la completación para posteriormente
iniciar con la etapa de producción.
15
2.2.2.4.5. Revestimientos colgados o liners
A medida que aumenta la profundidad, la posibilidad de generar cargas axiales excesivas
sobre el tope del revestimiento intermedio o de producción aumenta. Una manera de
solucionar este inconveniente es la de ubicar un liner dentro del revestimiento anterior,
ubicado mediante un colgador o un empaque y éste es cementado en su totalidad. (Ochoa
Vargas, 2008)
Además de reducir la tensión en la tubería de revestimiento debido a la menor longitud,
también reduce los costos al no estar colgada desde la superficie. Un inconveniente que tiene
este revestimiento es que se debe garantizar un muy buen sello en el tope del liner al realizar
la operación de cementación, de otra forma podría haber una fuga al no tener un adecuado
aislamiento hidráulico. Esto se puede solucionar instalando un empaque en el tope del liner,
pero esto se debe tener solo como contingencia. (Ochoa Vargas, 2008)
2.2.2.4.6. Tubería de producción
Es la tubería de menor diámetro que se instala dentro del pozo, el propósito principal de
esta tubería es la de conducir a la superficie los fluidos producidos por el yacimiento, además
la de alojar en su cuerpo elementos de subsuelo como equipo de levantamiento artificial,
válvulas de control de flujo y otras herramientas ubicadas en fondo, cuyo objetivo es el de
mejorar el recobro de hidrocarburos del yacimiento. (Ochoa Vargas, 2008)
16
Figura 6. Construcción final de un pozo
Fuente: Introducción al Equipo de Perforación, Schlumberger, 2004
2.2.2.5. Propiedades de la tubería de revestimiento
Usualmente existen 5 propiedades de la tubería de revestimiento que necesitamos
conocer cuando diseñamos cualquier tubería de revestimiento. Ellas son:
Rango
Tamaño
Peso
Conexión y tipo de rosca
Grado
17
2.2.2.5.1. Rango
La Tubería de Revestimiento es manufacturada bajo las recomendaciones de API y
viene en tres rangos de longitud.
Tabla 2 Rangos de tuberías de revestimiento
Fuente: Norma API 5CT
Rango Longitud en pies
1 16-25
2 25-34
3 34-48
La longitud más común es de rango 3 y su longitud promedio de junta es
aproximadamente de 40 pies.
2.2.2.5.2. Tamaño
La Tubería de Revestimiento está disponible en muchos tamaños que van desde 4 ½”
hasta 36”. Se elegirá el tamaño de la tubería de revestimiento dependiendo del tipo y
profundidad del pozo.
2.2.2.5.3. Peso de la tubería de revestimiento
La Tubería de Revestimiento está disponible en muchos pesos para cada grado o tamaño
de la misma tubería de revestimiento. Mientras más grueso sea el grosor de la pared más
pesada será la tubería de revestimiento.(Schlumberger, 2004)
2.2.2.5.4. Roscas y acoples
Según las recomendaciones de API, la tubería de revestimiento es roscada en cada lado
y suministrada con acoples.
18
Figura 7. Caja y Pin de tubería de Revestimiento
Fuente: Introducción al Equipo de Revestimiento, Schlumberger, 2004
Existen muchos tipos distintos de roscas disponibles para las diferentes aplicaciones y
fuerzas. El acople es usualmente apretado con ayuda mecánica a la tubería de revestimiento
al ser manufacturada. (Schlumberger, 2004)
2.2.2.5.5. Grado de la tubería de revestimiento
Las tuberías de revestimiento están diseñadas para soportar 3 tipos de fuerzas
principales:
1. La tensión es la fuerza que hala hacia abajo debido a la fuerza y peso de la sarta.
2. La presión de colapso es la presión externa que puede causar la ruptura o desmoronamiento
de la tubería de revestimiento.
3. La presión de ruptura es aquella donde los esfuerzos causados por la presión interna
producen la ruptura y separación de la tubería de revestimiento.
El tipo de acero utilizado para la fabricación de la tubería de revestimiento determina el
grado y por lo tanto la fuerza.
19
El API ha designado que en el grado del acero se utilice para definir el esfuerzo de
cedencia de la tubería. Esta designación consiste en que después de la letra el número que la
sigue define el mínimo esfuerzo de cedencia del acero, en miles de lb/pg2; Por ejemplo P-
110.
Tabla 3. Esfuerzos de cedencia
Fuente: Norma API 5CT
Grado Punto de cedencia mínima (psi) Punto de cedencia máxima (psi)
H40 40000 80000
J55 55000 80000
K55 55000 80000
N80 80000 110000
R95 95000 110000
M65 65000 85000
L80 80000 95000
C90 90000 105000
T95 95000 110000
C110 110000 120000
P110 110000 140000
Q125 125000 150000
Aceros normales H40, J55, K55, N80
Aceros de alta resistencia P105, P110, Q125, V150
Aceros con una fuerza de rendimiento limitado C75, L80, C90, C95
De modo que cuando se ordenen las juntas de la tubería de perforación, todas las
siguientes 5 propiedades de la tubería de revestimiento necesitan ser cubiertas:
Tabla 4. Especificación Técnica de Tipo de Revestimiento
Fuente: Introducción al Equipo de Revestimiento – Schlumberger – 2004
Tamaño Longitud (Pies) Peso Tipo de Cople Grado
7" Rango 3 - 40 ft 32 ppf LTC N80
20
2.2.2.6. Daños en las tuberías de revestimiento
Las fugas o daños en los revestidores son fisuras o grietas que se generan en el casing de
producción, generando así pérdidas considerables económicas y graves daños a la formación.
2.2.2.6.1. Fugas o daños por corrosión
Se entiende por corrosión a la interacción de un metal con el medio que lo rodea,
produciendo así un deterioro en sus propiedades tanto físicas como químicas.
Una reacción de oxidación es una reacción anódica, en la cual los electrones son
liberados dirigiéndose a otras regiones catódicas. En la región anódica se producirá la
disolución del metal (corrosión) y, consecuentemente en la región catódica la inmunidad del
metal. (Guzman, 2013)
La resistencia de la tubería de revestimiento a la corrosión depende principalmente de la
composición química del acero y del tipo de microestructura conseguido por el tratamiento
térmico. En algunos casos la corrosión del revestidor puede haberse provocado por el empleo
de una tubería que no cumplió con los requisitos previamente explicados. (Ibid)
Comúnmente un análisis de petróleo producido presenta alto contenido de azufre y sales.
El porcentaje de CO2 influye en la propiedad corrosiva del agua actuando sobre el pH, a
mayor cantidad de CO2 en el gas o el agua, el pH será menor y el agua más corrosiva. El
agua de formación registra un contenido de Fe+2 del orden de 100ppm, cloruros (110,000
ppm) y sólidos totales disueltos (144,000ppm). (Ibid)
El alto corte del agua de formación producida propicia una mayor superficie mojada
favoreciendo el proceso de corrosión y daño al revestidor de producción.
21
Figura 8. Corrosión uniforme en tubería
Fuente: Corrosión en tuberías, Brandicoot, 2017
2.2.2.6.1.1. Tipos de corrosión
Se clasifican de acuerdo con la apariencia del metal corroído, dentro de las más comunes
están:
General o uniforme
Este tipo de corrosión es conocida por el desgaste uniforme o adelgazamiento uniforme
del material, producto de la pérdida regular del metal superficial.
Atmosférica
La corrosión Atmosférica es la que produce mayor cantidad de daños en el material y en
mayor proporción ya que la mayoría de materiales están directamente expuestos a la
atmósfera y por lo tanto se ven atacados por oxígeno y agua. La corrosión se incrementa
cuando la sal, los compuestos de sulfuro y otros contaminantes atmosféricos están presentes.
Para hablar de esta clase de corrosión es mejor dividirla según ambientes. Los ambientes
atmosféricos son los siguientes:
22
Galvánica
La corrosión Galvánica es una forma de corrosión acelerada que puede ocurrir cuando
metales distintos se unen eléctricamente en presencia de un electrolito (por ejemplo, una
solución conductiva).
Figura 9. Corrosión Galvánica
Fuente: Tipos de corrosión, TextosCientíficos, 2009
El ataque galvánico puede ser uniforme o localizado en la unión entre aleaciones,
dependiendo de las condiciones. La corrosión galvánica puede ser particularmente severa
cuando las películas protectoras de corrosión no se forman o son eliminadas por erosión.
(TextosCientíficos, 2009)
Altas temperaturas
Generalmente esta clase de corrosión depende directamente de la temperatura. Actúa de
la siguiente manera: al estar expuesto el metal al gas oxidante, se forma una pequeña capa
sobre el metal, producto de la combinación entre el metal y el gas en esas condiciones de
temperatura. Esta capa o “empañamiento” actúa como un electrolito “sólido”, el que permite
que se produzca la corrosión de la pieza metálica mediante el movimiento iónico en la
superficie. (TextosCientíficos, 2009)
23
Corrosión por fisuras o “Crevice”
La corrosión por fisuras es la que se produce en pequeñas cavidades o huecos formados
por el contacto entre una pieza de metal igual o diferente a la primera, o más comúnmente
con un elemento no- metálico. En las fisuras de ambos metales, que también pueden ser
espacios en la forma del objeto, se deposita la solución que facilita la corrosión de la pieza.
Se dice, en estos casos, que es una corrosión con ánodo estancado, ya que esa solución, a
menos que sea removida, nunca podrá salir de la fisura. Además, esta cavidad se puede
generar de forma natural producto de la interacción iónica entre las partes que constituyen
la pieza. (Ibid)
Corrosión por picadura o “Pitting”
Es altamente localizada, se produce en zonas de baja corrosión generalizada y el proceso
(reacción) anódico produce unas pequeñas “picaduras” en el cuerpo que afectan. Puede
observarse generalmente en superficies con poca o casi nula corrosión generalizada. Ocurre
como un proceso de disolución anódica local donde la pérdida de metal es acelerada por la
presencia de un ánodo pequeño y un cátodo mucho mayor. (Ibid)
Corrosión por fricción
Este tipo de corrosión se produce por el movimiento relativamente pequeño (como una
vibración) de 2 sustancias en contacto, de las que una o ambas son metales. Este movimiento
genera una serie de picaduras en la superficie del metal, las que son ocultadas por los
productos de la corrosión y sólo son visibles cuando ésta es removida. (Ibid)
Corrosión por cavitación
Es la producida por la formación y colapso de burbujas en la superficie del metal (en
contacto con un líquido). Es un fenómeno semejante al que le ocurre a las caras posteriores
de las hélices de los barcos. Genera una serie de picaduras en forma de panal. (Ibid)
24
Corrosión selectiva
Es semejante a la llamada Corrosión por Descincado, en donde piezas de cinc se corroen
y dejan una capa similar a la aleación primitiva. En este caso, es selectiva porque actúa sólo
sobre metales nobles como al Plata-Cobre o Cobre-Oro. Quizá la parte más nociva de esta
clase de ataques está en que la corrosión del metal involucrado genera una capa que recubre
las picaduras y hace parecer al metal corroído como si no lo estuviera, por lo que es muy
fácil que se produzcan daños en el metal al someterlo a una fuerza mecánica. (Ibid)
2.2.2.6.2. Fugas por viaje y rotación de la tubería
La fricción ocasionada por el contacto de la tubería con el revestidor durante los viajes
y trabajos donde sea necesario rotar la tubería (pescas, perforación de tapones, limpieza de
arena, etc.) genera un desgaste continuo y daño en el casing. (Guzman, 2013)
2.2.2.6.3. Fugas por inadecuada cementación
Una mala cementación del revestidor ocasiona entrampamiento de lodo de perforación,
que al mantenerse en contacto con las lutitas reactivas puede cambiar el pH del lodo por
acción electromecánica, creando un ambiente corrosivo contra la pared externa del
revestidor. El pH del lodo es mayor de 9 y no contiene sales solubles ni ácidos orgánicos.
Una buena pared de cemento protege la pared externa del revestidor. También La migración
de fluidos a través del anular del hoyo resulta en una condición de presión hacia el revestidor
haciendo que se creen fisuras en el cemento que rodea el mismo, así como estrés térmico,
estrés hidráulico y compactación. (Guzman, 2013)
2.2.2.6.4. Fugas por altas temperaturas y presiones
Muchas veces se expone al revestidor a temperaturas y presiones superiores a las que
son capaces de resistir y eso también puede evidenciarse en la historia de los pozos,
provocando desgaste del casing de producción.
25
2.2.3. Completación de pozos
Definimos por completación de pozos a la culminación de una serie de trabajos que se
cumplen en un pozo luego de la perforación o durante la reparación del mismo, con esto se
busca dotar al pozo del equipo de subsuelo necesario y adecuado a fin de producirlo en forma
óptima de una manera segura y rentable, con el objetivo de drenar las reservas de
hidrocarburos de los yacimientos, monitorear parámetros de yacimientos e inyección de agua
o gas. (Maritime Contractors, 2015)
2.2.3.1. 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 productividad en la forma más eficiente y,
por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los factores que determinan dicha selección,
tales como:
Tasa de producción requerida.
Reservas de zonas a completar.
Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar.
Necesidades futuras de estimulación.
Requerimientos para el control de arena.
Futuras reparaciones.
Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, etc.
Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo.
Inversiones requeridas.
Clasificación de las completaciones de pozos.
La completación de un pozo representa la concreción de muchos estudios que, aunque
son realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la obtención de
hidrocarburos. (Ibid)
26
2.2.4. Reacondicionamiento de pozos (Workover)
Se entiende por reacondicionamiento de pozos a todos los trabajos llevados a cabo en el
pozo con la finalidad de mejorar su productividad mediante la modificación en las
características de sus zonas productoras. Así mismo, comprende el abandonar una zona
productiva depletada para poder producir una nueva zona. (Torres, 2018)
2.3. Registros de evaluación del cemento
Una representación de la integridad de la operación de cementación, especialmente si el
cemento se está adhiriendo en forma sólida a la parte externa de la tubería de revestimiento.
El registro se obtiene generalmente a partir de una de una diversidad de herramientas de tipo
sónico. Las versiones más modernas, denominadas registros de evaluación del cemento,
junto con el software de procesamiento, proporcionan representaciones más detalladas, en
360 grados, de la integridad de la operación de cementación, en tanto que las versiones más
antiguas pueden exhibir una sola línea que representa la integridad integrada en torno a la
tubería de revestimiento. (Oilfield Glossary - Schlumberger, n.d.-a)
2.3.1. Características de los registros
Los registros ultrasónicos se basan en la emisión y recepción de ondas acústicas, las
cuales viajan a través de los diferentes medios y se reflejan a medida que van viajando y
encuentran diferentes interfases. En la actualidad existen dos clases de registros utilizados
para la evaluación de la integridad de los revestimientos:
CBL Cement Bond Log
Ultra Sonic Imaging Tool
Esta clase de registros sirven para evaluar la integridad del cemento, verificar el
aislamiento hidráulico de las zonas cementadas y detectar posibles canales, determinar la
calidad del cemento, evaluar la condición de las superficies internas de los revestimientos,
sus diámetros y espesores.
27
Figura 10. Herramientas de registro sónico y ultrasónico.
Fuente: CBL-VDL Cement Bond Logging Basic theory and interpretation, Schlumberger
2.3.1.1. CBL Cement Bond Log Tool
El Cement Bond Log tool emite ondas acústicas en todas las direcciones con una
frecuencia de 20 Khz. las cuales se reflejan debido al cambio de medio en el que viajan, estas
ondas reflejadas son recibidas y evaluadas por la misma herramienta, la cual posee un emisor
con dos receptores ubicados comúnmente a 3 y 5 ft.
Cuando se emiten las ondas acústicas estas son recibidas tiempo después como un
sonido resultante, el cual depende del estado actual del revestimiento y su interacción con
sus alrededores, si se detecta una alta señal significa que la tubería es capaz de vibrar lo
cual indica que detrás del revestimiento hay poco o no hay buen cemento. En cambio, si
llega una señal baja esto indica que se atenuó la energía inicial debido a la interacción con
el medio, y hay un buen cemento alrededor. (Ochoa Vargas, 2008)
28
Figura 11. Emisión y recepción de ondas acústicas.
Fuente: CBL-VDL Cement Bond Logging Basic theory and interpretation, Schlumberger
Una vez se hayan obtenido los valores de las emisiones de estas ondas se puede hacer
un análisis del registro y evaluar la condición del pozo. El estado del cemento es importante
para evaluar si hay algún tipo de aislamiento hidráulico, y si el revestidor está bien soportado
para las operaciones que se van a realizar a través de la vida del pozo, ya que el estado del
cemento es una variable de gran importancia al calcular las máximas presiones que soporta
el revestimiento tanto en estallido como en colapso. (Ibid)
Figura 12. Interpretación de registro CBL.
Fuente: CBL-VDL Cement Bond Logging Basic theory and interpretation, Schlumberger.
29
2.3.1.2. Ultra Sonic Imaging Tool
La Ultra Sonic Imaging tool utiliza impulsos ultrasónicos que son emitidos entre 200 y
700 Khz y son recibidos por la misma herramienta, estos impulsos viajan a través del fluido
y una parte de la onda se refleja la cual genera una cantidad considerable de energía, con
esto se está evaluando la condición de la cara interna de la tubería de revestimiento, sus
dimensiones y estado, luego la parte restante de la onda sigue viajando a través de los
diferentes medios reflejando siempre una cantidad de energía que cambia de interfase o
encuentra un nuevo medio, esto dependiendo de la impedancia acústica la cual es diferente
para cada material. (Ochoa Vargas, 2008)
Consiste en un sensor el cual rota gracias a un motor en fondo que es alimentado por el
cable y permite una cobertura total del pozo en los 360° y en la totalidad de la profundidad
del pozo.
Las mediciones que se registran son la del radio interno del revestimiento, su espesor,
la calidad del cemento y si el revestimiento esta corroído.
Figura 13. Configuración de la herramienta USIT.
Fuente: USI UltraSonic Imager Tool Brochure, Schlumberger.
30
Figura 14. Mecanismo de viaje de los impulsos ultrasónicos y las lecturas que resultan.
Fuente: BP, USIT logs
Estas mediciones se realizan en base a la impedancia acústica de los diferentes medios
por los que transita el impulso y están definidas por la siguiente ecuación:
𝑍 = 𝜌𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 × 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑_𝐴𝑐𝑢𝑠𝑡𝑖𝑐𝑎
De los materiales que se encuentran dentro del pozo el de mayor impedancia es el metal
del revestimiento luego el cemento, los fluidos de perforación y por último los gases.
2.4. Métodos de reparación o remediación para tuberías de revestimiento
Una vez determinado el daño existente en nuestra tubería de revestimiento debemos
determinar el método más eficiente para su reparación y poder continuar con las operaciones
de Producción, Cañoneo, etc.
31
Un método muy convencional y de echo el más común para la reparación y remediación
en revestidores es una cementación forzada, también llamada squeeze, el cual permite un
sello entre la tubería de revestimiento y la formación, sin embargo, una nueva tecnología
llamada Casing Patch permite realizar los mismos procedimientos para sellar tuberías de
revestimiento y para el abandono de zonas (aislamiento).
2.5. Cementación correctiva o forzada (Squeeze)
La cementación forzada es una operación mediante la cual, una mezcla de cemento es
inyectada a presión a través de perforaciones existentes en el revestidor o dentro del hoyo
abierto, con el propósito de forzar o compactar la mezcla contra la cara de la formación
porosa. (Martinez, 2008)
El objetivo principal de una cementación forzada es lograr un aislamiento entre zonas en
el espacio anular entre el revestidor y la formación. Puede ser realizada durante la
perforación, la completación o en las operaciones de reacondicionamiento de pozos. (Ibid,
p.22)
Las aplicaciones más comunes son las siguientes:
Corregir una cementación primaria.
Sellar un intervalo para reducir la alta producción de agua o gas.
Abandonar una zona agotada.
sellar una zona para luego recompletar el pozo en otras arenas.
Corregir fugas en el revestidor.
Sellar zonas de pérdida de circulación.
La técnica usada en la cementación de un pozo depende de la combinación controlada
de cemento seco y agua. Esta combinación, es llamada comúnmente lechada de cemento o
mezcla, el cemento pasa a través de un proceso de deshidratación y recristalización. El
32
endurecimiento primario tarda unas pocas horas después de ser colocada la mezcla en el sitio
deseado. (Correa Salgado, 2012)
Antes de que se endurezca la mezcla de cemento y agua, esta se puede bombear; el
tiempo que tarda el bombeo es el que se aprovecha para ligar bien el cemento y desplazarlo
en el interior del pozo. (Ibid, p.28)
Las mezclas de cemento se miden comúnmente en libras por galón (Lbs/gal), igual que
se hace con los lodos de perforación. El peso del cemento seco es tres veces mayor que la
del agua, que es de 8,3 Lbs/gal. El tiempo de fraguado o endurecimiento desde el momento
en que se mezcla el cemento hasta que se coloca en el pozo varia con la cantidad de agua
usada y los aditivos empleados. (Ibid, p.28)
a) Método a alta presión.
Mediante este método la formación es fracturada deliberadamente aplicando presiones
mayores que la de fracturamiento, para así poder introducir la lechada de cemento dentro de
las fracturas creadas a un caudal de bombeo bajo. La presión de inyección debe aumentar
gradualmente mientras el cemento llena la zona fracturada. (Martinez, 2008)
Figura 15. Técnica de Alta Presión: Fractura vertical generada por cementación forzada.
Fuente: BJ Services, (1998) Cementación Forzada “SQUEEZE”.
33
b) Método a baja presión
En el método a baja presión la máxima presión de inyección no debe de exceder a la
presión de fracturamiento de la de formación. Aquí el mecanismo fundamental se basa en
que la mezcla de cemento atraviesa las perforaciones y se canaliza por los espacios vacíos
entre el revestidor y la formación. Las partículas sólidas de cemento, por su tamaño, no
penetran en los poros, pero el filtrado líquido sí pasa dentro de la formación. De esta manera
se forma una costra o revoque de cemento que tapona progresivamente los poros, hasta que
la mezcla no puede ser bombeada. Por esto, la cementación forzada a baja presión, siempre
se le asocia con un proceso de deshidratación del cemento más que de fraguado de este.
(Ibid, pg.22)
Figura 16. Cementación con baja presión.
Fuente: BJ Services, (1997) Curso de Fundamentos de Cementación.
2.5.1. Diseño de la lechada de cemento.
El diseño de la lechada varía en función de la técnica que se emplea para la
ejecución del trabajo.
Según (Correa Salgado, 2012) “La viscosidad es primordial y debe controlarse
para tener oportunidad de inyectar apropiadamente la lechada dentro de los espacios
vacíos.” (p.47)
34
El tiempo de fraguado debe ser el necesario para preparar la lechada y poder
bombearla al pozo por circulación hasta el extremo inferior de la sarta de trabajo,
finalmente se debe empacar y efectuar la inyección hasta alcanzar la presión deseada
acorde a la técnica empleada, descargar presión, desempacar y circular inverso hasta
eliminar la lechada sobrante, procediendo a desanclar y sacar la herramienta del pozo.
(Ibid, p.47)
2.5.1.1. Cemento
Existen diferentes clases de cementos, cada una con propiedades particulares de
acuerdo con la profundidad, resistencia y tiempo de fraguado. Los más utilizados
durante una cementación forzada son los de clase A, H y G.
El agua que se añade al cemento en diferentes proporciones forma la lechada o
mezcla de cemento, en la cual también están incorporadas diferentes cantidades de
aditivos para modificar sus características de acuerdo con lo necesitado. El volumen
de cemento, la densidad de la lechada, los aditivos y sus propósitos; son programados
de acuerdo con las condiciones y necesidades de trabajo. (Ibid, p.48)
2.5.1.2. Clasificación API
El Instituto Americano del Petróleo API ha identificado ocho tipos de cemento,
de acuerdo con la composición química y a las propiedades físicas. Estos tipos van
desde los cementos normales de construcción hasta los cementos diseñados para ser
utilizados a miles de pies bajo tierra.
35
Tabla 5. Aplicaciones de las clases de cemento API
Fuente: Squeeze, American Petroleum Institute
Clasificación
API
Mezcla con agua
(gal/saco)*
Peso de la
lechada
Profundidad del
pozo (pies)
Temperatura
estática (ºF)
A 5,2 15,6 0 a 6000 80 a 170
B 5,2 15,6 0 a 6000 80 a 170
C 6,3 14,8 0 a 6000 80 a 170
D 4,3 16,4 6000 a 12000 170 a 260
E 4,3 16,4 6000 a 14000 170 a 260
F 4,3 16,4 10000 a 16000 230 a 320
G 5 15,8 0 a 8000 80 a 200
H 4,3 16,4 0 a 8000 80 a 200
2.6. Introducción a Casing Patch – tecnología de remediación de revestidores
Diseñada por Saltel Industries, una compañía de Schlumberger, Casing Patch, o parche
de revestidor, es un conjunto o sistema de herramientas de fondo de pozo que se utiliza en
la reparación correctiva de daños, corrosión o fugas en la tubería de revestimiento, con la
utilización de menos recursos, optimizando así, las operaciones en los trabajos de
reacondicionamiento de pozos.
Figura 17. Casing Patch (Parche de Revestimiento)
Fuente: Casing Patch, Saltel Industries, Schlumberger
La implementación de tecnología Casing Patch ofrece una alternativa nueva en
comparación a aplicación de métodos convencionales en remediación de pozos, reduciendo
tiempos de aplicación y costos durante operaciones.
Las fugas del revestimiento y los problemas de Completaciones dañadas dentro de
yacimientos petrolíferos requieren soluciones que sean duraderas y puedan resistir ambientes
hostiles mientras mantienen o devuelven la producción de petróleo o gas a niveles
satisfactorios, es así como el diseño y tecnología de esta herramienta se adecúa para reparar
36
tanto las longitudes cortas de la terminación dañada o corroída, como también para la
reparación de los módulos de Completación dañados.
Funcionamiento de la herramienta:
El primer punto del sello será aumentar la presión en el packer para así aumentar la
expansión del parche hasta el punto de contacto, una vez que los resortes se encuentren en
contacto con la superficie del metal debemos aumentar la presión a alrededor de 5,000 psi
para energizar los puntos de, finalmente debemos liberar la presión que fue aplicada para
que los resortes queden instalados de una manera correcta.
2.6.1. Propuesta de valor de la herramienta
Repara el revestidor / tubería con una reducción mínima del diámetro interno.
Dependiendo de la operación este comúnmente es rápido, eficiente y confiable.
Se adhiere y adapta al diámetro interno del revestidor.
Posee un rango amplio de aplicación en revestidores desde 4 ½ in hasta 13-3/8in
Corre a través de patas de perro (dog legs) severas, grandes desviaciones en fondo,
grandes espacios para correr.
Restaura la integridad del revestidor/ tubería.
Figura 18. Tipo de Pozos Comunes aplicados Casing Patch a nivel mundial
Fuente. Schlumberger - Saltel Industries
Pozos Productores de Gas
14%
Pozos Productores de
Petróleo68%
Pozos Inyectores de Agua
4%
Pozos de Eliminación
5%Pozos SAGD / CSS
7%
Otros2%
TIPO DE POZO
37
Dentro del Ecuador, Casing Patch ha sido usado únicamente para pozos inyectores.
Figura 19. Tipo de Aplicaciones Comunes aplicados Cssing Patch
Fuente: Casing Patch, Saltel Industries - Schlumberger
Figura 20. Tipo de Revestidores más usados aplicados Casing Patch en el mundo
Fuente: Casing Patch, Saltel Industries – Schlumberger
Reparar Revestidores
23%
Cierre de Perforación
24%
Reparación de Tubing6%
Cierre de Agua28%
Reparar Puerto de Frac/Cemento
19%
TIPO DE APLICACIÓN
7.0 in51%
9 5/8 in11%
5.5 in18%
4.5 in17%
Otros 3%
TAMAÑO DE REVESTIDOR
38
2.6.2. Material
El Casing Patch se puede utilizar en entornos simples o agresivos (temperatura altas hasta
500ºF, H2S2, CO2) y en las diferentes aplicaciones (convencional, gas de esquisto, drenaje
gravitacional asistido con vapor (SAGD), Off Shore, On Shore, etc…).
Las diferentes necesidades y características permiten la selección del material del Casing
Patch (metálicos y no metálicos) que mejor se adaptan al entorno del pozo.
Materiales Metálicos
Acero inoxidable austenítico: 321 SS (estándar)
Acero inoxidable austenítico altamente aleado
Aleación a base de níquel: C22 o C276 con componentes anticorrosivos.
Materiales no metálicos
Elastómero de Nitrilo Hidrogenado (HNBR) – alta resistencia a temperaturas.
Elastómero de Fluoroetileno-Propileno (FEPM) – alta resistencia eléctrica.
Fluoroelastómeros (FKM) – sellado de alto rendimiento,
Elastómero Viton Extreme – alta resistencia química.
Perfluoroelastómero FFKM – alto rendimiento y resistencias físicas.
2.6.3. Funcionamiento
El parche de revestimiento Casing Patch se debe correr y asentar en la zona de interés de
la siguiente manera:
Se debe colocar el Casing Patch en la zona objetivo.
Aumentar la presión a través del tubing para expandir y anclar el parche.
Desinflar el empaquetador, el parche ahora se liberará de las herramientas en
ejecución.
La presión superficial se purga para desinflar el empacador.
39
Una vez instalado y anclado, se verifica el diámetro interno.
Estos pasos se repiten tanto como sea necesario hasta que el parche esté
completamente expandido
El pozo se puede volver a poner en funcionamiento inmediatamente con las
perforaciones bien selladas.
Figura 21. Instalación y Asentamiento de un Casing Patch.
Fuente: Casing Patch, Saltel Industries - Schlumberger
2.6.4. Diseño de Casing Patch
Las consideraciones que debemos tener cuando se pretende diseñar un casing patch
principalmente son:
Temperatura
Diámetro de la tubería del revestidor
Presión
Peso del casing
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Los Casing Patch stardard pueden usarse hasta 302ºF (150°C) mientras que los Parches
HT (de altas temperaturas) son adecuados hasta 446ºF (230°C) y están calificados según ISO
14310.
La ISO 14310 proporciona requisitos y pautas para empacadores y tapones para su uso
en la industria del petróleo y el gas natural, a su vez, proporciona los requisitos para la
especificación funcional y la especificación técnica, incluidos el diseño, la verificación y
validación del diseño, los materiales, la documentación y el control de datos, la reparación,
el envío y el almacenamiento. Además, los productos cubiertos por ISO 14310 se aplican
solo a aplicaciones dentro de un conducto. (International Organization for Satandardization,
2008)
A continuación, se muestran modelos estándar y de alta temperatura, y los pesos típicos
de tuberías de revestimiento.
Tabla 6. Configuración para Casing Patch
Fuente. Expandable Steel Patches Datasheet, Saltel Industries - Schlumberger
Casing size, in (mm)
6 5/8 (168.3) 7 (177.8)
Casing weight, lbm/ft (kg/m)
24.00 (35.72)
20.00 (29.76)
41.00 (61.01)
38.00 (56.55)
35.00 (52.09)
32.00 (47.62)
29.00 (43.16)
26.00 (34.23)
23.00 (34.23)
20.00 (29.76)
17.00 (25.30)
Nominal Casing ID, in (mm)
5.921 (150.4)
6.049 (153.6)
5.820 (147.8)
5.920 (150.4)
6.004 (152.5)
6.094 (154.8)
6.184 (157.1)
6.276 (159.4)
6.366 (161.7)
6.456 (164.0)
6.538 (166.1)
Pat
ch M
od
el
7-in, US
7-in, SL
7-in, R
7-in, ER
8 5/8-in, US
US: UltraSlim (UltraDelgado)
SL: SlimLine (De Diámetro Corto)
R: Reinforced (Reforzado)
ER: Extra-reinforced (Extra Reforzado)
41
En Ecuador, los únicos Casing Patch que han sido utilizados son para Tuberías de
Revestimiento de 7 pulgadas, y por las características de los Yacimientos únicamente se opta
por Casing Patch Reforzados o Extra Reforzados.
Tabla 7. Especificaciones Técnicas para Diseño de Casing Patch
Fuente. Expandable Steel Patches Datasheet, Saltel Industries – Schlumberger
2.6.5. Aspectos necesarios para el diseño del Casing Patch:
Modelo. - Sea este UltraSlim, SlimLine, Reinforces o ExtraReinforced dependiendo
de las necesidades y condiciones del pozo.
Run in Hole (RIH) OD. - El diámetro Externo al Correr la Herramienta.
Grado de acero. – Para este caso específico se usa el 321 SS, son el grado de la
opción para las aplicaciones en la gama de temperaturas hasta cerca de 900 °C, el
combinar de alta resistencia, resistencia al escalamiento y estabilidad de la fase con
resistencia a la corrosión. (AZO MATERIALS, n.d.)
Tipo de elastómero y espesor. – El Elastómero usado es el Nitrilo Hidrogenado
HNBR, es un peróxido curado de caucho hidrogenado de Nitrilo (HNBR),
especialmente desarrollado para aplicaciones de alta temperatura. Las propiedades
42
están muy cerca del empaque NBR-HT (Alta Temperatura), con la excepción de que
es ligeramente menos resistente al calor y menos resistente al sulfuro. No es un
material estándar. (Flowgasket Industrial Process Solutions, n.d.)
Figura 22. Propiedades Técnicas HNBR
Fuente. Flowgasket Industrial Process Solutions
Espesor del acero. – Dependiendo de las condiciones del yacimiento podemos
determinar si el espesor debe ser mínimo (UltraSlim) o Máximo (Extra-reinforced).
Debemos también tener en cuenta que pese a la clasificación antes mencionada es
necesario determinar aspectos de nuestra tubería de revestimiento para la configuración final
del Casing Patch.
Estos aspectos son:
Presión de expansión. – Es la presión diferencial aplicada al empacador inflable
para fijar y sellar el parche. Los valores se calculan a 68ºF (20°C) y son más bajos a
temperaturas más altas.
Pérdida de diámetro. - Pérdida de diámetro entre el diámetro de pasaje interno (ID)
del parche y el diámetro de pasaje interno (ID) del casing. El diámetro interno
43
nominal no es igual al diámetro de pasaje de la barrena, sino que siempre es
levemente más grande. El diámetro de pasaje de la barrena es utilizado por el
planificador de pozos para determinar qué tamaños de herramientas o sartas de
revestimiento pueden bajarse posteriormente a través de la tubería de revestimiento,
en tanto que diámetro interno nominal se utiliza para los cálculos de los volúmenes
de fluidos, tales como los tiempos de circulación del lodo, y para los cálculos
relacionados con el emplazamiento de la lechada de cemento. (Schlumberger, n.d.)
Diámetro interno nominal del parche. - ID de parche cuando el parche se establece
en ID nominal tubular.
Diámetro interno de pasada del parche. - Toma en cuenta el ID de pasada del
Revestidor y las tolerancias de fabricación del parche.
Differential Service Pressure Rating (DSPR) Externo. - DSPR externo a 68ºF
(20°C) cuando el parche se coloca en un revestidor con geometría cilíndrica.
2.6.6. Deformación plástica del Casing Patch
Podemos observar en la Gráfica la deformación plástica que sufre el Casing Patch entre
una aleación de Acero y Carbono.
Figura 23. Deformación Plástica entre Aleación de Carbono y Acero Inoxidable
Fuente. Casing Patch, Saltel Industries - Schlumberger
44
Elongación mínima ≥ 40-50%
Resistencia al rendimiento 0,2% ≤ 400 MPa – 60,000 psi
Máxima resistencia ≤ 640 MPa – 92,824 psi
Módulo de Young o de Elasticidad para Acero = 20.6x1010 N/m2 > 200,000 Mpa -
29,000 ksi
Tasa mínima de endurecimiento ≥ 15% (para 10% de alargamiento)
Tolerancia en espesor nominal ± 3%
Mientras que, con respecto a la temperatura, si la temperatura es más alta, las
consideraciones anteriores cambian radicalmente ya que las propiedades iniciales de nuestro
material son tomadas a una temperatura standard de 20 C.
Figura 24. Deformación Plástica por efecto de Temperatura
Fuente. Casing Patch, Saltel Industries – Schlumberger
2.6.7. Principio de sello
Un Casing Patch de acero expandible de 20 pies, con 5 pies de elementos de sellado
ranurados en ambos extremos, crea más de 200 puntos de contacto de sellado.
45
Figura 25. Elastómero de un Casing Patch
Fuente. Casing Patch, Saltel Industries – Schlumberger
El mecanismo de sello del Casing Patch permite instalar la herramienta y garantiza el
trabajo óptimo de la misma.
Figura 26. Representación de Sello de Casing Patch
Fuente. Casing Patch, Saltel Industries – Schlumberger
Una vez la herramienta se encuentre en la zona objetivo, es necesario aplicar 5.000 psi
de presión hidrostática para expandir la misma y que los elastómeros se adhieran a la pared
del revestidor, esta presión es necesaria mantenerla durante aproximadamente 2-3 min, para
que se selle de una manera correcta y sin problemas, después se debe liberar la presión y asi
los elastómeros trataran de regresar a su posición original, sin embargo, estos ya quedan
adheridos a la pared del revestidor dando asi el sello adecuado y evitando reducir el diámetro
interno de la tubería de revestimiento.
46
Figura 27. Gráfica de Presión vs. Tiempo para el Sello de un Casing Patch
Fuente. Casing Patch, Saltel Industries – Schlumberger
2.6.8. Herramienta expandible
El Down Hole Expansion Tool (DHET) expande hidráulicamente el parche usando un
packer inflable. La presión es aplicada desde la superficie hacia el DHET a través de la sarta
de tubería.
El DHET posee 3 módulos; a continuación, se especifica el trabajo que realiza cada uno
de estos módulos y los componentes que tienen:
MÓDULO 1
o Mechanical Weak Point (MWP): En caso de atascamiento, se aplicará un peso
necesario para romper los pines de liberación y dejar la herramienta de servicio
en el pozo, con un perfil de pesca nominal GS. 3.5”.
Fase de Expansión Ajuste de presión mantener durante 2 minutos
5,000 psi Sobre Presión
Punto de Inflexión = Contacto con el Revestidor
Liberar presión
47
MÓDULO 2
o Piston Switch (PS): Asegura que el empacador se desinfle, (entre los pasos de
expansión).
Cuando la presión es aplicada, un resorte es comprimido y coloca el swith en
posición abierta para crear comunicación entre el string (tubing) y el packer.
o Mechanical Bleed Off (MBO): Se activa aplicando sobre tensión en el string. La
ruptura del MBO causa que el packer se desinfle inmediatamente.
MÓDULO 3
o Test Valve: Es un disco de ruptura que permite realizar pruebas de presión al
string de trabajo después del rig up de la herramienta de servicio, a profundidades
intermedias y al final cuando se alcanza la profundidad deseada, antes de iniciar
con la operación de inflado del empacador.
o Packer Bypass: Es una comunicación hidráulica entre el tope y el fondo del
empacador que balancea las presiones abajo y arriba de la zona que se infla para
el asentamiento.
o Inflatable Packer: También llamado inflable, se expande hidráulicamente en
pasos sucesivos (desde el tope hasta el fondo del casing patch)
Figura 28. Inflatable Packer expandiéndose en la zona objetivo
Fuente. Casing Patch, Saltel Industries – Schlumberger
48
o Patch Holder Locator: Mecanismo de seguridad, que previene que el casing patch
se caiga en el caso de que el empacador inflable se desinfle accidentalmente mientras
se baja el string al pozo.
Figura 29. Down Hole Expansion Tool
Fuente. Casing Patch, Saltel Industries – Schlumberger
Módulo 1
Módulo 2
Módulo 3
49
CAPÍTULO 3
METODOLOGÍA DE INVESTIGACIÓN
3. Metodología
3.1.Tipo de estudio
El presente estudio técnico es de tipo analítico, ya que se realizará el análisis comparativo
entre tecnología Casing Patch y Cementación Forzada (SQZ) para la remediación de pozos
petroleros y los resultados. Se analizarán los tiempos de instalación para determinar el
método que optimice las operaciones de reacondicionamientos de pozos.
3.2. Universo y muestra
El universo está conformado por los diferentes tipos de remediaciones de tuberías de
revestimiento durante las operaciones de Reacondicionamiento de Pozos.
La muestra del presente estudio incluye un proceso en recopilación y análisis de
información necesaria previamente seleccionada que ayudara para la determinación del
método optimo propuesto en este trabajo.
3.3. Instrumentos de recopilación de información y datos
Los instrumentos utilizados para la recopilación de información y datos serán: Microsoft
Excel, documentos y fuentes institucionales (Manuales de procedimientos), información
técnica de la Empresa Schlumberger.
3.4. Procesamiento y análisis de información
Con los resultados obtenidos y la comparación realizada en el estudio se determinará los
parámetros necesarios para poder realizar el primer método así mismo para el segundo y
determinar el objetivo planteado.
50
Figura 30. Flujograma de Trabajo
An
alis
is T
écn
ico
en
tre
Ca
sin
g P
atc
h y
Sq
uee
ze
Primera Fase
Casing Patch
Caso estudio Pozo UCE-J192
Caso estudio Pozo NAR-240D
Squeeze
Caso estudio Pozo FIG-J219
Caso estudio Pozo JIR-047
Segunda Fase
Resumen final de operaciones (costos,
tiempos)
Análisis de procesos, instalaciones, características físicas de las herramientas.
Tercera Fase
Comparación de tiempos entre instalación
Comparación de tiempos en reactivacion de
operaciones.
51
CAPÍTULO 4
DESARROLLO
4. Desarrollo
4.1. Caso de Estudio – Pozo UCE-J192 – Casing Patch
4.1.1. Datos generales de campo
Tabla 8. Datos Generales de Campo
Fuente. Petroamazonas EP
Datos Básicos
Pozo: UCE-J192 Compl. Propuesta: BHA
de Reinyección Campo: UCE
Fecha:
23 - Mayo - 2018
Producción Actual: Presión Promedio: Producción
Acumulada:
Inyección
Esperada:
Cerrado. Ultima Producción
(30-08-2015) de Ui: 83 BFPD, 43
BPPD, 48% BSW
U Inferior: 840 psi Hs: 4M Bbls
Ui: 6M bbls
11,300 - 13,200
BAPD H Superior: 4354 Psi
H Inferior: 4466 Psi
4.1.2. Objetivos
Retirar completación Hidráulica del pozo.
Sellar con Casing Patch los Intervalos de las areniscas U inferior y Hollín Superior.
Disparar los Intervalos de la arenisca Hollín Inferior 10,890´-10,930´ (40´) y
10,936´-10,990´ (54´).
Completar pozo con BHA de reinyección.
4.1.3. Antecedentes
Objetivo principal: reinyectar agua en “Hollín Inferior”
52
El pozo de desarrollo UCE-J192 fue perforado en agosto del 2013, alcanzando una
profundidad total de 11,028 ft MD. Su última producción (30-agosto-2015), proveniente de
la arenisca “U Inferior”, fue 83 BFPD, 43 BPPD, 48% BSW. Y la producción de la arenisca
“Hollín Superior” (22-septiembre-2013) fue de 1182 BFPD, 95 BPPD, 92% BSW. Desde
agosto del año 2015 el pozo se encuentra cerrado por su bajo aporte.
Debido al potencial de producción de petróleo en la arenisca Ui y por el alto corte de
agua en la zona productora de Hs se propone que el pozo UCE-J192 sea reinyector de agua
en Hollín Inferior con el objetivo de incrementar la capacidad de manejo de agua en el campo
UCE y por lo tanto posibilitar el alcance de los objetivos de producción de petróleo.
Cabe recalcar que el pozo UCE-J192 carece de zonas de pago adicionales identificadas
a lo largo de su columna estratigráfica. Según los registros disponibles las areniscas: Basal
Tena fue probada el 13 de marzo de 2014 dando 192 BFPD, 21 BPPD, 89% BSW. U superior
no es prospectivo, la arenisca U inferior fue drenada obteniendo un acumulado de 6 M Bbls,
T superior no presenta intervalos prospectivos; y la arenisca Hollín Superior fue drenada
obteniendo un acumulado de 4 M Bbls.
Del análisis geológico y de las características estratigráficas del Pozo UCE-J192, se han
considerado que la arenisca Hollín Inferior presenta condiciones óptimas para ser receptora
de fluidos. Esta Unidad se encuentra separada por los principales acuíferos de agua dulce
por estratos impermeables como son lutitas superiores de la Formación Napo, las arcillas de
la formación Tena, así como potentes capas impermeables dentro de las Formaciones
terciarias depositadas sobre la Formación Tiyuyacu, adicional a la limitada extensión de las
fallas existentes, hacen imposible la conexión del agua de formación reinyectada hacia los
acuíferos superficiales; por lo que, no constituye un peligro para las capas someras de agua
dulce en el área. Dicha disposición permite conceptuar al sistema desde el punto de vista
hidrogeológico como un “ACUIFERO CONFINADO PROFUNDO”
53
4.1.4. Programa propuesto
1. Con unidad de cable eléctrico bajar sonda USIT-CBL-VDL-GR-CCL en modo
cemento y corrosión desde fondo operativo +/- 11,005’ MD hasta 9,005’ MD. Sacar
sonda de registros.
2. Armar y bajar BHA para la instalación de Casing Patch. Instalar casing patch para
cubrir y sellar el intervalo de la arenisca “Hollín Superior” 10798’ - 10820’ (22’)
MD, y 10827’ – 10852’ (25’) MD. Correlacionar con cable eléctrico y sub radiactivo
instalado en el BHA del casing patch y según procedimiento detallado por los
especialistas de Completions. Probar asentamiento de casing patch con 1,000 psi
durante 15 minutos.
3. Armar y bajar BHA para la instalación de Casing Patch. Instalar casing patch para
cubrir y sellar el intervalo de la arenisca “U Inferior” 10364’ - 10390’ (26’) MD.
Correlacionar con cable eléctrico y sub radiactivo instalado en el BHA del casing
patch y según procedimiento detallado por los especialistas de Completions. Probar
asentamiento de casing patch con 1,000 psi durante 15 minutos.
4. Bajar tubería de trabajo Drill Pipe 3/12” IF en punta libre y desplazar la capacidad
del pozo por fluido de completación de 8.9 PPG para controlar la arenisca Hollín
Inferior. Sacar BHA en punta libre uno a uno a los caballetes.
5. Armar y bajar cañones para disparar los intervalos de la arenisca Hollín Inferior a
10 DPP con cargas Power Jet Omega:
10,890’-10,930’ (40’) MD @ 10 DPP cargas PJO
10,936’-10,990’ (54') MD @ 10 DPP cargas PJO
6. Armar y bajar sarta de reinyección con Packer Mecánico 9-5/8" x 4.5" en tubería 5-
1/2” TSH Blue hasta llegar a la profundidad recomendada por personal de
Completions. (La profundidad de asentamiento será revisada dependiendo de los
resultados del registro de cemento y corrosión, y de la recomendación de
Completions. Instalar tubing hanger y realizar maniobras de asentamiento de packer
para aterrizar la completación de reinyección.
7. Finalizar operaciones del pozo.
54
4.1.5. Evaluación petrofísica arena “Basal Tena, U Inferior + T Inferior + Hollín
Inferior”
Figura 31. Evaluación Petrofísica del pozo UCE-J192
Fuente. Petroamazonas EP
Tabla 9. Valores Petrofísicos del Campo
Fuente. Petroamazonas EP
YACIMIENTO TOPE MD (PIES)
BASE MD (PIES)
GROSS (PIES)
Ho
(PIES)
POR (%)
Sw (%)
Vsh (%)
Basal Tena 9555 9575 19 19 15 11 16
U Inferior 10362 10396 52 31 19 2.4 11
T Inferior 10667 10675 8 6 10 39 17
H Superior 10797 10853 56 30 15 15 12
H Inferior 10856 7 17 27 25
55
4.1.6. Diagrama de pozo
Figura 32. Diagrama de Pozo UCE-J192
Fuente. Petroamazonas EP
Casing Patch a asentarse en los intervalos
de arenisca “U” Inferior, “Hollin” superior.
56
4.1.7. Programa de trabajo Casing Patch – Hollín Superior
4.1.7.1. Alcance
Programa de operación para asentar uno (1) Casing Patch de Acero Expandible en un
pozo productor: UCE-J192 ubicado en el campo UCE en la cuenta Oriente, Ecuador.
El objetivo de esta operación de Casing Patch es para cubrir cuatro (4) set de
perforaciones productivas para convertir el pozo en re-inyector.
4.1.7.2. Zona a ser sellada
Tabla 10. Características de Tubería de Revestimiento “Hollin” Superior
Cased Hole (Tubería de Revestimiento)
7in - 26 lb/ft in Diámetro de Revestidor y peso
159.4 mm 6.276 in Diámetro Interno Nominal
155.6 mm 6.125 in ID Drift – De Pasaje
3291.2 m 10798 ft Tope de la zona a ser sellada MD
3307.7 m 10852 ft Fondo de la zona a ser sellada MD
16.5 m 54 ft Longitud de la zona a ser sellada
104 °C 220 °F Temperatura de Ajuste en Fondo
4354 psi Presión de Reservorio Estimada
4.1.7.3. Características del parche
Tabla 11. Características de Tubería de Revestimiento “Hollin” Superior
SELECCIÓN DE CASING PATCH
Parámetros Valor Unidades
Diámetro de TR 7 in
Peso de TR 26 lb/ft
Diámetro Interno Nominal 6.276 in
Temperatura en Fondo 104 °C
Presión de Reservorio Estimada 4354 psi
57
Tabla 12. Configuración para Casing Patch “Hollin” Superior
Fuente. Expandable Steel Patches Datasheet, Saltel Industries - Schlumberger
Casing size,
in (mm) 6 5/8 (168.3) 7 (177.8)
Casing weight, lbm/ft (kg/m)
24.00 (35.72)
20.00 (29.76)
41.00 (61.01)
38.00 (56.55)
35.00 (52.09)
32.00 (47.62)
29.00 (43.16)
26.00 (34.23)
23.00 (34.23)
20.00 (29.76)
17.00 (25.30)
Nominal Casing ID, in (mm)
5.921 (150.4)
6.049 (153.6)
5.820 (147.8)
5.920 (150.4)
6.004 (152.5)
6.094 (154.8)
6.184 (157.1)
6.276 (159.4)
6.366 (161.7)
6.456 (164.0)
6.538 (166.1)
Pat
ch M
od
el
7-in, US
7-in, SL
7-in, R
7-in, ER
8 5/8-in, US
De acuerdo con las características del reservorio y de la tubería de revestimiento se
determinó que se usará un Casing Patch estardard y este mismo será un Extra-Reinforced.
Tabla 13. Características de Casing Patch corrido en el pozo “Hollin” Superior
Standard Modelo de Parche
7" Extra Reinforced Tamaño de Parche
148 mm 5.827 in OD Corrida Parche
23 m 75.46 ft Longitud de Parche
143.5 mm 5.65 in OD Parche de Acero antes de configuración
6.1 mm 0.24 in Espesor del Acero
2.25 mm 0.089 in Espesor del Elastómero
8.35 mm 0.329 in Espesor del Parche antes de configuración
4.1.7.3.1. Características de Casing Patch cuando se asienta
Tabla 14. Características de Casing Patch cuando es asentado en zona objetivo “Hollin” Superior
143.22 mm 5.639 in ID Parche (Nominal)
139.84 mm 5.506 in ID Parche (Drift)
12.8% MAX 9.7% min Radio de Expansión de Parche
7.59 - 7.72 mm 0.299 - 0.304 in Espesor del Parche (Nominal - Drift)
5.76 - 5.86 mm 0.227 - 0.231 in Espesor del Acero (Nominal - Drift)
1.83 - 1.86 mm 0.072 - 0.073 in Espesor de Elastómero (Nominal - Drift)
58
4.1.7.3.2. Presiones y servicios del parche
Tabla 15. Presiones y servicios de Casing Patch “Hollin” superior
104 °C 219 °F Temperatura de Operación en Fondo
1000 bar 14500 psi DSPR interna
179 bar 2600 psi DSPR Externa
4.1.7.3.3. Corrida en el pozo (RIH)
Es importante que el perforador haga arranques y paradas suaves.
Las limitaciones deben respetarse todo el tiempo durante la corrida de la herramienta.
Tabla 16. Consideraciones al momento de correr la herramienta “Hollin” superior
15 m/min 50 ft/min Max Velocidad Corrida
500 kg 1000 lb Peso Max de RIH establecido
4.1.7.3.4. Pruebas de presión
Medidas de seguridad son necesarias (zona segura) para minimizar los riesgos, estas
medidas son requeridas por Schlumberger antes de iniciar con el trabajo. Una reunión de
seguridad es requerida antes de la prueba.
Una primera prueba de presión se conduce una vez que el BHA este armado y
torqueado con la tubería de trabajo.
Una prueba intermedia de presión se dirige a la mitad de profundidad si la
profundidad de configuración es mayor a 3000 ft.
Una prueba de presión final se dirige en la profundidad de la configuración, antes
del set del patch para revisar integridad de herramientas y conexiones.
59
4.1.7.3.5. Posicionamiento del parche
A la profundidad, el BHA es posicionado tomando en cuenta:
o La extensión esperada de DP/tubing con la presión de inflación.
o El acortamiento del Patch desde el fondo hacia arriba (el tope es anclada
primero)
NOTA: Cuando se realiza RIH comparar las medidas CCL&GR contra registro base.
Es mandatorio tener el registro base de CCL y GR en locación para realizar la correlación
apropiada.
Figura 33. Esquema Longitudial de Casing Patch en la zona del Objetivo
Fuente. Casing Patch, Saltel Industries – Schlumberger
4.1.7.3.6. Monitoreo del peso
Para evitar aplicar mucho peso en el packer cuando se infla, se debe prestar mucha
atención al levantamiento y slack off (lectura de peso cuando la tubería está entrando en el
pozo) del ensamble, durante el bombeo para inflar y durante la despresurización
60
Mientras la presión está aumentando:
El packer rápidamente entra en contacto con el parche no expandido y el casing, para
luego ser anclado.
El Tubing/DP se alarga, este incremento se mostrará como pérdida de peso en el
Martin Decker (o indicador de peso).
El tubo debe ser levantado progresivamente para compensar y evitar colocar más de
1000kg / 2200 lbs. sobre el packer.
Mientras la presión disminuye:
El DP se acorta, se debe colocar peso para evitar halar el packer (que todavía esta
inflado)
4.1.7.3.7. Presión de asentamiento
Las presiones presentadas abajo son calculadas para:
Un fluido en annular de 8.93 ppg
Un fluido en drill pipe de 8.35 ppg
Temperatura de hueco en fondo de 220°F
Tabla 17. Características de Casing Patch cuando es asentado en zona objetivo “Hollin” Superior
Surface/
Downhole
Surface/
Downhole
404 / 381 bar 5871 / 5535 psi Presión del Parche en Contacto
429 / 406 bar 6234 / 5898 psi Presión del Parche frente a la Perforación
454 / 431 bar 6597 / 6261 psi Presión para Sellar el Parche
479 / 456 bar 6959 / 6623 psi Presión para Anclar el Parche
504 / 481 bar 7322 / 6986 psi Sobre Presión
61
4.1.7.3.8. Anclaje del parche
1. Realizar una última prueba de presión a la profundidad de asentamiento
2. Incrementar presión de tubería a la “Presión de Anclaje”. Revisar la presión de estallido
de la válvula de prueba.
3. Levantar progresivamente.
4. Mantener presión por 2 min.
5. Bajo presión, correr la longitud expandida y asentar el peso para confirmar anclaje.
6. Quitar la presión despacio y colocar progresivamente peso.
Figura 34. Primer Anclaje de Casing Patch
Fuente. Casing Patch, Saltel Industries – Schlumberger
7. RIH y luego levantar algunos centímetros sobre referencia CERO para expandir el tope
del parche llamado “top lip” del parche
8. Repetir secuencia de inflado/desinflado a “Presión del Parche frente a la Perforación”
según las instrucciones.
62
4.1.7.3.9. Pasos intermedios
Corrida de BHA a la longitud de la expansión + Longitud de la nueva sección a
expandirse + 20 cm. levantar hasta la referencia del anterior paso.
Repetir secuencia de inflado/desinflado como lo sigue:
o En las extremidades del sello (parte superior e inferior del casing patch):
“Presión para Sellar” por 2 min.
o En el tubo central: “Presión del Parche frente a la Perforación” por 1 min.
Figura 35. Segundo Anclaje de Casing Patch
Fuente. Casing Patch, Saltel Industries – Schlumberger
4.1.7.3.10. Pasos en fondo
1. Realizar pasos de fondo a “Presión para Sellar el Parche” encima de la sección del sello
de fondo.
2. Realizar pasos cortos a “Presión del Parche frente a la Perforación” para expandir el
fondo del parche. Mantener presión por 1 min.
63
Número de etapas necesarias para completar la instalación:
23m Parche: 27 etapas
RIH (al menos 2m desde el último paso) para asegurar que el fondo del parche está
completamente expandido hacia la pared del casing.
4.1.7.3.11. Pull out of hole (POOH) y Rig Down
POOH. Monitorear peso mientras se saca la sarta. Disminuir velocidad cuando se
pase por restricciones en el pozo.
Desmontaje del BHA de Schlumberger.
Nota: El BHA es un sistema cerrado, una vez que el parche este completamente asentado,
algunas opciones deben ser consideradas:
1. Sacar la sarta llena.
2. Hacer hueco en la tubería para drenarla.
3. Correr una camisa deslizable en el BHA.
4. Correr una válvula de drenaje rotacional en el BHA.
5. Swabeo
64
4.1.8. Programa de Trabajo Casing Patch – U Inferior
4.1.8.1. Alcance
Presenta el programa de operación para asentar uno (1) Casing Patch de Acero
Expandibles de Schlumberger en un pozo productor: UCE-J192 ubicado en el campo UCE
en la cuenta Oriente, Ecuador.
El objetivo de esta operación de parche de casing es para cubrir uno (1) set de
perforaciones productivas para convertir el pozo en re-inyector.
4.1.8.2. Zona a ser sellada
Tabla 18. Características de Tubería de Revestimiento para arenisca “U” inferior
Cased Hole
7in - 26 lb/ft in
159.4 mm 6.276 in ID Nominal
156.2 mm 6.151 in ID Drift – de Pasaje
3158.9 m 10364 ft Tope de la Zona a ser sellada MD
3166.9 m 10390 ft Fondo de la zona a ser sellada MD
7.9 m 26 ft Longitud de la Zona a ser sellada
104 °C 220 °F Temperatura de ajuste en fondo
4.1.8.3. Características del parche
Tabla 19. Características de Tubería de Revestimiento de arenisca “U” inferior
SELECCIÓN DE CASING PATCH
Parámetros Valor Unidades
Diámetro de TR 7 in
Peso de TR 26 lb/ft
Diámetro Interno Nominal 6.276 in
Temperatura en Fondo 104 °C
Presión de Reservorio Estimada 840 psi
65
Tabla 20. Configuración para Casing Patch en arenisca “U” inferior
Fuente. Expandable Steel Patches Datasheet, Saltel Industries - Schlumberger
Casing size,
in (mm) 6 5/8 (168.3) 7 (177.8)
Casing weight, lbm/ft (kg/m)
24.00 (35.72)
20.00 (29.76)
41.00 (61.01)
38.00 (56.55)
35.00 (52.09)
32.00 (47.62)
29.00 (43.16)
26.00 (34.23)
23.00 (34.23)
20.00 (29.76)
17.00 (25.30)
Nominal Casing ID, in (mm)
5.921 (150.4)
6.049 (153.6)
5.820 (147.8)
5.920 (150.4)
6.004 (152.5)
6.094 (154.8)
6.184 (157.1)
6.276 (159.4)
6.366 (161.7)
6.456 (164.0)
6.538 (166.1)
Pat
ch M
od
el
7-in, US
7-in, SL
7-in, R
7-in, ER
8 5/8-in, US
De acuerdo con las características del reservorio y de la tubería de revestimiento se
determinó que se usará un Casing Patch estardard y este mismo será un Reinforced.
Tabla 21. Características de Casing Patch corrido en arenisca “U” inferior
Standard Modelo de Parche
7" Reinforced Tamaño de Parche
146 mm 5.748 in OD Corrida Parche
14 m 45.93 ft Longitud del Parche
141.5 mm 5571 in OD Parche de Acero antes de configuración
5 mm 0.197 in Espesor del Acero
2.25 mm 0.089 in Espesor del Elastómero
7.25 mm 0.285 in Espesor del Parche antes de configuración
4.1.8.3.1. Características del parche cuando se asienta
Tabla 22. Características de Casing Patch cuando es asentado en zona objetivo arenisca “U” inferior
145.41 mm 5.725 in ID Parche (Nominal)
142.06 mm 5.593 in ID Parche (Drift)
14.2% MAX 11.7% min Radio de Expansión de Parche
6.5 - 6.59 mm 0.256 - 0.259 in Espesor del Parche (Nominal - Drift)
4.68 - 4.75 mm 0.184 - 0.187 in Espesor del Acero (Nominal - Drift)
1.82 - 1.84 mm 0.072 - 0.072 in Espesor de Elastómero (Nominal - Drift)
66
4.1.8.3.2. Presiones y servicios del parche
Tabla 23. Presiones y servicios de Casing Patch Arenisca “U” inferior
104 °C 219 °F Temperatura de Operación en Fondo
1000 bar 14500 psi DSPR interna
123 bar 1780 psi DSPR Externa
4.1.8.4. Procedimiento de Casing Patch
Se realiza el mismo procedimiento para el Armado, RIH, Pruebas de Presión,
Posicionamiento del Parche, Monitoreo del Peso.
4.1.8.4.1. Presión de asentamiento
Las presiones presentadas abajo son calculadas para:
Un fluido en annular de 8.93 ppg
Un fluido en drill pipe de 8.35 ppg
Temperatura de hueco de fondo de 220°F
Tabla 24. Características de Casing Patch cuando es asentado en zona objetivo “U” Inferior
Surface/
Downhole
Surface/
Downhole
306 / 284 bar 4440 / 4118 psi Presión del Parche en Contacto
331 / 309 bar 4802 / 4481 psi Presión del Parche frente a la Perforación
356 / 334 bar 5165 / 4844 psi Presión para Sellar el Parche
381 / 359 bar 5527 / 5206 psi Presión para Anclar el Parche
406 / 384 bar 5890 / 5569 psi Sobre Presión
67
Número de etapas necesarias para completar la instalación:
14m Parche: 19 etapas
RIH (al menos 2m desde el último paso) para asegurar que el fondo del parche está
completamente expandido hacia la pared del casing.
4.1.9. Resultados
La operación fue exitosa sin ningún inconveniente cumpliendo todos los estándares
necesarios y realizando un trabajo sin incidentes.
Se asentó un parche en zonas previas cañoneadas mediante Casing Patch a las arenas “U”
Inferior y “Hollín” Superior para que este pozo UCEJ-192 sea inyector posteriormente.
Se sello efectivamente un total de 26 ft de la arena “U” Inferior con un Casing Patch de
14m de longitud en 19 etapas donde se cubrió 1 zona perforada, y un total de 54 ft de la
arena “Hollín” Inferior con un Casing Patch de 23m de longitud en 27 etapas donde se
cubrieron 4 zonas perforadas.
4.1.10. Tiempo de operación
La operación tomo un tiempo total de 85 horas en realizarse por completo, sin embargo,
la instalación del Casing Patch únicamente tuvo una duración aproximada de 25 horas.
A continuación, se detallan tiempos de operación:
68
Tabla 25. Tiempos de Operaciones Casing Patch – UCEJ-192
Est. Time
(Hrs)
Horas de
instalación de
Casing Patch
1 Instalación de Herramientas 8
2 RIH a Profundidad de Objetivo 16
3 WL correlación CBL 4
4 M/U Chicksan & PT - Safety Meeting 2
5 54 ft Patch setting 9 9
6 POOH 9 9
7 Rig down setting tools 2
8 RU-MU Patch-Setting tools 3
9 RIH to target depth 9
10 WL correlation 4
11 M/U Chicksan & PT - Safety Meeting 2
12 24 ft Patch setting 5 5
13 POOH 4 tbg - Casing pressure test 2 2
14 POOH 9
15 Rig down setting tools 1
Total (Horas) 85 25
Total (Días - 24h) 3,5 1,04
Figura 36. Operación vs Tiempo UCEJ-192
Instalación de Herramientas
RIH a Profundidad de Objetivo
WL correlación CBL
M/U Chicksan & PT -Safety Meeting
23m Patch setting
POOH Rig down setting tools
RU-MU Patch-Setting tools
RIH to target depth
WL correlation
M/U Chicksan & PT -Safety Meeting
14m Patch setting
POOH 4 tbg - Casing pressure test
POOH
Rig down setting tools
123456789
10111213141516171819202122
8 13 18 23 28 33 38 43 48 53 58 63 68 73 78 83
Op
era
ció
n
Tiempo (hrs)
Operación vs. Tiempo (hrs)
69
Como podemos observar el trabajo total tuvo una duración de 3,5 días, sin embargo, el
trabajo de Casing Patch, su instalación tuvo un tiempo estimado de 25 horas, es decir 1,04
días para procedimiento total y el sello de las arenas de interés.
El tiempo que tomo la instalación del Casing Patch de 23m fue de 9 horas, mientras que
la instalación del Casing Patch de 14m fue de 5 horas, únicamente hablando de la instalación.
Figura 37. Operaciones UCEJ-192
4.2. Caso de Estudio – Pozo NAR-240D – Casing Patch
4.2.1. Datos generales de campo
Tabla 26. Datos de Pozo NAR-240D
Fuente: Petroamazonas EP
Datos Básicos
Pozo: NAR-240D Compl. Propuesta: BHA de
Reinyección Campo: NAR
Fecha:
11 – Octubre –
2016
Estado Actual: Presión Promedio: Intervalos Abiertos: Tipo de Pozo
Cerrado
U Inferior: 3000 psi 9352´- 9364´ (12´) Ui
9386´ - 9391´ (5´) Ui
9584´- 9592´ (8´) Ti
Pozo tipo S
Incli. Máx: 25.43°
3865´
T Inferior: 2580 Psi
Hollín: 4000 Psi
13%
47%4%
36%
Operaciones UCEJ-192
RU-MU 23m Casing Patch Rig Down Setting Tools 14m Casing Patch
70
4.2.1.1. Objetivos
Retirar completación actual de inyección.
Aislar los intervalos de la arena U Inferior, 9352´- 9364´ (12´) y 9386´ - 9391´ (5´)
y Arena T inferior 9584´- 9592´(8´) con la tecnología Casing Patch.
Cañonear arena Hollín intervalo 9751´-9801´(50´) con WL y cargas 4512 PJ Nova.
Bajar completación de Re-inyección final.
4.2.1.2. Antecedentes
Inicia operación de completación el 08 de Agosto del 2014 @ 10:00, con Rig SAXON
56. Pozo completado originalmente como productor en T inferior. Se finalizó la
completación del pozo el 19 de febrero del 2013 a las 15:00. En agosto del 2014 se convirtió
el pozo a inyector en la arena U inferior. Actualmente el pozo se encuentra cerrado.
4.2.1.3. Programa Propuesto
1. Armar y bajar BHA para la instalación del casing patch. Instalar casing patch para cubrir
y sellar el intervalo #1: T INFERIOR 9584’-9592’. Correlacionar con WL y Sub
radiactivo instalado en el BHA del casing patch y según procedimiento detallado de
CPS en el anexo F. Sacar DP 3 ½” y setting tool en paradas a la torre.
2. Armar y bajar BHA para la instalación del casing patch. Instalar casing patch para cubrir
y sellar el intervalo #2 U INFERIOR 9386’-9391’. Correlacionar con WL y Sub
radiactivo instalado en el BHA del casing patch y según procedimiento detallado de
CPS en el anexo F. Sacar DP 3 ½” y setting tool en paradas a la torre.
3. Armar y bajar BHA para la instalación del casing patch. Instalar casing patch para cubrir
y sellar el intervalo #3 U INFERIOR 9352’-9364’. Correlacionar con WL y Sub
radiactivo instalado en el BHA del casing patch y según procedimiento detallado de
CPS en el anexo F. verificar aislamiento hidráulico de los 3 intervalos aplicando 1000
psi x 15 min por el anular. Sacar DP 3 ½” y setting tool en Paradas a la torre.
71
4.2.1.4. Diagrama del pozo
Figura 38. Diagrama de Pozo NAR-240D
Fuente. Petroamazonas EP
72
4.2.1.5. Resultados:
Se instalaron 3 Casing Patch Extra-reinforced para cada una de las arenas a sellar, fueron
necesarias 1 unidad de 9m, 1 unidad de 8m y finalmente 1 unidad de 6 metros para finalmente
aislar la zona objetivo y proceder a usar al pozo como un reinyector.
4.2.1.6. Tiempo de operación:
Tabla 27. Tiempos de Operaciones Casing Patch – NAR-240D
Est. Time
(Horas)
Horas de
instalación de
Casing Patch
1 Traslado de taladro 2
2 Movilización de equipo TIW para recuperar el BHA actual 1
3 Abrir Sliding Sleeve. Control de pozo 0,5
4 Bajar Well Head e instalar BOP. 0,5
5 Sacar completacion actual. 1,2
6 Correr BHA para CIBP Milling 2
7 Pesca 2,8
8 Viaje de limpieza 1
9 Registro de cemento USIT y corrosión. 0,2
10 8 ft Patch setting 0,3 6
11 5 ft Patch setting 0,18 4
12 12 ft Patch setting 0,33 8
13 Prueba de integridad de los Parches 0,4 9
14 Bajar Drill pipe. 0,6
15 Realizar trabajo TCP para abrir Hollín Zone. 2
16 Instalar packer 0,8
17 Armar tubería + accesorios de ensamble de sello. 0,3
18 Prueba multi tasa 0,2
19 Rig Down 0,2
Total Horas 396,24 27
Total Días 16,51 1,125
73
Figura 39. Operación vs Tiempo NAR-240D
Durante la operación se instalaron 3 Casing Patch, el primero fue para sellar la Arenisca
“T” inferior, 8 pies, con una duración de instalación de 6 horas, el segundo se asentó a
aproximadamente 9386´ para aislar “U” inferior, 5 pies, con una duración de 4 horas; y
finalmente se instaló un tercer y último Casing Patch a alrededor los 9352´ para aislar “U”
inferior con un total de 12 pies y una duración de 8 horas. Con una duración total de
Instalación y Pull Out of Hole POOH de 27 horas en Casing Patch.
Podemos entonces determinar que la corrida e instalación de Casing Patch tiene una
duración promedio de 0,53 horas/m, determinada por una correlación entre tiempos de los
trabajos analizados en este estudio.
Traslado de taladro
Movilización de equipo TIW para recuperar el
BHA actual
Bajar Well Head e instalar BOP.
Sacar completacion actual.
Correr BHA para CIBP Milling
Pesca
Viaje de limpieza
Registro de cemento USIT y corrosión.
Instalar primer parche de casing.
Instalar segundo parche de casing.
Instalar tercer parche de casing.Prueba de integridad
de los parches de casing.
Bajar Drill pipe.
Realizar trabajo TCP para abrir Hollín Zone.
Instalar packer
Armar tubería + accesorios de
ensamble de sello.Prueba multi tasa
Rig Down
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Op
era
ció
n
Tiempo (Días)
Operación vs. Tiempo (Días)
74
Figura 40. Diagrama de Barras, Horas vs Longitud de Casing Patch
Si tomamos en cuenta el tiempo de todo el trabajo, RIH, Casing Patch Set, Registros Electricos,
POOH, entonces tendríamos una duración promedia de 2,68 horas/ metro de Casing Patch.
Figura 41. Diagrama de Barras, Horas Totales vs Longitud de Casing Patch
9
5
8
6
4
y = -2,247ln(x) + 8,5514
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
23 14 9 8 6
HO
RA
S
LONGITUD (M)
Longitud Casing Patch & Horas
40
3128
24
20
y = -11,89ln(x) + 39,988
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
23 14 9 8 6
HO
RA
S
LONGITUD (M)
Longitud Casing Patch & Horas
75
4.3. Caso de Estudio – Pozo FIG-J219 – Tapón Balanceado (SQZ)
4.3.1. Datos Generales de Campo
Tabla 28. Datos de Pozo FIG-J219
Fuente: Petroamazonas EP
Datos Básicos
Pozo: FIG-J219
Tipo de Trabajo:
Aislar T principal
Mejorar Cementación en
U Inferior
Campo: FIGEMPA Fecha: 30 -
Agosto - 2017
Producción Actual: Datos de Reservorio
U Inferior:
Datos de Reservorio T
principal: Intervalos Actuales:
T Principal
06 Ago 2017 – 1911 BFPD –
420 BPPD – 95% BSW
Presión: 2950 Psi Presón: 3000 Psi
Temperatura: 203 F
API: 17
T principal:
8237´-8256´(19´) Temperatura: 203 F
API: 23
4.3.2. Objetivos
Aislar arena T (8237’ – 8256’) con 7” CIBP @ 8215’
Realizar SQZ en arena U inferior para mejorar cementación primaria (7925’ -
7940’)
Realizar viaje de molienda y limpieza hasta 7” CIBP @ +/- 8215’.
Disparar con WL intervalos de arena U inferior con 4505 PJO. 7950’ – 7958’
(8’)
4.3.3. Detalle de tuberías
Tabla 29. Especificaciones de Revestimiento y Tubería de Producción
Fuente. Schlumberger del Ecuador
O.D. (plg) Peso
lb/ ft
I.D.
(plg)
Drift
(plg)
Resist.
Presión
Interna (psi)
Resist.
Colapso
(psi)
Resistencia
Tensión (klb)
Distribución ft Descripción
Desde Hasta
13/3/2008 68 12.615 12.459 2730 1130 853 0 4331 Casing
Superficie
9 5/8 47 8.681 8.525 6870 4760 1086 0 7500 Casing
Productor
7 29 6.181 6.125 8160 7030 676 7313 8415 Liner de
Producción
3/1/2002 9.3 2.992 2.867 10160 10540 207 0 7668 Tubing
76
4.3.4. Antecedentes
4.3.4.1. Perforación
El pozo FIG-J219, terminó las operaciones de perforación el 19 de agosto de 2015,
alcanzando una profundidad total de 8417 pies (MD). Se bajó casing superficial de 13-3/8”,
casing de producción de 9-5/8”, cementado desde 7500 pies, Todas las profundidades están
en MD, sección de 8.5” realizó toma de núcleos y registro de resistividad, bajó liner de
producción de 7” desde 7313’ hasta 8415’.
4.3.4.2. Pruebas y completación de pozo
Inició operaciones de completación el 19 de agosto del 2015. Bajó BHA de
acondicionamiento del 7”. Bajó BHA de limpieza de 7” Liner hasta 8330’. Realizó prueba
de presión con 2500 psi, ok. Corrió registro de cementación desde 8330’ hasta 7313’. Arma
cañones y baja hasta 8219’.
Tabla 30. Producción de fluido, petróleo y corte de agua T principal
Fuente. Schlumberger del Ecuador
Arena Fecha BFPD BPPD BSW
T principal 29 Ago 2015 646 420 35%
06 Ago 2017 1911 96 95%
4.3.5. Programa de operaciones
1. Armar BHA de cementación con Stinger y válvula TFTV de Testing. Bajar BHA en
tubería 3 ½”, bajar probando tubería en directa con 3000 PSI cada 2000 ft contra válvula
TFTV hasta +/- 7925’ (profundidad del retenedor).
2. Proceder a operar la válvula TFTV y abrir espacio en directa.
3. Realizar maniobra de acople del Stinger al retenedor de cemento a +/- 7925’. Realizar
pruebas de funcionamiento del retenedor con el Stinger.
77
4. Armar unidad WS y probar líneas. Realizar maniobras a stinger para desplazar cemento
hasta punta del stinger. Proceder a maniobrar stinger y acoplarlo al retenedor, proceder
a forzar cemento a cámara y realizar el SQZ al intervalo U Inferior 7935’ – 7940’ (5’).
Desacoplar stinger del retenedor de cemento. Circular en reversa +/- capacidades de
tubería hasta evacuar exceso de cemento y obtener retornos limpios. Recuperar stinger a
superficie en tubería 3 ½” DP en paradas.
5. Cambiar niple de disparos e instalar niple de flujo.
6. Armar BHA de molienda y calibración con Junk Mill 6 1/8”, (2) Canastas, 7” Scraper,
7” Magnostar, (6) 4-3/4” DC.
7. Bajar en 3- ½” DP hasta 7925’ (7” Retenedor), moler retenedor, cemento, CIBP y limpiar
hasta el 7” CIBP @ +/-8215’. Verificar fondo operativo y reportar.
8. Bombear y desplazar píldoras de limpieza.
4.3.6. Tiempo de operación
Tabla 31. Tiempos de Operaciones Casing Patch – FIG-J219
Est. Time
(Hrs)
Horas de
Squeeze
1 Rig move 82
2 Well control 20
3 Rig down wellhead 4
4 Rig up bop 8,5
5 Test bop 6
6 POOH bes 39
7 Cleaning bha 52
8 Izolate "main t" 17
9 SQZ U “INFERIOR” 15’ 50 50
10 Mill cement & accessories 60 60
11 Open new intervals 14,5
12 Rih esp 54
13 Rig down bop/ ru wellhead 14,5
14 ESP test 9
15 Initial prodcution 5
16 Rig release deliver location 0,5
Total (Horas) 436 110
Total (Días - 24h) 18,2 4,6
78
Figura 42. Operación vs Tiempo FIG-J219
La operación tuvo una duración total de 436 horas lo que equivale a 18,2 días en su
totalidad, teniendo como duración total de cementación forzada de 110 horas, 4,6 días en
totalidad para los 15 pies de la Arena U Inferior en donde se realizó el trabajo; con un total
de 7,33 hrs/ft como promedio de servicio.
Figura 43. Porcentaje de Servicios en Tiempos- FIG-J219
RIG MOVE19%
WELL CONTROL
5%
RIG DOWN WELLHEAD
1%RIG UP
BOP2%
TEST BOP1%
POOH BES9%
CLEANING BHA12%IZOLATE "MAIN T"
4%
SQZ "LOWER U"11%
MILL CEMENT & ACCESSORIES
14%
OPEN NEW INTERVALS
3%
RIH ESP12%
RIG DOWN BOP/ RU WELLHEAD
3%
ESP TEST2%
INITIAL PRODCUTION
1%Rig Release
Deliver Location
PORCENTAJE DE OPERACIONES
79
Con un porcentaje final de 25% del tiempo de toda la operación, el squeeze es el servicio
que más tiempo toma en realizarse dentro de todo el trabajo de WO.
4.4. Caso de Estudio – Pozo JIR-047 – Tapón Balanceado (SQZ)
Tabla 32. Datos de Pozo JIR-047
Fuente: Petroamazonas EP
Datos Básicos
Pozo: JIR-047 Tipo de Trabajo:
Tapón Balanceado Campo: JIR
Fecha: 28 -
Noviembre - 2018
4.4.1. Objetivos
Aislar arena T (8254’ – 8268’) con 7” CIBP @ 8237’
Realizar SQZ en arena U inferior para mejorar cementación primaria (8040’ -
8054’)
4.4.2. Detalle de tuberías
Tabla 33. Especificaciones de Revestimiento y Tubería de Producción JIR-047
Fuente. Schlumberger del Ecuador
O.D. (plg) Peso lb/
ft I.D. (plg) Drift (plg)
Resist. Presión
Interna (psi)
Resist.
Colapso (psi)
Resistencia
Tensión (klb) Descripción
13/3/2008 68 12.615 12.459 2730 1130 853 Casing Superficie
9 5/8 47 8.681 8.525 6870 4760 1086 Casing Productor
7 29 6.181 6.125 8160 7030 676 Liner de
Producción
3/1/2002 9.3 2.992 2.867 10160 10540 207 Tubing
80
4.4.3. Antecedentes
El pozo JIR-047, terminó las operaciones de perforación el 23 de Octubre de 2016,
alcanzando una profundidad total de 8417 pies (MD). Se bajó casing superficial de 13-3/8”,
casing de producción de 9-5/8”, cementado desde 7000 pies, Todas las profundidades están
en MD, sección de 8.5” realizó toma de núcleos y registro de resistividad, bajó liner de
producción de 7” desde 7030’ hasta 8160’.
4.4.4. Tiempo de operación
Tabla 34. Tiempos de Operaciones Casing Patch – JIR-047
Est. Time (Hrs) Horas de Squeeze
1 Rig move 50 2 Well control 18 3 Rig down wellhead 3,5 4 Rig up bop 8 5 Test bop 4 6 POOH bes 30 7 Cleaning bha 50 8 Izolate "main t" 15 9 SQZ U “INFERIOR” 14’ 48 48
10 Mill cement & accessories 50 50 11 Open new intervals 16 12 Rih esp 43 13 Rig down bop/ ru wellhead 17 14 ESP test 10 15 Initial prodcution 8 16 Rig release deliver location 0,5
Total (Horas) 371 98
Total (Días - 24h) 15,5 4,1
81
Figura 44. Operación vs Tiempo JIR-047
La operación tuvo una duración total de 371 horas lo que equivale a 15,5 días en su
totalidad, teniendo como duración total de cementación forzada de 98 horas, 4,1 días en
totalidad para los 14 ft de la Arena “U” Inferior en donde se realizó el trabajo; con un total
de 7 hrs/ft como promedio de servicio.
4.5. Comparación resultados Casing Patch y Cementación Forzada
Se realiza el análisis comparando los tiempos de instalación y de aplicación de ambos
métodos a partir de los resultados anteriormente presentados.
Casing Patch
1. Pozo UCE-J192
Tabla 35. Tiempos de Operaciones Casing Patch – UCEJ-192
Horas de instalación
de Casing Patch
Total (Horas) 25
Total (Días - 24h) 1,04
RIG MOVE
WELL CONTROL
RIG DOWN WELLHEAD
RIG UP BOP
TEST BOP
POOH BES
CLEANING BHA
IZOLATE "MAIN T"
SQZ "LOWER U"
MILL CEMENT & ACCESSORIES
OPEN NEW INTERVALSRIH ESP
RIG DOWN BOP/ RU WELLHEAD
ESP TEST
INITIAL PRODCUTION
Rig Release Deliver Location
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Op
era
ció
n
Tiempo (Días)
Operación vs Tiempo (Días)
82
2. Pozo NAR-240D
Tabla 36. Tiempos de Operaciones Casing Patch – NAR-240D
Horas de instalación
de Casing Patch
Total (Horas) 27
Total Días 1,125
Cementación Forzada (SQZ)
1. Pozo FIG-J219
Tabla 37. Tiempos de Operaciones Squeeze – FIG-J219
Horas de
Squeeze
Total (Horas) 110
Total (Días - 24h) 4,6
2. Pozo FIG-J219
Tabla 38. Tiempos de Operaciones Squeeze – JIR-047
Horas de Squeeze
Total (Horas) 98
Total (Días - 24h) 4,1
Los pozos UCE-J192 y NAR-240D donde se asentó un Casing Patch tuvieron una
duración promedio entre armado, instalación y POOH de 25 hrs y 27 hrs respectivamente,
mientras que los pozos FIG-J219 y JIR-047 tuvieron una duración promedio total de 110 hrs
y 98 hrs respectivamente. A continuación, se determina el tiempo por cada pie de instalación
en ambos casos.
83
Tabla 39. Comparación de Tiempos entre Operaciones Casing Patch – SQZ
Pozo Método
Espesor Tiempo
ft hrs
CA
SIN
G P
ATC
H
UCEJ-192
CP1 54 9
CP2 26 5
CP1+CP2 80 14
CPT/hrsT 5,71 ft/hrs
hrsT/CPT 0,175 hrs/ft
NAR-240D
CP1 8 8
CP2 5 6
CP3 12 4
CP1+CP2+CP3 25 18
CPT/hrsT 1,39 ft/hrs
hrsT/CPT 0,72 hrs/ft
SQU
EEZE
FIG-J219
SQZ 1 15 110
SQZ/hrs 0,14 ft/hr
hrs/SQZ 7,33 hrs/ft
JIR-047
SQZ 2 14 98
SQZ/hrs 0,14 ft/hr
hrs/SQZ 7,00 hrs/ft
El tiempo estimado por cada pie de instalación de Casing Patch fue de 0,175 hrs/ft para
el pozo UCE-J192, a su vez, para el pozo NA2-240D el tiempo estimado fue de 0,72 hrs/ft,
mientras que, para una cementación forzada, el tiempo estimado para el pozo FIG-J219 fue
de 7,33hrs/ft y finalmente el tiempo para el pozo JIR-047 fue de 7 hrs/ft.
84
Figura 45. Tiempos totales CP-SQZ
4.6. Tiempos operacionales totales
El uso de tecnología Casing Patch disminuye tiempos y al mismo tiempo el uso recursos
durante las operaciones, a continuación, se podrá observar una comparación entre operaciones
y tiempos de ambos métodos.
Tabla 40. Tiempos Totales Operacionales CP-SQZ
HRS CASING PATCH SQUEEZE HRS
0 Planificación Planificación 0
6 Registros Eléctricos USIT-CBL Registros Eléctricos USIT-CBL 6
2 Zona Objetivo Zona Objetivo 2
4 Diseño de CP (Extra-Reinforced) Técnica de SQZ (Tapón Balanceado) 4
6 BHA de completación Correr Packer (Recuperable o CIBP) 6
9 Asentamiento de Casing Patch Asentar y Prueba de Inyección 7
7 POOH Tapón de cemento balanceado 5
34 TOTAL Inyección de la lechada de cemento 29
Liberar Packer 6
Reverse del exceso de lechada 10
POOH 7
Esperar a que el cemento fragüe 32
BHA de molienda o limpieza 7
Registros Eléctricos CBL 6
TOTAL 127
0 1 2 3 4 5 6 7 8
UCEJ-192
NAR-240D
FIG-J219
JIR-047
CASING PATCH; 0,175
CASING PATCH; 0,72SQUEEZE; 7,33
SQUEEZE; 7,00
Tiempo hrs
Po
zos
Tiempos totales
85
Figura 46. Representación Gráfica de Operaciones
86
4.7. Análisis técnico comparativo
Dentro de las operaciones existen varias limitantes las cuales afectan o restringen la
operabilidad de los métodos estudiados, a continuación, se representa en porcentajes el método
con mayor factibilidad de uso
Tabla 41. Tabla comparativa de limitaciones técnicas y desventajas
Ok 81-100%
Mínimo 41-80%
Crítico 0-40%
LIMITACIONES TÉCNICAS Y DESVENTAJAS CASING PATCH SQUEEZE
1 Efectividad del sello Ok Ok
2 Presiones Altas Ok Crítico
3 Control al momento de la operación Ok Mínimo
4 Daños en la Formación Ok Crítico
5 Creación de Microfracturas Ok Crítico
6 Cañoneo y Recañoneo Ok Crítico
7 Impacto Ambiental Generado Ok Crítico
8 Tiempo Ok Crítico
9 Operaciones posteriores Ok Mínimo
10 Temperaturas altas Mínimo Crítico
11 Casing Corroído Mínimo Ok
12 Problemas durante la Operación Mínimo Crítico
13 Reducción del ID Nominal Crítico Ok
14 Dog Leg Severos Crítico Ok
15 Altura de la Torre Crítico Ok
TOTAL 84% 65%
Casing Patch es capaz de ser usado sin mayor número de limitaciones, con un total de 84%,
es el método con mayor factibilidad de ser usado, mientras que una cementación forzada posee
un número mayor de limitaciones, con un 65% de factibilidad de uso.
87
Figura 47. Factibilidad de uso CP-SQZ
De acuerdo con el análisis técnico realizado, la herramienta que tiene menos limitaciones
y restricción operacional es Casing Patch, con 60% de uso sin problema alguno, un 20% de
restricción mínima y un 20% final de restricciones críticas, mientras que una cementación
forzada cuenta con un 33% de uso sin problema o restricción, un 13% con mínima restricción
y un 54% de restricciones críticas.
Figura 48. Representación Gráfica de limitantes operacionales
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
CASING PATCH SQUEEZE
84%65%
Factibilidad de uso
Ok60%Mínimo
20%
Crítico20%
CASING PATCH
Ok33%
Mínimo13%
Crítico54%
SQUEEZE
88
CAPÍTULO 5
COMPARACIÓN DE COSTOS
5. Comparación de costos
Como se pudo observar en los estudios previos es muy claro que, con respecto a tiempos,
el método para remediación de pozos óptimo es el uso de un Casing Patch, demostrando que
la operación es más rápida con respecto a un SQZ, sin embargo, cuando hablamos de costos
entramos al tema más importante dentro de la Industria hidrocarburífera, la reducción de
costos en operaciones.
Mediante un estudio y una comparación de costos, demostraremos cuál de los dos casos
presentados reduce el valor monetario de operaciones para trabajos de reacondicionamiento
de pozos en el Oriente Ecuatoriano.
5.1. Costos de los componentes de Casing Patch
De acuerdo con los términos de confidencialidad de la empresa auspiciante únicamente
se resumirá en porcentajes los costos de cada uno de los componentes que van en un Casing
Patch y un costo aproximado final.
Tabla 42. Costos de Componentes Casing Patch
Fuente. Schlumberger del Ecuador
COMPONENTES CASING PATCH % DE COSTO
Filtro 4%
Switch de Piston 6%
Mechanical Bleed Off 5%
Valvula de Prueba 10%
Packer Bypass 15%
Pressure Bleed Off 5%
Gauge Ring 10%
Packer Inflable 35%
Localizador de Parche 10%
Casing Patch Reinforced 7" 100%
89
Teniendo finalmente un costo aproximado:
Tabla 43. Costo aproximado de un Casing Patch
Fuente. Schlumberger del Ecuador
EQUIPOS COSTO APROX. POR CADA 3,28 ft
Casing Patch Reinforced 7" $ 10.000,00
Suponiendo que por cada metro de Casing Patch tenemos ese valor más el valor
adicional de nuestra herramienta de Expansión en fondo (DHET), finalmente obtendríamos
valores aproximados por trabajo de Casing Pacth, sin embargo debemos tomar en cuenta que
estos valores mencionados dependen directamente de la longitud que se desee sellar,
independientemente de los trabajos observados durante este estudio sabemos muy bien que
nunca trabajamos en las mismas condiciones así que únicamente se realizara un aproximado
final por operación.
Tabla 44. Costo aproximado de Casing Patch
Fuente. Schlumberger del Ecuador
EQUIPOS UNIDADES/
DÍAS COSTO (USD) TOTAL
Casing Patch Reinforced 7" (Costo por Metro) 39,36 ft $10.000,00 $120.000,00
Down Hole Expansión Tool 7" (Costo Por Día) 2 días $20.000,00 $40.000,00
Costo Equipos Total $160.000,00
5.2. Costos de una Cementación Forzada (SQZ)
Para poder determinar el costo total de realización de Cementación forzada en un
determinado pozo se debe tomar en cuenta factores como:
Cantidad de Cemento y Aditivos.
Profundidad de nuestro objetivo
Herramientas de uso
Facilidad y Complejidad de la Operación
90
Estos factores son únicos para cada trabajo así que determinar un costo especifico no se
puede del todo, únicamente valores aproximados de costos de operación se verán reflejados
a continuación.
Tabla 45. Costos Aproximados para una Cementación Forzada
Fuente. Correa Edgar, 2012
Servicio Costo
Químicos $5.000,00
Equipo de subsuelo $30.000,00
Unidad de Bombeo + Herramientas $40.000,00
Unidad de Wireline $30.000,00
Vacuum $500,00
BHA Molienda $15.000,00
total $120.500,00
5.3. Costos por WO
Debemos tomar en cuenta que durante el tiempo que nos encontramos realizando nuestro
trabajo de Remediación de Revestidor, entran en consideración valores adicionales por día
en nuestros Trabajos de Workover (Reacondicionamiento de Pozos) de esta manera
podremos finalmente determinar cuál de los dos métodos es el más rentable.
Los valores indicados a continuación son valores aproximados y estos dependen mucho
del tipo de taladro de Workover que se esté rentando, el lugar de trabajo, etc.
91
Tabla 46. Lista de Precios en WO
Fuente. Schlumberger del Ecuador
LISTA DE PRECIOS PARA WORKOVER
N° DECRIPCIÓN PRECIO
1 Tarifa movilización de un taladro de Workover $10.000,00
2 Tarifa diaria de taladro de Workover $8.500,00
3 Servicio de gerenciamiento $1.000,00
4 Servicio catering $1.000,00
5.4. Comparación de costos final entre Casing Patch y SQZ
Para poder demostrar la rentabilidad de ambos métodos se realizó el análisis con
respecto a tiempos de operación.
Tabla 47. Comparación Costos entre Casing Patch y Squeeze
SERVICIO TIEMPO DE
TRABAJO/DÍAS
COSTO POR
TRABAJO
COSTOS DE
WO/DÍA
TOTAL DE
INVERSIÓN
CASING
PATCH 1,1 $160.000,00 $9.500,00 $172.450,00
SQUEEZE 4,35 $120.500,00 $9.500,00 $161.825,00
Como podemos observar una cementación forzada es económicamente más rentable que
un Casing Patch, sin embargo, muchos factores entran en juego al realizar un análisis
económico entre estos dos métodos, como fue mencionado anteriormente, únicamente se
usan aproximados de valores y costos, así como tiempos de trabajos aproximados que tardan
entre cada uno de estos métodos, llegando a afectar el resultado de costos finales.
92
5.5. Caso propuesto de estudio económico
Anteriormente comprobamos que una cementación forzada es más rentable que un
casing patch, siempre y cuando el pozo donde se instaló el casing patch no sea un pozo
productor activo, ya que, si ese fuese el caso, los costos variarían.
A continuación, se presenta un caso para demostrar cuando un Casing Patch es instalado
en un pozo productor, los costos de este benefician al operador
Como se puede observar en la tabla 48, los costos de inversión se mantienen, sin
embargo, la instalación de un casing patch toma 3,25 días menos, durante este tiempo el
pozo estuvo produciendo alrededor de 400 bbl/día, un total de 1.300 barriles, si el precio del
barril de petróleo es de $50,00, entonces tenemos una ganancia de aproximadamente
$65.000,00 durante estos días que el pozo se encontró en etapa de producción, los cuales son
añadidos al costo total del trabajo del squeeze como un costo diferencial.
Figura 49. Costos Totales Operacionales CP-SQZ
$100.000,00
$120.000,00
$140.000,00
$160.000,00
$180.000,00
$200.000,00
$220.000,00
Casing Patch Cementación Forzada
$170.450,00 $161.825,00
$65.000,00
Costos Totales
93
Tabla 48. Comparación Costos entre Casing Patch y Squeeze (Pozo productor)
Workover Costo Costo WO Total
Tarifa diaria de taladro de Workover $8.500,00 $9.500,00
Servicio de Gerenciamiento $1.000,00
Tiempo Casing Patch Costo Costo CP Total Costo por WO Subtotal BBPD
Precio
por
Barril
Barriles
Producidos Ingresos
Costos
Diferidos
1,1 Casing Patch Reinforced 7" $120.000,00
$160.000,00 $10.450,00 $170.450,00 400 $50,00 1.300 $65.000,00 $170.450,00 Down Hole Expansión Tool 7" $40.000,00
Tiempo Cementación Forzada Costo Costo SQZ Total Costo por WO Subtotal BBPD
Precio
por
Barril
Barriles
Producidos Ingresos
Costos
Diferidos
4,35
Químicos $5.000,00
$120.500,00 $41.325,00 $161.825,00 0 $50,00 0 $0,00 $226.825,00
Equipo de subsuelo $30.000,00
Unidad de Bombeo + Herramientas $40.000,00
Unidad de Wireline $30.000,00
Vacuum $500,00
BHA Molienda $15.000,00
94
CAPÍTULO 6
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6. Conclusiones y Recomendaciones
6.1. Conclusiones
Los daños más comunes en Tuberías de Revestimiento son principalmente por desgaste
reduciendo considerablemente la capacidad para manejar presiones en su interior, estos
desgastes son provocados principalmente por adhesión, por abrasión, pulido, fugas por
corrosión, fricción, altas temperaturas y presiones, por mala cementación.
Se pudo determinar que el diseño de un Casing Patch está directamente relacionado con
las propiedades de nuestro yacimiento, siendo así, la temperatura, presión, y
características de nuestra tubería de revestimiento, como diámetro y peso, los factores
más importantes a considerar al momento del Diseño.
De acuerdo con el análisis realizado dentro de las operaciones en el Oriente Ecuatoriano
se determinó que un CP Reinforced (Reforzado) es el óptimo para las Arenas como “U”
y “T” (7000’-8000’ respectivamente) mientras que un CP Extra-Reinforced se usaría
para Hollín (>8000´), ya que las presiones y temperaturas son mayores.
Se pudo determinar que el ID nominal se redujo para los pozos donde se corrió Casing
Patch, dependiendo del modelo, la reducción es mínima, sin embargo, puede generar
dificultades al momento de realizar trabajos posteriores dentro del pozo, para el pozo
UCE-J192, se tenía inicialmente un ID nominal de 6,276 in, luego de asentar el parche
este se redujo aproximadamente un total de 0,299 in, dando así un ID nominal final de
5,977 in. En el segundo caso, pozo NAR-240D, un ID nominal de 6,184 in, luego de
asentar el parche se redujo aproximadamente un total de 0,256 in, dando así un ID
nominal final de 5,928 in.
Los tipos de aplicación son amplios, desde reparación de Casing, Cierre de
Perforaciones, Reparación de fracturas/Cemento, Cierre de agua, y puede ser aplicado
a pozos productores de gas y petróleo, inyectores de agua; sin embargo, dentro del País
únicamente ha sido usado para reparación y sello de perforaciones en perfilados a ser
posteriormente inyectores.
Los análisis de Operación vs. Tiempo demostraron que la corrida de un Casing Patch
reduce tiempos de operación para trabajos de reacondicionamiento de pozos con un
95
promedio estimado de 0,175hrs/ft y 0,24hrs/ft para cada caso, mientras que una
cementación forzada tiene una duración de operación estimada de 7,33hrs/ft y
3,27hrs/ft. Demostrando así que un Casing Patch ayuda a la reparación de Revestidores
con un menor tiempo estimado que un Squeeze para los trabajos de Workover en el
Oriente Ecuatoriano.
El análisis económico demostró que un CP posee un costo de instalación mayor con un
valor de $172.450,00 con respecto al de una cementación forzada cuyo valor es de
$161.825,00 aproximadamente, sin embargo, por costos diferidos un CP es
económicamente más rentable por el simple hecho de la disminución de tiempo y el
ahorro de recursos que genera este, dejando un valor aproximado para una cementación
forzada de $226.825,00 y un ahorro final de $56.375,00 para las operaciones de CP.
Se determino que dentro de un proceso de squeeze, los recursos usados son mayores al
igual que el tiempo empleado en operaciones, de la misma manera, un squeeze tiene
una desventaja muy grande, el cual es no poder controlarlo en su totalidad, llegando así
a provocar daño en las formaciones en la mayoría de los casos, mientras que con un
casing patch se tiene un control total durante el tiempo de la operación sin afectar a la
formación en lo absoluto.
Casing Patch es capaz de ser usado sin mayor número de limitaciones, con un total de
84%, es el método con mayor factibilidad de ser usado, mientras que una cementación
forzada posee un número mayor de limitaciones, con un 65% de factibilidad de uso.
96
6.2. Recomendaciones.
Se recomienda realizar este tipo de estudio comparativo para un Squeeze en pozo
inyector para determinar tiempos dentro de mismas operaciones y poder determinar mejores
y más exactos tiempos de diferencia entre operaciones.
Realizar un análisis técnico para un Casing Patch para pozos productores y determinar
si los tiempos de instalación varían con respecto a este estudio.
Realizar el análisis económico con valores específicos de cada operador de Workover
para obtener un valor más cierto y menos incertidumbre al momento de realizar los cálculos.
97
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Torres, R. (2018). Estimulacón y Reacondicionamiento de Pozos. Quito, Ecuador.
99
ANEXOS
8. Anexos
Anexo 1 Expandable Steel Patches Datasheet
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109
