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• Alexis Franco

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adelante; juntos con el Gamma Ray, y el de inducción, este último corrido en hueco abierto son los más utilizados para correlaciones y ubicación de profundidades correctas durante los distintos trabajos de completación y reacondicionamiento de pozos, los mismos que en su mayoría se realizan en los pozos cuando ya tienen tubería de revestimiento. CAPITULO III

3- REGISTROS ELÉCTRICOS DE POZOS.Los registros eléctricos son; considerados como métodos indirectos para determinar parámetros que permiten evaluar la formación petrolífera . Sin embargo son métodos rápidos, económicos precisos para conseguir información de las formaciones cortadas o atravesadas durante la perforación del hueco. La totalidad de les registres o perfiles eléctricos son corridos o utilizados en la obtención de información, al finalizar la etapa de perforación, una vez que se ha llegado a la profundidad total programada, antes que el hueco sea revestido o cubierto con tubería de revestimiento (casing). Es decir que la información más abundante y útil proporcionada por los registros eléctricos es obtenida cuando éstos son corridos en hueco abierto. Cuando por determinadas circunstancias durante la perforación del hueco, especialmente desmoronamientos de las paredes del pozo (derrumbes)no es posible tomar registres en hueco abierto, la información que se puede conseguir posteriormente, cuando el hueco ya está cubierto con tubería de revestimiento, es limitada; porque pocos registros tienen la propiedad de ser útiles una vez Que en el hueco ha sido colocada la tubería de revestimiento o sencillamente , la información que proporcionan son para otros propósitos. Los únicos registros que pueden correrse en hueco revestido son: Gamma ray, neutrón y los de control de cementación. Los dos primeros poco o nada, estando solos, pueden contribuir con una información completa. sus datos son utilizados como referencia o posibles comparaciones o correlaciones con información conocida de pozos cercanos. Los registros de control de cementación: CCL, CBL. VDL, y CET. que serán tratados en detalle mas

Cuando perforando el pozo se ha penetrado, diferentes estratos, como se esquematiza en la figura11-A, se tiene alguna idea cualitativamente de su identidad (a partir de muestras, cortes y registros de perforación), y tipo de fluidos que ellos contienen (de reportes de lodo). Sin embargo, aun es necesaria ecuación:

la estimación de otros parámetros que permitan resol ver la

V = A * h * Ø * ( 1 - Sw) Con este propósito se corren los registros a hueco abierto varias Herramientas de registros están a la disposición, y son bajadas en el hueco mediante cable eléctrico, el cual conduce la información del fondo del pozo a los registradores en superficie, como se aprecia en la figura 11-9. En el camión de la Cía. De servicios, todas las mediciones son registradas registradas versus profundidad, en películas (logs) o cintas magnéticas. Cada herramienta reacciona a una diferente característica de roca, de esta manera, los registros miden diferentes parámetros de formación. Por ejemplo para determinar la porosidad se pueden utilizar diferentes registros tales como: Registros sónicos, de Densidad de la Formación y Neutrónicos; estos tienen características que dependen principalmente de la porosidad de la formación. Son afectados, además, por ciertas propiedades de la roca matriz. Que actúan de diferente manera sobre cada uno de éstos registros, por lo que la combinación de dos o tres registros lleva a un mejor conocimiento de la porosidad, litología geometría; así mismo, con frecuencia, se puede distinguir con ellos, gas, petróleo y agua, como se ilustra en la figura. 12.

Los registros básicos corridos en hueco abierto tienen su función dirigida a: A.

Detectar yacimientos potenciales.

B. Estimar la cantidad de hidrocarburos. Se los puede tabular como se muestra a continuación, en la tabla 4.

Los registros radioactivos incluyen registros de radioactividad natural o Rayos Gamma y de radioactividad inducida o Registros Neutrón. Los dos suministran información sobre todo en condiciones de perforación donde otros registros están en desventaja o no pueden ser utilizados. Tienen un amplio rango de aplicación, y a más de utilizarlos en hueco abierto, son los únicos registros de formaciones que pueden ser corridos en huecos revestidos. En operaciones de completación y reacondicionamiento de pozos estos registros radioactivos proporcionan un medio importante para controlar la profundidad. En otras aplicaciones están acompasados conregistros de resistividad para dar un completo programa de evaluación de la formación.

En términos generales diremos que para propósitos de determinar la cantidad de hidrocarburos en sitio, se requiere de: . a. Registros yacimiento.

litológicos

(Radioactivos):

para determinar la roca

b. Registros de porosidad: para determinar el volumen poroso. c. Registros de resistividad: para definir la columna de hidrocarburos.

Los registros de porosidad, en su mayoría son afectados significativamente por la presencia de arcilla y gas, que son los causantes de valores irreales en la apreciación de su información, generalmente son valores muy altos. Los efectos de arcilla o gas son expresados mediante correlaciones o fórmulas dependiendo de los registros utilizados, los datos de porosidad, entonces, deben ser corregidos por la presencia de arcilla o gas. Por ejemplo: valores de porosidad corregida por arcillosidad y la fracción de arcilla pueden ser obtenidos de un gráfico apropiado de interrelación de información de dos registros (cross plot), density-neutrón. Hay que tener presente que una interpretación precipitada de tales cross plots puede conducir a conclusiones equivocadas. Lutita, gas residual o anhidrita presentes en la zona bajo consideración podrían afectar una o ambas lecturas de registros. Usando cartas apropiadas, varios gráficos de interrelación pueden ser hechos con el CNL/FDC, SNP/SL, CNL/SL, FDC/SL, y también entre tres registros. Los registros de resistividad fueron los primeros en utilizarse y en la actualidad existe una amplia variedad en esta categoría, proporcionando valores para importantes parámetros petrofísicos. El principio general de los registros de resistividad es la medición de las variaciones en potencial o

intensidad de corriente con profundidad, resultantes de

la transmisión

de una corriente eléctrica, en el hueco. A continuación haremos un resumen individual de cada uno de los registros o perfiles de pozos nombrados anteriormente, para en lo posterior considerarlos en una clasificación en grupo, que es como normalmente se los utiliza en la evaluación o determinación de parámetros con el propósito de valorizar las condiciones de un yacimiento.

Tatiana REGISTROS DE RAYOS GAMMA El instrumento de Rayos Gamma mide la variacion de radioactividad natural de las Formaciones. Los rayos gamma naturales en la tierra se originan directa o indirectamente de tres elementos radioactivos: uranio, torio y potasio. Este registro depende de la actividad combinada de esos elementos en cada formació. En formaciones sedimentarias el registro de Rayos Gamma refleja el contenido de lutitas de las formaciones, porque los elementos radioactivos tienden a concentrarse en ellas, lo mismo que en las arcillas. Formaciones limpias generalmente tienen niveles más bajos de radioactividad, a menos que estén contaminadas de cenizas volcánicas radioactivas, o cuando las aguas de formación contienen sales de potasio disueltas. Puede ser corrido en pozos entubados lo que lo hace muy útil en operaciones de completación y reacondicionamiento. Se parece mucho a la curva de SP, por lo que frecuentemente es utilizado como sustituto de dicho registro en los pozos con tubería de revestimiento donde es imposible obtener el SP, o en pozos a hueco abierto cuando el SP no es satisfactorio. En ambos casos es útil en la ubicación de capas o estratos no arcillosos y para estudios de correlación que pueden determinar la litología, la profundidad y el espesor de los estratos. Resumiendo podemos decir que el registro GR es particularmente útil para delinear capas de lutita y para determinar l proporción de arcilla en una roca potencialmente yacimiento. Debido a su capacidad de penetracion puede ser corrido junto con un registro CCL (Casing Collar Locator) para realizar la

prueba de produccion y evaluar el rendimiento del pozo junto con el registro CCL para propósitos de correlación y exacto posicionamiento de los cañones disparadores que son los que punzan las zonas de interés para realizar la prueba de producción y evaluar el rendimiento del pozo. REGISTRO DE POTENCIAL ESPONTANEO (SP) La curva del SP es un registro de la diferencia de potencial de un electrodo móvil en el pozo y un potencial fijo en un electrodo de superficie, en función de la profundidad. Es útil en pozos llenos de lodos para: a) detectar capas permeables b) ubicar sus límites y permitir la correlación entre capas c) determinar valores de Rw d) dar valores cualitativos del contenido arcilloso de una capa Puede ser corrido junto con curvas de resistividad y con otros registros como el sónico. Frente a las arcillas, las lecturas del SP son más o menos constantes y tienden a seguir una línea recta en el registro, llamada línea base de arcillas. En capa de suficiente espesor tiende a alcanzar una desviación constante, definiendo una línea de arenas. La desviación puede ser hacia la izquierda o hacia la derecha dependiendo de las salinidades relativas del agua de formación y del filtrado de lodo.

REGISTRO MICRO-LOG (ML) Pertenece al grupo de dispositivos microresistivos que sirven para medir la resistividad de la zona invadida y delinear estratos permeables por la presencia de costra de lodo. Los electrodos en las herramientas de esta categoria son montados en una almohadilla de caucho, la cual es presionada contra la pared de la formación por medio de brazos y resortes.

los valores de porosidad obtenidos de testigos o núcleos durante la perforación. La herramienta puede ser corrida en huecos lleno5 de liquido con o sin casing, es decir, tanta en hueca abierto como revestido. Tiene mayor profundidad de investigación que el SP y el efecto de las condiciones del hueco es menor. Sin embargo, cuando es utilizado para formaciones detrás de las tubería de revestimiento proporciona valores de porosidad menos exactos que en hueco abierto debido a muchas variables desconocidas. Pero, no obstante eso ,en pozos entubados puede reflejar variaciones en la porosidad y permitir una buena correlaci6n de profundidades. El CNL en pozos entubados puede también utilizarse para detectar gas, empleando las técnicas de los diagramas de resistividad y densidad. En la figura 15 se ilustra un ejemplo del registro CNL, corrido en hueco entubado. REGISTRO SÓNICO (SL) Produce dos curvas: Un micronornal de 2" y. microinverso 1 1/2". El segundo mide principalmente la resistividad de la costra de lodo y el primero en la costra de lodo más parte de la zona lavada. Una separación positiva entre las dos curvas(R2 > R 1 1/2) normalmente indica la presencia de costra de lodo y por tanto delinea la correspondiente capa permeable. CALIPER LOG (CAL) Es uno de los registros mas sencillos que se corren en el pozo, con propósitos de registrar el diámetro del hueco ya sea abierto o con tuberia de revestimiento, puesto que nos permite observar irregularidades tales como formas ovaladas de los pozos., grandes cavernas y restricciones criticas. Los calibradores de 2 brazos son diseñados para correrlos con la herramienta compensada de sonico, dan un registro del di´´ametro del pozo en huecos de 6 a 18” de diámetro. Los calibradores X-Y, que utilizan cuatro brazos, miden simultáneamente el diámetro del pozo sobre dos ejes, en huecos de 4 a 30 pulgadas de diámetro. Estas herramientas pueden ser corridas en combinación con los registros de Rayos Gamma e Inducción Eléctrica.

REGISTRO NEUTRON (NL) Son predominantemente usados para ubicar formaciones porosas. Ellos responden en primer lugar a la cantidad de hidrógeno presente en la formación y, en ausencia de gas o arcillas, a la porosidad. Las zonas gasíferas pueden identificarse comparando el registro neutrónico con otro de porosidad o con

Es un registro de la profundidad vs. tiempo de tránsito. El tiempo de tránsito por ft de formación es el recíproco de la velocidad sónica la cual varía de 6000 a 23000 ft/seg en formaciones comunes. El tiempo de tránsito en una formación dada depende de su litología y porosidad. El Bore Hole Compensated (BHC), es un nuevo modelo del SL. Elimina substancialmente los efectos debidos a cambios en el diámetro del pozo como también los errores producidos por la inclinación de la sonda.

REGISTRO DE DENSIDAD (FDC) EL registro de la densidad de la formaci6n se utiliza principalmente como registro de porosidad. La medición de la densidad de la formación tiene también aplicación en la identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de gas, evaluación de arenas arcillosas y litologías complejas y en la determinación del rendimiento de arcillas petrolíferas. La respuesta de la herramienta density es determinada esencialmente por la densidad electrónica de la formación. La densidad electrónica esta relacionada con la densidad total, la cual a su vez depende de la densidad del material de la matriz de la roca, de su porosidad y de la densidad de los fluidos que llenan los poros. La zona de investigación del FDC es pequeña y podría normalmente corresponder a la zona lavada (Rxo), por lo que también se lo utiliza con un MSFL para determinación de Rxo.

REGISTROS CONVENCIONAL DE RESISTIVIDAD (ES) Este registro, mas el SP, fueron los únicos disponibles durante el primer cuarto de siglo de vida de los registros de pozos y, se corrieron miles de ellos en todos los pozos del mundo. A pesar que desde entonces se han desarrollado nuevos métodos de registros para medir valores mucho mas exactos de resistividad, el ES convencional es usado todavía en algunas partes del mundo. El registro eléctrico convencional esta formado por un conjunto de curvas registradas simultáneamente, las mismas que están representadas en la figura 18, y son los siguientes: a) potencial espontáneo b) resistividad normal corta (16”) c) resistividad normal larga (64”) d) resistividad lateral (18’ 8”) e) normal amplificada En forma general a mayor longitud de espaciamiento corresponde mayor profundidad de investigación en la formación. Así, entre los registros del ES, el lateral de 18' 8" tiene mayor profundidad reinvestigación y el ,normal de 16", la menor. Sin embargo, la resistividad aparente, registrada por cada dispositivo será afectada por las resistividades y las dimensiones geométricas de todos los medios que rodean el dispositivo (pozo, zona invadida y no contaminada y zonas adyacentes).

REGISTRO MICROLATEROLOG (MLL) Este aparato de corriente enfocada mide principalmente Rxo tan preciso como la profundidad de invasión es mayor que 4 pulgadas. La influencia de la costra de lodo es despreciable para costras menores que 3/8 de pulgada, pero incrementa rápidamente para espesores mas grandes. PROXIMITY LOG (PL) Es similar al microlaterolog. Los electrodos son montados en una almohadilla más amplia. Tiene una profundidad de investigación mayor y puede ser afectado por Rt cuando la invasión es pequeña. Vale destacar que los registros: Microlog (ML), Microlaterolog (MLL), Proximity Log (PL) y Micro Spherically Focused Log (MSFL), este último no tratado; pertenecen al grupo de registros Microresistivos y sirven para medir Rxo y delinear estratos permeables por la presencia de costra de lodo. REGISTRO DE INDUCCION (IL) REGISTRO LATEROLOG (LL) La medición de la resistividad con el ,laterolog reduce considerablemente las in'fluencias del pozo y de las formaciones circundantes forzando a la corriente de medición a fluir radialmente, como una delgada hoja de corriente, hacia la formación que se está midiendo. El LL es por lo tanto muy superior al ES en cuanto a resolución en capas de mediano a pequeño espesor. Cuando la resistividad verdadera (Rt) es más grande que digamos 2.5 Rxo, el laterolog debe ser aplicado. La herramienta fue diseñada para lodos muy conductivos. Dos conceptos diferentes han sido adoptados, uno usando electrodos puntuales y el otro utilizando electrodos de barra. La versión antigua del equipo tiene un total de 7 electrodos y es designado como LL7. El LL3 comprime 3 electrodos. El LL8 es una versión mas resiente, similar al ~ LL7; esta herramienta tiene una distancia de investigación mucho mas pequeña y mide predominantemente Rxo. La última versión del laterolog es el Dual laterolog, que es una combinación de un aparato de corta investigación, con uno de investigación profunda, LLd y LLs, los cuales son corridos secuencialmente. Este diseño permite la determinación de la extensión de la zona invadida y por tanto más exactas evaluaciones de Rt.

Fue diseñado para medir la resistividad de la formación, operando en pozos Que contienen lados a base de petróleo, o sea, lodos no conductivos. Tiene las siguientes ventajas: a) mide con precisión resistividades bajas y moderadas b) mide con buena precisión la resistividad de estratos relativamente delgados c) da delineación exacta de los límites de las capas en todos los estratos por debajo del espesor del espaciamiento de bobinas d) en áreas de baja resistividad el registro distingue claramente entre las arenas de agua salada e) contacto entre petróleo y agua se muestran con claridad f) las correlaciones de valores registrados para obtener la resistividad verdadera en casos difíciles se puede lograr sencillas cartas de corrección.

La respuesta del IL puede ser descrita en términos de conductividades y factores geométricos que puede ser determinados de figuras para las distintas herramientas, que son: FF40, FF28, ambas herramientas incorporan un normal de 16 pulg y un SP, y el Dual Induction Laterolog 8, que combina un Induction de investigación profunda, el Ild un Induction de investigación

media, el Ilm, un laterolog 8 y un electrodo SP. El Ilm tiene una resolución vertical similar a la del FF40 pero alrededor de la profundidad de investigación media.

a) delineamiento topográfico de la estructura del subsuelo por correlación con otros pozos b) litología de las formaciones c) profundidad y espesor de las zonas productivas d) contenido de fluido de las formaciones, y contactos agua-petróleo o gas-petróleo. e) porosidad de las formaciones f) saturación de petróleo g) volumen de petróleo en el yacimiento Para esto trataremos los siguientes grupos de registros: Registro Eléctrico Convencional Esta combinaci6n de mediciones del potencial espontáneo y la resistividad de la formación, es un sistema pionero de los registros. Trabaja mejor cuando se usa en barro fresco en formaciones de baja a moderada resistividad y en estratos moderadamente gruesos. Bajo estas condiciones la influencia del barro en los bordes del hueco actuando como elemento de resistencia a través de los electrodos y la influencia de los estratos adyacentes a la formación en el punto de la medición sor mínimas. Pueden hacerse correcciones a las lecturas registradas para obtener las resistividades verdaderas. Registro de Enfoque

GUÍA RESUMIDA PARA USAR EN LOS MÉTODOS DE REGISTROS ELECTRICOS Los objetivos fundamentales de los registros de pozos son: primero, localizar las formaciones en los yacimientos de petróleo o gas y segundo, determinar qué volumen de hidrocarburos producirán. Por lo tanto, un programa moderno de registros debería dar información cabal en lo siguiente:

Con el propósito de aminorar los efectos del hueco se han desarrollado dos tipos de registros de enfoque: Registro de inducción y laterolog. El registro de inducción funciona en barros de base de aceite y pocos de gas; aquí no pueden operar ni el laterolog ni el ES. Bajo estas condiciones y cuando se usa en barros frescos, el registro de inducción da valores cercanos a la resistividad verdadera de la formación El laterolog se puede usar en barros frescos y salados, pero es particularmente útil para obtener las resistividades verdaderas en barros salados en áreas donde las resistividades de la formación son altas. Los registros obtenidos con estas herramientas proveen la mejor Información para la interpretación de condiciones del hueco abierto y la formación.

Micro Registro El Micro Registro se usa en barros frescos y el Micro-Laterolog en barros salados. La importancia de los datos que suministran es tal que ninguno debe ser excluido en un programa de registro de pozos donde sean aplicables Fueron diseñados para localizar exactamente los estratos permeables, dar un espesor total preciso de la zona productora en formaciones quebradas, proveer datos adicionales para la determinación de otros factores requeridos en un programa completo de registros. Estos registros llevan a cabo su trabajo, leyendo medidas de resistividad en volúmenes muy pequeños de formaciones cercanas a la pared del hueco. Registro de Radioactividad Incluye el de radioactividad natural y el de radioactividad inducida. Proveen valiosa información especialmente en condiciones de perforación donde otros registros están en desventaja. Pueden utilizarse solos o en combinación con otros registros para evaluaciones más completas de la formación productora. Registro en Hueco Revestido Los registros de Rayos Gamma y de neutrones proporcionan un método de correlación y análisis de formación en huecos revestidos en los cuales no se han hecho registros eléctricos a hueco abierto. Con frecuencia, estando el hueco revestido, se corren, los registros de control de cementación, acompañados con el de Rayos Gamma. Registros en Huecos Vacíos o Barros a base de aceite El registro de Rayos Gamma o el de Neutrones se usa a menudo en combinación con el registro de inducción para obtener un estudio completo interpretable donde el registro eléctrico no funciona. Registro en Barros Salados

El registro de Rayos Gamma o el registro de GN se combinan con el LL y el ML en barros salados porque estos barros reducen la efectividad del registro eléctrico o el registro de inducción-eléctrico.

Registros de Control de Profundidad de punzados Los registros Rayos GN por el hecho que pueden utilizarce en pozos revestidos, ofrecen un método excelente en el control de las profundidades en las operaciones de punzamiento en la zona de interés. Es práctica generalizada en PETROECUADOR para ubicarse a profundidad correcta del intervalo productivo se corre un registro de collares (CCL), acompañado de GR y se detecte un par de ellos con respecto al de un tubo más corto que es dejado en la tubería de revestimiento con propósitos de señalamiento, precisamente. REGISTROS DE CONTROL DE CEMENTACION Estos registros son: GR, TT, CCL, CBL, VDL, CET Sirven para detectar las condiciones del cemento en las paredes de la tubería y del pozo, en una cementación primaria, o sea la que se hace para fijar la tubería de revestimiento en el pozo luego de ser perforado; como después de cualquier otra cementación posterior durante trabajos de reacondicionamiento cuando el hueco ya está revestido y es necesario efectuar cementación forzada. Siempre van acompañados con un registro (CCL) y GR, con propósitos de que la herramienta pueda ubicarse a profundidad correcta.

Gamma Ray (GR) Es, una curva de correlación ubicada en la primera pista, con igual propósito, puede servir el registro Neutrónico (NL).

Tiempo de Transito (TT) Esta curva es utilizada como un controlador de calidad y es el tiempo se emplea para detectar el primer arribo al receptor a través de una barrera flotante o “ventana” que es el umbral de nivel de detección. Si la herramienta esta centralizada en el pozo en tubería libre el TT debería proporcionar valores razonablemente precisos. Debido a que el TT es constante, siempre y cuando se tenga tubería de las mismas características en la zona a registrarse se obtendrá una línea constante. Las únicas causas para que este valor cambie son: las descentralizaciones de la herramienta y los collares (debido al cambio de espesor). Cuando en zonas cementadas hay variaciones del TT,. esto puede deberse a factores que incrementan o decrementan el TT, estos son: lfs collares. salto de ciclo, decentralizacicn de la herramienta y señales de formaciones rápidas. Registro de Collares (CCL) Es un registro localizador de collares o cuellos de la tubería de revestimiento. Es corrida en conjunto con registros de correlación como el Neutron o GR. Los dos últimos servirán para correlacionar los registros de cementación con respecto a los registros a hueco abierto y con el CCL se puede correlacionar posteriormente nuevos registros de cementación o en operaciones de cañoneo.

Registro de Adherencia de Cemento (CBL) Indica la buena o mala adherencia del cemento con la tubería, para lo cual se basa en la medición de la atenuación que sufre la onda sónica al incidir en la tubería, lo cual se manifiesta por la amplitud que registra la curva y que viene dado en milivoltios. En términos del oído humano, la amplitud significa "cuan ruidoso" es el efecto _de golpear una campana de metal desde el interior, pero que exteriormente se encuentra sostenida con las manos, como un revestidor. En la practica el cemento reemplaza a las manos, de tal manera que un pobre cemento aumentara la amplitud y un buen cemento la disminuirá. Tomando como constante el tamaño de la tubería, peso, espesor, resistencia del cemento a la compresibilidad de tal manera que estas constantes no afecten la interpretación cualitativa y cuantitativa del registre, en la determinaci6n de la presencia del cemento en el espacio anular, existen las siguientes posibilidades:

QUE EL REGISTRO INDIQUE QUE LA TUBERIA NO ESTE CEMENTADA 3 Por ausencia de cemento 3 Por presencia de micro-ánulo que hace incrementar la amplitud. QUE EL REGISTRO CEMENTADA:

INDIQUE

QUE

LA

TUBERIA

ESTA

Sin embargo, de las' dos posibilidades 16gicas anteriores. se puede incurrir en errores en la interpretaci6n, debido a ciertas condiciones tales como: A. Métodos de Detección de la Amplitud: Se debe hecho de fijar valores mínimos y máximos en calibración. B. Formaciones rápidas (no porosas): Esta condici6n sucede cuando las señales de llegada de la formaci6n ocurre antes o al mismo tiempo que las de la tubería. C. Herramienta descentralizada: Esta condici6n reduce la amplitud. D. Insuficiente tiempo de fracturado de cemento: esta condición incrementa la amplitud. E. Espesor del cemento menor a 3/4"(2cm.): Ocurre cuando el revestidor esta descentrado con relaci6n al pozo esto hace que la tubería descanse en una cara del pozo ocasionando un incremento, en la amplitud, frente a formaciones _porosas o un decremento frente a formaciones, duras. Esta condición ocurre por falta de centralizadores al bajar la tubería de revestimiento (revestidor) o debido al demasiado espaciamiento entre ellos. F. Burbujas de qas: Las burbujas de gas en la cara del pozo hace decrecer la señal acústica. G. Espacios vacíos en el cemento (Canalización) esto hace incrementar la amplitud. H. Espesor de la Tubería los cambios de espesor de la tubería causan alteración en los valores de la amplitud, disminuyéndolos. A estos habrá que añadir los del equipo: I. Tipo de transmisión, frecuencia de transmisión, etc. J. Técnicas de operación: Velocidad de registro (no mayor de 2.000 pies/hora, para CBL - VDL), calibraciones, etc.

Registro de Densidad Variable (VDL) Determina la buena o mala adherencia del cemento con la formación y/o la tubería mediante el comportamiento de un conjunto de curvas gruesas de

acuerdo a sus ondulaciones o paralelismos y al rango en que estas se verifiquen. Para tener una buena imagen del tren de ondas completo provenientes de 1a formación en secciones cementadas y con buena adherencia a la tubería, requisito básico es que las señales provenientes de la formación deben ser mas fuertes que las provenientes del revestidor. A continuaci6n se ilustra con algunos ejemplos la interpretación del VDL la misma que se puede dividir en dos casos: MALA ADHERENCIA DEL CEMENTO A LA TUBERIA: Este caso se reconoce por las siguientes características: 3 Presencia de fuertes líneas paralelas en toda secuencia de ondas, debido a la rata constante en el tiempo del arribo de la tubería. 3 Presencia de fuertes líneas paralelas entre 200 a 400 useg, debido a las señales del revestidor seguidamente las líneas son ondulatorias debido a las señales de la formación. La intensidad de estas señales onduladas indicaran el grado de adherencia del cemento a la formación. MALA ADHERENCIA DEL CEMENTO A LA FORMACION Este caso se reconoce por las siguientes características: 3 Ausencia de señales de tubería entre 200 a 400 useg., cuando existe buen acople acústico entre cemento y tubería, o presencia de fuertes líneas paralelas de señales de tubería en caso contrario. 3 Entre 400 a 1000 useg se tendrán señales de formación muy débiles debido al mal acople entre cemento y formación, se caracteriza por la presencia borrosa de señales onduladas. Además puede existir la presencia de señales fuertes algo onduladas, pero paralelas de menor espesor que las anteriores al final de la pista correspondiente a las señales de lodo. Herramienta para la Evaluación del Cemento (CET) Pertenece a una nueva generación de herramientas ultrasónicas cuya construcción permite un examen detallado del cemento detrás de la tubería. Los sistemas clásicos se evaluación del cemento miden la amplitud o atenuación de las ondas que se propagan a lo largo de la tubería. El diseño moderno aprovecha el principio de resonancia de la señal en el espesor de la tubería para superar las limitaciones de la herramienta anterior. El análisis de la calidad de cementación alcanza su mayor utilidad cuando suministra indicaciones precisas de la resistencia del cemento y de su distribución alrededor de la tubería.

En la figura 26 se ilustra el CET con otras curvas indicadas donde las partes más negras indican una buena cementación y las blancas mala cementación.

por la operadora Petroecuador, ya que ciertas herramientas constituyen verdaderos sistemas de elementos e instrumentos que hacen muy difícil su comprensión.

TIPOS DE HERRAMIENTAS Herramientas de pruebas de producción La necesidad de herramientas para las prueba de producción dependerá del número de pruebas que se hayan programado en el pozo, de acuerdo al estudio y aná1isis de los registros en el mismo, independientemente el resultado exitoso o no que tenga cada una de estas pruebas: pero principalmente de la cantidad y exactitud de parámetros que se quieran obtener, lo mismo que del orden en que se ejecuten. Normalmente las zonas productoras se evalúan desde el fondo hasta lo más superficial, no siendo este procedimiento estricto. Herramientas de completación La necesidad de herramientas en la completación de los pozos básicamente dependerá del numero de zonas productivas que tenga cada uno de ellos y/o de la posibilidad de que en el futuro una o más zonas, del pozo requieran algún trabajo de reacondicionamiento; esto se evalúa después del resultado de todas las pruebas ce producción programadas en el pozo. Herramientas de reacondicionamiento

HERRAMIENTAS DE PRUEBAS, COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO La clasificación de las herramientas está considerada y reducida a aquellas que nosotros utilizaremos en nuestros espacio nororiente, en especial las utilizadas

Dependiendo de los resultados de 1as pruebas de producción de las operaciones que se hayan realizado durante ellas, el pozo puede tener herramientas de reacondicionamiento desde su completación inicial. Normalmente, cuando, el pozo no ha tenido problemas en su completación inicial, las herramientas de reacondicionamiento que aparecen en un diagrama de completación es debido a uno o varios trabajos que se han llevado a cabo en dicha pozo posteriormente. La necesidad de herramientas en los trabajos de reacandicionamiento, dependerá de la magnitud las operaciones programadas en el pozo, las mismas que pueden ser de estimulación, de reparación o alguna traba mecánica. HERRAMIENTAS DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN

Existen algunos métodos para realizar pruebas de producción en un pozo, pero solo se realizará el análisis de herramientas para el método disc-sub, ya que es el que utiliza Petroecuador. Otros métodos serán presentados como anexos.

cuando hay diferencia de presiones a través del tapón. Esta herramienta puede bajarse y colocarse con la tubería de producción, hasta donde se necesite un tapón provisional, para trabamientos en tubería revestidora, o para contener la presión durante tareas de reacondicionamiento en superficie.

Recogedor de Barra Empacadura de Pruebas, Tratamiento y Cementación Es llamado también "Bar Catcher". Es un conducto ranurado, con fondo de aproximadamente cuatro pies de longitud, situado al final del RTTS cuando únicamente se baja esta herramienta para la prueba de producción, y también cuando el RTTS se baja junto con el RBP, según el requerimiento de la prueba de producción. La función que desempeña es justamente la de detener la barra que se lanza desde la superficie para romper el disco (discosub) al ejecutar la prueba de producción. Es de valorar su importancia, puesto que de no existir un recogedor para la barra, la misma se precipitaría al fondo y seria un obstáculo para futuros trabajos de reacondicionamiento en el pozo; aunque existen barras que son perforables y no constituyen ningún problema. Tapón (RBP) Su nombre original es “Balance Valve Retrievable Bridge Plug” y ha sido traducido como: Tapón Puente. El modelo 3L es el más utilizada en la actualidad por Petroecuador. El RBP constituye un tapón positivo, pero fácilmente removible, en pozos con tubería revestidora y para aguantar presión de arriba o de abajo. La herramienta consta de dos elementos tipo copa que son autosellantes al aplicársele las diferencias de presiones y de dos juegos de curcas de gancho para pared provistos de un arreglo de curcas para anclaje positivo contra presión en ambas direcciones. En la herramienta se ha provisto una área grande de desvío, con válvula desviadora de manguito, al extremo superior; la válvula le mantiene abierta el enchufe de pesca con que se corre la herramienta. Esa válvula es de equilibrio por presión y se abre fácilmente

Su nombre original es “Retrievable Test treta Squeeze RTTS Packer” y ha sido traducido como: Obturador RTTS Recuperable para PruebasTratamientos-Cementacion a Presión. El RTTS es un obturador de múltiple uso. Se sujeta por torsión a la derecha y aplicando peso a la tubería. Tal acción fija las cuñas mecánicas contra la tubería de revestimiento. Esas cuñas entonces sostienen el peso de la tubería de producción requerido para comprimir los hules (las gomas) del obturador y hacer que sellen contra la tubería de revestimiento; las mismas cuñas sostienen cualquier carga hidráulica en el espacio anular, encima del obturador, como la que ocurre al lavar la tubería de producción. Más arriba de las gomas, el obturador lleva unas uñas hidráulicas sujetadoras, con cuñas grandes que se fijan a la tubería de revestimiento, solamente al aplicar presión a través de la sarta de producción al área debajo del obturador. El retenedor resiste el movimiento ascendente del obturador por la fuerza que la presión crea más abajo del mismo.

Válvula de Circulación (By Pass)

Está ubicada sobre la empacadura recuperable (RTTS) de la Cía. de servicios y es parte integrante de la misma. Como su nombre lo indica, permite la circulación del pozo con propósito, por ejemplo, de controlar el flujo del mismo después de una prueba de producción. Como se sabe, después de una prueba de producción, si ha sido exitosa, el pozo queda en libertad de fluir con toda su capacidad; es necesario entonces cortar ese flujo, desplazando el petróleo contenido en la tubería, normalmente con agua salada de densidad (peso) suficiente como para que la columna hidrostática de esta agua que queda o se mantiene (mientras se continúa desplazando) pobre la válvula de circulación, sea capaz de impedir el flujo de la formación productora. Generalmente para controlar el pozo, el petróleo es desplazado a tanques, desde donde es recuperado, evitando al mismo tiempo problemas de desperdició y contaminación. Cuando esto se logra, se sigue circulando agua salada en las cantinas durante un tiempo prudencia1 (una hora) para estar seguros de haber "matado" el pozo, nombre con el que se conoce esta operación de controlar el pozo para continuar con el programa previsto en el mismo. En ocasiones, dependiendo del comportamiento del pozo, es necesario circular incrementando el peso del agua salada hasta poder contra lar el pozo definitivamente.

condiciones, 1uego de asentar 1a empacadura de prueba y, todo preparado en superficie; se lanza La barra que rompe el disco y por el diferencial de presión que se crea, la columna de fluido en el pozo tiende a sub ir a superficie, sobre todo cuando tiene suficiente ayuda de la presión de formación. Cuando el nivel del fluido no alcanza la superficie es necesario alivianar la columna pistoneando o sacando agua hasta que el pozo fluya solo. Para la operación descrita es necesario que previamente se haya punzado el intervalo de interés, sobre el cual se asienta la empacadura de prueba (RTTS). Barra Rompe Disco Es una barra común y corriente de aproximadamente 4a 6 lbs de peso y 3 pies de longitud, recomendablemente terminada en punta redondeada, no muy afilada. Cuando todo está preparado, en superficie y en el fondo, para romper el disco, la barra es lanzada desde superficie abriendo la válvula master del árbol (cabezal) de prueba, tomando las debidas precauciones posteriores, puesto que las manifestaciones de producción pueden ser inmediatas y violentas cuando se trata de buenas zonas de producción. Puede darse el caso que la barra no rompa el disco o solo lo haga a medias quedando atravesada; puede deberse a falta de peso de la barra o resistencia del disco, incluso mala posición del mismo (cóncavo hacia abajo). En tales circunstancias, el lanzamiento de una segunda barra, a veces puede solucionar el problema; de lo contrario, habrá que sacar la tubería de producción, retirar, chequear lo anterior y bajar con nuevo disco para repetir la prueba. Esta barra es retenida en el bar catcher cuando se la desea recuperar, de lo contrario, si es de material perforable, puede ser molida para cualquier trabajo posterior. Árbol de Prueba

Disc Sub Es un disco cóncavo, de aluminio, que se coloca en la tubería de producción más o menos a 200 o 500 pies arriba de donde está asentada la empacadura de prueba. Su posición correcta es cóncavo hacia arriba y se localiza en un conjunto de acoples, que más o menos miden tres pies, o simplemente se lo coloca dentro de un .acople o sub especial. Como constituye un sello hermético mientras baja la tubería hasta la profundidad deseada, se mantendrá un "colchón" de agua salada (contenida en el pozo) de +/- 200’ o 500’ por debajo del disco y los miles de pies de tubería de producción sobre el disco, estarán vacíos. En estas

Es similar al árbol de navidad del pozo en cuanto a condiciones y seguridades que deben mantenerse, con la diferencia que es más pequeño y liviano, lo que le permite ser maniobrado con más facilidad. Cuando no se dispone de un árbol apropiado para pruebas, igual sirve el árbol de navidad del cabezal del pozo (secciones B+C), con las dificultades de su forma, tamaño y peso. El árbol de prueba se lo coloca sobre la mesa rotaría del taladro de reacondicionamiento, ajustándolo a la tubería de producción, antes o después de haber asentado la empacadura de prueba. El servicio que presta esta herramienta es importante puesto que con sus válvulas y conexiones a la tubería de producción (tubing) y espacio anular (casing), permiten controlar el flujo del pozo, durante la prueba de producción si se desea, cuando el pozo

ya está fluyendo petróleo, o cuando se quiere “matar” el pozo para continuar con las operaciones. Válvula Superficial de Control de Flujo (Manifold) Es una válvula sencilla de doble vía, que permite controlar el flujo desde superficie con solo abrirla o cerrarla y también su dirección cuando circula del tubing al anular o viceversa. Aunque dicha válvula no es imprescindible puesto que el flujo desde el pozo puede controlarse con la válvula master del árbol de producción, y la dirección tubing anular intercambiando las conexiones superficiales según sea los requerimientos, su inclusión como herramienta no solo en las pruebas, sino también en otras operaciones, permite seguridad y ahorro de tiempo. Esta válvula superficial también se llama válvula múltiple o colector y está hecha de acero ensamblado resistente a altas presiones. Ha sido clasificada por su tamafío desde colectores con conexiones de dos tubos hasta colectores con conexiones de doce tubos, éstos últimos usados en trabajos más sofisticados. Se entiende que los diámetros de los tubos pueden variar indistintamente para cada colector, siendo los más utilizados de 2’’ y 3 ½’’ en los trabajos más frecuentes.

intercambiables. El BOP que se utiliza en pruebas y trabajos de reacondicionamiento no es tan grande como el que se utiliza en las labores de perforación, pero presta suficiente seguridad durante las operaciones de riesgo, tanto al personal de la torre como a las instalaciones de la misma. Permite cerrar el pozo en superficie cuando la presión de la formación excede la presión de la columna hidrostática que ejerce el fluido de matado del pozo y éste empieza a querer fluir sin control. Los preventores de reventones, tanto los utilizados en perforación como en trabajos de completación y reacondicionamiento, están diseñados para: ¾ Cerrar la parte superior del pozo. ¾ Controlar los fluidos que salen. ¾ Permitir bombear dentro del pozo. ¾ Permitir el movimiento de la tubería (de perforación o de producción). El equipo está acondicionado para cerrar el pozo con o sin la tubería dentro de él, para unir líneas que permitan descargar la presión y para bombear dentro de la tubería o del espacio anular. Hidrómetro (Termohidrómetro)

Centrífuga Existen de variados modelos. Está diseñada de acuerdo a las normas API, provista de cuatro recipientes que poseen su propio cartucho de calentamiento en los que se colocan los vasos (o tubos) de centrifuga con la muestra cuyo contenido de Sedimentos Básicos y Agua (SB y A) se desea determinar. La abreviación en inglés es más utilizada (BSUI). El motor de lento encendido alcanza su máxima velocidad en pocos segundos. Preventor de Reventones (BOP) El BOP (“Blowout Preventer”), es parte integrante con un acumulador de presión y juntos más que una herramienta, conforman un equipo completo de un sistema de conexiones de tuberías delgadas (carderías) que van desde el acumulador de presión hasta el BOP que se encuentra conectado sobre la sección “B” del árbol, de navidad. Mediante la presión del acumulador se puede accionar hidráulicamente los rams o arietes del BOP para abrir o cerrar el espacio anular del pozo; el diámetro de dichos rams depende del diámetro de la tubería de producción conque se esté trabajando, puesto que son

El termohidrómetro tiene incorporado en su interior el termómetro y nos permite determinar directamente la gravedad API del petróleo a determinada temperatura, la misma que puede ser expresada en condiciones estándar de 60º F, mediante uso de tablas apropiadas, lo mismo que ser corregida en función del porcentaje de agua y el peso específico. Cuando no se dispone de termohidrómetro, se utiliza el hidrómetro independientemente con el termómetro para medir la gravedad API y la temperatura respectivamente. Existen hidrómetros y termohidrómetros de variadas escalas, que cubren los rangos de petróleos medibles conocidos que van desde aproximadamente 9 API hasta 51 API. En el petróleo contenido en un recipiente se introduce el termohidrómetro apropiado, con la escala de acuerdo a la densidad de la muestra, una vez que se estabiliza la sumersión, se limpia con gasolina la escala superior y se lee la gravedad API al nivel del fluido; se saca el termohidrómetro del recipiente y se limpia la parte intermedia hacia abajo para leer en la escala interior la temperatura. Los datos son anotados y corregidos para expresar la gravedad

API a temperatura de 60º F. La gravedad de petróleo se mide en grados API a 60° F. La gravedad API del petróleo es una función inversamente proporcional a su densidad.

de un pozo por flujo natural, en donde es preciso determinar la presión fluyente en la cabeza del pozo y la presión en el separador de la estación de almacenamiento, para estimar si el fluido es capaz de llegar hasta la estación recolectora, lo cual también dependerá de la distancia y topografía.

Resistivímetro Copas de Pistoneo Existen de diferentes marcas, modelos y tamaños, uno de los más usados es el BAROID. Aunque es utilizado también para medir la resistividad del lodo de perforación; en operaciones de reacondicionamiento se lo usa para controlar las partes por millón (PPM) de cloruro de sodio (NaCl) del agua obtenida en una operación de pistoneo y saber, mediante la salinidad, si el agua recuperada es agua de “matado” o agua de formación y de acuerdo a los resultados continuar pistoneando o dar por finalizado el pistoneo. La determinación de la resistividad es esencialmente la medida de la resistencia al flujo de la corriente eléctrica a través de una configuración conocida, de una muestra. El instrumento mide la resistencia del fluido colocado en una celda apropiada y la convierte a resistividad, asi que la lectura es tomada directamente en ohmios-metro (ohm-m). La temperatura también es registrada, en grados fahrenheit, en un termómetro que es parte integral de la celda donde va la muestra. El resistivímetro es pequeño, de peso ligero y transportable en el campo, con una escala directa de fácil lectura y alto grado de exactitud. Manómetro Son utilizados para medir la presión. Existen en variados modelos, tamaños, rangos de lectura y medidas. En nuestro medio es más común encontrarlos en libras por pulgada cuadrada, LPPC (pounds per square inca = psi), aunque también existen en kilogramos sobre centímetro cuadrado. Son de gran importancia para el control de presiones durante operaciones de bombeo y verificación de resistencia de tuberías en donde los rangos de lectura o escalas de los manómetros son mayores para poder medir las altas presiones y evitar riesgos. Medidores de menor escala son también de importancia en otras operaciones, como las pruebas de producción

Llamadas también copas de swab. Son generalmente de caucho y algunas combinadas con metal. Son utilizadas con propósito de extraer el agua de la tubería de producción d» tal manera que disminuya el peso de su columna hidrostática y permitir de esta manera que el pozo fluya naturalmente cuando tiene condiciones. Caso contrario, por mas que se pistonee (o “suavee”), si el pozo no tiene presión natural para fluir, solamente alcanzaré un determinado nivel. Estas copas también se utilizan luego de una acidificación, o después de romper el disco de prueba cuando el pozo no fluye naturalmente y es necesario extraer el ácido o el agua en procura de que el pozo fluya. Las copas van sujetas en portacopas colocados en el extremo inferior de la barra de swab y están disponibles en diámetros de acuerdo al de la tubería de producción. Vale indicar que durante el pistoneo en que se utilizan las copas de swab, también se requiere de caucho para el lubricador (“Oil Saber”) y de bomba hidráulica pequeña para bombear constantemente aceite hidráulico al lubricador. Cinta de Medir Hasta ahora el sistema de medición en los trabajos de pruebas, completación y reacondicionamiento de pozos, lo mismo que en toda la industria petrolera, está basado en las unidades prácticas inglesas. La ejecución e intervención de diversos trabajos y Compañías de Servicio en un taladro de reacondicionamiento, exigen el mantenimiento de unidades del sistema inglés y es necesario mantener constante, cuidado de la profundidad a la cual un determinado trabajo debe ser realizado. Esto se hace midiendo el largo de cada tubo que se agrega a la sarta o columna de producción que se baja dentro de la tubería de revestimiento. Debemos recordar que en nuestro medio todos los pozos son revestidos, no existiendo pozos produciendo a hueco abierto. La profundidad también es controlada contando los tubos sobre la rotaría, que están siendo utilizados en el pozo y los existentes en la locación, sobre la planchada.

Indicador de Peso Es más conocido por su marca, por lo que también se lo llama Martín Decker. Es utilizado para controlar el peso o tensión de la sarta de tubería de pruebas, perforación o reacondicionamiento. Conocida la tensión (peso) de la tubería puede saberse el peso ejercido sobre la broca en una operación de perforación. Así sabemos cuantas libras de peso adicional, sobre el peso normal de la sarta, debemos aplicar para perforar un retenedor o un tapón de cemento y con cuantas revoluciones por minuto (rpm). La escala del indicador está expresada en miles de libras y las RPM se cuentan mirando el reloj. Normalmente un tapón o retenedor se perfora con 80 RPM y 10000 lbs de sobrepeso, en una sarta de 80 000 lbs; mientras que el cemento se perfora con 80 rpm v 5000 lbs de sobrepeso, con más seguridad en tubería de 3 1/2". De la misma manera se sabe exactamente cuanto peso se aplica para asentar una empacadura recuperable para hacer una prueba, una acidificación o una cementación forzada. El RTTS se asienta con 20 000 lbs de sobrepeso. Llave Hidráulica Existen de variada capacidad. Las dos que posee el taladro de reacondicionamiento de Petroecuador tienen individualmente de 10 000 y 20 000 lbs-pie y de 156 a 107 rpm como máximo. La de menor capacidad está representada en la figura 40. Son utilizadas para girar y ajustar la tubería desde 2 1/16’’ hasta 5 ½’’ de diámetro, lo mismo que para aflojar. Está disponible con equipo hidráulico de reserva. Los dados o cifras que utiliza para apretar la tubería son intercambiables, de acuerdo al diámetro de tubería con el que se esté trabajando. Tienen incorporado un indicador de torsión en el cual se controla el ajuste exacto. Tendido de Líneas

Consideradas herramientas por la tubería que es necesario armar para tender las líneas de flujo superficiales desde el pozo, ya sea a la piscina de quemados, al separador da prueba o a los tanques de prueba, según sea la disponibilidad para realizar una prueba de producción. Cuando un pozo, luego de romper el disco y pistonear o sin necesidad de ello, comienza a fluir, su flujo es primero enviado a la piscina de quemados hasta que se lo considere limpio ya que inicialmente se presenta con sedimentos o precipitados (impurezas) y emulsionado, además de que su corte de agua, si lo tiene, es variable. Estas condiciones iniciales en lo posible deben desaparecer y su corte de agua (BSl-J) al menos estabilizarse en un valor determinado mínimo antes de realizar una prueba de producción representativa del pozo, para lo cual el flujo del mismo es, cambiado al separador de prueba o a los tanques de prueba de la locación, cuando no es posible enviarlo a la estación de producción más próxima; donde se evalúa la producción diaria del pozo.

HERRAMIENTAS DE COMPLETACIÓN Cabezal del Pozo (Árbol de Navidad – Christmasmas tree) Aunque no es propiamente o específicamente una herramienta de completación ni consta en los diagramas de completación de los pozos, y además es dejado armado por el personal de perforación luego de terminar la perforación y revestir el hueco, se lo ha incluido en esta categoría porque en la práctica lo ultimo que se hace luego de armar y bajar la completación definitiva del pozo, es dejar armado el árbol de navidad de la misma manera que se lo encontró antes de intervenir en él con algún trabajo de pruebas o reacondicionamiento. El árbol, junto con el BOP, constituyen las herramientas de mayor seguridad colocadas en el pozo. Mientras las seguridades del BOP son temporales, durante los trabajos que se ejecuten en el pozo; las del árbol de navidad son permanentes durante la vida productiva del mismo. El cabezal del pozo es el lugar donde las hileras concéntricas de casing y tubing llegan a la superficie. Constituye una colección de válvulas, colgadores (cebollas) y elementos empacadores. Tubo de Expansión (Expansion Joint)

Está disecado con un mandril que se estira y encoge dentro de un niple o cilindro, este mecanismo le permite compensar la expansión y contracción de la tubería causada por el peso de la misma o por cambios de temperatura en las operaciones, donde normalmente existe calor. Su uso es recomendable con empacaduras que no tienen una unión de expansión como parte integral de su disco, o en completaciones de levantamiento artificial, donde la tubería está sometida a mayor actividad, por el mecanismo de los sistemas. Cuando se lo usa en la completación de un pozo, antes de asentar las empacaduras, debe levantarse la tubería para extender completamente el tubo de expansión y lograr la máxima prolongación, si el espacio bajo la plataforma de la torre lo permite puesto que se levanta con la parte “C” del cabezal del pozo. Luego de asentar las empacaduras, la expansión y contracción de la tubería es entonces compensada mediante el movimiento del niple sobre el mandril, y la sección “C” del cabezal regresa "a su lugar donde es asegurada. Para la herramienta mencionada está estipulada una expansión máxima de nueve pies, pero otras longitudes pueden ser utilizadas de acuerdo al requerimiento. Por las condiciones del taladro Cooper 350, de Petroecuador, esta longitud se limita a cuatro pies. El niple es un tubo de paredes relativamente delgadas, por eso hay que evitar apretarlo demasiado cuando un torque alto es usado para ajustar o liberar una rosca del tubo de expansión. CAMISA DESLIZABLE (SLIDING SLEEVE). -

Esta provista de ranuras que pueden abrirse o cerrarse a voluntad con el propósito de establecer comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular con la tubería de revestimiento. Esta adaptada para funcionar como NO-GO en la parte superior e inferior de las ranuras, impidiendo el paso del fluido, con tal propósito están disponibles accesorios apropiados llamados tapones y/o standing valve. La herramienta encargada de colocar estos accesorios debe ser previamente preparada para que solamente abra los cerrojos cuando están abajo durante la operación inicial de fijación y se pueda colocar sobre el diámetro interior de la camisa deslizable apropiada, pasando a través de las otras. Este tipo de trabajo se lo hace con la intensión de impedir el flujo de una zona determinada por la tubería de producción puesto que el mecanismo de NO-GO esta sobre o bajo las ranuras de la camisa, y/o cuando la camisa no puede cerrarse por procedimiento común. En una completación, todas las camisas que sean necesarios utilizar bajan cerradas y normalmente están colocadas entre empacaduras, frente a las zonas

productoras con el propósito de permitirnos producir selectivamente la que ha bien tuviéramos de acuerdo a disposiciones. Solo la camisa superior llamada de circulación es utilizada, luego de abrirla, para circular fluido de matado (agua salada) para controlar el pozo impidiendo que fluya y poder realizar trabajos de reacondicionamiento. Dependiendo de la zona que se quiera producir, si la más inferior esta con tapón, se abre la camisa respectiva luego de cerrar la que anteriormente producía. Esto se realiza mediante la contratación de una compañía de servicios que ejecuta el trabajo de abrir y cerrar camisas utilizando una unidad de cable de acero, wireline, y herramientas apropiadas (shifting tool). En pruebas de producción con bomba hidráulica tipo “jet”, la camisa es utilizada en la completación de prueba y en ella se asienta la bomba hidráulica. En otras circunstancias, una minicavidad se asienta en la camisa y dentro de esa minicavidad se inserta la bomba Jet que es lanzada desde la superficie. Con el sistema correctamente dispuesto se realiza la prueba de producción.

a. b. c. d. e. f.

Para probar zonas de producción simples (o dobles). Para cementaciones forzadas a presión (squeeze). Para la acidificación. Para empacar con grava (para el control de arena). Para la fracturación hidráulica de las formaciones. Para probar la tubería de revestimiento y sus trabajos de cementación; tratando de detectar filtraciones por daño de la tubería o comunicación entre arenas por mala cementación. g. Para la completación de los pozos; para aislar zonas productoras y en caso de completar en zonas con problemas de arena, se las usa junto con los liners. El tubo o conducto a través del centro de la empacadura, que deja pasar los fluidos para tratamientos o para la producción, se llama Mandril. Se prefiere un Mandril de orificio completo con un diámetro interno igual al de la tubería de producción a fin de estar seguros que las herramientas que pasan por esta tubería puedan pasar también a través de la empacadura y también para evitar cualquier restricción del flujo. Existen empacaduras que son recuperables y otras que no son recuperables.

EMPACADURA (PACKER). La empacadura es un sello, como también es un tapón; la diferencia radica en que la empacadura es un dispositivo que hace obturación entre una sarta de tubería y otra, o entre una sarta y las paredes del pozo. Un tapón por otra parte, actúa como puente y sello dentro de la tubería. Siendo ambos sellos, la empacadura esta basada en el principio de que el flujo puede continuar a través del interior de la tubería, mientras que un tapón propiamente dicho, no lo permite. Aunque algunos tipos de empacadura pueden ser bajadas con cable eléctrico y ser asentadas con una carga explosiva; pero generalmente se baja con la tubería de producción dentro de la tubería de revestimiento y son asentadas a la profundidad deseada. La empacadura mecánica se asienta maniobrando la tubería desde la superficie, mientras que la hidráulica se lo hace ejerciendo presión a través de la sarta de producción. Una empacadura actualizada de tubería de revestimiento o casing en sus muy variadas formas y tamaños tienen los siguientes usos:

SEPARADOR DE TUBERÍA (OVERSHOT TUBING SEAL DIVIDER) O CONECTOR SELLANTE (ON-OFF SEALING CONNECTOR).-

LOCALIZADOR (LOCATOR TUBING SEAL ASSEMBLY). -

Esta herramienta, colocada generalmente sobre la empacadura superior, esta diseñada para permitirnos desenroscar la tubería sobre la empacadura y poder rescatar únicamente la sarta de producción cuando sea necesario, sin necesidad de desasentar las empacaduras, evitando el daño de las mismas. Viene ha ser como una especie de junta de seguridad con características de NO-GO, el cual permite asentar un tapón (plug choke) de manera que la tubería sea rescatada sin contaminar la zona con fluido de matado, es decir, sin circular para controlar el pozo. Estas herramientas han sido adquiridas con el propósito de utilizarlas bajo la cavidad de la bomba hidráulica y sobre la empacadura superior en las futuras completaciones de este sistema de levantamiento artificial.

La empacadura permite el paso de las herramientas de menor diámetro, las mismas que pueden ser enroscadas en el localizador (locator), que se asienta en la empacadura, y formar parte del diseño definitivo de completación.

de presión fluyentes, estáticas o de restauración, de acuerdo a las condiciones del pozo y disposiciones de un programa.

STANDING VALVE (EQUALIZING CHECK VALVE). -

NO-GO (SEATING NIPPLE). -

Llamado también niple de asiento. Puede ser catalogada como una herramienta de seguridad; generalmente colocada al fondo de la sarta de completación. Contiene un diámetro interno y una ranura de seguridad, la cual permite colocar, accionar y constituir sello con los accesorios de control de flujo, tales como tapones y standing valve los cuales son retenidos por el NO-GO al ser soltados desde la superficie o bajados con herramientas apropiadas mediante cable de acero (wireline); de igual manera son recuperadas (usando el pulling tool). También en el NO-GO se asientan los elementos de presión (o bombas de presión) para pruebas

Su nombre inglés se ha generalizado en nuestro medio. Es un accesorio o válvula de control de flujo, diseñada en varios modelos y para ser asentada en el NO-GO correspondiente ocasionando el sello requerido. El standing valve tiene la propiedad de permitir que el líquido fluya totalmente en una sola dirección (hacia arriba), e impide el flujo en dirección opuesta, es decir, hacia abajo. Esto hace que una formación productora fluya normalmente aun estando colocado el standing valve en el NOGO, el mismo que probablemente pudo haber sido utilizado como sello para impedir la circulación hacia abajo y poder asentar las empacaduras hidráulicas aplicando presión desde la superficie.

Su elección depende de las características, necesidades, beneficios, costos e implementaciones modernas que han hecho las compañías fabricantes. CAMPANA.-

TAPONES (BLANKING PLUGS). –

Es un tubo generalmente de tres o seis pies de longitud, llamado Neplo Campana. Se lo coloca al final de la sarta de producción, a la profundidad de la zona productora más profunda o algunos pies sobre o bajo ella, generalmente del mismo diámetro que el ultimo tubo de la completación definitiva. Su extremo final es expandido en forma de campana y es a donde convergen los fluidos producidos para continuar su trayectoria hacia la superficie.

TAPON DE FONDO (BULL PLUG). –

Estos tapones son colocados en el fondo de una sarta de completación definitiva, cuando la misma esta desprovista de campana y NO-GO. Generalmente se han usado estos tapones (unos de fabrica y otros elaborados en el pozo), cuando no se han tenido herramientas apropiadas para usarlas en el NO-GO y asentar las empacaduras. Van colocados junto a una camisa, que sustituiría a la campana, y por la cual se produce la zona mas profunda, cuando se tiene una completación de varias zonas.

TUBERÍA.-

Son accesorios de control de flujo, diseñados para ser insertados en NO-GO apropiados y servir como sello con características propias. Se asientan y recuperan mediante cable de acero con herramientas apropiadas, pudiendo también ser lanzados en caída libre hasta su destino en el NO-GO, al igual que un standing valve.

Comprende objetos tubulares de toda forma y constituye la estructura mecánica del pozo, el conducto por el cual la zona productora se comunica a superficie o por la cual las presiones de la formación son dirigidas y controladas para producir el petróleo eficientemente.

La tubería constituye casi siempre el costo mayor en los trabajos de un pozo, se la utiliza tanto en perforación como en pruebas, completación, reacondicionamiento y pesca. La tubería es usada en las siguientes tareas: a. Tubería y collares de perforación para perforar pozos. b. Tubería de oleoducto para recoger y transportar el crudo. c. Revestidores “casing” y revestidores de arena para revestir el hueco y mantener el pozo. Tubería de revestimiento. d. Tubería para fines de producción, reparación de pozos y trabajos de pesca. Tubería de producción “tubing”.

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO, REVESTIDORA O “CASING”. Existen casings de diferentes diámetros y, en nuestro medio, los mayores de 10 ¾ o 9 5/8 pulgadas son utilizados como tubería de revestimiento superficial en la completación de un pozo, y es cementada a menor profundidad en el hueco. Otra tubería de menor diámetro, sujeta mediante un colgador (cebolla) de la sección “A” del cabezal y cementada reviste la profundidad total del hueco. Esta tubería soporta las paredes del pozo e impide que las formaciones no consolidadas se derrumben. El casing debe presentar la superficie tan lisa como sea posible, tanto afuera como adentro; afuera para reducir la fricción entre la tubería y las paredes del pozo, y adentro para prevenir que las herramientas, otros revestidores o tubería de producción se enganchen cuando sea bajadas a través de esta.

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN O “TUBING”. La tubería de producción es aquella que va sujeta a la sección “B” del cabezal del pozo mediante un colgador, también llamado “cebolla” o “tubing hanger”,

y corrida dentro del casing. El diámetro del tubing utilizado depende del diámetro del casing. A veces es necesario combinar distintos diámetros de tubing en un mismo casing, de acuerdo a la disponibilidad de otras herramientas de completación. Esta tubería dentro del pozo, tiene como función primordial llevar el petróleo crudo a la superficie. También tiene fines secundarios, tales como proveer un segundo canal que hace la circulación posible durante las operaciones de completación, reparación y pesca. También es utilizada a veces para correr herramientas a través del casing y en ocasiones sirve como la fuente de energía para trabajar con tales herramientas. TUBERÍA PARA “LINER” O CAMISA.Este tipo de tubería es utilizado en completaciones de pozos con problemas de arena, con el propósito de controlar la producción excesiva de arena, que constituye un serio problema en la producción del pozo. La camisa o “liner“ es también tubería al igual que el casing pero no se extiende hasta la superficie y tiene la particularidad de ser también tubería ranurada. Actúa como un revestimiento interior o una extensión telescópica del casing. DISEÑO Y MEDIDAS DE TUBERÍA.Existen diferentes tipos de tubería, de acuerdo a la función requerida en la completación, ya sea para revestir pozos, como liners o como tubería de producción. Sin embargo, toda ella es básicamente medida y diseñada en base a los siguientes cinco principios utilizados para solicitar tubería: tamaño, peso, resistencia, longitud, tipo y tamaño de la conexión. A. Tamaño: la medida más importante de una tubería es el tamaño o diámetro. Diámetro es la distancia medida por el centro desde una pared de la tubería hasta la otra. Esta distancia en un pozo de petróleo será medida lo más exacto posible, puesto que lo angosto del hueco del pozo no permite errores cuando se trabaja con un tamaño de tubería dentro de otra. B. Peso: otra especificación de interés de la tubería es el peso. La información acerca del peso da un control mayor a los trabajadores de un taladro en el levantamiento y la corrida de la tubería en el pozo. El peso de

C.

-

la tubería determina el espesor de la pared, que al mismo tiempo determina la resistencia de la tubería; una tubería de paredes gruesas es naturalmente mas fuerte. La información de peso se obtiene en libras por pie incluyendo las uniones. Resistencia: el acero usado en tubería es manufacturado empleando hierro Y un numero de aleaciones. La resistencia de la tubería es determinada en base a su capacidad para Resistir fuerzas tales como: Tensión Comprensión Torsión Fatiga Métodos de fabricación

D. Longitud: en la terminología de la industria petrolera, la longitud de la tubería es referida como escala “range” de la tubería. El API, establece que la tubería sea manufacturada en tres escalas de longitud. Escala 1: 16-25 pies Escala 2: 25-34 pies Escala 3: 34 pies o más. E. Tipos de conexiones: otro factor de importancia en la tubería es el artefacto con el cual dos tubos son conectados. Mucha atención es dada a la conexión puesto que ésta puede ser el punto más débil en la sarta. Existen dos tipos básicos de conexiones: - Roscado simple y conexión acoplada: es llevada a cabo simplemente enroscando las extremidades de los dos tubos que quedan unidos mediante un simple cuello de manguito. – Conexiones de macho y hembra: consiste en atornillar las extremidades de las dos piezas juntas sin un acoplamiento separado y el conjunto es controlado cuando las extremidades son rebordan. Algunas de las causas de los daños de la tubería son: a. Apretar demasiado las conexiones, especialmente en tubería pequeña. b. Tratar de aflojar una conexión apretada mediante golpes de martillo administrados en el cuello. c. Doblar hacia adentro la unión por el uso descuidado de una llave. La llave debe usarse en el extremo de la tubería o en el cuello solamente cuando es posible.

d. Daño a las roscas cuando las extremidades roscadas de una tubería se golpea contra metal en el proceso de amontonamiento o almacenamiento sin usar un protector de roscas. e. No alinear bien el tubo superior con el inferior cuando está operando, lo cual daña los hilos de las roscas. Es lo más frecuente.

HERRAMIENTAS DE REACONDICIONAMIENTO UNIDAD DE REGISTROS DE CONTROL DE CEMENTACION Y CAÑONEO.-

Una vez que el hueco ha sido entubado y cementada la tubería de revestimiento, es necesario verificar que exista una buena cementación primaria antes de proceder a disparar los intervalos productivos, cuando se trata de pozos nuevos. De la misma manera, luego de un trabajo de reacondicionamiento en que se haya realizado una cementación forzada (squeeze), es preciso comprobar que se haya hecho un buen trabajo de cementación antes de proceder a disparar la zona productiva o disparar un nuevo intervalo. Debemos recordar que casi la totalidad de registros de un pozo se corren en hueco abierto y que luego que ha sido cubierto con tubería de revestimiento, solo son útiles el Neutrón (N), Rayos Gamma (GR), Sónicos (S) y por supuesto los de control de cementación que son los mas indicados para estas condiciones. Las figuras 52 y 53 muestran esquemáticamente las operaciones de toma de registros y cañoneo respectivamente. Las herramientas se bajan dentro del pozo por medio de cables eléctricos como ilustran las figuras. Todas las medidas se hacen con respecto a la mesa rotaria del taladro original de perforación. El registro Gamma Ray que es el que utilizamos en estas operaciones marca el número exacto de pies desde la superficie a la parte superior de la zona que se ha de probar.