UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ESTUDIO TÉCNICO BASADO EN PARÁMETROS FÍSICOS PARA
LA APLICACIÓN DE EMPACADURAS HINCHABLES EN LOS
PROCESOS DE COMPLETACIÓN DE POZOS HORIZONTALES
DEL CAMPO OSO, BLOQUE 7, A PARTIR DEL AÑO 2012
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
ROBERTO IGNACIO ROSERO SUÁREZ
DIRECTOR: ING. RAÚL BALDEÓN
DECLARACIÓN
Yo ROBERTO IGNACIO ROSERO SUÁREZ, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_________________________ Roberto Ignacio Rosero Suárez
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Estudio técnico basado en parámetros físicos para la aplicación de empacaduras hinchables en los
procesos de completación de pozos horizontales del campo Oso, bloque 7,
a partir del año 2012”, que, para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Roberto Rosero, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
___________________ Ing. Raúl Baldeón
DIRECTOR DEL TRABAJO
DEDICATORIA
Dedico este trabajo de titulación con mucho cariño a mis padres Roberto Tulio y Cecilia, ya que junto a mí se esforzaron día a día para que este momento llegue, fue el esfuerzo de todos y lo estamos logrando.
De igual manera dedico este trabajo, a mi abuelita Marianita, quien siempre soñó con verme graduado, me brindo su amor, apoyo y cariño como mi segunda madre, llenándome de bendiciones cada día.
Este trabajo es para ustedes familia, maestros, amigos, quienes colaboraron con su granito de arena y contribuyeron para poder alcanzar este primer paso que me llena de orgullo y me permite compartir esta alegría con todos ustedes.
AGRADECIMIENTO
Agradezco a mis padres, Roberto Tulio y Cecilia, por ser un apoyo incondicional en todos los aspectos y adversidades que se han presentado durante mi formación académica y personal. Por sus consejos llenos de honestidad y sencillez, buscando siempre darme el mejor ejemplo y ser una guía permanente. Les agradezco infinitamente por soñar y vivir junto a mi cada paso, cada éxito y fracaso, ya que nunca me han dejado solo. Los quiero mucho.
Agradezco al Ingeniero Raúl Baldeón, por su guía y apoyo durante mi formación académica y personal, al ser un ejemplo a seguir como un excelente profesional y ser humano, por brindarme una bonita amistad, por sus consejos, y sobre todo por confiar en mí, lo cual me llena de orgullo.
Agradezco a mi hermana, Pamela, ya que siempre ha estado dándome consejos, escuchándome y apoyándome en todo lo que está a su alcance. De igual manera a mis buenos amigos, Edison y Javier, por apoyarme en todas las situaciones que fueron necesarias, sin importar adversidades que se presentaron en el camino, solucionándolas con consejos y palabras de aliento, que nos permitían siempre seguir adelante. Solo les puedo decir muchas gracias; lo estamos logrando.
Agradezco a mis profesores de la Universidad Tecnológica Equinoccial, por brindarme sus conocimientos y permitirme aprender de ellos, para poder alcanzar mi sueño de ser un buen profesional.
Agradezco a las personas que contribuyeron inmensamente para el desarrollo de esta tesis, Ing. Maria Loroña, Ing. Roberto Narvaez, Ing. Byron Nieto y su familia, Ing. Edwin Pluas y a las empresas que me brindaron su apoyo, especialmente a la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, PETROAMAZONAS, TAM INTERNATIONAL, ADRIAL PETRO y HALLIBURTON.
i
CONTENIDO
CONTENIDO ... i
ÍNDICE DE TABLAS ... vi
ÍNDICE DE FIGURAS ... xi
ÍNDICE DE ANEXOS ... xv
RESUMEN ... xvii
ABSTRACT ... xviii
1. INTRODUCCIÓN ... 1
1.1 PROBLEMA ... 3
1.2 JUSTIFICACIÓN ... 5
1.3 OBJETIVOS DEL PROYECTO... 6
1.3.1. OBJETIVO GENERAL ... 6
1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 6
2. MARCO TEÓRICO ... 7
2.1 UBICACIÓN ... 7
2.2 ANTECEDENTES ... 7
2.3 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN ... 9
2.4 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA ... 11
2.5 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA ... 14
2.6 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS ... 15
2.7 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS ... 17
2.8 FORMACIONES PRODUCTORAS DEL CAMPO OSO ... 18
2.8.1 FORMACIÓN HOLLIN ... 18
2.8.2 FORMACIÓN NAPO ... 19
2.8.3 FORMACIÓN TENA ... 19
2.9 RESERVAS ... 19
2.9.1 PETRÓLEO ORIGINAL EN SITU (POES) ... 19
ii
2.9.3 RESERVAS PROBABLES ... 21
2.9.4 RESERVAS POSIBLES ... 22
2.9.5 RESERVAS REMANENTES ... 22
2.9.6 RESERVAS TOTALES ORIGINALES ... 22
2.10 EMPACADURAS HINCHABLES ... 22
2.10.1 VENTAJAS ... 23
2.10.2 APLICACIONES ... 24
2.10.2.1 CEMENTACIÓN INCORRECTA ... 27
2.10.2.2 ALTAS TEMPERATURAS ... 28
2.10.2.3 AISLAMIENTO ZONAL ... 29
2.10.3 CONSTRUCCIÓN BÁSICA ... 30
2.10.4 PROCESO DE HINCHAMIENTO ... 32
2.10.5 FUNCIONAMIENTO DE LAS EMPACADURAS HINCHABLES ... 32
2.10.5.1 FLUIDOS PARA EL FUNCIONAMIENTO ... 33
2.10.6 REACCIÓN DE LA GOMA O ELASTÓMERO ... 36
2.10.6.1 REACCIÓN EN ACEITE ... 37
2.10.6.2 REACCIÓN EN AGUA ... 39
2.10.7 QUÍMICOS QUE RESISTEN LAS EMPACADURAS ... 44
2.10.8 TEMPERATURAS QUE AFECTAN LAS EMPACADURAS ... 44
2.10.9 PRESIONES DE TRABAJO ... 45
2.10.10 MÉTODO DE ASENTAMIENTO... 49
2.10.11 PRUEBAS QUE SE REALIZAN A LOS ELASTÓMEROS ... 50
2.10.12 TIPOS DE EMPACADURAS HINCHABLES ... 52
3. METODOLOGÍA ... 56
3.1 POZOS HORIZONTALES ... 56
3.1.1 VENTAJAS ... 57
3.1.2 DESVENTAJAS ... 58
3.1.3 APLICACIONES DE LOS POZOS HORIZONTALES ... 58
3.1.4 REQUISISTOS DE UN POZO HORIZONTAL... 58
iii
3.3 SELECCIÓN DE POZOS DE ESTUDIO ... 62
3.4 CRITERIOS DE SELECCIÓN DE EMPACADURAS HINCHABLES ... 62
3.5 INSTALACIÓN DE EMPACADURAS ... 63
3.5.1 PROCEDIMIENTO DE INSTALACIÓN ... 63
3.5.2 UTILIDAD DE LAS EMPACADURAS APLICADAS ... 65
3.6 UBICACIÓN DE LAS EMPACADURAS HINCHABLES ... 67
3.6.1 PERFIL DE PERMEABILIDAD ... 70
3.6.2 CÁLCULO DE LAS PERMEABILIDADES PROMEDIO... 71
3.7 DIMENSIONAMIENTO DE LAS EMPACADURAS HINCHABLES ... 75
3.8 CÁLCULOS PARA DIMENSIONAR EMPACADURAS HINCHABLES .... 78
3.8.1 EMPACADURAS HINCHABLES REACTIVAS CON AGUA ... 78
3.8.1.1 TIEMPO PARA ALCANZAR LA PRESIÓN OPERACIONAL ... 78
3.8.1.2 CÁLCULO DEL DIÁMETRO DE LA EMPACADURA ... 84
3.8.1.3 CÁLCULO DEL TIEMPO PARA EL PRIMER SELLO ... 87
3.8.1.4 CÁLCULO DEL TIEMPO PARA EL SELLO COMPLETO ... 87
3.8.1.5 DIÁMETRO MÁXIMO QUE ALCANZA LA EMPACADURA ... 88
3.8.1.6 PRESIÓN MÁXIMA DE OPERACIÓN ... 89
3.8.2 EMPACADURAS HINCHABLES REACTIVAS CON PETROLEO .... 90
3.8.2.1 TIEMPO PARA ALCANZAR LA PRESIÓN OPERACIONAL ... 90
3.8.2.2 CÁLCULO DEL DIÁMETRO DE LA EMPACADURA ... 91
3.8.2.3 CÁLCULO DEL TIEMPO PARA EL PRIMER SELLO ... 93
3.8.3.4 CÁLCULO DEL TIEMPO PARA EL SELLO COMPLETO ... 94
3.8.2.5 DIÁMETRO MÁXIMO QUE ALCANZA LA EMPACADURA ... 95
3.8.2.6 PRESIÓN MÁXIMA DE OPERACIÓN ... 95
3.9 CARGAS QUE ACTUAN SOBRE LA EMPACADURA ... 96
3.9.1 CÁLCULO DE PRESIONES REQUERIDAS POR LAS EMPACADURAS ... 98
3.9.1.1 TIPO DE FLUIDO ... 98
3.9.1.2 PRESIÓN DE LA HERRAMIENTA ... 100
iv
3.9.1.4 PRESIÓN REQUERIDA POR LA EMPACADURA ... 101
4. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS ... 104
4.1 DETERMINACIÓN DE LOS POZOS DE ESTUDIO ... 105
4.2 TIEMPO DE COMPLETACIÓN ... 106
4.3 PRODUCCIÓN DETALLADA DE LOS POZOS ... 108
4.4 CARACTERÍSTICAS DE LOS POZOS ... 112
4.5 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS ... 113
4.5.1 RESISTIVIDAD DE LA ROCA ... 113
4.5.2 POROSIDAD ... 115
4.5.3 SATURACIÓN ... 116
4.5.4 PERMEABILIDAD ... 118
4.6 EMPACADURAS HINCHABLES APLICADAS ... 120
4.7 UBICACIÓN DE LAS EMPACADURAS ... 121
4.7.1 POZO OSO A-57-H ... 122
4.7.2 POZO OSO B-52-H ... 123
4.7.3 POZO OSO B-54-H ... 123
4.7.4 POZO OSO A-59-H ... 124
4.7.5 POZO OSO B-60-H ... 125
4.8 PRESIONES REQUERIDAS POR LAS EMPACADURAS ... 125
4.8.1 DIÁMETROS EN EL POZO ... 126
4.8.2 UBICACIÓN DE LAS EMPACADURAS ... 127
4.8.3 PRESIÓN DE LA FORMACIÓN ... 128
4.8.4 PRESIÓN HIDROSTÁTICA ... 129
4.8.5 PRESIÓN DE LA COMPLETACIÓN ... 130
4.8.6 FUERZAS QUE ACTUAN SOBRE LA EMPACADURA ... 132
4.8.7 PRESIÓN MÍNIMA REQUERIDA POR LA EMPACADURA HINCHABLE ... 132
4.8.9 CARGAS REQUERIDAS POR LAS EMPACADURAS ... 133
4.9 DIMENSIONAMIENTO DE LA EMPACADURA... 134
v
4.9.1.1 DATOS BASE PARA LA REACCIÓN DE LA EMPACADURA ... 134
4.9.1.2 CÁLCULO DEL TAMAÑO ORIGINAL DE LA EMPACADURA ... 135
4.9.1.3 VARIACIÓN DEL VOLUMEN DE LA EMPACADURA ... 137
4.9.1.4 RESULTADOS EMPACADURAS HINCHABLES CON AGUA ... 138
4.9.2 EMPACADURA HINCHABLE CON PETROLEO ... 139
4.9.2.1 DATOS BASE PARA LA REACCIÓN DE LA EMPACADURA ... 140
4.9.2.2 CÁLCULO DEL TAMAÑO ORIGINAL DE LA EMPACADURA ... 140
4.9.2.3 VARIACIÓN DEL VOLUMEN DE LA EMPACADURA ... 141
4.9.2.4 RESULTADOS EMPACADURAS HINCHABLES CON PETRÓLEO ... 142
4.10 EMPACADURAS HINCHABLES APLICADAS ... 145
4.10.1 POZO OSO A-57-H ... 145
4.10.2 POZO OSO B-52-H ... 145
4.10.3 POZO OSO B-54-H ... 146
4.10.4 POZO OSO A-59-H ... 146
4.10.5 POZO OSO B-60-H ... 147
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 148
5.1 CONCLUSIONES ... 148
5.2 RECOMENDACIONES ... 151
ANEXOS ... 152
GLOSARIO ... 190
vi
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA DESCRIPCIÓN PÁGINA
TABLA 2.1 Porosidad promedio de las formaciones de interés
15
TABLA 2.2 Permeabilidad promedio de las formaciones de interés
16
TABLA 2.3 Saturación de agua en las formaciones de Interés 17 TABLA 2.4 Viscosidad de los fluidos en las formaciones
productoras
18
TABLA 2.5 Salinidad del agua en las formaciones productoras
18
TABLA 2.6 Petróleo original en el campo Oso 20 TABLA 2.7 Factor de recobro en las formaciones productoras 20 TABLA 2.8 Reservas probadas en el campo Oso 21 TABLA 2.9 Reservas probables en el campo Oso 21 TABLA 2.10 Producción acumulada en el campo Oso 22 TABLA 2.11 Variación del diámetro de la empacadura 35 TABLA 2.12 Variación del diámetro de la empacadura 36 TABLA 2.13 Reacción de la empacadura hinchable con
petróleo, en presencia de diferentes tipos de petróleo
39
TABLA 2.14 Reacción de la empacadura hinchable de agua en presencia de fluidos
42
TABLA 2.15 Vida útil de las empacaduras 45
TABLA 3.1 Permeabilidad de la sección 1 en la zona horizontal del pozo Oso A-57-H
vii TABLA 3.2 Permeabilidad de la sección 2 en la zona
horizontal del pozo Oso A-57-H
73
TABLA 3.3 Permeabilidad de la sección 3 en la zona horizontal del pozo Oso A-57-H
74
TABLA 3.4 Permeabilidad de la sección 4 en la zona horizontal del pozo Oso A-57-H
74
TABLA 3.5 Presiones en cada sección horizontal del pozo Oso A-57-H
75
TABLA 3.6 Presiones que actúan sobre la empacadura 96 TABLA 4.1 Pozos horizontales del campo Oso 105 TABLA 4.2 Tiempo de completación, pozos horizontales del
campo Oso
106
TABLA 4.3 Producción inicial, pozos horizontales del campo Oso
107
TABLA 4.4 Profundidades de los pozos horizontales 112 TABLA 4.5 Profundidades de los pozos horizontales 113 TABLA 4.6 Valores de resistividad de la roca, pozo Oso
A-57-H
114
TABLA 4.7 Valores de porosidad de la roca, pozo Oso A-57-H
116
TABLA 4.8 Valores de saturación de agua en la roca, pozo Oso A-57-H
117
TABLA 4.9 Valores de permeabilidad de la roca, pozo Oso A-57-H
119
TABLA 4.10 Empacaduras aplicadas a pozos horizontales del campo Oso, a partir del año 2012
120
TABLA 4.11 Longitud horizontal de los pozos del campo Oso que usan empacaduras hinchables
121
viii TABLA 4.13 Profundidades de empacaduras aplicadas en el
pozo Oso A-57-H
122
TABLA 4.14 Profundidades de empacaduras aplicadas en el pozo Oso B-52-H
123
TABLA 4.15 Profundidades de empacaduras aplicadas en el pozo Oso B-54-H
124
TABLA 4.16 Profundidades de empacaduras aplicadas en el pozo Oso A–59-H
124
TABLA 4.17 Profundidades de empacaduras aplicadas en el pozo Oso B-60-H
125
TABLA 4.18 Diámetros necesarios para el cálculo de presiones requeridas por la empacadura, pozo Oso A-57-H
126
TABLA 4.19 Diámetros necesarios para el cálculo de presiones requeridas por la empacadura, pozo Oso A-57-H
127
TABLA 4.20 Ubicación de las empacaduras hinchables finales, pozo Oso A-57-H
128
TABLA 4.21 Presiones que resiste la empacadura hinchable final, pozo Oso A-57-H
128
TABLA 4.22 Presiones hidrostáticas de fluidos en el pozo Oso A-57-H
129
TABLA 4.23 Fracciones de fluido, pozo Oso A-57-H 129 TABLA 4.24 Presión hidrostática total, pozo Oso A-57-H 130 TABLA 4.25 Variables de la completación que influyen en la
empacadura hinchable final, pozo Oso A-57-H
130
TABLA 4.26 Variables de la completación que influyen en la empacadura hinchable final, pozo Oso A-57-H
130
TABLA 4.27 Variables de la completación que influyen en la empacadura hinchable final, pozo Oso A-57-H
ix TABLA 4.28 Fuerzas que influyen en la empacadura
hinchable final, pozo Oso
132
TABLA 4.29 Presión mínima requerida por la empacadura hinchable final, pozo Oso A-57-H
133
TABLA 4.30 Presión mínima requerida por empacaduras hinchables, pozo Oso A-57-H
133
TABLA 4.31 Datos obtenidos para dimensionar la empacadura hinchable con agua, pozo Oso A-57-H
134
TABLA 4.32 Tiempo que la empacadura hinchable con agua requiere para alcanzar la presión mínima de operación, pozo Oso A-57-H
136
TABLA 4.33 Tiempo que la empacadura hinchable con agua requiere para alcanzar la presión mínima de operación, pozo Oso A-57-H
136
TABLA 4.34 Porcentaje de hinchamiento empacadura hinchable con agua del 15% de salinidad, pozo Oso A-57-H
137
TABLA 4.35 Diámetro de la empacadura hinchable con agua del 15% de salinidad, pozo Oso A-57-H
138
TABLA 4.36 Resultados obtenidos del dimensionamiento de empacadura hinchable con agua del 15% de salinidad, pozo Oso A-57-H
139
TABLA 4.37 Datos obtenidos para dimensionar la empacadura hinchable con petróleo, pozo Oso A-57-H
140
TABLA 4.38 Tiempo que la empacadura hinchable con petróleo requiere para alcanzar la presión mínima de operación, pozo Oso A-57-H
x TABLA 4.39 Porcentaje de hinchamiento empacadura
hinchable con petróleo de 30° API, pozo Oso A-57-H
142
TABLA 4.40 Diámetro de la empacadura hinchable con petróleo de 30° API, pozo Oso A-57-H
142
TABLA 4.41 Resultados obtenidos del dimensionamiento de empacadura hinchable con petróleo de 30° API, pozo Oso A-57-H
143
TABLA 4.42 Resultados obtenidos del dimensionamiento de empacaduras hinchables, pozo Oso A-57-H
145
TABLA 4.43 Resultados obtenidos del dimensionamiento de empacaduras hinchables, pozo Oso B-52-H
145
TABLA 4.44 Resultados obtenidos del dimensionamiento de empacaduras hinchables, pozo Oso B-54-H
146
TABLA 4.45 Resultados obtenidos del dimensionamiento de empacaduras hinchables, pozo Oso A-59H
146
TABLA 4.46 Resultados obtenidos del dimensionamiento de empacaduras hinchables, pozo Oso B-60-H
xi
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA DESCRIPCIÓN PÁGINA
FIGURA 2.1 Ubicación del campo Oso 7
FIGURA 2.2 Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente 8
FIGURA 2.3 Producción del pozo Oso B-52-H 9
FIGURA 2.4 Producción del pozo Oso B-60-H 10
FIGURA 2.5 Porcentaje aproximado de producción en campo Oso
11
FIGURA 2.6 Formaciones de Interés 12
FIGURA 2.7 Registros eléctricos y columna litológica del pozo B-52-H
13
FIGURA 2.8 Eras Geológicas 14
FIGURA 2.9 Empacaduras hinchables 25
FIGURA 2.10 Empacaduras usadas para aislamiento y fracturación
26
FIGURA 2.11 Empacaduras ajustadas para cualquier línea de control
26
FIGURA 2.12 Empacaduras usadas para aislamiento de secciones laterales y entrada de agua
27
FIGURA 2.13 Empacaduras usadas para corregir cementación 28 FIGURA 2.14 Empacaduras usadas para altas temperaturas 29
FIGURA 2.15 Aislamiento Zonal 40
FIGURA 2.16 Aislamiento Zonal 30
FIGURA 2.17 Construcción Básica de la empacadura hinchable 31 FIGURA 2.18 Proceso de hinchamiento de la empacadura
hinchable
32
FIGURA 2.19 Hinchamiento de la empacadura en función de la viscosidad del elastómero y el tiempo
xii FIGURA 2.20 Acoplamiento de la empacadura en el Hoyo 34 FIGURA 2.21 Diámetros de las empacaduras hinchables 36 FIGURA 2.22 Difusión de moléculas a través de una membrana
en función del tiempo
37
FIGURA 2.23 Reacción de la empacadura con petróleo 38 FIGURA 2.24 Empacaduras hinchables que reaccionan con
agua
40
FIGURA 2.25 Proceso de Osmosis 41
FIGURA 2.26 Variación Diámetro Tiempo de empacadura que reacciona en agua
42
FIGURA 2.27 Parámetros de hinchamiento en empacadura que reacciona en agua
43
FIGURA 2.28 Presión Diferencial vs. Longitud de sello en empacaduras hinchables de petróleo
46
FIGURA 2.29 Presión Diferencial vs. Radio del pozo 47 FIGURA 2.30 Expansión vs. Tiempo y Temperatura 48 FIGURA 2.31 Expansión vs. Tiempo y Temperatura 49 FIGURA 2.32 Protocolo tipo de pruebas a los elastómeros de las
empacaduras hinchables
52
FIGURA 2.33 Empacadura tipo I 53
FIGURA 2.34 Empacadura tipo II 54
FIGURA 2.35 Empacadura tipo III 55
FIGURA 3.1 Pozo horizontal, OSO B-60-H, campo Oso 56
FIGURA 3.2 Conificación en pozos 66
FIGURA 3.3 Conificación en pozos 67
FIGURA 3.4 Sistema de toma de datos para simulador NETOOL
69
xiii FIGURA 3.6 Perfil de permeabilidad en función de la
profundidad, pozo Oso A-57-H
70
FIGURA 3.7 Perfil de permeabilidad en función de la profundidad y ubicación de las empacaduras, pozo Oso A-57-H
71
FIGURA 3.8 Perfiles de permeabilidad promedio en función de la profundidad, pozo Oso A-57-H
72
FIGURA 3.9 Datos ingresados en el simulador SWELLSIM 77 FIGURA 3.10 Resultados obtenidos por el simulador SWELLSIM 77 FIGURA 3.11 Presión de la empacadura alcanzada en función
del tiempo para agua dulce
80
FIGURA 3.12 Presión de la empacadura alcanzada en función del tiempo para agua con saturación del 20% de sal
82
FIGURA 3.13 Presión de la empacadura alcanzada en función del tiempo para agua con saturación del 15% de sal
84
FIGURA 3.14 Tiempo de primer sello y sello completo de la empacadura con 15% de saturación en el agua
88
FIGURA 3.15 Presión máxima de operación 89
FIGURA 3.16 Tiempo de primer sello y sello completo de la empacadura con petróleo de 30° API
94
FIGURA 3.17 Presiones que afectan a la empacadura 97 FIGURA 4.1 Aplicación de empacaduras hinchables 104 FIGURA 4.2 Producción acumulada de petróleo de pozos
Horizontales del campo Oso
108
FIGURA 4.3 Producción acumulada de agua de pozos horizontales del campo Oso
109
FIGURA 4.4 Producción pozo Oso A-57-H 110
xiv
FIGURA 4.6 Producción pozo Oso B-54-H 111
xv
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO DESCRIPCIÓN PÁGINA
ANEXO 2.1 Expansión de la empacadura en función del tiempo y la temperatura
152
ANEXO 2.2 Tiempo requerido para alcanzar la presión operacional en función de la longitud de la empacadura
153
ANEXO 2.3 Comportamiento de la empacadura hinchable con petróleo, si la temperatura cambia
154
ANEXO 2.4 Comportamiento de la empacadura hinchable con agua, si la salinidad cambia
155
ANEXO 2.5 Empacadura hinchable tipo III, con líneas eléctricas de control en punta de elastómero
156
ANEXO 2.6 Empacadura hinchable tipo III, con línea hidráulica instalada con grapa
157
ANEXO 3.1 Variación de Presiones en función de la profundidad
160
ANEXO 3.2 Gráfica para determinar la permeabilidad en función de la saturación de agua y porosidad de la roca.
159
ANEXO 3.3 Proceso de completación pozo Oso B-52-H 160 ANEXO 3.4 Pruebas de presión realizadas a las empacaduras
hinchables, pozo Oso B-52-H
164
ANEXO 4.1 Completación final en la zona de interés, pozo Oso B-52-H
166
ANEXO 4.2 Completación final en la zona de interés, pozo Oso A-59-H
xvi ANEXO 4.3 Completación final en la zona de interés, pozo
Oso B-54-H
168
ANEXO 4.4 Completación final en la zona de interés, pozo Oso B-60-H
169
ANEXO 4.5 Detalle de la completación final en la zona de interés, pozo Oso B-60-H
170
ANEXO 4.6 Cálculo de la presión mínima requerida por la segunda empacadura hinchable con petróleo, pozo Oso A-57-H
171
ANEXO 4.7 Cálculo de la presión mínima requerida por la primera empacadura hinchable con petróleo, pozo Oso A-57-H
176
ANEXO 4.8 Cálculo de la presión mínima requerida por la primera empacadura hinchable con agua, pozo Oso A-57-H
180
ANEXO 4.9 Dimensionamiento de la primera empacadura hinchable con petróleo, pozo Oso A-57-H
184
ANEXO 4.10 Dimensionamiento de la primera empacadura hinchable con agua, pozo Oso A-57-H
186
ANEXO 4.11 Plantilla para solicitud de empacaduras hinchables
xvii
RESUMEN
Las empacaduras son usadas para aislar zonas, Controlar la Producción y proteger los equipos, el trabajo lo realizan sellando el espacio anular.
Existen varios tipos de empacaduras, cada una con objetivos diferentes, entre estas tenemos nuevas tecnologías como son las empacaduras hinchables que permiten dar mejor cierre y evitar problemas de atascamiento y tiempo.
Las empacaduras hinchables pueden reaccionar con agua y con petróleo, según sea la necesidad. Su objetivo principal en los pozos horizontales es el de aislar las zonas que tengan mayor permeabilidad, permitiendo de esta manera controlar la producción y evitar que la producción de agua o gas aumente radicalmente y acabe con la vida del pozo.
xviii
ABSTRACT
The packers are used to separate oil zones, they can control the production and give protection to each instrument that we have underground, the packers work, closing the annular space and give the security that we need.
There are different kinds of packers, each one with different objectives, there is new packers that they use a new technology and they are the swellable packers, this new technology let us work with less problems, time and closing the annular space getting better results.
1 Las empacaduras son usadas para proteger la tubería de revestimiento, evitando el estallido bajo condiciones de alta producción o presiones de inyección, además protege la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos, aisla perforaciones o zonas de producción en completaciones múltiples, y se las usa en instalaciones de levantamiento artificial por gas, ayudando a preservar el volumen del espacio anular.
Las empacaduras hinchables trabajan al entrar en contacto con los fluidos del pozo. Estas empacaduras utilizan un polímero, el cual se puede hinchar con fluidos de base agua o fluidos de base aceite. Además pueden tener diversos componentes que varíen los factores de trabajo y aumenten o disminuyan la longitud del tiempo bajo la cual realiza su función.
Para seleccionar una empacadura hinchable, en el caso del petróleo, se debe conocer la temperatura del fluido y la concentración de hidrocarburos en el mismo. Si el fluido es agua, se debe considerar de igual manera la temperatura y ver si el agua es dulce o salada, por lo tanto la concentración de sales. Además de estas variables debemos tomar en cuenta el diámetro externo, diámetro interno, el programa de compresión de longitud y el grado de excentricidad.
Por lo tanto es importante conocer cuánto tiempo le toma a una empacadura expandirse y dar sello, además de las condiciones cambiantes del pozo, que afectan al rendimiento de la misma.
2 Para ubicar las empacaduras hinchables se necesita conocer las propiedades petrofísicas de las rocas que son saturadas por los fluidos de interés. Su dimensionamiento se realiza tomando en cuenta varios parámetros como son la presión de la formación, tipo y cantidad de fluidos producidos y el tipo de completación que vamos a aplicar.
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1.1 PROBLEMA
¿Qué solución se puede dar cuando la empacadura es muy grande para el diámetro del tubo que se desea atravesar?
¿Qué sucede cuando se está trabajando con una empacadura hinchable y el fluido es muy caliente?
¿Cómo realizo un sello hermético en cavidades rocosas con una empacadura hinchable?
¿Cómo logro que la empacadura hinchable realice un sello hermético y brinde una alta resistencia a la presión?
¿Cuál es el tiempo de vida de las empacaduras hinchables?
¿Qué tipo de empacaduras debo usar con crudos pesados?
¿Qué diferencia existe entre las empacaduras hinchables con agua y las empacaduras hinchables con petróleo?
¿Cuáles son las ventajas y desventajas de las empacaduras hinchables?
4 de algunos fluidos corrosivos, Aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones múltiples. Además se las usa en instalaciones de levantamiento artificial por gas, aísla en el pozo, fluidos y presiones y ayuda a preservar el volumen del espacio anular.
Para cumplir con estos objetivos se han utilizado empacaduras tradicionales de asentamiento mecánico e hidráulico, pero muchas de ellas se han atascado quedando como pescados en perforaciones direccionales, o en radios más pequeños que los de la empacadura. Además en ciertos casos estas no presentan el cierre hermético que se pretende que haya, sea por la irregularidad en la formación, formación de cavernas y deformación de la tubería.
La idea de ocupar una empacadura hinchable es la de llegar al objetivo de una manera más rápida, ya que el diámetro externo de la empacadura es menor que el diámetro interno de la tubería o la formación, pero se deben considerar los fluidos del yacimiento, presiones de operación y la temperatura ya que estos factores determinaran el tiempo que tardara la empacadura en hincharse y ocupar el espacio deseado obteniéndose un sello hermético.
El problema consiste en establecer correctamente el proceso que se debe seguir para la selección de empacaduras hinchables y su ubicación, conociendo las ventajas y desventajas de dichas empacaduras. Se tomará en cuenta factores técnicos, cálculos, variables, tipo de fluido, propiedades petrofísicas de las rocas, etc. Evitando de esta manera el mal empleo de las empacaduras, pérdida de tiempo y dinero.
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1.2 JUSTIFICACIÓN
Hoy en día existe una serie de innovaciones en el uso de empacaduras, tenemos empacaduras hinchables, empacaduras tradicionales, empacaduras inflables, etc. Cada una con sus sub clasificaciones.
Se han diseñado diferentes tipos de empacaduras, con diferentes aplicaciones, funcionamiento y usos, tratando de englobar todas las variables que se presenten al momento de usarlas.
Se trata de obtener los mejores resultados, sin embargo en lugar de que sea ventajoso tener una gran variedad de opciones a escoger y que se adapten a las condiciones de trabajo en las cuales nos encontramos, los usuarios y profesionales se ven confundidos y muchas de las ocasiones no se sabe que empacadura usar, que variables considerar, los cálculos a realizar, reacciones a diferentes ambientes, etc. Tomando decisiones erróneas que causan pérdidas económicas, tiempo, etc.
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1.3 OBJETIVOS DEL PROYECTO
1.3.1. OBJETIVO GENERAL
Realizar el estudio técnico basado en parámetros físicos para la aplicación de empacaduras hinchable en los procesos de completación de pozos horizontales del Campo Oso, a partir del año 2012.
1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
1. Conocer los procesos de asentamiento y los requisitos necesarios para seleccionar y ubicar empacaduras hinchables en pozos horizontales, obteniendo el mejor rendimiento de las mismas.
2. Determinar técnicamente con el uso de cálculos y ecuaciones que están en función de variables como son el tipo de fluido, presión, temperatura, tiempo, etc. El tipo de empacadura hinchable más recomendable para pozos horizontales, basándonos en su dimensionamiento.
3. Recomendar el uso de empacaduras hinchables en diferentes aplicaciones, basándonos en las características que estas nos ofrecen con el objetivo de tener los mejores resultados, disminuyendo los riesgos y el costo.
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2.1 UBICACIÓN
El campo Oso, conocido como bloque 7, está ubicado en el centro occidente de la Cuenca Oriente ecuatoriana, a 50Km al sur de la ciudad del Coca. El campo se encuentra en la transición de la zona selvática de la Amazonía y la zona subandina. Se considera como sus principales yacimientos productores a la formación Napo y la arenisca Hollín.
La figura 2.1, muestra la ubicación del campo Oso, bloque 7, en referencia al oriente ecuatoriano.
Figura 2.1 Ubicación del campo Oso
Fuente: Informe Técnico de tasa permitida de producción en el Campo Oso, Departamento de
Yacimientos (ARCH)
2.2 ANTECEDENTES
8 del Paleozoico que bordean los escudos estables de Brasil y Guyana, las edades geológicas y la litología del campo Oso, la podemos encontrar en la Figura 2.2.
Figura 2.2: Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente
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2.3 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
Figura 2.3: Producción del pozo Oso B-52-H
Fuente: Pruebas de Producción,Departamento de Producción (Petroamazonas)
El campo Oso tiene una alta producción de agua, llegando a un corte del 69% aproximadamente en todo el campo. La producción de petróleo redondea el 30% de la producción total y el gas no supera el 1%.
El alto corte de agua se debe a varias razones, como son el mal aislamiento de las zonas, conificación del pozo, venida de un acuífero, etc. La aplicación de las empacaduras hinchables tienen como objetivo sellar mejor el espacio anular, separar las zonas, separar acuíferos, etc. permitiendo de esta manera reducir en cierto porcentaje la producción de agua.
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Figura 2.4: Producción del pozo Oso B-60-H
Fuente: Pruebas de Producción,Departamento de Producción (Petroamazonas)
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Figura 2.5: Porcentaje aproximado de producción en campo Oso
Fuente: Pruebas de Producción,Departamento de Producción (Petroamazonas)
2.4 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA
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Figura 2.6: Formaciones de Interés
Fuente: Reporte final de Geología del Campo Oso, Departamento de Geología (ARCH)
13 propiedades petrofísicas de las rocas, saturación de fluido y volumen del mismo. La figura 2.7, muestra una parte de los registros eléctricos de la sección horizontal de pozo Oso B-52-H.
Figura 2.7: Registros eléctricos y columna litológica del pozo B-52-H
Fuente: Registros Eléctricos del Pozo Oso B-52-H,
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2.5 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA
La estratigrafía en el campo Oso se forma por secuencias sedimentarias y volcánicas, que dan como resultado varios procesos transgresivos y regresivos. Los procesos transgresivos y regresivos se consideran desde el Paleozoico hasta El Cuaternario.
La figura 2.8, muestra las eras geológicas propias de la geología del campo Oso, además de los periodos y las épocas.
Figura 2.8: Eras Geológicas
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2.6 CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS
Es importante conocer las características petrofísicas del reservorio, ya que de esta manera se podrá conocer las acumulaciones de petróleo, gas y agua que disponemos y su comportamiento. Por motivo de nuestro estudio, se consideraron dentro de las características petrofísicas a la porosidad, permeabilidad y saturación.
POROSIDAD
Se puede definir a la porosidad como la capacidad que tiene la roca para contener petróleo, agua o gas. Se la puede calcular con la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. Tenemos porosidad Absoluta, relativa y efectiva. Para nuestro estudio es importante la porosidad efectiva, ya que esta considera los espacios vacíos interconectados.
La tabla 2.1 muestra la porosidad efectiva promedio en la formación Hollín, lugar donde han sido realizadas las perforaciones horizontales con empacaduras hinchables.
Tabla 2.1: Porosidad promedio de las formaciones de interés
FORMACIÓN DE INTERES POROSIDAD PROMEDIO (%)
HOLLÍN
HOLLÍN PRINCIPAL 13
HOLLÍN SUPERIOR 15
Fuente: Informe anual de operaciones 2011 – 2012, Campo Oso,
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PERMEABILIDAD
Es la capacidad que tiene la roca para permitir el flujo de fluido dentro del espacio poroso interconectado, esto debido a una fuerza de empuje que permita el movimiento dentro del mismo. Existe la permeabilidad absoluta, relativa y efectiva. En nuestro estudio tomamos en cuenta la permeabilidad efectiva, ya que se calcula en función de cada fluido que satura la roca. En nuestro caso obtendríamos permeabilidad para el petróleo, gas y agua.
La tabla 2.2, nos muestra la permeabilidad efectiva de la formación Hollín, lugar donde se realizó las perforaciones horizontales y se ubicaron las empacaduras hinchables.
Tabla 2.2: Permeabilidad promedio de las formaciones de interés
FORMACIÓN DE INTERES PERMEABILIDADES PROMEDIOS Milidarcys (mD)
HOLLÍN
HOLLÍN PRINCIPAL 450
HOLLÍN SUPERIOR 470
Fuente: Informe anual de operaciones 2011 – 2012, Campo Oso,
Departamento de Yacimientos (ARCH)
SATURACIÓN
17 La tabla 2.3, muestra la saturación promedio de agua que existe en la arena Hollín del campo Oso.
Tabla 2.3: Saturación de agua en las formaciones de Interés
FORMACIÓN DE INTERES SATURACIÓN AGUA Sw (%)
HOLLÍN
HOLLÍN PRINCIPAL 32
Fuente: Informe anual de operaciones 2011 – 2012, Campo Oso,
Departamento de Yacimientos (ARCH)
2.7 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS
Las características de los fluidos influyen en la producción, se debe tomar en cuenta que estas tienen un cambio continuo en función del tiempo. Por lo cual es necesario manejar dichas variables y tener un mejor control de los procesos.
Entre las características de los fluidos usadas en este trabajo tenemos:
VISCOSIDAD
Es la medida de la resistencia que tiene un fluido para fluir. Generalmente se mide en centipoises (cP) y es un factor que influye directamente con la producción de agua en el campo.
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Tabla 2.4: Viscosidad de los fluidos en las formaciones productoras
FORMACIÓN DE INTERES VISCOSIDAD DEL PETROLEO (cP)
HOLLÍN
HOLLÍN PRINCIPAL 172
Fuente: Informe anual de operaciones 2011 – 2012, Campo Oso,
Departamento de Yacimientos (ARCH)
SALINIDAD
Es el contenido de sales minerales, disueltas en agua, se la puede medir en porcentaje o en partículas por millón (ppm). La tabla 2.5, muestra la salinidad promedia en el agua perteneciente a la Arena Hollín.
Tabla 2.5: Salinidad del agua en las formaciones Productoras
FORMACIÓN DE INTERES SALINIDAD DEL AGUA (%)
HOLLÍN
HOLLÍN PRINCIPAL 15
Fuente: Informe anual de operaciones 2011 – 2012, Campo Oso,
Departamento de Yacimientos (ARCH)
2.8 FORMACIONES PRODUCTORAS DEL CAMPO OSO
2.8.1 FORMACIÓN HOLLIN
La arenisca hollín está compuesta por dos miembros, los cuales son la Arenisca Hollín Superior y la Arenisca Hollín Inferior.
Hollín Superior
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Hollín Inferior y Hollín Principal
De igual manera esta formación está compuesta principalmente por areniscas con intercalaciones de lutita.
2.8.2 FORMACIÓN NAPO
La formación Napo está compuesta principalmente por lutitas, con ciertas intercalaciones de calizas y areniscas.
La formación Napo está compuesta por dos miembros, basándonos en características litológicas específicas. Dichos miembros son Arenisca “U” y Arenisca “T”.
2.8.3 FORMACIÓN TENA
Está compuesta por arcillolitas con intercalaciones de limolitasy areniscas en la base y la parte media de la formación.
2.9 RESERVAS
Es la cantidad de petróleo que es comercialmente recuperable, bajo condiciones de operación definidas. El valor de estas reservas tienen cierta incertidumbre y está en función de datos geológicos, económicos, políticos y de ingeniería.
2.9.1 PETRÓLEO ORIGINAL EN SITU (POES)
20 El cálculo del POES se realiza por métodos de simulación matemática, donde se divide al reservorio en celdas, aproximándonos de esta manera a la heterogeneidad del reservorio. Para la simulación matemática se toman datos de exploración, perforación y análisis de laboratorios.
El Método Volumétrico necesita de la ayuda de mapas isópacos y parámetros petrofísicos como el área del reservorio, su altura, por ende el volumen, porosidad, saturación de agua inicial, y el factor volumétrico del petróleo. El cálculo de POES también se puede obtener con la relación de la cantidad de petróleo acumulado, sobre el factor de recobro. Como resultado de nuestro estudio podemos dar los valores de POES de las arenas productoras de interés y estas se muestran en la tabla 2.6.
Tabla 2.6: Petróleo Original en el Campo Oso
FORMACIÓN DE INTERES POES (bls)
HOLLÍN
HOLLÍN PRINCIPAL 67.955.645
Fuente: Estimados de reservas de petróleo,
Campo Oso, Departamento de Yacimientos (ARCH)
FACTOR DE RECOBRO
El factor de recobro indica la cantidad de petróleo que puede ser obtenido, el valor de la arena hollín se muestra en la tabla 2.7.
Tabla 2.7: Factor de recobro en las formaciones productoras
FORMACIÓN DE INTERES FR (%)
HOLLÍN
HOLLÍN PRINCIPAL 5,30
Fuente: Estimados de reservas de petróleo,
21 2.9.2 RESERVAS PROBADAS
Se considera Reservas Probadas al volumen de petróleo que puede ser probado con un grado razonable de certeza, basándose en datos geológicos y de ingeniería. Las reservas probadas deben ser comercialmente recuperables bajo condiciones tecnológicas, económicas y gubernamentales.
En la tabla 2.8, se muestra las reservas probadas de la arena Hollín, perteneciente al campo Oso, bloque 7.
Tabla 2.8: Reservas probadas en el campo Oso
FORMACIÓN DE INTERÉS RESERVAS PROBADAS (bls)
HOLLÍN
HOLLÍN PRINCIPAL 3.601.649
Fuente: Estimados de reservas de petróleo,
Campo Oso, Departamento de Yacimientos (ARCH)
2.9.3 RESERVAS PROBABLES
Se considera Reservas Probables al volumen de reservas de petróleo o gas que requieren ser confirmadas por datos geológicos y de ingeniería para que se las pueda clasificar de esta manera, los datos de la arena hollín, se muestran en la tabla 2.9.
Tabla 2.9: Reservas probables en el campo Oso
FORMACIÓN DE INTERES RESERVAS PROBABLES (bls) HOLLÍN
HOLLÍN PRINCIPAL 1.200.000
Fuente: Estimados de reservas de petróleo,
22 2.9.4 RESERVAS POSIBLES
Se considera Reservas Posibles a los volúmenes no comprobados, que han sido estimados por información geológica y de sísmica. Estas reservas tienen un alto grado de incertidumbre, ya que no contiene la cantidad suficiente de datos geológicos y de ingeniería que permita comprobarlas.
2.9.5 RESERVAS REMANENTES
Se consideran Reservas Remanentes a la cantidad de petróleo recuperable que no ha sido extraído una vez iniciada la producción, el valor para la arena Hollín del campo Oso, se muestra en la tabla 2.10.
Tabla 2.10: Producción acumulada en el campo Oso
FORMACIÓN DE INTERES PRODUCCIÓN ACUMULADA - Np (bls)
HOLLÍN
HOLLÍN PRINCIPAL 18.320.533
Fuente: Estimados de reservas de petróleo,
Campo Oso, Departamento de Yacimientos (ARCH)
2.9.6 RESERVAS TOTALES ORIGINALES
Se considera a las reservas totales originales a la suma entre las reservas probadas y las reservas posibles.
2.10 EMPACADURAS HINCHABLES
23 espacio anular, hacia arriba, o viceversa, aísla zonas dando sello hermético en el espacio anular con la formación.
Este tipo de empacaduras se expande automáticamente después de la exposición de fluidos con el pozo, su expansión puede ser hasta del 200% del volumen útil.
Se instalan en cualquier tipo de tubería de revestimiento y sus longitudes pueden ser estándar o personalizadas.
Estas empacaduras pueden ser usadas en pozos entubados y a hueco abierto, no tiene partes móviles y para su instalación no requiere de un especialista.
Las empacaduras hinchables, comúnmente se las utiliza en pozos horizontales con el fin de seccionar la formación en función de su permeabilidad. El objetivo de estas empacaduras es evitar la alta producción de agua que conlleva a la conificación y perdida del pozo.
2.10.1 VENTAJAS
Reduce las partes mecánicas
Fácil instalación
Da un buen sellamiento en superficie irregulares
Aisla zonas, facilitando la producción
Reduce los atascamientos
Reduce la producción de agua
Reduce el tiempo de perforación, completación y reacondicionamiento de pozos
24 2.10.2 APLICACIONES
Estas empacaduras se pueden aplicar dependiendo de las condiciones de fondo y los requerimientos del cliente. Sus aplicaciones pueden ser:
Desviación de flujo
Aislamiento de zona
Estimulación
Producción selectiva
Pozos inteligentes
Corrección de adherencia de cemento
Fracturación
Engravamiento
Aislamiento de Agua y/o gas
Flotante hinchable
25
Figura 2.9: Empacaduras Hinchables
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, TAM INTERNATIONAL
26
Figura 2.10: Empacaduras usadas para aislamiento y fracturación
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, TAM INTERNATIONAL
Las empacaduras hinchables pueden llevar en su estructura líneas de control que permitirán obtener la información del pozo. Este tipo de empacaduras hinchables se muestran en la figura 2.11.
Figura 2.11: Empacaduras ajustadas para cualquier línea de control
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, TAM INTERNATIONAL
27
Figura 2.12: Empacaduras usadas para aislamiento de secciones laterales y entrada de agua
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, TAM INTERNATIONAL
2.10.2.1 Cementación incorrecta
En el caso de la corrección de adherencia de cemento se puede utilizar un Empacador hinchable, que nos permite prevenir las fallas del cemento y sellar el espacio anular que se encuentra entre el cemento y la empacadura.
La empacadura reacciona con el fluido que puede ser transportado por un micro canal en el anular, permitiendo que reaccione el elastómero al lograr el contacto.
Con este sistema se puede solucionar problemas ocasionados por la mala cementación, reduciendo costos de reparación y por ende evitando pérdidas de producción, producción temprana de agua y presión sostenida del Casing.
28
Figura 2.13: Empacaduras usadas para corregir cementación
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, TAM INTERNATIONAL
2.10.2.2 Altas temperaturas
La empacadura hinchable también puede ser aplicada a altas temperaturas, cubriendo áreas como son pozos con un Agujero Abierto Geotérmico, inyección de Vapor y Pozos Calientes.
Esta empacadura hinchable está conformada por un elastómero superior que puede trabajar hasta temperaturas de 575°F y presiones que sobrepasan los 2000 psi.
Al inyectar vapor, las empacaduras hinchables mantienen su sello en el espacio anular, sin ser afectado con la dilatación de las tuberías como resultado de las altas temperaturas.
29
Figura 2.14: Empacaduras usadas para altas temperaturas
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, TAM INTERNATIONAL
2.10.2.3 Aislamiento zonal
Las empacaduras hinchables pueden ser usadas para prevenir la migración de gas o intrusión de agua. Este trabajo se lo realiza aislando las zonas en la formación, permitiendo de esta manera la fracturación de múltiples etapas y posteriormente la optimización en la producción, reduciendo el corte de agua.
Figura 2.15: Aislamiento Zonal
30 Al separar las secciones con empacaduras hinchables, se mejorará la producción, ya que no se cementa en el espacio anular que existe entre la tubería de producción y la formación. Permitiendo de esta manera tener una zona más limpia que permita un paso más libre de los fluidos. Este proceso se muestra en las figuras 2.15 y 2.16.
Figura 2.16: Aislamiento Zonal
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, TAM INTERNATIONAL
2.10.3 CONSTRUCCIÓN BÁSICA
31 Existe el elemento hinchable totalmente reforzado y una variedad de elastómeros para dar cabida a una amplia gama de condiciones que existen en el fondo del pozo.La parte de expansión del elemento de hinchamiento es lo suficientemente largo para proporcionar un sellado hidráulico positivo dentro de un tubo o agujero abierto.
Cada modelo consta de una cubierta exterior de líquido y el elastómero resistente a la erosión, una capa de refuerzo de láminas de acero inoxidable de alta resistencia o cable de los aviones (elemento de tipo tejido) y un elastómero interior tubo. El tubo interior es el miembro de retención de presión crítica. La figura 2.17, muestra la construcción básica de una empacadura hinchable.
Figura 2.17: Construcción Básica de la empacadura HInchable
32 2.10.4 PROCESO DE HINCHAMIENTO
Al momento que la empacadura hinchable entra en contacto con el fluido de reacción, los extremos de la misma se hinchan más rápidamente permitiendo atrapar fluido en el espacio comprendido entre el elastómero y la formación, logrando de esta manera alcanzar su sello por completo.
La figura 2.18, muestra el proceso de reacción de las empacaduras hinchables, cabe recalcar que si un tramo de la empacadura es lastimado, esta tiene el elastómero suficiente para recuperarlo.
Figura 2.18: Proceso de hinchamiento de la empacadura hinchable
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, TAM INTERNATIONAL
2.10.5 FUNCIONAMIENTO DE LAS EMPACADURAS HINCHABLES
33 Una ventaja de esta empacadura es que no tiene partes móviles, por lo cual su aplicación no requiere de sarta de herramientas de activación lo que nos permite tener un proceso sin falla del mecanismo presente.
2.10.5.1 Fluidos para el funcionamiento
Estas empacaduras pueden ser activadas por los fluidos del pozo, entre estos tenemos:
Aceite
Agua
Aceite y agua
Lodos de perforación
Fluidos de terminación
En el caso de trabajar con aceite y agua, la empacadura usa un componente de activación que le permite trabajar con los dos fluidos.
La empacadura se puede expandir hasta 3 veces su volumen de corrida, por lo cual los rangos de expansión y presión diferencial dependen de varios factores como son:
Temperatura
Fluidos de expansión
Tiempo
Componentes de la goma
Longitudes del sello
34
Figura 2.19: Hinchamiento de la empacadura en función de la viscosidad del elastómero y el
tiempo
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, Halliburton
Las empacaduras hinchables, cambian su volumen en función del tiempo y pueden acoplarse a cualquier irregularidad o superficie, como puede ser la formación o una tubería de revestimiento. Este proceso se muestra en la figura 2.20.
Figura 2.20: Acoplamiento de la empacadura en el Hoyo
35 Estas empacaduras se pueden aplicar en zonas nuevas o únicas, por lo cual se tiene un extenso laboratorio de elastómeros para llevar a cabo la mayoría de pruebas.
Su expansión depende de varios factores, pero se puede determinar el diámetro máximo de expansión de la empacadura en función de su diámetro inicial. La tabla 2.11 que está representada gráficamente en la figura 2.21, muestra dicho fenómeno.
Tabla 2.11: Variación del diámetro de la empacadura
DIAMETRO EXTERNO EMPACADURA
ANTES DE LA REACCIÓN
DIAMETRO EXTERNO EMPACADURA
DESPUES DE LA REACCIÓN
DESDE (in) DESDE (pulgadas) HASTA (pulgadas)
2.88 4.13 5.25
3.50 4.75 5.88
4.00 5.25 6.25
4.50 5.63 7.00
5.00 6.25 7.25
5.50 7.00 8.13
6.63 8.00 9.25
7.00 8.00 9.25
7.63 9.25 10.25
9.63 11.63 14.38
36
Figura 2.21: Diámetros de las empacaduras hinchables
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, TAM INTERNATIONAL
2.10.6 REACCIÓN DE LA GOMA O ELASTÓMERO
Cabe indicar que el elastómero presentará una reacción diferente basándose en el fluido que está en contacto, considerando que los fluidos en contacto más comunes serán agua y petróleo, tendremos diferentes procesos de reacción. La tabla 2.12, muestra los tipos de fluidos con los cuales pueden reaccionar las empacaduras hinchables, basándonos en fluidos dependientes de aceite y agua.
Tabla 2.12: Variación del diámetro de la empacadura
FLUIDOS REACTIVOS
REACTIVO BASE DE HIDROCARBUROS REACTIVO BASE DE AGUA
37 Continuación Tabla 2.12
PETROLEO DE PRODUCCIÒN AGUA DULCE
DIESEL AGUA DE FORMACIÓN
ACEITES HASTA CIERTO PUNTO
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, TAM INTERNATIONAL
2.10.6.1 Reacción en aceite
El elastómero reacciona al entrar en contacto con el aceite, ocasionando un proceso de difusión.
En este proceso las moléculas del hidrocarburo se entrampan en la estructura molecular del elastómero, ocasionando de esta manera que ocurra el hinchamiento hasta alcanzar el equilibrio. Cabe indicar que este es un proceso irreversible. El proceso se muestra en la figura 2.22.
Figura 2.22: Difusión de moléculas a través de una membrana en función del tiempo
38 Cuando la empacadura es hinchada por aceite, como ya se indicó, se desarrolla el proceso de difusión, el cual consiste en pasar un flujo neto de moléculas a través de una membrana sin que exista un aporte externo de energía. En este caso la membrana va a ser un elastómero.
El proceso consiste en permitir el paso de moléculas entre dos medios, yendo del medio más saturado al que tiene menor concentración de moléculas, es decir está en función de la densidad del flujo, su coeficiente de difusión y la permeabilidad de la membrana.
La empacadura hinchable, va a reaccionar diferente, en función del tipo de petróleo que tengamos, es decir en función de su API, teniendo de esta manera un hinchamiento más rápido con los petróleos livianos, dicho fenómeno es mostrado en la figura 2.23.
Figura 2.23: Reacción de la empacadura con petróleo
39 Estas empacaduras se deben hinchar con LBP, Crudo, Diesel, Petróleo Base, LBP Sintéticos y Condensado. Además si el fluido cambia de petróleo a agua, el empacador permanecerá hinchado. Las empacaduras hinchables, reaccionan diferente con cada fluido que existe en el yacimiento, este proceso se lo puede ver a detalle en la tabla 2.13.
Tabla 2.13: Reacción de la empacadura hinchable con petróleo, en presencia de diferentes
tipos de petróleo
FLUIDO DEL
YACIMIENTO REACCIÓN EN LA EMPACADURA
GAS
La empacadura después de ser hinchada por hidrocarburo líquido, no reacciona con el gas
La empacadura puede ser hinchada por gas, pero su presión diferencial será reducida
Para trabajar con gas, se aconseja otro tipo de empacadura con un elastómero específico.
HIDROCARBURO
La empacadura reacciona con hidrocarburos líquidos La viscosidad del fluido influye en la reacción de la
empacadura, siendo el proceso más lento con crudos
pesados.
AGUA La empacadura no reacciona con agua.
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, Halliburton
La temperatura a la cual va a reaccionar la empacadura hinchable de petróleo, no siempre va a ser constante, debido a diversos factores que se pueden presentar. En el caso de que esto suceda el comportamiento de reacción de la empacadura va a ser diferente y se lo muestra en el anexo 2.3.
2.10.6.2Reacción en agua
40 estructura molecular de la goma. Es decir el proceso está afectado por Salinidad y Temperatura.
El proceso es por osmosis, y se detiene cuando se nivela la saturación de sal entre el elastómero y el fluido. Cabe indicar que este si es un sistema de dos vías y que puede ser reversible. La figura 2.24, muestra como una empacadura hinchable con agua reacciona, teniendo que estar con contacto con el fluido para poder obtener los resultados deseados.
Figura 2.24: empacaduras hinchables que reaccionan con agua
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, Halliburton
41 En el proceso de la Osmosis el Hipertónico se siente atraído por el Hipotónico, por lo cual en el caso de empacaduras el agua se siente atraída por las partículas de polímero, logrando de esta manera que el proceso de sello concluya. En la figura 2.25, podemos ver la representación de este proceso.
Figura 2.25: Proceso de Osmosis
Fuente: Proceso de Osmosis, Halliburton
42
Tabla 2.14: Reacción de la empacadura hinchable de agua en presencia de fluidos
FLUIDO DEL
YACIMIENTO
REACCIÓN EN LA EMPACADURA
GAS Esta empacadura se hincha en gas, cuando se tiene una saturación del 100%.
HIDROCARBURO Esta empacadura no reacciona con hidrocarburos
AGUA
El funcionamiento de la empacadura depende básicamente de la salinidad y la temperatura.
A altas temperaturas el hinchamiento es mas rápido. A altas saturaciones de sal el hinchamiento es mas lento.
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, Halliburton
La expansión de las empacaduras que funcionan con agua, está en función de la concentración de sal que tiene el fluido de reacción. La figura 2.26, nos muestra el comportamiento de las empacaduras en base a la salinidad del agua.
Figura 2.26: Variación Diámetro Tiempo de empacadura que reacciona en agua
43 La figura 2.27, muestra las condiciones de factibilidad para la aplicación de estas empacaduras, en función de los Parámetros de hinchamiento que son temperatura y la salinidad.
Figura 2.27: Parámetros de hinchamiento en empacadura que reacciona en agua
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, TAM INTERNATIONAL
44 2.10.7 QUÍMICOS QUE RESISTEN LAS EMPACADURAS
El elastómero con el cual están formadas las empacaduras está diseñado para resistir al ataque químico de diferentes compuestos, considerando una temperatura de 150°C, los compuestos son:
H2S
CO2
Salmueras
Inhibidores
Ácidos Orgánicos
Ácidos Inorgánicos
2.10.8 TEMPERATURAS QUE AFECTAN LAS EMPACADURAS
Las empacaduras hinchables se degradan rápidamente a temperaturas mayores de 250°C es decir su elastómero pierde sus propiedades reduciendo su vida útil.
Basándonos en la correlación de Arrhenius y en pruebas de laboratorio, podemos estimar la Vida útil de las empacaduras en función de la temperatura.
𝑇𝐼𝐸𝑀𝑃𝑂 𝐷𝐸 𝑉𝐼𝐷𝐴 = (2.25(250−𝑇𝑌).10 ) ∗ ( 56
365)
DONDE:
TIEMPO DE VIDA = Años
TY = Temperatura de Yacimiento (°F)
45 En la tabla 2.15, se muestra el tiempo de vida aproximado de la empacadura hinchable, al trabajar bajo diferentes valores de temperatura.
Tabla 2.15: Vida útil de las empacaduras
TEMPERATURA DEL YACIMIENTO (°C) VIDA ÚTIL (Años)
150 510,176
175 67,183
200 8,847
225 1,165
250 0,153
275 0,020
Fuente: Aplicaciones de empacaduras hinchables, TAM INTERNATIONAL
2.10.9 PRESIONES DE TRABAJO
Las empacaduras hinchables, presentan una alta gama de presiones, que dependen principalmente de su dimensionamiento. Las empacaduras de mayor longitud pueden ofrecer mayor diferencial de presión que una más corta siempre y cuando se manejen bajo las mismas condiciones de operación.
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Figura 2.28: Presión Diferencial vs. Longitud de sello en empacaduras hinchables de petróleo
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, TAM INTERNATIONAL
La presión diferencial también depende de la expansión de la empacadura, es decir mientras más se expande la empacadura para llegar a su límite, menor presión diferencial nos puede ofrecer. La figura 2.29, muestra las diferentes caídas en el diferencial de presión que nos pueden ofrecer empacaduras de 10 fts (pies) de longitud, pero con diámetros de 4.5, 6.25 y 7.75 pulgadas.
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Figura 2.29: Presión Diferencial vs. Radio del pozo
Fuente: Baker Oil Tools, BAKER HUGUES
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Figura 2.30: Expansión vs. Tiempo y Temperatura
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, TAM INTERNATIONAL
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Figura 2.31: Expansión vs. Tiempo y Temperatura
Fuente: Baker Oil Tools, BAKER HUGUES
2.10.10 MÉTODO DE ASENTAMIENTO
Estos empacadores se bajan solos, en serie o en conjunto, no disponen de partes móviles lo que facilita su instalación.
Las empacaduras hinchables se asientan por cable, se hinchan de acuerdo al tipo de fluido con el que se está trabajando, también dependen de la presión y la temperatura.
50 que la herramienta no se hinche por completo y se atasque. Se utilizan diferentes materiales de empacaduras con el fin de controlar el tiempo de hinchamiento de la misma. Y así cumplir con los objetivos como son:
Llegar a la profundidad deseada
Evitar atascamientos de la herramienta durante su proceso de asentamiento
Dar un mejor sello hermético con las paredes de la tubería o la formación.
Cabe recalcar que las empacaduras hinchables no son recuperables, los polímeros deben ser destruidos para la obtención de las empacaduras en superficie, a excepción de los polímeros hinchables con agua.
Al momento de elegir una empacadura, un factor dominante, es el factor económico, y es necesario conocer exactamente las aplicaciones en las cuales queremos asentar las empacaduras, buscando tomar la mejor decisión.
2.10.11 PRUEBAS QUE SE REALIZAN A LOS ELASTÓMEROS
Los elastómeros o polímeros utilizados para la fabricación de las empacaduras hinchables, deben cumplir con las pruebas que se detallan a continuación.
Verificar que el elastómero se hinche.
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Pruebas de presión, donde se aplica presión por uno de los extremos de la celda de pruebas para verificar la capacidad de soportar presión diferencial de la goma.
Pruebas de hinchamiento con diferentes temperaturas, las cuales permiten verificar el comportamiento de una empacadura hinchado bajo ciertas condiciones, esto permite determinar la degradación del elastómero por efectos térmicos, estableciendo así un tiempo estimado de duración del sello que depende del elastómero bajo condiciones de servicio.
Las gomas de las empacaduras hinchables, se prueban contra una gran cantidad de fluidos comúnmente encontrados en el campo petrolero a una temperatura de 150°C, como por ejemplo:
ácidos orgánicos e inorgánicos
aminas
inhibidores
salmueras pesadas
H2S
CO2, etc.
La vida del elastómero sometido a una temperatura de operación de 200°C/392°F es de 9 años. A 190°C/374°F la vida se duplica a 20 años aproximadamente. Por cada 10°C de reducción de temperatura, se duplica el tiempo de vida del elastómero.
52 principal en función de su volumen de expansión. Estos resultados se pueden ver representados en la figura 2.32.
Figura 2.32: Protocolo tipo de pruebas a los elastómeros de las empacaduras hinchables
Fuente: Aplicación de empacaduras hinchables, Halliburton
2.10.12 TIPOS DE EMPACADURAS HINCHABLES
TIPO I
53 Esta empacadura me brinda protección anti-extrusión en cada extremo de la sección del elastómero. Entre sus características principales tenemos:
Varias longitudes de sello como 3 ft, 5 ft, 10 ft, 15 ft, 20 ft
Proporciona excelentes capacidades de expansión.
Resiste una presión de 7000 psi en una posición excéntrica y 12,500 psi en concéntrica.
Tiene una capacidad de anclaje hasta de 125 toneladas.
Sus rangos de temperatura son: Standard 375 °F y Alta °575 F
Figura 2.33: Empacadura tipo I
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TIPO II
Tiene un diseño de camisa que facilita su instalación sea en tubería lisa o entre pantallas. Este sistema permite la flexibilidad de ajustes de último minuto, se la puede ver representada en la figura 2.34.
En este tipo de empacaduras el elastómero se adhiere a una camisa metálica delgada, que se encuentra asegurada con tornillos de fijación en los tramos del revestimiento.
La empacadura de Tipo II, proporciona protección anti-extrusión y brinda un sello con el diámetro externo del tubo de revestimiento en cada extremo del elastómero.
Entre sus principales características tenemos:
La empacadura es de tipo modular, como un centralizador
El elastómero resistente a la erosión y va pegado a una camisa
Las longitudes de sello son de 1 y 3 fts.
Este tipo de empacadura permite colocación a último minuto
Tiene una buena integridad mecánica y estructural
Figura 2.34: Empacadura tipo II
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TIPO III (EMPACADURA INTELIGENTE)
Esta empacadura se la puede instalar con un Flatpak, que es una línea de control de ¼ de pulgada o con un cable eléctrico para obtener terminaciones de pozo Inteligente. Se la puede ver representada en la figura 2.35.
Las empacaduras hinchables, tipo III, pueden ser activadas con líneas eléctricas de control en punta de elastómero y con línea hidráulica instalada con grapa, como se la puede ver en los Anexos 2.5 y 2.6.
Figura 2.35: Empacadura tipo III