cementacion, pruebas y cañoneo.pdf

CURSOS DE PETROLEO GRAL MOSCONI

2012

TERMINACION II CEMENTACION, PERFILES , PUNZADOS

DIEGO GABRIEL CHAUQUI

C U R S O S D E P E T R O L E O @ H O T M A I L . C O M . A R

TERMINACION II

[email protected] COMODORO RIVADAVIA PATAGONIA ARGENTINA Página2

OBJETIVOS DE UNA CEMENTACIÓN:

Los objetivos principales del proceso de cementación son:

1. Adherencia y soporte de la cañería. 2. Restringir el movimiento de fluidos a través de las formaciones. 3. Por medio de un fragüe rápido del cemento, prevenir posibles reventones del

pozo. 4. Proteger el casing de esfuerzos y choques cuando se reperfora para profundizar. 5. Proteger el casing de la corrosión. 6. Aislar las zonas con pérdidas de circulación o zonas “ladronas”.

PROPIEDADES REQUERIDAS DE UNA LECHADA DE CEMENTO.

La capacidad actual de las compañías de Servicios para diseñar una lechada

de cemento adecuada es el resultado de haber estandarizado los equipos de

laboratorio y procedimientos de ensayos, además de contar con laboratorios y

especialistas para realizar los ensayos simulando las condiciones de fondo de pozo.

1. Influencia de la presión y la temperatura del pozo. La presión y la temperatura afectan el tiempo de bombeabilidad y la

resistencia a la compresión de las lechadas de cemento. La temperatura tiene

mayor influencia: a medida que ésta aumenta, la lechada de cemento se deshidrata

y fragua más rápidamente, ocasionando que el tiempo de bombeabilidad

disminuya.

Los gradientes de temperatura varían según las áreas geográficas. El

promedio de gradientes geotérmicos es de 0,8 a2,2 ºF por cada 100 pies de

profundidad. Las estimaciones de presiones estáticas de fondo de pozo se obtienen

a partir de estudios realizados por medio de perfiles y del D.S.T. (ensayo de

formaciones a pozo abierto).

Las temperaturas de circulación de fondo de pozo se obtienen por

medio de sustitutos registradores de temperatura que se agregan a la sarta de

perforación y que se bajan al pozo antes de bajar la cañería. A partir de estos datos,

se puede establecer el tiempo de bombeabilidad de una lechada de cemento.

2. Tiempo de bombeabilidad.

TERMINACION II


El tiempo mínimo de bombeabilidad es el tiempo requerido para mezclar y

bombear la lechada dentro del pozo y hacia el anillo entre la cañería y el pozo.

El equipo de laboratorio para determinar el tiempo de bombeabilidad de

cualquier lechada de cemento bajo condiciones de laboratorio está especificado

por los procedimientos de ensayo recomendados por el API.

Los ensayos de tiempo de bombeabilidad simulando las condiciones

del pozo se establecen para temperaturas de hasta 500 ºF (260 ºC) y presiones que

exceden las 25.000 psi (1.760 kg/cm2).

Mientras se aplica calor y presión a la lechada de cemento colocada

en el consistómetro, continuamente se lee y registra en un gráfico la consistencia

de la misma. El límite de la bombeabilidad ha sido establecido cuando la lechada

adquiere 100 uc (unidades de consistencia).

Las recomendaciones específicas del tiempo de bombeabilidad

dependen del tipo de trabajo, condiciones del pozo y del volumen de cemento que

se desea bombear. Cuando la profundidad a cementar sea de 6.000 a8.000 pies

(1.830 a2.450 m), el tiempo de bombeabilidad comúnmente previsto en el diseño

de la lechada es de 3 a 3,5 hs. Este período nos permite un factor de seguridad

adecuado ya que algunas cementaciones de gran volumen requieren más de 90

minutos para ubicar la lechada.

Para colocar un tapón de cemento, el tiempo de bombeabilidad no

deberá exceder una hora, debido a que la mayoría de los trabajos se terminan en

menos de ese tiempo.

Los cortes o interrupciones del bombeo en las cementaciones a

presión con hesitación reducen significativamente el tiempo de bombeabilidad de

una lechada.

3. Viscosidad y contenido de agua de las lechadas de cemento. En las cementaciones primarias, las lechadas de cemento deben poseer una

viscosidad o consistencia que ofrezcan un desplazamiento eficiente del lodo, y

permitan una buen adherencia del cemento con la formación y la cañería.

TERMINACION II


Para alcanzar estos objetivos, las lechadas son mezcladas con una cantidad de agua que proveerá un volumen de cemento fraguado igual al volumen de lechada sin separación de agua libre.

Debemos tener en cuenta que el agua libre no se va hacia arriba, sino que

queda formando bolsones.

Si bien el exceso de agua permite mejor bombeabilidad, el agua libre

después del fragüe nos producirá poca resistencia al esfuerzo y a la corrosión. El

agregado de bentonita u otros materiales similares permite absorber el exceso de

agua.

4. Resistencia del cemento para soportar la cañería. El cemento requiere una determinada resistencia a la compresión para

soportar una sarta de casing.

Las investigaciones han demostrado que una capa de cemento en un anillo

de 10 pies, teniendo solamente 8 psi de resistencia a la tracción, puede soportar

más de 200 pies de casing, aún bajo pobres condiciones de adhesividad del

cemento. Debe recordarse que la resistencia del cemento a la compresión es

mucho mayor que a la tracción (como regla general, 8 a 10 veces mayor).

Es generalmente aceptado que una resistencia a la compresión de 500 psi es

adecuada para la mayoría de las operaciones.

Al decidir cuánto tiempo deberá esperarse para que el cemento fragüe, es

decir el tiempo WOC, es importante conocer la resistencia del cemento para ese

tiempo antes de que la reperforación pueda continuar, ya que el fraguado del

cemento no es instantáneo, sino que la resistencia se va desarrollando en forma

gradual.

Existen tablas confeccionadas en base a experiencias de laboratorio que nos

dan esa resistencia en función del tipo de cemento y de la temperatura de curado.

La densificación incrementa la resistencia y el calor de hidratación del

cemento. El exceso de agua, por el contrario, dan por resultado cementos débiles.

5. Agua de mezclado. Idealmente, el agua para mezclar con el cemento debe ser limpia y libre de

productos químicos solubles.

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Empero, esto no siempre es posible, por lo que en esos casos debe

conocerse la concentración de minerales que el agua tiene, ya que la mayoría de

las sales habitualmente presentes en las agua actúan como aceleradores de fragüe.

Cloruros, sulfatos, hidróxidos, carbonatos y bicarbonatos aceleran el fragüe

del cemento, dependiendo de la concentración en que están presentes.

Cuando el agua posee un contenido de sólidos menor a 500 ppm es

satisfactoria para profundidades menores a 5.000 pies (1.524 m). Para

profundidades mayores, estas concentraciones combinadas con la temperatura

causarán un fragüe prematuro de la lechada de cemento, corriendo el peligro de

que dicho fragüe ocurra en el interior de la cañería.

6. Efectos del fluido de perforación y de los aditivos del fluido de perforación sobre el cemento

Un problema significativo en la cementación del pozo es la remoción

efectiva del lodo de perforación durante el desplazamiento de la lechada.

La contaminación y dilución por el lodo puede dañar los sistemas de

cementación, como así también los aditivos del lodo y del revoque. Los más

importantes son:

ADITIVOS PROPOSITOS EFECTO SOBRE EL

CEMENTO

BARITINA DENSIFICAR EL LODO INCREMENTA LA

DENSIDAD

SODA CAUSTICA AJUSTAR EL PH ACELERA

COMPUESTO DE CALCIO FORMAR REVOQUE Y

AJUSTAR PH ACELERA

HIDROCARBUROS CONTROLER PERDIDA DE

FILTRADO DISMINUYE LA DENSIDAD

CELULOSA, GOMA SELLAR LAS PERDIDAS RETARDA

TERMINACION II


LIGNOSULFONATO,

TANINO

DESPERSANTES.

EMULSIONANTES RETARDA

BACTERICIDAS PROTEGER ADITIVOS

ORGANICOS RETARDA

La mejor forma de combatir las contaminaciones del lodo y los efectos de los

aditivos es la utilización de tapones de goma en la cañería y entre los fluidos y

preflujos lavadores.

7. Densidad de la lechada La densidad de la lechada en todos los trabajos de cementación, excepto en

las cementaciones a presión, debe ser lo suficientemente elevada para controlar el

pozo. Existen varias formas de controlar la densidad.

Para bajas densidades 10,8 a 15,6 lbs/gal (1.295 a 1.870 g/l) se utilizan

materiales que requieren mucho volumen de agua (tierras diatomeas, bentonita).

Para densidades elevadas, 15,6 a 22 lbs/gal (1.870 a 2.600 g/l) se utilizan

dispersantes y aditivos densificantes, tales como baritina, hematita, etc.

En las operaciones de campo, la densidad se controla con una balanza de

lodo estándar. También existen balanzas presurizadas, que miden la densidad a 30

psi.

También existe densímetro nuclear que tiene una fuente radioactiva y está

conectado a la descarga de la bomba tríplex. La medición es instantánea y continua

a través de un visor digital.

8. Calor de hidratación. Cuando se mezcla cemento con agua, ocurre una reacción exotérmica.

Mientras mayor es la masa de cemento, mayor será la cantidad de calor.

El calor de hidratación se ve influenciado por la fineza y por la composición

química del cemento, por los aditivos, y por el medio ambiente en el fondo del

pozo. A mayor temperatura de formación, mayor será la velocidad de reacción y

mayor la evolución del calor.

9. Control de filtración.

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El control de filtración de las lechadas de cemento es muy importante en

cementaciones de pozos profundos, liners y cementaciones a presión. La pérdida

de filtrado a través de un medio permeable puede causar un aumento de la

viscosidad de la lechada y una rápida deposición de revoque del filtrado,

restringiendo el flujo.

Los factores que influyen en la pérdida por filtrado de las lechadas son el

tiempo, la presión, la temperatura y la permeabilidad. El API ha especificado un

ensayo para medir la filtración, muy similar al utilizado para los lodos de

perforación. Un valor aceptable de filtrado es 25 cc en media hora, a 1.000 psi en

una malla 325.

10. Resistencia al ataque de las salmueras del pozo. Las salmueras de las formaciones que contienen sulfato de sodio, sulfato de

magnesio y cloruro de magnesio, son consideradas entre los agentes mas

destructivos para los cementos en el fondo del pozo.

Los sulfatos generalmente son considerados como los productos químicos

más corrosivos con respecto al cemento fraguado en el fondo del pozo. Ellos

reaccionan con los cristales de calizas y de aluminato tricálcico.

Estos cristales requieren un mayor volumen que el provisto por el espacio

poral en el cemento fraguado, y dan por resultado una excesiva expansión y

deterioro del cemento.

ADITIVOS PARA CEMENTOS.

Los pozos petrolíferos y gasíferos cubren variados rangos de profundidades

con distintas presiones y temperaturas. Existen numerosos aditivos que se pueden

agregar al cemento para obtener diferentes propiedades de las mezclas y poder

adaptarlas a cualquier condición de pozo.

Se clasifican en:

a) Aceleradores: reducen el tiempo de espesamiento y el tiempo “WOC”, incrementan el rápido desarrollo de la resistencia a la compresión. Son muy utilizados en pozos poco profundos, cañerías de superficie y tapones de cemento en pozos abiertos. El compuesto base más utilizado es el cloruro de

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calcio, generalmente se lo utiliza en rangos de 2 al 4 % en peso de cemento. Otros compuestos son cloruro de sodio (3 al 10 % mezclado con agua), silicato de sodio (1 a 7,5 %), formas semihidratadas de yeso (20 a 100 %).

b) Retardadores: prolongan el tiempo de espesamiento, retardan el fragüe. Se los utiliza en pozos profundos, altas temperaturas, liners, etc. Los compuestos más usados son lignosulfonato de sodio, lignosulfonato de calcio, mezclas de lignosulfonatos con bórax, agua saturada en sal de 7 a8 kg por cada bolsa de cemento de 50 kg. CMHEC (carbometil hidroxietil celulosa) 0,1 a 1,5 %.

c) Reductores de densidad: existen tres métodos para reducir la densidad:

1) Modificando la relación agua/cemento;

2) agregando materiales de bajo peso específico;

3) combinando los dos métodos anteriores.

d) Aditivos para bajar la densidad:

Bentonitase usa entre un 2 y un 10 % del peso del cemento Hidrocarburos naturales, carbón, rafaelita, perlita expandida, espumas Dentro de los gases el que más se usa es el N2.

e) Aditivos para aumentar densidad: aumentan la densidad, controlan altas presiones porales, mejoran el desplazamiento del lodo. Los aditivos más usados son: arena (5 a 25 % en peso de cemento), baritina (50 a 108 % en peso de cemento), sal (5 a 16 % en peso de cemento), hematita, ilmenita, óxidos metálicos.

f) Reductores de filtrado: protegen del daño a las formaciones; previenen la deshidratación del cemento; mejoran las cementaciones forzadas. Se usan polímeros sintéticos entre o,5 y 1,5 % en peso de cemento ( PVA o polivinil-alcohol, PEI o polietilen-amina, ABFLA o base acrilamida). También es usada la bentonita, el látex y los derivados celulósicos (HEC o hidroxietil-celulosa, CMHEC o carbometil-hidroxietil-celulosa).

g) Aditivos reductores de viscosidad: se usan dispersantes. Ellos permiten que la lechada entre en flujo turbulento con un caudal relativamente bajo, ya que los dispersantes bajan el punto de fluencia. Se usan polímeros de cadena larga (0,15 a 0,25 kg/bolsa de cemento), lignosulfonato de Ca (0,15 a 0,25 kg/bolsa de cemento), ClNa (0,5 a 8 kg/bolsa de cemento).

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h) Aditivos para control de pérdidas de circulación: son los mismos que se utilizan para la inyección: gilsonita, perlita, cáscara de nuez, carbón (en granos), celofán, nylon, mica (en láminas).

i) Inhibidores de espuma: la adición de sulfonatos hace que se forme espuma y esto es contraproducente. Se usa ClNa (1 a 16 %), carbonato sódico, estearato de aluminio.

LECHADAS REMOVEDORAS O PREFLUJOS.

Para obtener una buena adherencia del cemento tanto al casing como a la

formación, es necesario desplazar totalmente la inyección del espacio anular e

incluso si es posible sacar el revoque.

Para ello se usan distintas técnicas:

a) Con agentes químicos: la inyección gelifica al aquietarse, entonces se agregan aditivos que rompan la gelificación. Dentro de las soluciones que adelgazan (es decir que disminuyen la viscosidad) la inyección tenemos:

1. Agua con pirofosfato ácido de sodio; 2. Agua con surfactantes; 3. Algunas soluciones ácidas. En estos casos se combina el efecto químico con

la presencia del agua que permite bombear en flujo turbulento. El primer caso tiene la particularidad de que su acidez es neutralizada por la

alcalinidad del lodo, por lo que puede quedar en el pozo sin peligro de corrosión.

Por lo tanto es usado cuando no se cementa hasta la cabeza del pozo.

b) Barredores: contienen abrasivos que limpian el pozo por fricción. Esto se logra mediante el agregado de sólidos. Los que más se usan son arena con un poquito de cemento (muy diluido). Estas lechadas entran en flujo turbulento con un caudal de 1 a 2 barriles/minuto.

c) Fluidos de alta viscosidad: eliminan la inyección por el principio de un barrido viscoso. Cada empresa le da su nombre. No es una solución ácida, es a base agua. Con este tipo de preflujo no es necesario bombear a régimen turbulento. Las viscosidades alcanzan el orden de los 180 cp a 80 ºF. Se suelen agregar algunos aditivos que contribuyen al mojado de la cañería y obtener así una mejor adherencia. Otros aditivos son flojulantes, tienen baja fricción y baja pérdida por filtrado. La densidad puede ajustarse en amplio rango, se adapta a

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cualquier sistema. Lo ideal es que no exista diferencia entre la densidad de la lechada y la del preflujo.

CEMENTACIÓN ORIGINAL.

Si se debe hacer una cementación original de por ejemplo 1.400

metros desde el fondo del pozo al tope de anillo y hay muchas capas de interés, no

debemos olvidar que la densidad de la lechada oscila alrededor de 1,8 kg/l, por lo

que si la columna de cemento es grande es muy factible que algunas capas admitan

mucho antes de que se termine de cementar.

En estos casos también hay dos maneras de proceder: una es hacer la

cementación original más abajo del tope de anillo y luego hacer una cementación

auxiliar con el método de punzar y cementar circulando.

El otro sistema es hacer la cementación original en dos etapas. Para

ello se baja en la cañería un dispositivo que, luego de haber cementado la primera

etapa, produce la apertura de unos orificios en el casing por donde ingresa el

cemento para la segunda etapa.

Es decir, es igual al caso anterior, sólo que este dispositivo evita tener que

punzar. El mismo va intercalado en el casing (enroscado como si fuera un tramo de

casing), tiene unos orificios que originalmente están sellados por una camisa en su

interior, la cual está sujeta mediante pines de corte.

El dispositivo se coloca inmediatamente arriba del tope de anillo de la primera etapa. Para correr la camisa y abrir así los orificios se larga un torpedo desde la superficie que corta los pines, corre la camisa y luego sella con el cono, por lo que no es necesario colocar tapón. Posteriormente el torpedo es rotado con una fresa. Al cementar en etapas, tengo la ventaja adicional de una menor

presión de circulación.

Una de las desventajas de este método es que en la segunda etapa no es

posible “reciprocar” la cañería.

El reciprocado consiste en darle a la cañería movimientos alternativos

verticales (hacia arriba y hacia abajo) mientras se circula la lechada lavadora y

durante la cementación primaria para que el cemento llene bien el espacio anular y

logre mayor adherencia.

TERMINACION II


Otra desventaja radica en el mayor tiempo de equipo que se emplea, y

consecuentemente mayor costo.

Estos dispositivos de segunda etapa también pueden ser utilizados para

realizar cementaciones selectivas en cualquier lugar del pozo, de la misma manera

que se hace con los punzados.

CEMENTACIONES A PRESIÓN.

Las cementaciones a presión se pueden realizar a pozo abierto o entubado.

A pozo abierto se usan para sellar una formación problema (formación no

consolidada, zona de alta presión, etc.)

La cementación a presión generalmente se realiza a pozo entubado,

por ejemplo para sellar capas que no han sido alcanzadas por la cementación

primaria, para sellar capas acuíferas o de gas.

Puede quedar una capa arriba del tope de anillo, ello puede ocurrir

por accidente (por ejemplo alguna capa admitió cemento y el tope de anillo quedó

mucho más abajo de lo planificado) o ex-profeso (por ejemplo si esa capa está

arriba y muy distanciada de las otras).

También puede ocurrir que una capa cementada y punzada produzca

agua en porcentajes mayores a los económicamente viables, entonces se la

cementa.

TERMINACION II


Muchas veces se cementa las capas gasíferas cuando por el caudal de gas y

la ubicación del pozo no es económicamente conveniente su extracción. En ese

caso existen dos opciones: ventear el gas o cementar la capa.

En muchos casos el gas se puede utilizar para accionar motores a explosión o

para producir petróleo mediante gas-lift.

Antes de cementar una capa se hace una prueba de admisión, la cual

consiste en medir la presión y el caudal de admisión.

Para las cementaciones a presión no se utiliza lechada lavadora, ya que

solamente se inyecta cemento en una capa. Los volúmenes de cemento

involucrados en este tipo de operaciones son pequeños.

Si queda un excedente de cemento una vez que la capa deja de

admitir, se debe librar el packer y circular por inversa para desplazar el cemento

sobrante. Ver Si la cementación salió bien se procede de la misma manera para

asegurarse de que no haya quedado cemento en la cañería: se libra el packer, se

levanta la herramienta y se circula por inversa.

El tapón puede ser no recuperable o recuperable. En el primer caso una vez

terminada la operación al tapón se lo rota.

En el segundo caso después de fijar el tapón y hacer la prueba de admisión,

se le hecha arena encima del tapón formando un colchón que impide que el

cemento tape el pin de pesca del tapón recuperable.

Resumiendo, el procedimiento para cementación selectiva con tapón

recuperable es:

Fijar tapón recuperable.

1. Prueba hermeticidad tapón. 2. Fijar packer. 3. Prueba de admisión capa a cementar. 4. Decantar arena sobre el tapón. 5. Cementar.

A partir de allí existen dos opciones:

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7a. Esperar que fragüe, luego rotar cemento y arena y pescar

tapón.

7b. Sin esperar que fragüe, con poco giro y mucho caudal de

fluido lavador se baja el packer que tiene incorporado en su

parte inferior el pescador, se lava el cemento y el arena y se

pesca el tapón.

Con el segundo procedimiento se ahorra tiempo pero se corre el riesgo que

parte del cemento de los punzados sea lavado junto al que está en el interior de la

cañería.

Para evitar esto se dan golpes de presión cada vez más altas para asegurar

que el cemento entre en la capa y no vuelva. Esta operación se denomina

“hesitación” y produce además la deshidratación del cemento con lo cual aumenta

la viscosidad y disminuye el tiempo de fragüe.

En cuanto a la operación de cementación, es decir el paso 6, también

existen dos maneras posibles de hacerlo: con alta presión y con baja presión.

La cementación a alta presión implica bombear un volumen

generalmente importante de cemento a una presión tal que produzca la fractura

de la formación y forzar al cemento a que ingrese en la misma.

La cementación a baja presión consta de un bombeo de la lechada de

cemento de unas pocas bolsas, la cual se coloca frente a los punzados que se desea

sellar. Se lo puede dejar allí en fragüe o se lo hesita.

Las cementaciones a alta presión tienen el inconveniente de que se manejan

presiones mucho más altas con el consiguiente riesgo de rotura de herramientas o

casing.

Por otro lado las fracturas se producen en la mayoría de los casos según

planos verticales, a través de las cuales el cemento se canaliza (no se produce una

inyección homogénea del cemento en todos los poros de la roca circundante al

pozo).

TERMINACION II


La cementación a alta y a baja presión persiguen ambas los mismos

fines. Usar una ú otra

depende del criterio del

cementador. Por todo

lo expuesto son más

utilizadas las de baja

presión.

AISLACIÓN DE CAPAS.

Supongamos que

se necesita aislar entre

sí dos capas que se

encuentran a una cierta distancia “d” entre sí Para ello hay dos alternativas

posibles, usar una ú otra va a depender de esa distancia “d”.

La primera es punzar y realizar una cementación a presión en un lugar entre

esas dos capas.

La segunda posibilidad es punzar y cementar circulando. Para ello realizo dos

punzados a una cierta distancia uno del otro.

Por el inferior ingresará el cemento al espacio anular, y por el superior saldrá

la inyección, de manera tal que ubico en el lugar deseado el tapón de cemento.

Los punzados pueden ir debajo o encima de las capas, eso depende

de la distancia “d”.

Si las capas están muy cercanas se cementa todo y luego se punza el

cemento.

Si no quiero cementar ninguna de las dos capas y la distancia lo permite, los

punzados se harán encima de la inferior y por debajo de la superior.

TERMINACION II


Este sistema no es a presión sino circulando, porque se le da salida a

los fluidos que están en el anular (agua, petróleo, barro, o inyección si el pozo es

nuevo).

TERMINACION II


Accesorios que se usan en cementación.

Zapato guía: es un elemento que va colocado en el extremo del casing,

enroscado al último caño. Tiene el frente redondeado y un orificio por donde pasa

la lechada; puede también tener orificios laterales para provocar turbulencia.

Son de fundición o aluminio. Su función es guiar la cañería que se está bajando para que no se clave en alguna saliente de las paredes del pozo. Se lo usa en todas la cañerías (guía, intermedia, de aislación).

Zapato Diferencial: este dispositivo cumple dos funciones: de guía y de

válvula.

Se los utiliza cuando porrazotes de seguridad se

aconseja el uso de un doble sistema de válvulas: la del

zapato diferencial y la del collar diferencial

Collar diferencial: tiene una válvula que hace que la

cañería no se llene y por lo tanto flote. Es una válvula de

retención que en cambio sí deja pasar el cemento que

ingresa por dentro.

Se lo suele usar cuando la capacidad del equipo está

al límite, la flotación le ayuda a soportar el peso.

En profundidades de pozo de hasta 6.000 pies va

colocado en la primera unión de cañería. Para

profundidades mayores dos o tres uniones arriba del

fondo.

Flexi-flow: tiene una membrana que es flexible y

permite pasar la bola en sentido descendente, pero no a la

inversa

Se baja una determinada cantidad de caños que se llena.

Luego se larga la bola y ésta cierra la válvula que no

permite que el llenado continúe.

TERMINACION II


Esta se usa para pozos muy profundos en los cuales la cañería totalmente

vacía puede colapsar.

Cabeza de cementación: Se coloca en la superficie, en la parte superior de la

cañería. Permite ubicación y largada de tapones de goma

Posee derivaciones para bombear distintos fluidos (lechadas removedoras,

cemento, inyección, etc.).

1. Primero se circula mandando inyección por 1. 2. Luego se envía la lechada removedora también por 1. 3. Se saca el tope A y se bombea el cemento por 2, empujando al tapón fusible. 4. Se saca el tope B y se desplaza con inyección o con agua empujando al tapón

ciego.

Tapones de goma: Su función es

separar mecánicamente la lechada de

cemento de los restantes fluidos

utilizados (lechada removedora, fluido

de desplazamiento).

Centralizadores de casing: hay varios tipos. En todos los casos su función es

centrar la cañería en el interior del pozo

TERMINACION II


PERFILES

GENERALIDADES

Los perfiles registran en el pozo, frente a los tramos o formaciones de

interés, las variaciones de los parámetros físicos de la roca con la profundidad.

Tenemos así perfiles que registran resistividad, potencial espontáneo, densidad,

características de propagación de ondas sónicas y radioactividad natural o

inducida.

La interpretación de esta información permite obtener: porosidad y

saturación, movilidad de fluidos, correlación de capas, rumbo y buzamiento,

detalles litológicos.

El equipo de perfilaje es una unidad móvil (camión) que aloja a los paneles,

circuitos eléctricos y electrónicos, grupo electrógeno y un tambor cuyo cable se

introduce en el pozo.

El generador provee de energía eléctrica a todo el instrumental y facilita el

cierre y apertura de patines de las sondas. Estas se conectan a un extremo del

cable y el otro a los circuitos.

Uno o más conductores aislados alojados en el interior del cable conectan

eléctricamente los circuitos del camión a la sonda. Las señales de la medición son

captadas y enviadas a la superficie donde la información es procesada por equipos

informáticos.

Se corren varios perfiles simultáneamente.

Algunos perfiles se realizan a pozo abierto y otros con el pozo entubado. El

siguiente cuadro resume información sobre los diferentes perfiles en uso.

Perfil Permite obtener Inyec.

Salad.

Inyec.

dulce

Emuls.i

nver.

Pozo

abierto

Pozo

entubado

Eléctrico Resistividad Rt X x

Inducción resistiv. Resistividad Rt x x x

Doble inducción Resistividad Rt x x

TERMINACION II


Loterolog Resistividad Rt X x

Dual laterolog Resistividad Rt X x

Proximidad Resistividad Rxo x x

Microlaterolog Resistividad Rxo X x

Microperfil Espesores permeab. x x

Microesférico Resist aux (Rmf-Rxo) x x

Buzamiento Buzamiento capas X x x

Pot. Esp. S.P. Difer. capas y form. x x

Rayos gamma Difer. capas y form. X x x x X

Sónico Porosidad S X x x x

Densidad Porosidad D X x x x

Neutrón epitermal Porosidad N X x x x

Neutrón compensado Porosidad N X x x X

Neut.lifetime y TDT Difer. agua y petróleo X x x x X

Carbono oxígeno Difer. agua y petróleo X x x x X

Análisis espectral Radioact. KUT x x x x

Trazadores radioac. Distribuc. caudales X

Testigos laterales Muestras de terreno X x x x

Neutrón Correlac de capas X x x X

Cuentacuplas Localiza cuplas caño X x x X

Cementación Adherencia cemento X x x X

Microsismograma Adherencia cemento X x x X

Caliper Diámetro de pozo X x x x

TERMINACION II


Res. Magn. Nuclear Poros. Movil. fluidos X x x x

MÉTODOS DE TERMINACIÓN DE POZOS

PUNZADO

El punzado es esencialmente un método para atravesar el casing y el

cemento y comunicar a las formaciones productivas con el interior del casing.

Antes de 1.930, el casing podía ser agujereado por métodos mecánicos, pero este

procedimiento era generalmente ineficaz.

El punzado con bala fue desarrollado en California en 1.932 y ha ido en

continuo y creciente uso desde entonces. La herramienta punzadora con bala es un

cañón multi-tiro diseñado para ser bajado dentro del pozo, posicionado en el

intervalo deseado, y disparado eléctricamente desde los controles de superficie.

El punzado a chorro o jet fue desarrollado en 1.946, es similar al de bala

excepto que son empleadas cargas explosivas de forma en lugar de balas.

Es generalmente aceptado que no se puede decir si es mejor la bala o la carga de forma; un punzado a bala ofrece mejor performance en formaciones de baja a moderada resistencia a la compresión, y el punzado tipo jet es generalmente mejor en rocas de alta resistencia a la compresión.

Muchos factores -diámetro de casing, fluidos de formación,

formación, procedimiento de cementación, presión hidrostática y temperatura del

pozo- necesitan ser considerados a la hora de elegir una herramienta de punzado.

Los procedimientos de punzado tienen los siguientes objetivos, no

necesariamente en este orden de importancia:

1. Obtener una formación limpia, sin daño y productiva. 2. Penetrar el intervalo productivo tan lejos como sea posible. 3. Proporcionar una entrada lisa y redonda desde la formación al casing. 4. Minimizar los daños al casing y al cemento. 5. Obtener el máximo caudal de flujo con el menor número de punzados.

El disparo de balas produce microfisuras características al final del punzado

como puede verse en la figura, la cual muestra la comparación entre el jet y la bala.

TERMINACION II


La bala produce un orificio redondo, uniforme y largo. Las cargas jet son

factibles de producir orificios que tienen la forma de arpones. Algunas cargas jet

causan un ensanchamiento del orificio en el anillo de cemento.

El punzado puede ser diseñado para cubrir un amplio rango de necesidades

del pozo. Un mínimo número de punzados, cada uno con la máxima productividad,

serían el objetivo.

Los punzados pueden ser hechos a una corta distancia vertical en el

intervalo productivo en todas las direcciones del casing y penetrando en la zona

productiva. Un excesivo número de cargas explosivas pueden producir serios daños

al casing.

Características generales del punzado

TERMINACION II


Punzado a balas:

Los cañones de punzado con balas pueden ser obtenidos regularmente en

diámetros que van desde 31/2” a 6”, siendo los más comunes los de 31/2” y 4”, y

trabajando con presiones de 20.000 psi y temperaturas de 250 ºF.

Los cañones de balas pueden ser selectivamente disparados, producen

agujeros de entrada uniformes y lisos y no causan daño al casing. Normalmente las

balas son de 1/2”, pero en casos especiales pueden ser de menor diámetro.

Las balas penetran aproximadamente 24” en rocas de baja resistencia a la

compresión. Las balas producen menor daño al casing y al cemento que las cargas

jet.

Punzados tipo jet:

Los procedimientos de punzado jet producen máxima penetración en rocas

de la más alta resistencia a la compresión. Las cargas pueden ser montadas en

cañones huecos o en ristras. Estas últimas permiten ser introducidas en caños de

menor diámetro como por ejemplo un tubing de 23/8”.

Los orificios producidos por este tipo de cargas pueden variar entre 1/3” y

3/4”, dependiendo del tipo de carga. Algunas cargas de forma pueden obtener

penetraciones de 20” en concreto.

Después del disparo los detritos son mínimos con el dispositivo de cañón

para cargas de forma, pero generalmente se encuentra una apreciable cantidad de

restos de metal.

Los cañones no causan daño al casing, ya que absorben la energía de la

explosión, mientras que las ristras pueden causar deformación en el casing por

apoyarse en él.

TERMINACION II


TERMINACION II


PUNZADO CON BALA

TERMINACION II


PUNZADO TIPO JET

Performance de los punzados

La performance del punzado, junto al tipo de punzado y al diámetro de la

carga, depende de:

Resistencia de la formación.

1. Tipo de fluido en el intervalo punzado. 2. Diferencial de presión entre la hidrostática y la de formación. La figura muestra los efectos de la resistencia a la compresión con la

profundidad del punzado y compara la performance de la bala con el jet.

TERMINACION II


Comparación de las perfomances del punzado a bala y jet en formaciones con variaciones en la

resistencia a la compresión

Control de la profundidad de los punzados y orientación

La medición de la profundidad de los punzados fue un procedimiento

cuestionable antes del advenimiento delcuentacuplas de casing. Esto era debido a

las diferencias aparecidas en las mediciones hechas a pozo abierto con los cables

de perfilaje y los cables de punzado (cables diferentes). El cuentacuplas permitió

ubicar la zona a punzar con un margen de error mínimo.

Posteriormente, el desarrollo de los perfiles radioactivos permitió la actual

correlación de las arenas leídas con un perfil eléctrico a pozo abierto con las

correspondientes indicaciones obtenidas dentro del casing.

Correlacionando la ubicación de una cupla con formaciones grabadas

mediante rayos gamma y/o perfil neutrón, la distancia desde una cupla a la zona a

ser punzada puede ser establecida con gran seguridad. Los cuentacuplas son

accesorios estándar en toda herramienta de perfilaje a pozo entubado, y también

en las herramientas de punzado.

Cuando dos o más sartas de caño son fijadas en un intervalo a ser punzado,

será necesario punzar direccionalmente usando un dispositivo de orientación del

cañón y un arreglo de las cargas en una sola dirección. Dos métodos de orientación

son posibles.

Uno involucra la medición del volumen de acero, mediante el cual el cañón

es orientado. El otro requiere una pastilla de material radiactivo ubicada en la sarta

adyacente.

Un lector de radioactividad ubica el cañón en la dirección donde la medición

es menor.

Práctica de punzado

La selección del intervalo a ser punzado en un pozo es dictado por lo

siguiente:

1. Tipo de empuje del reservorio.

TERMINACION II


2. Característica de las arenas del reservorio y saturación de petróleo. 3. Previsión de caudal de producción. 4. Requerimientos de tratamientos de estimulación. 5. Futuros requerimientos de reparaciones. Un pozo terminado en un reservorio con empuje de agua donde hay una

razonable permeabilidad vertical será punzado en la parte superior de la capa.

Si el pozo está en un reservorio con casquete de gas, el punzado se realizará

cerca del fondo de la capa.

Uno o dos disparos por pie son usualmente adecuados. Donde el pozo va a

ser fracturado, un disparo por pie o menos es deseable. Para tratamientos de

consolidación de arenas, un mínimo número de punzados es preferido.

Los fluidos utilizados para terminación, y en especial durante el punzado,

son de menor densidad que el lodo de perforación. Generalmente agua. Se debe

trabajar con la BOP instalada por la posibilidad de presiones de formación altas.

Después de que un pozo ha sido perforado, perfilado y testado a la

profundidad proyectada y la formación productiva evaluada como

económicamente factible y conveniente, el trabajo seguirá fijando el casing,

preparando el pozo para la producción, y “traer” la zona o las zonas (si es de

producción múltiple).

Los varios pasos requeridos son generalmente denominados “operaciones

de terminación o de completación”. Las fuerzas implicadas pueden ser tan simples

como el peso de una sarta de tubings de 27/8” para un tubing-less si la expectativa

de vida productiva es corta y sin problemas de producción de arena y agua y se

prevén tratamientos de estimulación simples. O la terminación puede ser muy

complicada, requiriendo grandes diámetros de casing y la medición de varias zonas

antes de finalizar el pozo.

Dos o más sartas de tubing con varios accesorios pueden ser necesarios para

una terminación múltiple. A veces es necesario ejecutar acidificación, fractura o

control de arenas antes de que el intervalo productivo en el pozo pueda ser

completado.

TERMINACION II


Los diámetros de caños y los rangos de presiones podrían ser elegidos,

teniendo en cuenta los requerimientos que puedan desarrollarse durante la vida

del pozo. Si hay expectativas de artificial lift en el futuro, los diámetros de casing y

tubing serían suficientemente grandes para contener el equipamiento que será

normalmente necesario.

Los packers y otros equipamientos accesorios podrían ser cuidadosamente

seleccionados de acuerdo a los requerimientos de la larga vida del pozo.

El equipamiento de terminación y los métodos empleados pueden ser

variables, usualmente dependientes del tipo de acumulaciones de petróleo o gas

involucrados y de las circunstancias económicas en las que el trabajo es hecho.

Bajas presiones, a veces permiten la utilización de caños de segunda mano si

las acumulaciones corresponden a una tasa de repago marginal, y otros

desembolsos disminuidos por consiguiente. Pero si la presión es alta y se anticipa

una expectativa de vida del pozo larga, el mejor grado de caño será necesario.

Casing de diámetros apropiados para terminaciones dobles y triples serán

rutinarios donde reservorios multizona justifican el gasto. Mediante una apropiada

planificación, una perforación de pozo simple puede ser arreglado de manera tal

que tres zonas pueden ser bombeadas con equipos.

Terminaciones de tubingless pueden ser fijadas donde el petróleo o gas de

áreas marginales no permiten comercialmente otro tipo de instalación.

Tratamientos de estimulación de acidificación o fractura han hecho a muchos

pozos aprovechables cuando se estaba a punto de abandonarlos por no resultar

comerciales.

Los diámetros de caños usualmente fijados en pozos de petróleo o gas

tienen mucha mayor capacidad de la que generalmente se necesita. El promedio de

los pozos en los Estados Unidos ronda los 20 barriles diarios, y las producciones

máximas no exceden por lo general los 100 barriles diarios. A continuación se

ilustran las tasas de producción y las presiones requeridas para producir petróleo a

través de varios diámetros de tubings:

TERMINACION II


Por supuesto, otros factores aparte de la capacidad del tubing y las tasas de

producción necesitan ser considerados cuando se elige un diámetro de caño a usar

en un pozo.

Pozos que deben producir una gran cantidad de agua salada junto al

petróleo necesitan un gran diámetro de tubing; el fluido total debe ser considerado

cuando se diseña un pozo productor o inyector.

La necesidad para tratamientos de fractura de grandes formaciones -los

volúmenes de fluidos a veces exceden los 50.000 galones en caudales de 25 a 50

barriles por minuto- pueden determinar claramente los diámetros de casing y

tubing a instalar en el pozo.

En muchos casos, el pozo es fracturado a través del casing para obtener

caudales de inyección mayores a presiones más bajas que las que serían posibles a

través del tubing.

También el diámetro de tubing va a depender del tipo de bombeo que

utilicemos, ya que si se usa bombeo mecánico, debemos pensar en el volumen de

las barras de bombeo además del caudal a bombear. Las barras de bombeo

tendrán mayor diámetro en la parte superior del pozo, debido a que soportan el

mayor esfuerzo de tracción alternativa. Los pozos de gas necesitan un gran

diámetro de tubing para producir altos caudales sin una pérdida de carga

importante.

Con tubings de 31/2” y 41/2” se puede conducir caudales de 25 millones de

pies cúbicos por día sin una excesiva pérdida de carga. Los pozos productores de

gas serán diseñados no sólo por los volúmenes a ser transportados sino también

por los cambios de temperatura en el pozo, que se producen por las variaciones en

la producción de acuerdo a las variaciones de la demanda.

Los pozos de petróleo y gas serán diseñados para minimizar los efectos de la

corrosión y la erosión en el casing, liners, tubing e instalación de cabeza de pozo.

Para ello se puede utilizar inhibidores químicos, metales especiales resistentes a la

corrosión, quizá tubing revestido con plástico, y diámetros de caño que permitan la

producción requerida a velocidades de flujo bajas.

TERMINACION II


La entrada de arena puede ser reducida al mínimo mediante la adecuada

selección de screen liners. Tratamientos de consolidación de arenas minimizarán la

entrada de arena a través de los punzados.

Los métodos de terminación a cable tienen su importancia en los pozos

modernos. Corriendo herramientas en el pozo que puedan ser abiertas o cerradas

con herramientas de cable, simplifica los procedimientos para abrir un pozo

durante la terminación o cambiar el intervalo productivo. Las herramientas de

cable pueden ser empleadas para hacer reparaciones en el tubing, taponar el

tubing, y hacer punzados.

Abrir el pozo es una parte importante en los procedimientos de terminación.

Los tubings con arreglos especiales para circulación hacen posible desplazar lodo u

otros fluidos, controlando la presión de la formación con fluidos más livianos.

DESARROLLO DE LOS MÉTODOS DE TERMINACIÓN.

Los primeros pozos petroleros fueron perforados con herramientas de cable

en áreas donde las formaciones penetradas eran consolidadas y no se encamisaba

el pozo; el casing no era usualmente instalado excepto en el tope del pozo.

Cuando una zona productora de petróleo era encontrada, el pozo se llenaba

con petróleo inmediatamente. Si había presión suficiente, el petróleo fluía hasta la

superficie, y quedaba produciendo de esta manera.

Después, cuando la presión disminuía, se instalaba una bomba aspirante-

impelente en el pozo de la misma manera que se hacía en la terminación de pozos

de agua. Si el agua entra al pozo desde una capa superior ocasionando un

problema, un simple packer sujetado a las paredes del pozo era instalado en el

tubing para cerrar el flujo de agua.

El casing para prevenir entrada de agua fue obviamente una mejora sobre el

packer en pozo abierto, usando un packer en el zapato del casing. Posteriormente,

se tornó un procedimiento standard proceder a bajar y cementar el casing encima

de la zona potencialmente productiva. El pozo sería profundizado entonces en

búsqueda de nuevas capas hidrocarburíferas, y terminado cuando una aceptable

producción era obtenida.

TERMINACION II


El método fue claramente satisfactorio para pozos relativamente poco

profundos como los que se podía alcanzar con la perforación a cable. Donde

entraban arenas provenientes de la formación poco consolidada, un screen liner,

muchas veces un simple caño perforado, era ubicado en el pozo abierto.

La decisión de cómo un pozo debía ser terminado era más simple años atrás

que ahora. Los operadores no debían afrontar una multiplicidad de decisiones para

resolver problemas todos los días. La única herramienta de obtención de

información era el bailer (elemento perforador en la perforación a cable).

Los recortes o cuttings eran obtenidos, y se confeccionaba un informe a

partir del análisis visual de los mismos. El bailer era la principal herramienta de

evaluación de la formación en el caso de pozos no fluyentes. El carácter de los

fluidos, la altura del nivel de los mismos, y el caudal de afluencia de líquido o gas

podían ser estimados después de unas pocas carreras del bailer.

Muchos pozos surgentes eran evaluados, usualmente a alguna distancia del

pozo, mediante estimaciones de la altura alcanzada por el fluido. Si el pozo no

surgía, entonces la terminación se complicaba por la necesidad de bajar una

bomba.

Una abundante surgencia del pozo hace que el mismo se pague por sí solo

en unos pocos días. Un pozo con sistema de bombeo usualmente necesita un

tiempo mayor, pero en todo caso, la economía era en ese entonces tan simple

como la mecánica.

Casing y liners

A medida que el método de perforación rotativa se fue haciendo más

popular, perforadores experimentados podían hacer una correlación pozo-a-pozo,

proveyendo razonabilidad en las profundidades de ubicación del casing encima de

los intervalos productivos.

El casing era fijado, y entonces se continuaba perforando y analizando los

testigos hasta que un intervalo con una aceptable saturación de petróleo era

encontrado. El pozo era entonces terminado ya sea a pozo abierto o con un liner.

TERMINACION II


Los perfiles eléctricos redujeron la necesidad de testigos corona para

establecer correlaciones, y el punzado con explosivos hizo posible atravesar el

casing, procedimiento que es ahora empleado. El punzado con bala fue introducido

en 1.932, y posteriormente se desarrolló el sistema de cargas explosivas a jet, en

1.946, particularmente aptas para pequeños diámetros de casing.

El punzado del casing fue empleado al principio para zonas de terminación

simple, pero unos pocos años después se extendió a zonas de terminaciones

múltiples. Pronto se fue haciendo obvio que eran necesarias mejoras en la aislación

del cemento en el anular a una altura considerable encima del zapato del casing.

Cierres de agua podían ser obtenidos sin mucha dificultad en las cercanías

del zapato del casing, pero era dificultoso cuando se trataba de varios cientos de

pies más arriba. Hoy los procedimientos de cementación han sufrido grandes

mejoras, y puede obtenerse gran hermeticidad en el anular para grandes distancias

encima del zapato.

Herramientas especiales han sido desarrolladas para perforación y otras

operaciones en el interior de pequeños diámetros de caño, por ejemplo para la

terminación de tubingless.

Los procedimientos de cementación han sido modificados para permitir fijar

varias sartas de pequeños caños en un solo pozo. Los problemas de las

profundidades crecientes de los pozos fueron atacados con la instalación de

grandes liners.

Los mecanismos de wireline han sido introducidos para facilitar los

procedimientos de terminación que de otra manera requerirían manipulación de

tubings para cambios de flujo.

Tubings y packers

Los tubings, excepto cuando son suministrados para bombeo, no eran

usualmente instalados en terminación de pozos hasta 1.920 cuando los estudios de

ingeniería mostraron que la vida productiva de un pozo puede ser extendida

mediante el uso del tubing.

TERMINACION II


Se hizo práctica regular por 1.930 instalar el tubing cuando el pozo es

terminado, porque hace posible una terminación más segura y limpia que la

práctica de perforar el casing y permitir el flujo descontrolado. El tubing hace

posible circular agua para remover el lodo de perforación y permitir un arranque

del flujo en el pozo más gradual.

Si la presión de la formación no sobrepasa la presión hidrostática del agua

en el pozo, el agua puede ser descargada mediante el pistoneo por el tubing. Más

importante, una sarta de tubing proveerá un medio de circulación si es necesario

bombear fluido al interior del pozo para ahogar la presión. El tubing puede ser

sacado para reparar si se tapona o sufre daño por corrosión. El tubing casi siempre

es fijado con un packer para aislarlo del casing.

Los packers de producción fueron por primera vez empleados en los años

‘20 para forzar al gas producido junto con el petróleo a través del tubing y así

extender la vida útil del pozo.

Los packers ofrecen otras ventajas:

1. Permitir la terminación de un pozo para una producción controlada. 2. Impedir que la presión del pozo se comunique al casing.

3. Separar la producción de dos o más zonas productivas en el mismo pozo. TIPOS DE TERMINACION DE POZOS

TERMINACION A POZO ABIERTO

Es el modo más simple de terminación de pozos. Si bien ha caído en desuso, no ha sido por completo descartado ya que en algunos casos particulares puede resultar conveniente, sobre todo por su economía. Sólo es aplicable en rocas calcáreas.

Ventajas:

1. El pozo puede ser ensayado y reperforado. 2. No hay costos de punzado. 3. El daño a la formación es mínimo. 4. Permite un diámetro pleno del pozo en la zona de interés. 5. Permite otro tipo de terminación si las circunstancias así lo aconsejan

en el futuro.

TERMINACION II


Desventajas:

1. Producciones excesivas de gas o agua dificultan el control. 2. El casing es fijado antes de la evaluación de la zona productiva. 3. El intervalo productivo no puede ser selectivamente fracturado o

acidificado. 4. Se requieren limpiezas frecuentes.

TERMINACIÓN CON LINERS

TERMINACION II


Como ya se dijo, los liners comenzaron a ser usados en terminaciones de

pozo abierto como un medio de encamisar el pozo para prevenir la entrada de

arena al mismo. Si la formación productiva es no consolidada, un caño especial,

generalmente denominado “screen liner” puede ser ubicado frente a ella. La figura

muestra un liner ranurado que puede ser usado con este propósito. Caños

perforados envueltos con resorte pueden ser también utilizados. La figura muestra

varios liners de este tipo.

Screen liners instalados para prevenir entrada de arena

SCREEN LINERS A RESORTE

En la actualidad la más común terminación con liner es fijar y cementar un liner liso y subsiguientemente punzarlo. Ha sido desarrollado equipamiento para facilitar el lavado del liner del fondo del pozo, cementarlo, y fijar el liner al casing. También es posible conectar el liner con un casing que se extienda hasta la superficie.

TERMINACION II


En pozos de profundidades extremas a menudo se instala un liner como un medio de facilitar la perforación y permitir la instalación posterior de equipamiento especial de terminación. Instalación y cementación de liners lisos

Los liners se superponen parcialmente con el casing preexistente en su

extremidad inferior. Para una buena cementación, es necesario que la

superposición u “overlap” sea de 80 a150 metros.

TERMINACION II


El liner es generalmente la última cañería que se baja en el pozo. Debido a

que los liners requieren menos cañería, usan menor cantidad de componentes de

boca de pozo y requieren menos tiempo de equipo para su instalación, son una

solución atractiva económicamente y técnicamente segura para muchos diseños de

pozo.

La longitud de los liners puede variar de 30 a2000 metros o más. La

cementación de los liners es una de las operaciones de mayor dificultad asociadas

con la perforación y terminación de los pozos.

Si un liner no esta bien cementado, la capacidad de producción de un pozo

se puede ver seriamente comprometida. Hay determinadas condiciones tanto

técnicas como geométricas en un liner que deben ser tenidas en cuenta, como por

ejemplo:

1. Reducidos espacios anulares, que crean una alta presión de fricción (pérdida de carga) con el consecuente aumento de la presión total durante la circulación y bombeo de la lechada de cemento.

2. Pequeños volúmenes de cemento, que pueden ocasionar una mala remoción de lodo de perforación.

3. Normalmente uso de lodos de perforación más pesados.

4. Mayores temperaturas de fondo.

5. Tiempo de bajada mayores por aumento de la profundidad.

6. Generalmente zonas sobre presurizadas, que pueden presentar problemas de canalización de gas ( gas leakage ) mientras el cemento fragua.

TERMINACIÓN CON CASING PUNZADO

Debido a que es el más económico procedimiento y ofrece las mejores

posibilidades para trabajos subsiguientes y tratamientos de estimulación de la

formación, el casing punzado es lejos el más popular método de terminación de

pozos.

TERMINACION II


Los pozos se adaptan para el estudio de varias zonas, o partes de zonas

atravesadas por el pozo, y son convenientes para sucesivas re-terminaciones

durante la variable vida productiva del pozo.

Este procedimiento puede ser usado para todo tipo de formaciones, y varios

caminos de terminación de pozos han sido desarrollados. Herramientas de

punzado seguras hacen posible producir varias zonas simultáneamente pero por

separado a través de un solo pozo.

Cañones y ristras de pequeño diámetro y otros dispositivos desarrollados

para correr a través del tubing han hecho una práctica corriente el empleo de caño

de 27/8” (y menores) haciendo las veces de casing y tubing a la vez (excepto

cuando se necesita artificial lift). Múltiple sarta de caños puede ser cementada en

un solo pozo, y dispositivos especiales son posibles para orientar los punzados en

una sola dirección.

Las terminaciones de casing punzado dependen de las cementaciones

hechas para asegurar la aislación del petróleo o gas detrás del casing. Cerca del

zapato del casing, buenas cementaciones detrás del caño pueden ser obtenidas.

Más dificultades de cementación aparecen en los tramos superiores donde

la contaminación y problemas de canalización a menudo aparecen. Las

cementaciones a presión a menudo pueden reparar estos defectos, pero ello

implica costos extra.

Una excesiva producción de gas o agua puede ser controlada más

fácilmente. Otra ventaja es permitir la producción individual de distintas capas a

través del mismo pozo. Proporciona además un mejor control de la producción de

arena.

TERMINACION II


Si los perfiles a pozo abierto muestran que no hay horizontes productivos,

no se instala el casing con el ahorro que ello representa. Después de fijado el

casing, el pozo puede ser profundizado.

TERMINACION II


Las limitaciones o desventajas: punzar largos intervalos es muy caro, y

la evaluación de una zona por medio de perfiles eléctricos, DST, testigos corona,

etc. antes de fijar el casing pueden ser críticas. Una gran cantidad de dinero está

involucrado, y el riesgo de error en la interpretación de perfiles, si bien es pequeño,

no está del todo eliminado.

El daño a la formación debido a la invasión del filtrado durante la

perforación es siempre un riesgo real que no siempre es posible eliminar.

TERMINACION CON TUBINGLESS

El desarrollo de sistemas de punzado de pequeños diámetros y otras

herramientas para ser usadas dentro del tubing han hecho posible pozos con

casings pequeños, usualmente de 27/8” de diámetro exterior.

La experiencia ha demostrado que se consigue una reducción de costos

importante comparado con el sistema de terminación tradicional.

La ubicación, cementación y punzado se hace de la misma manera que en

casing común, excepto por el tipo de tapón utilizado.

La terminación con tubingless atrajo enseguida la atención hacia la

posibilidad de realizar terminaciones múltiples con este método, debido sobre todo

a su simplicidad y economía.

Una terminación de ocho capas fue hecha de esta manera en el Golfo de

México. Cada una de las sartas es bajada en forma independiente, comenzando por

la más larga.

La única diferencia radica en que el punzado de cada capa debe hacerse en

una sola dirección (excepto el inferior) para no romper los caños que están al lado.

Para ello se utilizan los dispositivos de orientación antes mencionados. El

desarrollo del coiled-tubing hace más atractivo este método de terminación por

cuanto permite diámetros de pozo menores.Ver figura en hoja siguiente

TERMINACION II


TERMINACIONES SIMPLES.

TERMINACION II


La gran mayoría de los pozos son terminados de esta manera.

La figura muestra el

arreglo general de casing,

tubing y packer para un pozo

que produce por surgencia

natural. Un pozo que produce

por bombeo mecánico es en

gran medida igual, pero con

una bomba, barras de bombeo,

aparato de bombeo, y un

vástago pulido con una caja de

empaquetaduras.

Si es posible el packer no

es instalado en pozos con

bombeo mecánico. Los pozos

que producirán mediante gas

lift tienen la misma instalación

que el de surgencia natural,

excepto que las válvulas de gas

lift son ubicadas en la sarta de

tubing, y el gas es inyectado

por el anular arriba del

packer.El bombeo hidráulico o

electrosumergible utiliza

generalmente grandes

diámetros de tubing y casing.

El tubing juega un

importante papel en una

terminación por varias razones.

Su pequeño diámetro permite

una más eficiente producción

TERMINACION II


de petróleo y gas que si se produjera por casing, y hace posible una más segura

terminación porque el fluido puede ser circulado si es necesario para limpiar el

pozo. Puede ser cambiado fácilmente si resulta dañado. El tubing usado con un

packer no permite que los fluidos asciendan por el casing y evita por lo tanto la

corrosión, y facilitan el control de la presión del pozo.

Después de que el casing ha sido fijado, cementado y amarrado en la cabeza

del pozo, una cabeza colgadora de tubing y una BOP de tubing son instaladas.

El programa usual para terminaciones simples con casing punzado incluye

procedimientos para limpiar el casing a una profundidad especificada, punzar, bajar

el tubing, circular agua para desplazar el fluido de perforación en el tubing, fijar el

packer, dar tensión al tubing, sujetarlo en la cabeza del pozo, y conectar el árbol de

producción.

A veces hay presión de formación suficiente para que el pozo fluya

empujando la columna de agua del tubing; si ello no ocurre el tubing es pistoneado

para empujar el agua y atraer el petróleo hacia la superficie, junto con los fluidos

de perforación que invadieron la capa productora. Esos fluidos se vierten en un

tanque apropiado.

Luego el pozo es cerrado para observar la evolución de la presión y decidir el

método de producción más adecuado. Si el pozo no presenta expectativas de

surgencia natural, se puede pensar en instalar válvulas de gas lift o un sistema de

bombeo.

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