“CIENCIAS DE LA TIERRA” “PROCESOS DE CEMENTACIÓN Y …

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

UNIDAD TICOMÁN

“CIENCIAS DE LA TIERRA”

“PROCESOS DE CEMENTACIÓN Y FLUIDOS DE CONTROL EN LA ETAPA DE

TERMINACIÓN DE POZOS”

TRABAJO FINAL DEL SEMINARIO DE “PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y

REPARACIÓN DE POZOS PETROLEROS”

PARA OBTENER EL TÍTULO DE:

INGENIERO PETROLERO

PRESENTAN:

ALVAREZ LAZARO CESAR

BARRANCO PALACIOS JUAN ULISES

ELIAS ALFARO ALEJANDRO

MARTÍNEZ ESPINOSA NOEL OSWALDO

OLVERA BECERRA DANIEL

ASESORES:

ING. MANUEL TORRES HERNÁNDEZ

ING. ARÍSTIDES DOMÍNGUEZ CÁRDENAS

MÉXICO, DF. FEBRERO 2014

PROCESOS DE CEMENTACIÓN Y FLUIDOS DE CONTROL EN LA ETAPA DE TERMINACIÓN DE POZOS. 2


AGRADECIMIENTOS

A mis padres:

Gracias a mis padres por su apoyo incondicional, su gratitud, su

sacrificio, su esfuerzo y sus consejos los cuales me han guiado a

realizar una gran meta de mi vida y dar un gran paso ahora hacia mi

vida profesional, gracias por todo su cariño y amor.

A mi familia y amigos:

Gracias a mis abuelos, tíos, primos y a todas las personas que directa

o indirectamente fui conociendo a lo largo de mis estudios y han

tenido a bien ayudarme en forma moral para mi formación como

ser humano y profesional, en respuesta a esto, cuenten con un gran

amigo.

CESAR ALVAREZ LAZARO


A mis padres:

Le doy gracias a mis padres Noel y Laura, porque supieron cuando

ser enérgicos conmigo, pero también supieron mostrarme su amor,

comprensión y apoyo en cada momento. Gracias porque me

enseñaron que la vida se gana esforzándose y luchando por lo que

uno quiere. Los quiero papá y mamá.

A mis hermanos:

Gracias a mis hermanos Iamyd y Omar, porque ellos me han

enseñado que hay que ser fuertes para afrontar todo lo que nos

pasa. También gracias a mis hermanitas Aline y Laurita, porque

ustedes son la causa principal por la cual yo me esfuerzo cada día.

Gracias hermanos por ser parte importante en mi vida, gracias por

llenar mi vida de alegrías y amor. Los amo mucho.

A mi familia:

Le doy gracias a toda mi familia, abuelita, tíos y primos; por todo el

apoyo que me brindaron siempre, gracias por ser una familia unida.

También gracias a mis amigos por haber sido compañeros y familia a

lo largo de mi carrera.

Le agradezco a Dios por haberme acompaño y guiado a lo largo de mi

carrera, por ser fortaleza en los momentos de debilidad y tristeza que pase

lejos de mi familia. También le agradezco por brindarme una vida llena de

aprendizajes, experiencias y sobre todo felicidad, gracias Dios mío.

NOEL OSWALDO MARTÍNEZ ESPINOSA


A mis padres:

Con todo mi cariño y mi amor para las personas que hicieron todo

en la vida para que yo pudiera lograr mis sueños, por motivarme y

darme la mano cuando sentía que el camino se terminaba, a

ustedes por siempre mi corazón y mi agradecimiento.

Jessica:

A tu paciencia y comprensión, preferiste sacrificar tu tiempo para

que yo pudiera cumplir con el mío. Por tu bondad y sacrificio me

inspiraste a ser mejor para ti, ahora puedo decir que esta tesina lleva

mucho de ti, gracias por estar siempre a mi lado.

A mis maestros:

Que en este andar por la vida, influyeron con sus lecciones y

experiencias en formarme como una persona de bien y preparada

para los retos que pone la vida, a todos y cada uno de ellos les

dedico cada una de estas páginas de mi tesina.

ALEJANDRO ELIAS ALFARO


Gracias a la vida por darme la dicha y bendición de crecer junto a ustedes…

A mis padres:

Gracias por todo su amor y el apoyo incondicional que siempre me han brindad. Les

estoy infinitamente agradecido por todos sus cuidados y la bondad de su alma para

cobijarme entre sus brazos de ternura que han hecho de mí una persona de valores y

principios firmes en la unión familiar. Juan Barranco Romero (a un año y 5 meses de su

partida) y María Guadalupe Palacios Pérez; por todo el esfuerzo y los sacrificios que

han hecho para darme educación, por sus desvelos, comprensión y consejos… Con

cariño gracias Pá y Má, los amo.

A mis hermanos:

Con quienes he compartido risas, enojos, logros y grandes momentos de diversión,

gracias por sus consejos, comprensión y apoyo, porque más que hermanos mis

mejores amigos y compañeros son ustedes Rodrigo y Eduardo, porque al igual que en

nuestros padres, en ustedes encontré el aliento que me motiva a seguir adelante para

ser mejor cada día… Con cariño gracias, los quiero.

A mi familia:

Gracias por todos los momentos felices que hemos disfrutado juntos, pero sobre todo

les estoy profundamente agradecido por el apoyo que de corazón me han brindado

junto con mis padres y hermanos, por la mano amiga que nos ha ayudado a

levantarnos. En especial Mamis, Ricardo Barranco, Zoila Ramírez y Emmanuel

Barranco, con cariño infinitas gracias por todos sus cuidados y atenciones.

A mis amigos:

Por todo su apoyo y la sincera amistad que me han ofrecido, porque durante todo

este tiempo logramos y superamos metas y objetivos similares, porque al mismo

tiempo concluimos una etapa e iniciamos otra y a la vez no será impedimento para

seguir con el fuerte lazo que hemos fortalecido entre clases, risas y experiencias, a

todos ustedes y en especial a quienes han dejado huella Miriam Oliva y Daniel

Olvera… Gracias amigos.

Gracias Dios por la bendición de la vida.

Nos vemos en altamar.

JUAN ULISES BARRANCO PALACIOS


A mi madre:

Hoy quiero compartir este logro contigo, que te sientas muy feliz y

orgullosa por haber creído en mí, por darme las fuerzas para seguir

adelante, por estar siempre a mi lado a cada momento y sobre todo

por ser la chispa que me impulsa a dar lo mejor de mí día con día,

gracias a todo el amor que me has dado, quiero que sepas lo

importante que tú eres y seguirás siendo para mí y decirte lo mucho

que te amo mamá.

A mi padre:

Gracias a tus palabras y apoyo que me guiaron durante todo este

tiempo, has forjando en mi la fuerza y la actitud para conseguir

cualquier objetivo que me proponga, gracias papá.

A mis amigos:

Por haber compartido con ellos esta gran experiencia de vida, juntos

aprendimos a superar las dificultades y apoyarnos el uno al otro, a

disfrutar las alegrías y buenos momentos, pero sobre todo saber que

siempre estaremos ahí y cuando nos volvamos a encontrar, me dará

mucho gusto compartir una sonrisa y estrechar de nuevo esa mano

amiga. Me siento afortunado de haber conocido a una persona muy

especial durante todo este tiempo, él fue más que un compañero y

amigo, ya que lo considero como un hermano y futuro colega,

gracias por todo Ulises.

DANIEL OLVERA BECERRA


ÍNDICE

I. OBJETIVO ............................................................................................................................................. 10

II. RESUMEN ............................................................................................................................................. 11

III. ABSTRACT ........................................................................................................................................... 12

IV. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................ 13

CAPÍTULO 1 ............................................................................................................................................. 14

COMPOSICIÓN DE LOS CEMENTOS .................................................................................................... 14

1.1 CEMENTO ............................................................................................................................................... 15

1.2 COMPUESTOS Y SUS FUNCIONES .............................................................................................................. 16

1.3 CLASIFICACIÓN DE LOS CEMENTOS ......................................................................................................... 16

1.4 ADITIVOS Y SUS FUNCIONES ..................................................................................................................... 18

1.5 LECHADAS DE CEMENTO .......................................................................................................................... 23

CAPÍTULO 2 ............................................................................................................................................. 26

DISEÑO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO............................................................................................ 26

2.1 FACTORES DE DISEÑO DE TR’S .................................................................................................................. 27

2.2 CLASIFICACIÓN DE LAS TR’S ................................................................................................................... 29

2.3 DISEÑO DE LA TUBERÍA SUPERFICIAL ......................................................................................................... 31

2.4 DISEÑO DE LA TUBERÍA INTERMEDIA ......................................................................................................... 34

2.5 DISEÑO DE LA TUBERÍA DE EXPLOTACIÓN ................................................................................................. 36

CAPÍTULO 3 ............................................................................................................................................. 37

CLASIFICACIÓN DE LAS CEMENTACIONES........................................................................................ 37

3.1 CEMENTACIÓN PRIMARIA ....................................................................................................................... 38

3.2 CEMENTACIÓN FORZADA ....................................................................................................................... 42

CAPÍTULO 4 ............................................................................................................................................. 46

TAPONES DE CEMENTO ......................................................................................................................... 46

4.1 DESCRIPCIÓN ......................................................................................................................................... 47

4.2 TIPOS DE TAPÓN ...................................................................................................................................... 47

4.3 PROPIEDADES DE LOS TAPONES DE CEMENTO ........................................................................................... 51

4.4 CONSIDERACIONES DE DISEÑO ............................................................................................................... 53

CAPÍTULO 5 ............................................................................................................................................. 57

EQUIPOS Y HERRAMIENTAS EMPLEADOS EN OPERACIONES DE CEMENTACIÓN ........................ 57

5.1 ACCESORIOS PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ....................................................................................... 58

5.2 ACCESORIOS PARA TUBERÍAS CORTAS (LINER) ......................................................................................... 66

CAPÍTULO 6 ............................................................................................................................................. 77

FLUIDOS DE CONTROL ........................................................................................................................... 77


6.1 DISEÑO DE FLUIDOS DE CONTROL ............................................................................................................ 78

6.2 CARACTERÍSTICAS Y APLICACIONES DE LOS SISTEMAS DE FLUIDOS BASE AGUA Y BASE ACEITE. ................. 79

6.3 FLUIDOS DE TERMINACIÓN....................................................................................................................... 84

6.4 CONTAMINANTES EN LOS FLUIDOS DE TERMINACIÓN ............................................................................... 87

6.5 MANEJO DE FLUIDOS DE TERMINACIÓN ................................................................................................... 89

6.6 PERDIDAS DE CIRCULACIÓN .................................................................................................................... 91

CAPÍTULO 7 ............................................................................................................................................. 95

FLUIDOS EMPACANTES Y SALMUERAS ................................................................................................ 95

7.1 CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS EMPACANTES ........................................................... 96

7.2 CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE LAS SALMUERAS ............................................................................ 98

CAPÍTULO 8 ........................................................................................................................................... 102

PERFORACIÓN CON ESPUMA Y LODO AIREADO ........................................................................... 102

8.1 DEFINICIÓN .......................................................................................................................................... 103

8.2 PERFORACIÓN CON AIRE ...................................................................................................................... 104

8.3 PERFORACIÓN CON ESPUMA ................................................................................................................. 104

8.4 LODO AIREADO ..................................................................................................................................... 107

CAPÍTULO 9 ........................................................................................................................................... 109

DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS DE CONTROL ................................................................................... 109

9.1 OBJETIVO DEL DESPLAZAMIENTO ............................................................................................................ 110

9.2 FACTORES QUE INTERVIENEN EN UN DESPLAZAMIENTO ............................................................................ 110

9.3 FORMAS DE DESPLAZAMIENTOS .............................................................................................................. 111

9.4 ESPACIADORES Y LAVADORES QUÍMICOS .............................................................................................. 113

CAPÍTULO 10 ......................................................................................................................................... 115

PROGRAMA DE CEMENTACIÓN Y FLUIDOS DE CONTROL UTILIZADOS EN EL POZO “SAMARIA

7076” ...................................................................................................................................................... 115

10.1 OBJETIVO ........................................................................................................................................... 116

10.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA .................................................................................................................. 116

10.3 DESCRIPCIÓN Y PLANO ESTRUCTURAL .................................................................................................. 116

10.4 PROFUNDIDAD Y COORDENADAS DE LOS OBJETIVOS ........................................................................... 117

10.5 DISTRIBUCIÓN DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO .............................................................................. 117

10.6 ETAPAS DE CEMENTACIÓN, HERRAMIENTAS Y ACCESORIOS ................................................................ 118

10.7 PROGRAMA DE FLUIDOS DE CONTROL................................................................................................. 121

CONCLUSIONES ................................................................................................................................... 125

GLOSARIO DE TÉRMINOS .................................................................................................................... 126

BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................................................... 132


I. Objetivo

Introducir al ingeniero petrolero al desarrollo de los procesos que deben

considerarse y llevarse a cabo para efectuar el trabajo referente a

cementaciones e ingeniería de fluidos en la etapa de terminación de

pozos, con lo cual este documento pueda ser considerado como un

apoyo y guía, que proporcione la descripción y comprensión necesaria de

las áreas de cementación y fluidos de terminación. Así mismo se plantea

dotar de una herramienta útil al lector que consulte la información que en

las siguientes páginas se desarrolla para el conocimiento y entendimiento

de los procesos realizados en las áreas antes mencionadas, presentes en la

etapa de terminación de pozos petroleros.

En este documento el ingeniero petrolero podrá evaluar las propiedades

de los fluidos de control en forma continua para tomar las decisiones

preventivas y correctivas que permitan realizar los ajustes necesarios en la

etapa de terminación de un pozo.


II. Resumen

La cementación de un pozo tiene una gran importancia en la vida de

producción del mismo, ya que los trabajos de una buena terminación

dependen directamente de una buena cementación. La cementación de

pozos es el proceso por el cual se inyecta en un pozo una lechada de

cemento, con el fin de lograr ciertos objetivos, entre los cuales el principal

es aislar las formaciones geológicas del agujero del pozo, cementando las

TR’s a las profundidades adecuadas del pozo.

Este proceso consiste en mezclar cemento seco y ciertos aditivos con

agua, para formar una lechada, que es bombeada al pozo a través de la

sarta de perforación y colocarlo en el espacio anular entre el agujero y el

diámetro externo de la tubería de revestimiento.

El volumen a bombear debe ser lo suficiente para alcanzar las zonas de

interés o criticas como pueden ser alrededor del fondo de la zapata, en el

espacio anular, en la formación permeable, etc. Luego de fraguar y

endurecer, formara una barrera permanente e impermeable al

movimiento de fluidos alrededor de la tubería de revestimiento.

Por otro lado los fluidos de control son importantes para el manejo de las

presiones de la formación, así como también para la reducción y

eliminación de cierto tipo de daños que puedan presentarse en la

formación durante la etapa de terminación del pozo, por lo que la

correcta selección y manejo de fluidos en este caso determinación y

reparación pueden ayudar al correcto desarrollo del pozo a explotar.


III. Abstract

A good cementation is very important in the production of a well. The

cementing is the process by which is injected slurry of cement into a well, in

order to get certain objectives, for example to separate the tubing of the

well's walls.

This process consists to mix dry cement and some additives with water to

form slurry, which is pumped into the well through of casing string and

placed in the annular space between the hole and the outer diameter of

the casing.

The pumping volume should be sufficient to reach the critical areas in this

case at annular space in the permeable formation. After the cement

hardens, it will form a barrier continuous and impermeable to fluid motion

around the casing wall.

In addition the fluids of completion and repair are important to control

formation pressure, as well as for the reduction and elimination of certain

types of damages that may appear in formation during the stage of

completion of the well. The correct selection of fluids of completion and

repair is very important for the better working and development of the well

to explode.


IV. Introducción

Dentro del contenido del presente trabajo se abordaran las principales

operaciones de cementación que se efectúan en los pozos petroleros, las

tecnologías, los equipos y materiales empleados que permitan llevar a

cabo una un proceso de cementación satisfactorio.

La cementación de pozos es el proceso por el cual se inyecta en un pozo

una lechada de cementación con el fin de lograr ciertos objetivos. Los

principales tipos de cementación incluyen: la cementación de los liners y

las tuberías de revestimiento, la colocación de tapones de cementación y

la realización de trabajos de reparación de pozos. El proceso de

cementación incluye la preparación de la lechada, que se compone de

cemento en polvo, agua, y aditivos químicos para controlar las

propiedades del cemento. Para conseguir una densidad determinada de

la lechada se utilizan aditivos especiales; la densidad se mide como la

cantidad de masa por unidad de volumen (por ejemplo, lb/gal, gr/cm3,

etc.). Luego de mezclada, la lechada se bombea al pozo mediante

bombas de alta presión.

Las principales operaciones en la cementación de un pozo petrolero son:

la cementación primaria y la cementación secundaria con fines de

remediación, por ello es importante conocer algunos criterios en la

fabricación y composición de los cementos, clasificación y así mismo los

aditivos que contienen, que nos ayudaran a permitir la selección correcta

del cemento de acuerdo a nuestras necesidades o adecuación del pozo

perforado.

Por otro lado los fluidos de control son usados no sólo por su capacidad

para mantener las presiones de la formación adecuadamente, sino

también para reducir o eliminar ciertos tipos de daños a la formación. Los

dos tipos básicos de sistemas de terminación y reparación son los sistemas

de fluidos sin sólidos y los sistemas mejorados por sólidos. La energía

hidráulica proporcionada por la circulación del fluido de terminación a

través del sistema circulatorio del pozo, tiene como principal función la

limpieza del fondo del pozo y del agujero, así como el transporte de los

mismos hacia la superficie.


Capítulo 1

Composición de los cementos


1.1 Cemento

El cemento es una mezcla compleja de caliza (u otros materiales con alto

contenido de carbonato de calcio), sílice, fierro y arcilla, molidos y

calcinados, que al entrar en contacto con el agua forma un cuerpo sólido.

Esta mezcla de ingredientes se muele, se calcina en hornos horizontales

con corriente de aire y se convierte en clinker, el cual contiene todos los

componentes del cemento, excepto el sulfato de calcio, que se le agrega

como ingrediente final.

Los componentes que forman el cemento son óxidos superiores de

oxidación lenta. Esto significa que terminan su grado de oxidación al estar

en contacto con el aire al enfriarse.

De todos los cementos, el Portland es el más importante en cuanto a

términos de calidad. Es el material idóneo para las operaciones de

cementación de pozos.

Algunos cementos Portland son de fabricación especial, debido a que las

condiciones de los pozos difieren significativamente entre sí al variar su

profundidad. En la solución de algunos problemas específicos de pozos se

utilizan cementos de menor uso.

El cemento Portland es, además, el ejemplo típico de un cemento

hidráulico: fragua y desarrolla resistencias a la compresión como resultado

de la hidratación, la cual involucra reacciones químicas entre el agua y los

componentes presentes en el cemento.

El fraguado y endurecimiento no solamente ocurre si la mezcla de

cemento y agua se deja estática al aire, también se presenta si la mezcla

se coloca en agua. El desarrollo de resistencia es predecible, uniforme y

relativamente rápido.

El cemento fraguado tiene baja permeabilidad y es insoluble en agua, de

tal forma que expuesto a ésta no se destruyen sus propiedades.

Tales atributos son esenciales para que un cemento obtenga y mantenga

el aislamiento entre las zonas del subsuelo.


1.2 Compuestos y sus funciones

1. Silicato tricálcico (3CaO.SiO2) habitualmente conocido como C3S.- Es

el componente más abundante en la mayoría de los cementos y,

además, el factor principal para producir la consistencia temprana o

inmediata (1 a 28 días). Generalmente, los cementos de alta

consistencia inmediata contienen en mayor concentración este

compuesto; más que el Portland común y los retardados.

2. Silicato dicálcico (2CaO.SiO2) habitualmente conocido como C2S.-

compuesto de hidratación lenta que proporciona la ganancia

gradual de resistencia. Ocurre en un periodo largo: después de 28

días.

3. Aluminato tricálcico (3CaO.Al2O3) habitualmente conocido como

C3A.- Tiene influencia en el tiempo de espesamiento de la lechada.

Es responsable de la susceptibilidad al ataque químico de los sulfatos

sobre los cementos. Esta susceptibilidad se clasifica en moderada y

alta resistencia al ataque químico, cuando contienen este

compuesto en 8 y 3% respectivamente.

4. Alumino ferrito tetracálcico (4CaO.Al2O3 .Fe2O3) habitualmente

conocido como C4AF.- Este compuesto es de bajo calor de

hidratación y no influye en el fraguado inicial.

1.3 Clasificación de los cementos

Clasificación de los cementos según las Normas API:

Cemento clase A o tipo I

Está diseñado para emplearse a 1830 m de profundidad como máximo,

con temperatura de 77 °C, y donde no se requieran propiedades

especiales.

Cemento clase B o tipo II

Diseñado para emplearse hasta a 1830 m de profundidad, con

temperatura de hasta 77 °C, y en donde se requiere moderada resistencia

a los sulfatos.


Cemento clase C o tipo III

Está diseñado para emplearse hasta 1830 m de profundidad como

máximo, con temperatura de 77 °C, donde se requiere alta resistencia a la

compresión temprana; se fabrica en moderada y alta resistencia a los

sulfatos.

Cemento clase D

Este cemento se emplea de 1830 hasta 3050 m de profundidad con

temperatura de hasta 110 °C y presión moderada. Se fabrica en

moderada y alta resistencia a los sulfatos.

Cemento clase E

Este cemento se usa de 1830 hasta 4270 m de profundidad con

temperatura de 143 °C y alta presión. Se fabrica en moderada y alta

resistencia a los sulfatos.

Cemento clase F

Este cemento se usa de 3050 hasta 4880 m de profundidad con

temperatura de 160 °C, en donde exista alta presión. Se fabrica en

moderada y alta resistencia a los sulfatos.

Cementos clase G y H

Comúnmente conocidos como cementos petroleros, son básicos para

emplearse desde la superficie hasta 2240 m tal como se fabrican. Pueden

modificarse con aceleradores y retardadores para usarlos en un amplio

rango de condiciones de presión y temperatura.

En cuanto a su composición química son similares al cemento API Clase B.

Están fabricados con especificaciones más rigurosas tanto físicas como

químicas, por ello son productos más uniformes.

Cemento clase J

Se quedó en fase de experimentación y fue diseñado para usarse a

temperatura estática de 351 °F (177 °C) de 3660 a4880 metros de

profundidad, sin necesidad del empleo de harina sílica, que evite la

regresión de la resistencia a la compresión.


1.4 Aditivos y sus funciones

Aceleradores

Estos aditivos químicos acortan el tiempo de bombeo e incrementan el

desarrollo de resistencia compresiva; disminuyendo el tiempo equipo de

perforación.

Los aceleradores de mayor aplicación son:

Cloruro de calcio (CaCl4).- Esta sal se dosifica del 2 al 4 % por peso de

cemento, dependiendo del tiempo de bombeo que se desea obtener. Es

el producto que exhibe mayor control en el tiempo bombeable.

Cloruro de sodio (NaCl).- Actúa como acelerador en concentraciones de

hasta un 10 % por peso de agua, entre el 10 y 18 % produce un tiempo de

bombeo similar al obtenido con agua dulce. A concentraciones mayores

del 18% causa retardamiento. La típica concentración de acelerador es

del 2 al 5 % por peso de agua.

Sulfato de calcio (CaSO4).- Es un material que por sí mismo posee

características cementantes y tiene fuerte influencia en expandir el

cemento fraguado; como acelerador se dosifica basándose en el tiempo

que se desea y la temperatura a la cual va a trabajar. Su concentración

varía del 50 al 100% por peso del cemento.

Retardadores

Son aditivos químicos que incrementan el tiempo de fraguado inicial y

brindan la posibilidad de trabajar el cemento en un amplio rango de

temperatura y presión.

Como la aceleración, los mecanismos para retardar el fraguado del

cemento Portland son aún materia de controversia. Así han surgido varias

teorías que intentan explicar el proceso retardante. Estas son: de la

adsorción, la precipitación, la nucleación y la complejidad. Consideran

dos factores: la naturaleza química del retardador y la fase del cemento

(silicato o aluminato) sobre la cual actúa el retardador.

Los retardadores más conocidos son los lignosulfonatos de calcio y los

cromo lignosulfonatos de calcio, así como otros que son mezclas químicas.


Unos trabajan a temperaturas bajas y otros a temperaturas altas. Su

dosificación es de 0.1 a 2.5% por peso de cemento.

Los retardadores más empleados son:

Lignosulfonatos.- Se componen de sales de ácidos lignosulfónicos de sodio

y calcio. Son polímeros derivados de la pulpa de la madera. Usualmente

son compuestos no refinados y contienen varias cantidades de

compuestos sacaroides con un peso promedio molecular que varía de

20,000 a 30,000.

Debido a que los lignosulfonatos purificados pierden mucho poder

retardante, la acción retardante de esos aditivos se atribuye a la presencia

de carbohidratos de bajo peso molecular.

Los retardadores de lignosulfonatos son efectivos con todos los cementos

Portland y se dosifican de a 1.5 % por peso de cemento.

Son efectivos hasta 250 °F (122 °C) de temperatura de circulación en el

fondo del pozo (BHCT) y hasta 600 °F (315 °C) cuando se mezclan con

borato de sodio.

Hasta el momento se ha comprobado que los retardadores de

lignosulfonatos afectan principalmente la cinética de la hidratación de

C3S; sin embargo, sus efectos sobre la hidratación del C3A no son

significativos.

Ácidos hidroxilcarboxílicos.- Los ácidos hidroxilcarboxílicos contienen grupos

hidroxílicos (OH) y carboxílicos (CHN) en su estructura molecular. Son

retardadores poderosos y se aplican en un rango de temperatura de 200 F

(93 °C) a 300 °F (149 °C).

Otro ácido hidroxilcarboxílico con un fuerte efecto retardante, es el ácido

cítrico. Éste también es efectivo como dispersante de cemento y

normalmente se usa en concentraciones de 0.1 a 0.3% por peso de

cemento.

Los ácidos de hidroxilcarboxílico de manera similar que los lignosulfonatos

actúan más eficientemente con cementos de bajo contenido de C3A.

Compuestos sacáridos.- Los sacáridos son excelentes retardadores del

cemento Portland.


Se usan ocasionalmente en la cementación de pozos, por ser muy sensibles

a pequeñas variaciones en sus concentraciones.

Derivados de la celulosa.- Los polímeros de la celulosa son polisacáridos

derivados de la madera o de otros vegetales. Son estables a las

condiciones alcalinas de la lechada de cemento.

El retardador celulósico más común es el carboximetil hidroxietil celulosa

(CMHEC). Es efectivo a temperaturas superiores de 250 °F (120 °C).

También la CMHEC se usa como agente de control de pérdida de fluido;

además, incrementa significativamente la viscosidad de la lechada.

Organofosfonatos.- Se aplican a temperaturas de circulación tan altas

como 400 °F (204 °C). Presentan insensibilidad a variaciones sutiles en la

composición del cemento, y tienden a bajar la viscosidad de lechadas

densificadas.

Extendedores

Son materiales que bajan la densidad de los sistemas de cemento y/o

reducen la cantidad de cemento por unidad de volumen del producto

fraguado.

Densificantes

Son materiales que incrementan la densidad de los sistemas del cemento.

Son materiales químicos inertes, de alto peso específico y que manejan

poco agua.

Los densificantes comúnmente empleados son:

Barita.- Tiene un peso específico de 4.23 gr/cm3 y requiere 22% de agua de

su propio peso. No tiene influencia en el tiempo de bombeo, pero es

recomendable correr pruebas de tiempo de espesamiento en cada caso.

Se dosifica del 20 al 40% por peso de cemento, donde se desea usar una

lechada de alta densidad.

Limadura de fierro.- Este producto tiene un peso específico de 5.02 gr/cm3

y requiere el 3% de agua de su propio peso. Se emplea hasta el 50% por

peso de cemento, dependiendo del peso que se desea obtener de

lechada.


Otro procedimiento que se emplea para aumentar la densidad de

lechada es reducir el agua de mezcla, adicionando un agente reductor

de fricción para disminuir el efecto de incremento de viscosidad.

Dispersantes

Son productos químicos que reducen la viscosidad de las lechadas de

cemento.

Son productos que ayudan a obtener con gastos bajos de bombeo el

régimen turbulento. Reducen la fricción entre granos, y entre éstos y las

paredes.

De acuerdo con varias investigaciones realizadas en diferentes países se

ha demostrado que la mayor eficiencia en la limpieza del lodo del espacio

anular se logra en régimen turbulento; es decir, cuando la lechada de

cemento y los colchones de limpieza se desplazan a una velocidad tal que

corresponda a un número de Reynolds de 3000 a 4000 o mayor, en función

de sus características reológicas: n' = índice de comportamiento de flujo y

k' = índice de consistencia.

Generalmente, son sales de ácidos grasos y se dosifican del 0.2 al 2.5% por

peso de cemento.

Controladores de filtrado

Son materiales que controlan la pérdida de la fase acuosa de los sistemas

de cemento, frente a zonas permeables.

Controlador de pérdida de circulación

Son materiales que controlan la pérdida de cemento hacia zonas débiles

de la formación o fracturas.

Aditivos especiales

Es la miscelánea de aditivos complementarios para la cementación, tales

como antiespumantes, controladores de la regresión de la resistencia

compresiva, etc.

Antiespumantes.- Debido a la velocidad con que se maneja el cemento

en el campo cuando se está haciendo la lechada (aproximadamente 1

tonelada por minuto), el cemento tiende a mantener gran cantidad de


aire. Esto propicia que el control de densidad de la misma sea erróneo;

asimismo, algunos de los productos químicos ayudan a mantener el aire

dentro de la mezcla y dificultan el trabajo de las bombas de alta presión

con que se maneja ésta para ser bombeada al pozo.

El problema se minimiza mediante el uso de los agentes antiespumantes,

los que eliminan la mayor parte de burbujas de aire. Generalmente, son

sales orgánicas ácidas de solubilidad media y se dosifican del al 0.3% por

peso de cemento.

Los antiespumantes son aditivos que dilatan el producto hidratado, sin que

esto sea originado por efecto de temperatura.

Agentes expandidores del cemento fraguado.- Los expandidores

empleados comúnmente son:

Cloruro de sodio.- Su máxima dilatación se obtiene al 18% por peso

de agua y a concentraciones mayores se obtiene ligera contracción

del cemento fraguado.

Cloruro de potasio.- Este producto, además de ser un eficiente

estabilizador de arcillas, al 5% por peso de agua de mezcla exhibe la

misma dilatación que el 18% de cloruro de sodio en el cemento.

Otra característica positiva del cloruro de potasio es que al 2% por peso de

agua hace que el filtrado de las lechadas que lo contienen sea

compatible con la mayoría de los aceites, porque reduce

considerablemente la tensión de la interface, evitando la formación de

emulsiones estables y el hinchamiento de las arcillas de la formación.

Todas las expansiones de cemento obtenidas con cloruro de sodio y con

cloruro de potasio son controladas. Así no se presentan agrietamientos en

el cuerpo del cemento.

Sulfato de calcio anhidro solo o combinado con cloruro de sodio. Se usa

en la dilatación del cemento fraguado del 3 al 5% por peso de cemento.

Estas mismas concentraciones complementadas con cloruro de sodio al

18% por peso de agua, proporcionan máxima eficiencia en la expansión

lineal.


1.5 Lechadas de cemento

Las lechadas de cemento son suspensiones altamente concentradas de

partículas sólidas en agua. El contenido de sólidos de una lechada

de cemento puede llegar hasta un 70%. La reología de la lechada de

cemento está relacionada con la del líquido de soporte, la fracción

volumétrica de los sólidos (volumen de partículas/ volumen total) y la

interacción entre las partículas. En una lechada de cemento, el fluido

intersticial es una solución acuosa de varias clases de iones y aditivos

orgánicos. Por lo tanto, la reología de la lechada difiere de la reología del

agua. Las lechadas de cementos son suspensiones altamente

concentradas de partículas sólidas en agua que deben tener la

capacidad de colocarse en una posición deseada en cualquiera de las

fases de construcción de un pozo por medio de un equipo de bombeo y

cuyas propiedades van a depender de la utilidad que esta tenga en el

proceso de cementación.

Composición de la lechada

La lechada contiene por lo menos cemento y agua; y comprende además

por lo menos una cantidad de fibras en una proporción de entre un 0,1 y

0,8% en peso respecto del peso del cemento, donde las fibras pueden ser

fibras de polipropileno, poliestireno, carbono, vidrio resistente a los álcalis,

celulosa y polímeros en general.

El cemento portland, ha sido el principal constituyente para cementar la

mayoría de los pozos petroleros, obtuvo su nombre de su similitud con una

piedra de construcción que se encontró en la isla de portland, cerca de las

costas de Inglaterra. Es un producto de calcinación y sus principales

constituyentes son: caliza, barro, esquistos, escoria, bauxita y diversos

materiales que contiene hierro. La composición química del cemento

varia, pero en general, está compuesta de diferentes porcentajes

de materiales como el silicato tricálcico, aluminato tricálcico, el silicato

dicálcico, ferro-aluminato tetracálcico, yeso y magnesio.

El silicato tricálcico y aluminato tricálcico, reaccionan rápidamente con el

aguay son los constituyentes principales de la característica de

alta resistencia del cemento; el silicato dicálcico y el ferro aluminato

tetracálcico, reaccionan más despacio y constituyen al incremento lento

del fraguado del cemento; el yeso se utiliza para controlar la velocidad de


reacción del aluminato tricálcico. El magnesio es un elemento indeseable y

su porcentaje se mantiene lo más bajo posible, reacciona con el agua

aunque muy despacio para formar hidróxido de magnesio. Si el cemento

tiene muy alto porcentaje de magnesio, esto causara grietas; también por

lo general, se encuentra presente cal viva en el cemento portland hasta

cierto porcentaje, pero esta también reacción despacio con el agua

causar expansión del cemento, la cantidad también se mantiene

al mínimo. Las cementaciones de las tuberías de revestimiento en los pozos,

es casi una práctica universal y se hace por muchas razones; dependiendo

de la clase de tubería que se esté cementando. El cemento sirve para

proteger eficientemente la tubería de revestimiento de la corrosión,

principalmente del fluido corrosivo que existe en las formaciones. El

cemento portland es el constituyente principal de la mayoría de los

materiales de cementación, es el cemento ordinario que ha sido por

muchos años usado para la industria de la construcción. Sin embargo, para

la aplicación de las tuberías de revestimiento para los pozos petroleros;

debido a la necesidad de bombeabilidad a más alta temperatura y

presiones, fue necesario variar las especificaciones y propiedades. Sean

producidos aditivos que cambia las especificaciones del cemento

portland para adaptarlo al uso de las cementaciones en pozos petroleros;

para que un cemento, sea utilizado en los mismos y desempeñe

satisfactoriamente la tarea que se le asigne, debe llenar ciertos requisitos:

La lechada del cemento debe ser capaz de colocarse en

la posición deseada por medio de equipo de bombeo desde

la superficie.

Después de colocado, debe adquirir suficiente fuerza en un

tiempo razonablemente corto, para que el tiempo de espera

de fraguado pueda reducirse al mínimo.

El cemento debe ser un sello permeable entre la tubería de

revestimiento y la formación.

Debe tener fuerza suficiente para evitar fallas mecánicas.

Debe ser químicamente inerte a cualquier formación

al fluido con el que se pueda poner en contacto.

Debe ser suficientemente estable para no deteriorarse,

descomponerse o de alguna otra forma perder sus cualidades.

Debe ser suficientemente impermeable para que los fluidos

no se filtren a través del cuando haya fraguado.


Diseño de lechada de cemento.

Para condiciones del pozo, así como la potencia hidráulica requerida,

caudal de desplazamiento, volumen de lechada y relación entre el

diámetro del pozo y el revestimiento. Los datos de resistencia del cemento

están basados en las temperaturas y presiones a que está expuesta la

lechada en el fondo del pozo, e indican el tiempo requerido para que el

cemento resulte suficientemente fuerte para soportar el revestimiento. Más

detalladamente, algunos de esos parámetros necesarios para el diseño

son:

Tiempo de cementación: Es el tiempo mínimo requerido para el

endurecimiento de la lechada por la deshidratación del cemento;

este tiempo es 1.5 veces mayor que el tiempo de duración de las

operaciones de cementación; es decir si las operaciones duran 5

horas, el tiempo de fraguado del cemento será 7.5 horas.

Tiempo de espesamiento: Es el tiempo que se le da a una lechada

para que permanezca lo suficientemente fluida para poder

bombearse en el agujero bajo determinadas condiciones de

temperatura y presión.

Tiempo mezclando y bombeado: Es el tiempo mínimo para mezclar y

bombear la lechada de cemento dentro del pozo hasta el espacio

anular. Las consideraciones técnicas. Dependen del tiempo de

bombeabilidad depende del tipo de trabajo, condiciones de pozo y

el volumen de cemento que se desea bombear.

Tiempo soltando los tapones: Es el tiempo requerido para soltar los

tapones antes y después de la lechada de cemento para iniciar el

desplazamiento. El tiempo que dura colocando cada tapón es de

aproximadamente 10 minutos.

Tiempo de desplazamiento: Es el tiempo requerido para que la

columna de cemento se desplace dentro del revestimiento hasta

llegar al fondo del agujero. Este factor está en función de la

profundidad de la sección a cementar, el caudal de bombeo y las

propiedades del revestidor.


Capítulo 2

Diseño de Tuberías de

Revestimiento


2.1 Factores de diseño de TR’s

Durante la perforación de los pozos se atraviesan formaciones con

situaciones y problemáticas diferentes, siendo las más comunes:

formaciones con bajo gradiente de fractura, zonas sobre-presionadas y

depresionadas, acuíferos someros y profundos, etc., lo que origina que a

medida que se profundiza un pozo se tenga la necesidad de ir aislando los

intervalos con características diferentes para que nos permitan continuar

con la perforación, este aislamiento se realiza con la introducción y

cementación de las tuberías de revestimiento.

Los criterios para el diseño de tuberías de revestimiento son los siguientes:

Fuerzas de tensión

Fuerzas de compresión

Presión de colapso

Presión de ruptura

Fuerza de tensión

Las fuerzas de tensión en las tuberías de revestimiento son originadas por el

propio peso de la tubería, por las fuerzas de flexión y cargas dinámicas.

En el diseño de tuberías de revestimiento, el tramo superior de la sarta es

considerado el más afectado por la tensión, ya que tiene que soportar el

peso total de la sarta de tuberías de revestimiento. La selección de la junta

superior normalmente está basada en un factor de seguridad de 1.6 a1.8.

Fuerza de compresión

La fuerza de compresión se genera por el empuje del fluido dentro del

pozo sobre el área de la sección transversal de la tubería, cuando esta es

introducida.

La fuerza de compresión deberá desaparecer después del fraguado del

cemento. Se han observado tuberías a compresión cuando las

cementaciones son defectuosas. Cuando la tubería de revestimiento es

introducida en fluidos de perforación con alta densidad se presenta altos

valores de compresión.

Presión de colapso

La presión de colapso se origina por la columna de lodo usado para

perforar el pozo y actúa sobre el exterior de la tubería de revestimiento.


Dado que la presión hidrostática de una columna de lodo incrementa con

la profundidad, la presión de colapso es la más alta en el fondo y cero en

la superficie. En el diseño por colapso, la tubería de revestimiento se

supone vacía para las tuberías de revestimiento superficial y de

explotación, y parcialmente vacía para las tuberías intermedias.

Presión de ruptura

El criterio de presión de ruptura en el diseño de tuberías de revestimiento es

normalmente basado en la máxima presión de formación que puede ser

encontrada durante la perforación del siguiente agujero.

También, se supone que durante un brote, el flujo de fluidos desplazará la

totalidad del lodo de perforación, y de esta manera exponiendo a la

totalidad de la tubería de revestimiento a los efectos de la presión de

ruptura debida a la presión de formación.

En la cima del agujero, la presión externa debida a la columna hidrostática

del lodo es cero y la presión de ruptura debe ser soportada totalmente por

el cuerpo de la tubería de revestimiento. Por consiguiente, la presión

interna es más alta en la superficie y más baja en la zapata de la tubería

de revestimiento.

Factores de seguridad

El diseño de las tuberías de revestimiento es uno de los aspectos más

importantes en la planeación del pozo ya que estas deben seleccionarse

para proteger el pozo en las diversas fases de su perforación, terminación y

vida productiva.

Las consideraciones o premisas más importantes que debemos tomar en

cuenta para diseñar las tuberías de revestimiento son:

Pérdidas de circulación

Estimulación y fracturamiento

Desgaste de tubería

Presencia de ácido sulfhídrico (H2S)

Brotes

Intrusiones arcillosas

Intrusiones salinas

Pegaduras de tubería


El diseño de la tubería de revestimiento no es una técnica exacta debido a

las incertidumbres en la determinación de las cargas reales y también

debido al cambio de las propiedades de la tubería de revestimiento con el

tiempo, originado por la corrosión y el desgaste.

Para tales incertidumbres se utiliza un factor de seguridad en el diseño de

las tuberías de revestimiento y asegurar que el desempeño establecido de

la tubería de revestimiento sea siempre más grande que cualquier carga.

En otras palabras, la resistencia de la tubería de revestimiento es

subestimada por un factor de seguridad elegido. Estos valores han sido

desarrollados a través de muchos años de experiencia en perforación y

producción. La tabla 1 resume los factores de seguridad más comunes.

Objetivo del diseño de las tuberías de revestimiento

El objetivo al diseñar una tubería de revestimiento es la de seleccionar

aquella que resista el contacto con fluidos corrosivos y los esfuerzos a los

que estará sometida durante la introducción, cementación, terminación,

reparaciones y vida productiva del pozo. El diseño en sí, consiste en

seleccionar una tubería con un grado de acero determinado, un peso por

unidad de longitud y una junta o rosca. Debido a que las tuberías de

revestimiento representan el 18% del costo total del pozo es conveniente

optimizar los diseños pero sin poner en riesgo la integridad del pozo.

2.2 Clasificación de las TR’s


Las tuberías de revestimiento tienen un objetivo específico y de acuerdo a

este objetivo se clasifican en:

Tubería conductora. Es la primera que se introduce y puede ser

hincada o cementada. Su objetivo es establecer un medio de

circulación para el fluido de perforación, en algunos casos en esta

tubería se instala un desviador de flujo (diverter), cuando existe la

posibilidad de bolsas de gas somero.

Tubería superficial. La introducción de esta tubería tiene como

objetivos instalar las conexiones superficiales de control definitivas,

aislar acuíferos superficiales, zonas de pérdida y zonas de gas

someras. Esta tubería se cementa hasta la superficie.

Tubería intermedia. Estas tuberías se introducen con la finalidad de

aislar las zonas de presión normal y anormal, permitiendo

incrementar o disminuir la densidad del fluido de perforación para

continuar con la etapa siguiente. Dependiendo de la profundidad

del pozo o de los problemas que se encuentren durante la

perforación, será necesario colocar una o más tuberías intermedias.

Estas tuberías pueden ser introducidas en una sola etapa (corrida) o

en dos etapas (liner y complemento) y la cementación de igual

manera puede ser en una o dos etapas.

Tubería de explotación. Esta tubería tiene como finalidad aislar las

zonas productoras de zonas indeseables (acuíferos, zonas

depresionadas, etc.) y permitir una explotación selectiva del

yacimiento. Generalmente esta tubería no se extiende hasta la

superficie y comúnmente se le llama tubería corta o liner. Dentro de

esta clasificación podemos incluir el Tubing Less con la diferencia

que esta se corre hasta la superficie y generalmente es de diámetro

reducido (4 ½”, 3 ½” ó 2 7/8”) siendo la más común la de 3 ½”. En el

diseño de esta tubería se debe poner especial atención, ya que

siempre estará en contacto con los fluidos producidos e inyectados

soportando las presiones del yacimiento y las de tratamiento

(estimulación o fracturamiento).

A continuación se muestran diversos arreglos de tuberías de revestimiento.


2.3 Diseño de la Tubería Superficial

A presión interna:

Los esfuerzos por presión interna a que estará sujeta una tubería son

establecidos al definir las máximas presiones que se pueden presentar en el

fondo y superficie y entre estos puntos. Las máximas presiones que se

pueden tener en el fondo y superficie, dependerán del gradiente de

fractura de la formación que estará debajo de la zapata de la T.R.; ya que

este factor se elige como el punto débil de la cadena, la tubería

seleccionada deberá tener una resistencia a la presión interna igual al

gradiente de fractura más un factor de seguridad que por lo general es de

0.12 gr/cm3 (1 lb/gal) a esto se le conoce como presión de inyección.

Presión de inyección = Profundidad de la zapata x (gradiente fractura +

0.12)

La máxima presión superficial se presenta cuando ocurre un brote y el

espacio anular se llena con gas. Si en determinado momento la presión en

la zapata de la TR es mayor que la presión de inyección se tendrá como

resultado una fractura (perdida de circulación). Los fluidos que se

encuentran fuera de la TR suministran cierta contrapresión que ayuda a

contrarrestar la presión interna. Aunque exista lodo o cemento, en el

diseño se considera el caso más crítico y es cuando usamos las densidades

de los fluidos de la formación en un rango de 1 a 1.08 gr/cm3.


El esfuerzo efectivo o resultante de la presión interna es igual a la presión

interna dentro de la TR menos la contrapresión de los fluidos fuera de la T.R;

que al ser afectado por el factor de seguridad (1.250) se obtiene la línea

de diseño.

Presión interna resultante = Presión máxima – Presión de respaldo

Después de obtener estos valores se selecciona la TR que resista dichos

esfuerzos. En las siguientes figuras se muestran las presiones de inyección,

superficiales, contrapresión, de diseño y la selección de la TR.

Máxima presión superficial

Presión de

inyección

0

Pro

fund

idad

Presión Interna

Gradiente

del Gas

Linea de

diseño

Presión

resultante

0

Pro

fund

idad

Presión Interna

Contrapresión

Resistencia a la

Presión interna

De la T.R.

Máxima presión superficial

Presión de

inyección

0

Pro

fund

idad

Presión Interna

Gradiente

del Gas

Linea de

diseño

Presión

resultante

0

Pro

fund

idad

Presión Interna

Contrapresión

Resistencia a la

Presión interna

De la T.R.

Al colapso:

La presión de colapso se debe al lodo y cemento fluido que se encuentra

en el espacio anular entre TR y agujero o entre TR y TR, para efectos de

diseño se considera el caso más crítico (TR vacía en su interior) y por tanto

no existe ninguna contrapresión que ayuda a disminuir el esfuerzo por

colapso. El factor de seguridad al colapso es de 1.125. Las siguientes figuras

muestran la línea de esfuerzos por colapso de una TR cementada con

lechada de una densidad y otra TR cementada con dos lechadas de

diferente densidad.


0

Pro

fund

idad

Presión Colapso

Resistencia al

Colapso

de la T.R.

0

Pro

fund

idad

Presión Colapso

Linea de Colapso

con factor de

Seguridad

(Diseño)

Linea de

Colapso

0

Pro

fund

idad

Presión Colapso

Linea de

Colapso

Linea de Colapso

con factor de

Seguridad

(Diseño)

Linea de Colapso

con factor de

Seguridad

(Diseño)

0

Pro

fund

idad

Presión Colapso

Resistencia al

Colapso

de la T.R.

0

Pro

fund

idad

Presión Colapso

Linea de Colapso

con factor de

Seguridad

(Diseño)

Linea de

Colapso

0

Pro

fund

idad

Presión Colapso

Linea de

Colapso

Linea de Colapso

con factor de

Seguridad

(Diseño)

Linea de Colapso

con factor de

Seguridad

(Diseño)

A la tensión:

La línea por tensión para la TR superficial se construye tal y como se

describió anteriormente. Durante el diseño de la TR deberá establecerse un

margen de jalón para el caso de que se pegue durante su introducción. El

factor de seguridad usual para el diseño es de 1.8. Es conveniente

mencionar que en las tuberías acopladas, la resistencia del cople es

siempre mayor que la resistencia del tubo. Cuando no se tienen a la mano

los valores de resistencia a la tensión de las tuberías, ésta se puede obtener

de la siguiente manera:

Rt = Yp x As

Dónde:

• Rt= Resistencia a la tensión del cuerpo del tubo (lb)

• Yp= Punto de cedencia (ejemplo: en una TR P-110, 43.5 lb/pie su Yp

es de 110,000 psi)

• As= Área de la sección transversal (pg2)

Para perforar la sección del pozo donde se introducen las tuberías

superficiales, se emplean fluidos de control con densidades bajas, debido

a que el agujero atraviesa zonas poco consolidadas que no soportan

cargas hidrostáticas mayores.


2.4 Diseño de la Tubería Intermedia

Los principios para diseñar una tubería intermedia difieren ligeramente de

los establecidos para una tubería superficial como se verá a continuación:

A presión interna:

En este caso se considera la existencia de un brote en el pozo con el

espacio anular lleno de gas y de lodo (de la siguiente etapa). La TR que se

diseñe deberá soportar con toda seguridad:

1) La presión del brote

2) La presión de inyección en la zapata

3) La máxima presión de superficie

El caso más crítico que se considera en el diseño es la presión superficial

máxima que se puede alcanzar cuando se tenga un brote. Obviamente,

esta presión no debe ser mayor que la presión de inyección para no

generar un reventón subterráneo (fracturamiento) y se obtiene de la

siguiente manera:

Ps + X (GL) + Y (GG) = PI Ps = PI – X (GL) – Y (GG) X + Y = PZ

Dónde:

• Ps = Presión superficial, kg/cm2 (lb/pg2)

• X = Altura del lodo en el espacio anular, m (pies)

• Y = Altura del gas en el espacio anular, m (pies)

• GL = Gradiente hidrostático del lodo, gr/cm3 (lb/gal)

• GG = Gradiente hidrostático del gas, gr/cm3 (lb/gal)

• PI = Presión de inyección en la zapata, kg/cm2 (lb/pg2)

• PZ = Profundidad vertical de la zapata, m (pies)

El esfuerzo efectivo por presión interna será la resultante del esfuerzo

calculado con la ecuación anterior menos la contrapresión ejercida por la

columna de fluidos de la formación. La línea de la presión resultante se

afecta por el factor de seguridad y se obtiene la línea de diseño con la

cual se eligen las tuberías.


Presión superficial máxima

Presión de

inyección

0

Pro

fundid

ad

Presión Interna

Gradiente

del Gas

Línea

resultante

Contrapresión

Gradiente

del LodoAltura del

Lodo

(X)

Altura del

Gas

(Y)

0

Pro

fundid

ad

Presión Interna

Línea de

Diseño

Resistencia a la

Presión interna

de las tuberías

seleccionadas.

Presión superficial máxima

Presión de

inyección

0

Pro

fundid

ad

Presión Interna

Gradiente

del Gas

Línea

resultante

Contrapresión

Gradiente

del LodoAltura del

Lodo

(X)

Altura del

Gas

(Y)

0

Pro

fundid

ad

Presión Interna

Línea de

Diseño

Resistencia a la

Presión interna

de las tuberías

seleccionadas.

Al colapso:

El esfuerzo por colapso para una tubería intermedia se calcula en función

de la presión hidrostática generada por el lodo y el cemento del espacio

anular al momento de cementar la T.R; en este caso se considera que la

tubería se encuentra parcialmente vacía. El caso más crítico se considera

cuando ocurre una perdida y la zapata deba soportar una columna de

fluidos de la formación; por lo tanto el fluido de contrapresión se calcula

como una columna del lodo más pesado de la siguiente etapa y cuya

altura debe ser equivalente a la presión generada por la altura de los

fluidos de la formación.

La siguiente ecuación nos permite calcular la altura del lodo después de la

perdida:

1.08 x PZ = DL x L

Dónde:

• 1.08 = Densidad de los fluidos de la formación (gr/cm3)

• PZ = Profundidad vertical de la zapata (m)

• DL = Densidad más alta del lodo en la siguiente etapa (gr/cm3)

• L = Altura de la columna de lodo (m)

En las siguientes figuras se muestran las líneas de presión de colapso, de la

contrapresión, la de diseño al colapso y las tuberías seleccionadas:


0

Pro

fund

idad

Presión Colapso

Presión hidrostática del lodo

(con el que se cementa)

Contrapresión

Línea de presión

Al colapso

0

Pro

fund

idad

Presión Colapso

Línea de

Diseño

Resistencia a la

Presión interna

de las tuberías

seleccionadas.

Presión hidrostática

(cemento)

“L” altura del lodo

De la sig etapa

“ L “

0

Pro

fund

idad

Presión Colapso

Presión hidrostática del lodo

(con el que se cementa)

Contrapresión

Línea de presión

Al colapso

0

Pro

fund

idad

Presión Colapso

Línea de

Diseño

Resistencia a la

Presión interna

de las tuberías

seleccionadas.

Presión hidrostática

(cemento)

“L” altura del lodo

De la sig etapa

“ L “

A la tensión:

El diseño por tensión es similar al empleado en la TR superficial.

2.5 Diseño de la Tubería de Explotación

Esta tubería por lo general se diseña para que pueda soportar la máxima

presión de fondo de la formación productora y las presiones que se

manejaran en el caso de realizar una estimulación o fracturamiento.

A la presión interna:

El caso más crítico en el diseño de esta tubería es cuando se realiza una

estimulación o un fracturamiento y sería igual a la presión máxima en

cabeza más la presión hidrostática ejercida por el fluido de tratamiento

menos la presión de respaldo.

Al colapso:

El caso más crítico para el esfuerzo al colapso en una tubería de

explotación es cuando se realizan las operaciones de inducción

consistentes en el vaciado completo del pozo quedando la TR sin ningún

respaldo al colapso y expuesta a la presión hidrostática de los fluidos de la

formación (presión del yacimiento).

A la tensión:

Los esfuerzos por tensión y biaxiales se calculan de igual manera que para

las demás tuberías.


Capítulo 3

Clasificación de las

cementaciones


3.1 Cementación Primaria

La cementación primaria es el proceso que consiste en colocar cemento

en el espacio anular, entre la tubería de revestimiento y la formación

expuesta del agujero, asegurando un sello completo y permanente,

observar figura.

Objetivos de las cementaciones primarias

Proporcionar aislamiento entre

las zonas del pozo que

contienen gas, aceite y agua.

Soportar el peso de la propia

tubería de revestimiento.

Reducir el proceso corrosivo de

la tubería de revestimiento con

los fluidos del pozo y con los

fluidos inyectados de

estimulación.

Evitar derrumbes de la pared

de formaciones no

consolidadas.

El reto principal es obtener sellos

hidráulicos efectivos en las zonas que

manejan fluidos a presión. Para

lograrlo es indispensable mejorar el

desplazamiento del lodo de

perforación del tramo de espacio anular que se va a cementar

consiguiendo así una buena adherencia sobre las caras de la formación y

de la tubería de revestimiento, sin canalizaciones en la capa de cemento y

con un llenado completo.

Se ha vuelto práctica común que para cumplir con el segundo y tercer

objetivos, el cemento debe desarrollar un esfuerzo compresivo mínimo de

500 psi (35 kg/cm2) dentro de las primeras 8 horas. Este valor es producto

de la práctica.


Para lograr un buen desarrollo operativo en cada una de las etapas de la

cementación primaria se deben conocer conceptos técnicos básicos del

tema. Así, es necesario adentrarse en tópicos como:

Especificaciones de tuberías de revestimiento (TR) que se utilizan en

el área de trabajo

Diseño de TR por cargas máximas

Accesorios y equipos de flotación para tuberías superficiales,

intermedias, explotación y complementos

Apriete computarizado

Anclaje de las tuberías

Lechadas de cemento para las diferentes cementaciones

Empacadores recuperables y permanentes

Manejo de H2S y CO2 en las cementaciones

Uso de empacadores en tuberías de explotación.

La información del pozo se consigue de su expediente y es la base para

diseñar la sarta de la tubería de revestimiento por cementar. Con la

información del diseño, el ingeniero de campo verifica en el pozo que los

materiales recibidos correspondan al diseño. Aquí se deben tomar en

cuenta los siguientes aspectos:

Revisar especificaciones de los accesorios (tipo, marca, grado, peso

y diámetro)

Verificar circulaciones y reología del fluido de control

Revisar probables resistencias con la barrena.

Verificar que el volumen de lodo sea suficiente para la operación de

cementación, tomando en cuenta probables pérdidas

Realizar entrevista con el ingeniero de proyecto, para verificar las

condiciones del pozo:

Tiempo de circulación, presión y gasto

Diámetro de combinaciones que se van a utilizar

Densidad del lodo de entrada y salida (reología)

Peso de la polea viajera durante la introducción de la TR para

verificar su peso

Condiciones de las bombas de lodo (dimensiones, camisa, pistón y

eficiencia)

Debe asegurarse que las líneas superficiales queden limpias de

sólidos para el buen suministro de agua y lodo.


Técnica de cementación primaria

a) Circulación de lodo, para acondicionar el pozo: Antes de bombear

la lechada en el pozo, se lleva a cabo otro proceso; utilizando la

bomba del equipo de perforación se hace circular lodo de

perforación en el pozo, con el fin de acondicionar el lodo y lavar el

pozo. Si no se lleva a cabo el acondicionamiento, el paso de fluido

por el anular puede verse dificultado por la presencia de sectores

con lodo de corte gelificado.

b) Lanzamiento del tapón inferior: En los trabajos de cementación

primaria, antes y después de la inyección de la lechada de

cementación, se lanzan tapones limpiadores. Estos elementos sirven

para separar la lechada de los fluidos de perforación, limpiar las

paredes interiores de la tubería de revestimiento y obtener una

indicación positiva (presión) de que el cemento ya está en posición

fuera de la tubería de revestimiento.

c) Bombeo de lavador y espaciador: Antes de bombear la lechada de

cementación, por lo general, se bombea un lavador químico o un

espaciador densificado, o ambos, para que actúen como buffer

entre el fluido de perforación y el cemento. Los lavadores químicos

son fluidos base agua que pueden utilizarse en espacios anulares

pequeños con geometría del agujero regular. Estos fluidos pueden

utilizarse cuando se puede lograr turbulencia en todas las secciones

del espacio anular. Los espaciadores son fluidos densificados que se

bombean en flujos turbulentos o laminares. Esto productos sirven

para eliminar completamente los fluidos de perforación del anular

antes de inyectar la lechada de cementación.

d) Bombeo de la lechada inicial o de relleno: Esta lechada es de menor

densidad, está diseñada para proteger la parte superior del anular

del revestimiento.

e) Bombeo de la lechada de cola: La lechada de cola es una lechada

de mayor densidad, diseñada para cubrir la sección inferior del

anular desde el fondo del agujero. Normalmente, la lechada de cola

presenta unas propiedades superiores a las de la lechada inicial. Es


esencial que la lechada de cementación tenga la densidad

correcta para que sus propiedades sean las deseadas

f) Lanzamiento del tapón superior: El segundo tapón limpiador de

cementación se denomina tapón superior. Se bombea al final de los

trabajos de cementación con el fin de separar la lechada del fluido

de desplazamiento que se bombea en la siguiente etapa del

proceso, y evitar así que sea contaminada por dicho fluido. Una vez

que la lechada ya se ha bombeado en la tubería de revestimiento,

el tapón superior se lanza desde la cabeza de cementación.

g) Desplazamiento de las lechadas y tapones con fluido para

desplazamiento: A continuación, las lechadas de cementación y los

tapones limpiadores se bombean (son desplazados) hacia el fondo

del pozo mediante el fluido de perforación u otro fluido. Este fluido

de desplazamiento empuja el tapón superior y la lechada hacia

abajo por la tubería de revestimiento. Cuando el tapón limpiador

inferior llega al collar de flotación, la membrana situada en su parte

superior se rompe y la lechada es bombeada, saliendo de la parte

inferior de la tubería de revestimiento y subiendo por el anular.

Cuando el tapón superior llega al tapón inferior, hay un aumento de

presión. Las lechadas de cementación se encuentran en el espacio

anular y en el recorrido de zapata. El proceso habrá finalizado

cuando se indique un aumento de presión en la superficie y el

proceso de desplazamiento haya terminado. Luego, retornarán de

dos a cinco barriles y parará el flujo. Si este flujo de retorno continúa,

significa que hay fugas en el collar de flotación.

h) Comprobación de retorno de fluido: El collar de flotación está

equipado con una válvula de retención que evita que los fluidos

regresen por la tubería de revestimiento. Si la válvula está

defectuosa, la lechada puede empujar los tapones y el fluido por la

tubería de revestimiento, debido al efecto de retorno de los tubos en

U. Al final de un trabajo de cementación, es necesario comprobar

que el collar de flotación o la zapata de flotación no presenten

fugas. Para realizar esta comprobación se espera a que el fluido

retorne a los tanques de desplazamiento de la unidad de

cementación. Si el collar de flotación o la zapata de flotación


funcionan correctamente, dejarán que vuelvan de dos a cinco

barriles y luego se interrumpirá el flujo. Si este flujo de retorno

continúa, significa que el collar de flotación tiene algún defecto.

3.2 Cementación Forzada

La cementación forzada es necesaria por muchas razones, pero

probablemente el uso más importante es el de aislar la producción de

hidrocarburos de aquellas formaciones que producen otros fluidos. El

elemento clave de una cementación forzada es la colocación del

cemento en el punto deseado o en puntos necesarios para lograr el

propósito. Puede ser descrita como el proceso de forzar la lechada de

cemento dentro de los agujeros en la tubería de revestimiento y las

cavidades detrás del mismo. Los problemas que soluciona una

cementación forzada se relacionan con el objetivo de aislar las zonas

productoras.

Es el proceso que consiste en inyectar cemento a presión a través de

disparos o ranuras en la tubería de revestimiento al espacio anular. Ésta es

una medida correctiva a una cementación primaria defectuosa.

Objetivos de las cementaciones forzadas

Mejorar el sello hidráulico entre dos zonas que manejan fluidos.

Corregir la cementación primaria en la boca de una tubería corta, o

en la zapata de una tubería cementada, que manifieste ausencia

de cemento en la prueba de goteo. Esta prueba consiste en la

aplicación al agujero descubierto, inmediatamente después de

perforar la zapata, de una presión hidráulica equivalente a la carga

hidrostática, que ejercerá el fluido de control con el que se perforará

la siguiente etapa. Esto se realiza durante 15 a 30 minutos, sin

abatimiento de la presión aplicada.

Eliminar la intrusión de agua al intervalo productor.

Reducir la relación gas-aceite.

Sellar un intervalo explotado.

Sellar parcialmente un intervalo que se seleccionó incorrectamente.

Corregir una canalización en la cementación primaria.

Corregir una anomalía en la tubería de revestimiento.


La cementación forzada tiene muchas aplicaciones durante las fases de

perforación y terminación.

Aplicaciones:

Reparar un trabajo de cementación primaria que falló debido a que

el cemento dejó un canal de lodo originando una canalización o

cuando una insuficiente altura fue cubierta con cemento en el

anular.

Eliminar la entrada de agua de ambas zonas, inferior y superior,

dentro de una zona productora de hidrocarburos.

Reducir la relación de gas-aceite por aislamiento de la zona de gas,

de un intervalo adyacente al intervalo de aceite.

Reparar una fuga en la tubería de revestimiento debido a la

corrosión de la misma en zonas expuestas.

Abandonar una zona depresionada o no productora.

Taponar todo o parte de una o más zonas de un pozo inyector con

zonas múltiples, de tal forma que la dirección de los fluidos

inyectados dentro de la zona sea la deseada.

Sellar zonas de pérdida de circulación.

Evitar la migración de fluidos entre zonas productora y no productora

de hidrocarburos.

No obstante la técnica usada durante un trabajo de cementación

forzada, la lechada de cemento se sujeta a presión diferencial contra una

roca permeable. Los fenómenos resultantes son la filtración, que se haga

un enjarre y, en algunos casos, el fracturamiento de la formación. La

lechada que se sujeta a presión diferencial pierde parte de su agua en el

medio poroso y se forma el enjarre de cemento parcialmente

deshidratado.

El enjarre de cemento formado contra una formación permeable tiene

una permeabilidad inicial alta, pero a medida que las partículas de

cemento se acumulan, el espesor del enjarre y la resistencia hidráulica se

incrementan. Como resultado, la velocidad de filtración decrece y la

presión requerida para deshidratar la lechada de cemento se incrementa.

La velocidad de construcción del enjarre es una función de cuatro

parámetros: permeabilidad de la formación, diferente presión aplicada, el


tiempo y la capacidad de la lechada para perder fluido a condiciones de

fondo.

Cuando se forza cemento contra una formación de permeabilidad dada,

la velocidad a la que decrece la deshidratación de la lechada está

directamente relacionada con la velocidad de pérdida de agua.

Cuando es inyectada contra una formación de baja permeabilidad, la

lechada con baja velocidad de filtrado se deshidrata lentamente, y la

duración de la operación puede ser excesiva. Contra una formación de

alta permeabilidad una lechada con alto valor de filtrado se deshidratará

rápidamente; consecuentemente, el pozo puede bloquearse por enjarre y

los canales a través de los cuales acepta cemento deberán estar

puenteados.

La lechada ideal para una cementación forzada deberá ser diseñada

entonces para controlar la velocidad de construcción del enjarre y permitir

la construcción de un enjarre uniforme con un filtrado proporcional sobre

toda la superficie permeable.

Problemas especiales en cementaciones forzadas

Fisuras

En ocasiones, la tubería de revestimiento se rompe en fisuras debido a una

sobre presión accidental. Se requiere un trabajo muy difícil de

cementación forzada para repararla, particularmente si la grieta es de más

de 1 metro de longitud. Debe determinarse primero la localización y la

magnitud de la grieta.

La ubicación se requiere para que pueda aislarse debidamente de la

presión y su longitud dictará el tipo de lechada que se va a usar. Por

ejemplo, si la grieta es corta, digamos de unos 30 cm, podría emplearse la

misma técnica de forzamiento de las cavidades de disparos. Esto es, un

forzamiento de baja presión con un control moderado de filtrado. Si la

rasgadura es muy larga, digamos de 10 pies, entonces debe forzarse como

si se tratará de un intervalo grande de disparos.

La lechada debe ser un volumen más grande con bajo valor de filtrado. El

objetivo es colocar cemento en la grieta tanto como sea posible sin

deshidratación prematura. Cada esfuerzo debe hacerse evitando la


fractura en la formación. Algunos creen que se fisura más la tubería de

revestimiento cuando se aplica la presión para forzar.

Agujeros de corrosión

Los agujeros causados por la corrosión son también difíciles de reparar

mediante un trabajo de cementación forzada.

La naturaleza del problema debe ser parcialmente definida por la

ubicación física del agujero o agujeros. Esto es, los agujeros deben ser

adyacentes a una sección corrosiva conocida y fácil de ubicar. La técnica

de forzar cemento debe ser similar a la usada en otras perforaciones. Use

un cemento de baja pérdida de fluido y una presión baja de forzamiento.

Muy a menudo, después de obtener una buena cementación y molienda,

se encuentra con que otro agujero se ha desarrollado en otro lugar. Esto

continúa así hasta que un revestidor es colocado para cubrir el problema

entero, o bien, se coloca una tubería de revestimiento, desde la superficie

hasta el fondo.

Si los orificios causados por la corrosión están en un espacio sin cementar

detrás de la tubería, se debe usar el procedimiento anterior en la re-

cementación. El método de tapón es probablemente el mejor, pues no es

aconsejable colocar un retenedor en una TR que puede estar altamente

corroída. Las cuñas pueden marcar la tubería o bien el empacador puede

no sellar debido a la elongación del tubo. Algunas veces se han sufrido

este tipo de problemas teniendo que desviar por esta situación.


Capítulo 4

Tapones de Cemento


4.1 Descripción

Es la técnica balanceada de colocación de un volumen relativamente

pequeño de cemento a través de una tubería de perforación, de

producción, o con auxilio de herramientas especiales, en una zona

determinada, en agujero descubierto o tubería de revestimiento. Su

finalidad es proveer un sello contra el flujo vertical de los fluidos o

proporcionar una plataforma o soporte para el desvío de la trayectoria del

pozo.

Objetivos de los tapones de cemento

Los tapones colocados dentro de agujeros entubados se utilizan para:

Abandonar intervalos depresionados

Proteger temporalmente el pozo

Establecer un sello y abandonar el pozo

Proveer un punto de desvío en ventanas.

Los tapones en agujero descubierto se colocan para:

Abandonar la parte inferior del pozo

Aislar una zona para prueba de formaciones

Abandonar capas de formación indeseables

Sellar zonas de pérdida de circulación

Iniciar perforación direccional (ej. desviación por pescado).

Cómo obtener información del pozo que se va a intervenir.

4.2 Tipos de tapón

Tapón de desvió

Durante las operaciones de perforación direccional puede ser difícil

alcanzar el ángulo y dirección correctos cuando se perfora a través de

una formación suave. Es común colocar un tapón de desvío en la zona

para alcanzar el objetivo y curso deseado. Además, cuando una

operación de pesca no se puede llevar a cabo por motivos económicos,

la única solución disponible para alcanzar el objetivo del pozo es el desvío

por arriba del pez.


El éxito de un buen tapón de desvío es su alto esfuerzo compresivo. Las

lechadas de agua reducida con dispersantes alcanzan densidades de

hasta 2.16 gr/cm3 y proveen los mejores resultados. Son cementos muy

duros, densos, de baja

permeabilidad. Esta lechada

desarrolla altos esfuerzos

compresivos que se alcanzan en

periodos cortos por lo que se

puede reducir el tiempo de espera

de fraguado de cemento. La

pérdida de filtrado es reducida y

tienen mejor resistencia a la

contaminación con los fluidos del

pozo.

Hay criterios técnicos que

aseguran tener mejor esfuerzo

compresivo a través del uso de la

arena sílica. Está comprobado que

la arena no ayuda a mejorar el

esfuerzo compresivo. Si por

costumbre se insiste en agregar arena, ésta debe ser limitada a 4.5kg/saco.

Cuando se colocan varios tapones antes de obtener alguno lo

suficientemente fuerte para desviar, la falla se debe, entonces, a la

inestabilidad de una lechada de alta densidad colocada sobre un lodo de

baja densidad. La incidencia de fallas de tapones se puede reducir

utilizando los métodos correctos de colocación. En tapones de desvío,

después de varios intentos de pesca, es común que el agujero se haya

lavado y haya creado una caverna en donde los registros geofísicos no

puedan tocar las paredes de esa caverna; por lo tanto, será difícil estimar

correctamente el volumen de cemento requerido para balancear el

tapón. El éxito del tapón, en estos casos, se debe más a la experiencia que

a la técnica. La profundidad de colocación también es importante. La

cima del tapón o de inicio de desviación debe colocarse frente a una

formación fácilmente perforable, en donde la barrena pueda ser

orientada en una nueva dirección sin caer en el agujero original. Una

consideración muy importante en la colocación de tapones de desvío, por

cambio de rumbo o pescado, es que el tapón debe tener la longitud


necesaria para asegurar que la barrena este lejos del agujero original en el

momento que sobrepase la longitud del tapón.

Tapón de Abandono

Cuando se requiere abandonar un pozo y prevenir la comunicación entre

zonas y la migración de fluidos que pueden contaminar los mantos

acuíferos, se colocan varios tapones de cemento a diferentes

profundidades. Los pozos productores depresionados también se

abandonan con tapones de cemento. En muchos países, como México

entre otros, el gobierno regula el

abandono de los pozos

petroleros con procedimientos

específicos.

Los tapones de abandono de

pozos se colocan generalmente

frente a zonas potenciales de

alta presión. Se pone un tapón

en la zapata de la tubería de

revestimiento anterior (algunas

veces con algún tapón puente

mecánico) y se colocan todos

los necesarios hasta la

superficie.

Si se planea abandonar

intervalos grandes de agujero descubierto, entonces se requiere la

colocación de varios tapones de cemento dentro del agujero. Se debe

utilizar harina sílica cuando la temperatura estática de fondo exceda de

los 100°C para prevenir la regresión de la resistencia del cemento

(incremento en la permeabilidad y pérdida de esfuerzo compresivo). Los

aditivos de cemento deben ser mínimos, las lechadas extendidas tienen

relativamente baja viscosidad y bajo esfuerzo compresivo son usadas

pocas veces como tapón de abandono.

Tapón para pérdida de circulación

La pérdida de fluido de perforación puede ser detenida si se coloca

correctamente un tapón de cemento frente a la zona de pérdida. Aunque

la lechada se puede perder, también puede endurecer y consolidar la


formación. Un tapón de cemento

también se puede colocar encima

de una zona para prevenir su fractura

debido a presiones hidrostáticas que

pueden desarrollarse durante la

cementación de una tubería de

revestimiento.

Las lechadas de cemento puro son

efectivas para solucionar pérdidas

menores y brindan esfuerzos

compresivos muy altos. Para

cementos más ligeros con mejores

propiedades mecánicas se utilizan

cementos espumados o micro-

esferas. Éstos tienen la ventaja natural

de la tixotropía por lo que es menos probable que se pierdan.

Las lechadas tixotrópicas son ampliamente utilizadas. Su habilidad para

desarrollar geles, conforme el movimiento disminuye, es ventajosa pues

ayuda a prevenir pérdidas a la formación y libera de presiones

hidrostáticas a las zonas débiles.

La adición de materiales para pérdida

por circulación también ayuda en el

éxito de los trabajos. Los materiales

granulares son más efectivos para

fracturas más grandes; los fibrosos o en

escamas son mejores para pérdidas en

formaciones porosas o de alta

permeabilidad.

Para ayudar a la colocación del

cemento en el agujero también se

utilizan los sistemas duales, con cemento

y sistemas para pérdida de circulación.

Es muy importante utilizar una

temperatura de fondo circulante real.

Las pérdidas enfriarán el agujero por lo que la temperatura de fondo


circulante puede ser mucho menor que la utilizada por los gradientes

térmicos.

Tapones para prueba de formación

Cuando se programa una prueba de formación, y bajo el intervalo por

probar existe una formación suave o débil, o que pueda aportar a la

prueba fluidos indeseables, se colocan tapones de cemento para aislar la

formación por probar, siempre y cuando sea impráctico o imposible

colocar un ancla de pared. Esto permite evitar el fracturamiento de la

zona débil

4.3 Propiedades de los tapones de cemento

Diseño de la lechada de cemento

El diseño de la lechada de cemento para los tapones por circulación, y sus

propiedades, dependen de la aplicación del tapón así como de la

densidad requerida. Generalmente se utilizan volúmenes pequeños de

lechada y se deben mezclar en volumen siempre que sea posible. Es muy

importante considerar que el diseño de la lechada reviste más del 50% del

éxito del tapón.

Reología

Para tapones de control de pérdida de circulación se requieren lechadas

viscosas con fuerte gelificación para restringir el flujo a fracturas o poros.

Las lechadas tixotrópicas o de baja densidad y los materiales para pérdida

de circulación son muy utilizados para tapones de desvío. Se requiere que

la lechada sea de alta densidad, pero con la fluidez necesaria para que el

cemento salga de la sarta de perforación al extraer la tubería.

Filtrado

La pérdida de agua de la lechada durante su colocación modifica sus

condiciones de diseño originales. Esto trae como consecuencia el fracaso

del trabajo al no alcanzar el objetivo planeado. Se puede requerir,

entonces el control de filtrado para mantener una buena calidad de la

lechada cuando se hacen movimientos con la tubería. Si una lechada se

somete a periodos de condición estática mientras está siendo colocada,

se desarrollan esfuerzos de gelificación que pueden conducir al


atrapamiento de la tubería. Es muy importante, por lo tanto, mantener el

valor de filtrado de diseño durante el trabajo.

Tiempo de espesamiento

Los tiempos de espesamiento deben diseñarse de acuerdo con las

condiciones del pozo, los procedimientos de colocación y un factor de

seguridad razonable. Para pozos profundos de alta temperatura, el tiempo

de espesamiento debe ser considerablemente mayor. Como una medida

más de seguridad, en México los tiempos de espesamiento para pozos,

con temperaturas menores de 140 °C, se calculan considerando el tiempo

de la colocación más una hora adicional y la prueba se realiza en el

laboratorio con temperatura circulante. Para pozos arriba de esta

temperatura, hasta 175 °C, se toma el mismo criterio respecto al tiempo;

solamente que las pruebas de laboratorio se consideran a una

temperatura intermedia entre la circulante y la estática con excelentes

resultados. En todos los casos, es muy importante la selección de los

retardadores adecuados. En la minimización de gelificación de la lechada,

y con la finalidad de evitar costos innecesarios, se consideran tiempos de

espera de fraguado de acuerdo con el objetivo del tapón, que no serán

mayores a 24 horas.

Resistencia a la compresión

La resistencia a la compresión para tapones de desvío es primordial. Se

requiere el desarrollo de alto esfuerzo compresivo en cortos periodos de

tiempo. Las mejores lechadas para esta aplicación son las de agua

reducida y alta densidad (por arriba de 2.16 gr/cm3); se pueden obtener

esfuerzos compresivos de hasta 8,500 psi, en contraste con las 5,000 psi de

una lechada de 1.95 gr/cm3. La adición de arena o agentes densificantes

no mejora el esfuerzo compresivo de una lechada con bajo contenido de

agua; además de dispersantes y retardadores se requieren muy pocos

aditivos. Para tapones de abandono colocados a profundidades con

temperaturas mayores de 100 °C es necesario agregar harina o arena

sílica, dependiendo de la densidad requerida, para evitar la regresión de

la resistencia compresiva del cemento. Sin que esto implique que

agregando harina sílica o arena sílica aumente el esfuerzo compresivo del

cemento, lo cual no debe confundirnos.


4.4 Consideraciones de diseño

Factores de éxito del tapón

Los factores básicos para el éxito de un tapón son los mismos que para

lograr una cementación primaria óptima. Las posibilidades de éxito del

tapón mejoran con el uso de buenas técnicas de desplazamiento, así

como de la selección de la lechada correcta; la planeación y obtención

de datos correctos del pozo son esenciales.

El diseño del trabajo depende del objetivo. La colocación de un tapón

para pérdida de circulación será muy diferente que la colocación del

tapón para una zona depresionada o para la desviación de un pozo, así

como el diseño para el abandono de una zona en donde tenga

aportación de cualquier hidrocarburo o la litología en donde se esté

colocando.

Profundidad y longitud del tapón

La posición de un tapón de cemento es de primordial importancia. Los

registros de calibración del agujero sirven para determinar en donde

colocar el tapón y cuánto cemento utilizar. Los registros de perforación y

registros de velocidad de perforación deben ser consultados para

determinar en dónde colocar el tapón en el agujero descubierto.

La aplicación del tapón dependerá del tipo de formación frente a la cual

se colocará, a menos que se desee desviar el pozo, lo mejor es colocar los

tapones en formaciones consolidadas. Las lutitas deben evitarse pues

usualmente están deslavadas y fuera de calibre. Para tapones de desvío,

el cemento no debe ser colocado en formaciones excesivamente duras.

Las formaciones altamente permeables o donde existan pérdidas deben

ser evitadas, pues puede suceder que las propiedades de la lechada

cambien por el filtrado, o que el volumen de lechada no sea suficiente,

debido a la pérdida.

Si es posible, se deben seleccionar agujeros con mínima alteración en su

calibre. Si los volúmenes de cemento son calculados con mayor exactitud,

el desplazamiento será mejorado y el balanceo más fácil.

El volumen de cemento depende del objetivo del tapón. Las longitudes y

profundidades de los tapones de abandono son usualmente dictadas por


regulaciones gubernamentales y varían dependiendo de las zonas, y de las

presiones, entre otros factores, durante la perforación del pozo. Los

tapones para desvío deben ser lo suficientemente largos para permitir la

desviación gradual de la barrena en el agujero.

La longitud mínima recomendada es entre 100 -150 m. Ésta debe ser

suficiente, tomando en cuenta que la parte superior del tapón podría

contaminarse. Un registro de calibración del agujero es útil para el cálculo

de la cantidad de cemento requerido y para ubicar una sección del

agujero en calibre para que éste sea colocado. Si el tapón se va a colocar

en un agujero fuera de calibre o una sección deslavada, entonces se

debe utilizar un porcentaje de exceso que podría ser del doble o mayor

que el del volumen normal considerado. Esto más bien se basa en la

experiencia en tapones similares usados con éxito, de acuerdo con

estadísticas.

Desplazamiento y colocación

El desplazamiento se puede mejorar con lodos fluidos de bajo valor de

filtrado. El agujero debe ser circulado, por lo menos, con el equivalente a

un volumen del pozo y antes de colocar el tapón para alcanzar las

condiciones reológicas necesarias para el cemento que se va a manejar.

Preferentemente, el cemento debe tener mayor densidad y propiedades

reológicas que los baches separadores, y más que el lodo. 0ueda excluido

de este orden el frente lavador, pues la mayoría de éstos, por ser

newtonianos, tienen una densidad que fluctúa entre 1.00 gr/cm3 o menor.

El pozo debe estar estable para evitar la contaminación del cemento.

Algunas características recomendables para el lodo son: Viscosidad

Funnel= 45-80 seg, Viscosidad= 12-20 cp, Velocidad de corte= 1-5 lb/100ft2

y la pérdida de filtrado tan baja como se pueda. Estos valores pueden ser

difíciles de conseguir en la práctica.

La contaminación de las lechadas de cemento es la principal causa de

falla de los tapones. Puede aumentar el tiempo de fraguado y reducir el

esfuerzo compresivo; el 10% de la contaminación por lodo puede reducir el

esfuerzo compresivo hasta en un 50%.

Se requiere el uso de lavadores y espaciadores para evitar problemas de

compatibilidad. Los espaciadores deben ser utilizados cuando el control

del pozo sea un problema, la densidad del espaciador debe ser 0.12 - 0.24


gr/cm3 mayor que la del lodo para ganar el efecto de flotación para mejor

desplazamiento del lodo. Los lavadores químicos deben utilizarse en lugar

de agua especialmente cuando se utiliza lodo a base de aceite. Los

lavadores usualmente fluyen en flujo turbulento, el desplazamiento en flujo

turbulento es el más recomendado. Se recomienda una altura anular de

150-250 m para lavadores y espaciadores.

La centralización de la tubería mejora la remoción del lodo. (Este aspecto

es normalmente olvidado aun cuando la tubería sea levantada después

de la colocación del tapón). Si la tubería no está centralizada

correctamente, puede ocurrir canalización del cemento y así el balanceo

del tapón será más difícil; ambos efectos contribuyen a la contaminación

de la lechada, aunque esto es teórico pues no se debe olvidar que al

levantar un tubo con centradores podría provocarse la contaminación. De

esta manera, es preferible utilizar tubería lo más lisa posible y con rotación.

Se recomienda la rotación de la tubería en lugar de la reciprocación. Esto

puede ser útil puesto que la tubería se levantará fuera del cemento antes

de circular en inverso cuando el tapón haya sido balanceado. La rotación

reduce la gelificación del cemento y le permite caer más fácilmente de la

tubería conforme se levanta.

Fallas más comunes

Una vez que el tiempo de fraguado ha pasado, se toca la cima del tapón

y se aplica peso de aproximadamente 5 toneladas sobre él. Éste es el

principal criterio para medir el éxito de un tapón. Cuando el tapón servirá

de apoyo para una herramienta desviadora entonces la prueba es muy

importante, pues si el tapón está colocado frente a caliza aunque la

perforabilidad no alcance a la de la caliza, se busca una perforabilidad

promedio de 4 min/m. en el punto en donde se iniciará el desvío.

Las causas más comunes de falla son:

Contaminación con lodo. Se debe a una deficiente remoción de lodo, a

espaciadores/lavadores no efectivos, a falta de centralización, tiempos de

espesamiento y fraguado muy largos, y a técnicas de colocación

incorrectas.

Lechadas sobre-retardadas o tiempo de espera de fraguado insuficiente.

Suceden cuando el desarrollo de esfuerzo compresivo es inadecuado y el


tapón será perforado sin alcanzar el tiempo de perforabilidad requerida. Es

necesario conocer el dato exacto de temperatura de fondo estática y

cuidar que el tapón sea diseñado precisamente para las aplicaciones en

las cuales será utilizado.

Información errónea de la litología y geometría del pozo (especialmente la

temperatura de fondo estática) ocasiona la utilización de parámetros de

diseño incorrectos: cálculo erróneo en la cantidad de cemento,

propiedades erróneas de la lechada, contaminación o colocación del

tapón en un lugar incorrecto.

Un volumen de cemento insuficiente debido a datos del registro de

calibración incorrecto o desconocido, proporciona un tapón de altura

menor que la requerida. Se recomienda una altura de 100-150 m y hasta el

doble de exceso de cemento en secciones de agujero descubierto de

diámetro desconocido, especialmente cuando largas operaciones de

pesca han sido llevadas a cabo y es necesario colocar un tapón de desvío

en el sitio de pesca.

Los tapones pueden descolgarse o moverse cuando se utilizan lechadas

de cemento de alta densidad en pozos con fluidos de control de baja

densidad. Como resultado de la interface inestable formada, el cemento

se canalizará y se diluirá con el lodo. Esto puede ser evitado con la

colocación de un volumen viscoso u otra técnica de puenteo y con el uso

de un difusor.


Capítulo 5

Equipos y herramientas

empleados en operaciones de

cementación


5.1 Accesorios para tubería de revestimiento

Los accesorios normalmente empleados en las operaciones de

cementación de las tuberías de revestimiento se presentan en la figura.

Zapatas

La parte inferior de la tubería de

revestimiento es protegida por

una zapata guía.

Coples

Un cople flotador o cople de

auto llenado es colocado uno o

dos tramos de tubería arriba de la

zapata para proporcionar, entre

otras funciones, un asiento para

los tapones de cementación y

parar finalizar el trabajo de

colocación del cemento, cuando

llega a este lugar el tapón de

desplazamiento.

La sección corta de tubería que

separa a la zapata y al cople

flotador es proporcionada como

un amortiguador dentro de la

tubería para retener la parte final

de la lechada, con posible

contaminación. Esta sección

puede ser mayor de dos tramos

de tubería para asegurar la

colocación de buena calidad de

cemento en la parte exterior de

la zapata.

Tapones


Los tapones actúan como barreras de separación entre las lechadas de

cemento, y entre el fluido de perforación y fluidos de desplazamiento.

Centradores

Los centradores son colocados en las secciones críticas de interés para

centrar la tubería y obtener una mejor distribución del cemento alrededor

de ésta, mejorando de esta manera la calidad de la cementación

primaria.

Zapata guía

Es la forma básica de zapata para tubería de revestimiento, no contienen

válvulas de contra presión ni mecanismos de control de flujo y es usada

para proteger las aristas de la parte inferior de la tubería. La mayor parte

de los tipos de zapata guía contienen una nariz redondeada para guiar la

tubería a través de desviaciones y restricciones del agujero. Sin embargo,

el modelo de zapata guía "regular" no tiene una nariz redondeada por lo

que no se recomienda su empleo en agujeros desviados. Esta zapata

regular simplemente sirve para reforzar la arista más baja de la tubería de

revestimiento debido a su construcción con espesor de pared mayor y

proporciona un bisel interno para guía de subsecuentes herramientas de

perforación, corridas dentro de la tubería de revestimiento.

En la figura se muestran varios tipos de zapatas guía, las cuales incluyen

diferentes perfiles y orificios de salida. La nariz y los componentes internos

son construidos en material molible como

son el cemento y el aluminio. El cuerpo

generalmente es construido del mismo

acero que los coples de la tubería de

revestimiento, típicamente K-55 o N-80.

La nariz de la zapata de aluminio incluye

guías helicoidales, las que inducen una

acción de turbulencia que sirve para

limpiar y levantar los recortes alrededor de

la zapata, con lo cual se mejora la

colocación de la lechada de cemento.

Las zapatas con orificios laterales de flujo permiten una acción secundaria,

para que la tubería pueda ser sentada en el fondo mientras se cementa.


Los orificios laterales pueden también mejorar la remoción y lavado

cuando es necesario circular para evitar pegaduras de la sarta.

Las zapatas guía son generalmente usadas en profundidades someras o

moderadas combinadas con un cople flotador o uno de auto llenado.

Éstas son generalmente colocadas debajo del cople de auto llenado,

debido a su gran espacio interior que permite el paso de componentes de

los coples de auto llenado, al convertirlos a sistema de válvula de

contrapresión.

Equipo de flotación

A medida que se van incrementando las profundidades de perforación de

los pozos, las estructuras de los mástiles del equipo de perforación se ven

sometidas a mayores esfuerzos y fatigas por incremento de las longitudes y

pesos de las tuberías de revestimiento. El uso de un equipo de flotación,

reduce estos esfuerzos y fatigas, aprovechando el efecto de flotación

aplicado a la tubería.

El equipo de flotación consiste de zapatas y coples especiales con válvulas

de contrapresión que impiden la entrada de los fluidos del pozo. Conforme

la tubería es bajada, la carga al gancho es reducida en la misma

magnitud dada por el peso del fluido desplazado por la sarta. La tubería es

llenada desde la superficie y se controla su peso monitoreándolo en un

indicador en donde se observa el peso sobre la polea viajera. La

secuencia del llenado es generalmente cada 5 a 10 tubos, sin embargo,

algunas tuberías con diámetros mayores o tuberías con pared delgada

pueden requerir un llenado más frecuente para impedir el colapso de la

tubería. Además para un llenado apropiado, la tubería debe bajarse en

forma lenta y continua para evitar la presión de irrupción o de pistón y

daño a la formación.

Una vez que la tubería de revestimiento llega al fondo, se llena y la

circulación es establecida para empezar el acondicionamiento del pozo,

para lo cual se circula, por lo menos, un volumen equivalente a la

capacidad del agujero; sin embargo, para optimar las condiciones del

agujero y del lodo para efectos de la cementación, algunos programas de

perforación requieren circular el volumen indicado. El principal objetivo de

un trabajo de cementación primaria es proporcionar un aislamiento

completo y permanente a las zonas permeables localizadas atrás de la


tubería de revestimiento. Para lograr este objetivo el lodo de perforación y

los frentes de lavado y espaciador deben ser completamente removidos

del anular y el espacio anular debe ser entonces llenado completamente

con la lechada de cemento. Una vez colocado el cemento en su lugar

éste debe endurecer y desarrollar las propiedades mecánicas necesarias

para mantener la vida productiva del pozo. De tal manera que una buena

remoción del lodo y una apropiada colocación de la lechada son

esenciales para obtener el aislamiento en el pozo. Un desplazamiento

incompleto del lodo puede inducir a una canalización de lodo continuo a

través de las zonas de interés y de tal forma favorecer la comunicación

entre las zonas. La durabilidad de la adherencia del cemento está también

relacionada al proceso de desplazamiento. Esto es por qué el

desplazamiento del lodo ha sido un tópico de interés por mucho tiempo en

el ámbito de la cementación de pozos.

Equipo de llenado automático

Las zapatas y coples de llenado automático contienen válvulas de

contrapresión similares a las usadas en el equipo de flotación; sin embargo,

las válvulas de contrapresión se modifican a una posición de abierto para

permitir el llenado y la circulación inversa. El llenado continuo de la tubería

de revestimiento ahorra tiempo y reduce la presión de irrupción asociada

con el equipo de flotación. Las válvulas son usualmente diseñadas para

reducir el sobre flujo del fluido de control en la tubería de revestimiento

mediante la regulación de la velocidad de llenado para una velocidad de

introducción.

A una velocidad promedio de introducción de la tubería de un tubo por

minuto, el nivel del fluido en el interior de la tubería de revestimiento debe


permanecer uno o dos tubos abajo del nivel anular. Los sobre flujos aún

pueden ocurrir si se excede la resistencia de flujo anular y la resistencia

interna al flujo de la válvula. Esta condición es más probable que ocurra en

condiciones de agujero esbelto, o cuando los agujeros presentan

cavidades puenteadas y restricciones al flujo en el anular. Para remover o

para desprender materiales adheridos, la válvula permite la circulación en

cualquier dirección.

El equipo de auto llenado debe bajarse para que funcione como una

válvula de contrapresión direccional o válvula flotadora. La conversión

generalmente es ejecutada después de que la tubería de revestimiento se

coloca a la profundidad programada; pero también puede ser convertida

mientras se está corriendo para prevenir o para controlar la carga al

gancho de la polea viajera. Para prevenir la introducción sin control, la

máxima velocidad del flujo de entrada a la tubería puede ser limitada por

el gasto de admisión de ciertas válvulas.

Válvulas de charnela

Estas válvulas son convertidas por la expulsión del tubo de orificio,

permitiendo al resorte de carga cerrar la charnela de la válvula. Esta

operación normalmente requiere del uso de pequeñas bolas metálicas

que viajan al fondo.

Para ahorrar tiempo, la bola es generalmente lanzada dentro de la tubería

de revestimiento, permitiendo que caiga libremente, mientras se conectan

e introducen los últimos cinco tramos de tubería de revestimiento. La

velocidad de caída libre se estima en 61 m/min.

La bola puede ser bombeada al fondo; sin embargo, debe posicionarse

mientras se bombea; la conversión puede ocurrir sin ninguna indicación en

el manómetro. De otra manera, con la bola apropiadamente situada, el

tubo de orificio puede ser descargado por la aplicación de 300 a 800 psi,

dependiendo del fabricante de la válvula. Algunos fabricantes indican un

gasto de flujo opcional, para convertir la válvula sin el empleo de la bola.

Esta opción es de mayor aplicación cuando la desviación del agujero es

superior de 30, debido a que se presenta la dificultad de posicionar la bola

apropiadamente.

La válvula de acción vertical o válvula de tapón


El resorte de carga que actúa sobre el tapón para sostenerlo en posición

de abierto y permitir el llenado de la TR. El tapón es liberado para impedir

el flujo en sentido inverso, y establecer un mínimo de gasto a través de la

válvula. El gasto mínimo está generalmente entre 4 y 8 bl/min. Los coples

de válvula de acción vertical están diseñados para retener el mecanismo

de viaje. Así dos unidades de válvulas de acción vertical (zapata y cople)

pueden ser usados para proporcionar un seguro de sello adicional.

El equipo de auto llenado es recomendado, cuando la carga al gancho

de la polea viajera no sea de importancia, o cuando las condiciones del

agujero puedan estar deterioradas. Se requiere entonces de la circulación

en sentido inverso y de la habilidad para correr la tubería de revestimiento

tan rápido como sea posible. Las válvulas de charnela y la de acción

vertical no se recomiendan para usarse con fluidos de perforación que

contienen grandes concentraciones de materiales obturantes para

controlar pérdidas de circulación. El uso de muchos raspadores

reciprocantes y otros adicionantes externos pueden incrementar la

resistencia al flujo en el anular y causar sobre flujo.

Otro fenómeno es el súbito paro durante la introducción de la tubería;

estos paros deben ser evitados para evitar la conversión prematura de la

válvula.

Centradores


Una de las grandes necesidades en la tecnología de las cementaciones es

el centrado de las tuberías de revestimiento que se van a cementar,

debido a la falta de eficiencia en el desplazamiento del fluido de control

obtenido cuando no se tiene un centrado aceptable de las tuberías,

respecto a la geometría del pozo. En tuberías no centradas se presentan

áreas restringidas al flujo, que se conservan en estas bolsas de lodo de

alto grado de gelificación y con alto contenido de recortes. Cuando se

coloca la lechada de cemento en estas áreas, las bolsas de lodo no son

removidas, aunque el cemento viaje en régimen turbulento. Esto se

manifiesta en la evaluación de las cementaciones como canalizaciones

de lodo en el cuerpo del cemento.

La eficiencia del desplazamiento es la relación del fluido que está en

movimiento mientras se circula, con respecto al volumen total de fluido en

el pozo. Hay varios factores que afectan la eficiencia del desplazamiento

durante el proceso de la cementación primaria.

Entre éstos se puede citar la falta de acondicionamiento del pozo y del

fluido de control, el acondicionamiento de la lechada y del frente lavador

y espaciador, tendientes a entrar en turbulencia a gastos de bombeo

bajos o moderados, debido a que en turbulencia se efectúa un barrido

más eficiente del lodo durante el proceso de colocación del cemento en

el anular, y si no se logra la turbulencia a gastos moderados, mejorar la

eficiencia de colocación.

En los agujeros direccionales y horizontales el centrado de la sarta se torna

más crítico debido a que, por efecto de la gravedad, la tubería tiende a

recargarse en la parte baja del agujero y si no se cuenta con equipo

eficiente de centrado, la calidad de la cementación será baja, hasta

llegar a los coples. En estos pozos deben emplearse centradores sólidos


que soporten perfectamente bien el peso de la tubería, sin deformaciones

ni cambio de posición, los centradores sólidos van integrados a la sarta de

la tubería de revestimiento y no restringen el área de flujo del anular. Por

otra parte, propician una distribución apropiada de la lechada alrededor

de la tubería, sobre todo en las zonas de interés.

No debe perderse de vista que el costo de los centradores sólidos es alto,

por lo que se recomienda su aplicación al centrado de la tubería en las

zonas de interés.

Cabeza de cementación

Las cabezas de cementación son contenedores de acero de alta

resistencia a la presión interna y a la tensión, que albergan uno o los dos

tapones inferiores y superior, un sistema mecánico o hidráulico para soltar

los tapones durante la operación de cementación, en el momento que se

requiera, sin parar la operación. Así no se da oportunidad a la construcción

de desarrollo de la fuerza de gel en el lodo, que afecta la eficiencia de la

remoción, pues éste es el principal inconveniente del empleo de las

cabezas de un solo tapón, y por lo cual se

desecharon.

Con la cabeza de doble tapón únicamente

se suspende la operación un instante para

cambio de la línea de bombeo de la

misma cabeza, lo cual no representa

ningún problema. El sistema de liberación

en la cabeza de doble tapón es el mismo

que en las cabezas de un solo tapón.


5.2 Accesorios para tuberías cortas (liner)

Cople de retención anti-rotacional

Herramienta utilizada en combinación con un Colgador Hidráulico.

Es considerado como parte del equipo de

flotación.

Presenta una combinación de asientos para

canica de anclaje del Colgador Hidráulico y

para el Tapón Limpiador.

Su diseño anti-rotacional facilita la operación

de molienda.

Todas sus partes interiores son fabricadas con

materiales fácilmente perforables.

Cabeza de Cementación

Esta herramienta está diseñada para soportar

grandes cargas de tensión provocadas por el peso de la tubería de

perforación y de la TR corta. Aloja al tapón desplazador en una cámara

superior durante las operaciones de circulación acondicionamiento y

mezclado de cemento.

También tiene una unión giratoria para operaciones de rotación y

reciprocación y un sustituto para alojar la bola para operar colgadores

hidráulicos y herramientas que así lo requieran.

Están disponibles en diferentes medidas como

3 1/2" IF, 4 1/2", IF 6 5/8".

Colgador hidráulico con 6 cuñas

El diseño de este colgador es integral, o sea

que es de un cuerpo sólido sin soldaduras ni

conexiones internas, con lo que se elimina la

posibilidad de fugas. Permite un máximo de

capacidades, tanto a presión interna como de

carga.


Colgador hidráulico sencillo

El diseño de este colgador es integral, o sea

que es de un cuerpo sólido sin soldaduras ni

conexiones internas, con lo que se elimina la

posibilidad de fugas. Permite un máximo de

capacidades, tanto a presión interna como

de carga.

Está disponible con conos sencillos (3). Su

capacidad de carga depende del grado y

peso de las tuberías que van a utilizarse. Por

su diseño, el área de flujo permite efectuar las

operaciones de circulación y cementación

sin problemas.

Colgador mecánico

con 6 cuñas y "J"

derecha

El diseño de este colgador es

integral, o sea que es de un cuerpo sólido sin soldaduras ni

conexiones internas, con lo que se elimina la posibilidad

de fugas. Permite un máximo de capacidades, tanto a

presión interna como de carga.

Este tipo se recomienda para utilizarse en profundidades

de medias a mayores; tiene un sistema tipo "J" derecha

para la operación de anclaje.

La distribución de los conos (6) en forma alternada otorga

el beneficio de una mayor área de circulación en posición

de anclado y da una capacidad de carga mucho mayor

que el sistema sencillo. Su capacidad depende del grado

y peso de las tuberías que van a utilizarse.

Se opera con vueltas a la derecha, evitando de esta

manera problemas de desconexión. Se encuentra

disponible en diámetros API, y especiales también, en los

grados y pesos que se requieran.


Conjunto de rimas

Este ensamble consiste de las siguientes piezas:

- Molino de cuchillas (BladeMill): Su función es conformar y biselar la

boca de liner para evitar dañar a los sellos del niple de sellos (Tie

Back) al introducirlo en la extensión del cople soltador o empacador

de boca de la TR corta.

Se coloca en la parte superior del ensamble, de tal manera que cuando la

rima está limpiando en la parte inferior del receptáculo, simultáneamente

se está conformando la boca de la tubería.

- Sustituto de extensión: Se coloca entre el BladeMill y la rima; sirve

para dar la longitud adecuada entre los dos.

- Rima: Tiene la función de limpiar tanto de impurezas como de

residuos de cemento o sólidos, que se encuentren dentro de la boca

de la TR corta.

El diámetro exterior es de 1/32" menor que el diámetro interior de la

extensión y está fabricada de un material de menor dureza que el de la

extensión para no dañarla.

Cople flotador y de retención

En un equipo integral, esta herramienta es

utilizada en combinación con un colgador

mecánico.

El empleo de los coples flotadores y de

retención es opcional y son utilizados para

proveer la seguridad de una válvula de contra

presión extra.

La selección del cople flotador debe ser

compatible con la zapata flotadora.

Su diseño anti-rotacional facilita la operación de

molienda, y todas sus partes interiores son

fabricadas con materiales fácilmente

perforables.


Cople flotador

La selección del equipo de flotación para un trabajo de tubería corta es

mucho más crítica que para una cementación de tubería convencional.

Fallas en el equipo de flotación pueden resultar en costosos trabajos de

reparación.

El empleo de los coples flotadores es opcional y

son utilizados para proveer la seguridad de una

válvula de contra presión extra.

La selección del cople flotador debe ser

compatible con la zapata flotadora.

Se instala normalmente uno o dos tramos arriba

de la zapata flotadora.

Todas sus partes internas son fabricadas con

materiales fácilmente perforables.

Cople soltador con perfil para alojar unidad

de sellos recuperable.

Herramienta que combina varias funciones:

1. Soltar la tubería corta después de

haber operado el colgador.

2. Cuenta con una extensión o

receptáculo (puede ser de 3', 6', 10' o

más de longitud) para una futura

extensión de la tubería.

3. Cuenta con un receso donde se

alojará la unidad de sellos recuperable,

para formar un sello hermético y

asegurar que la operación sea por la

parte inferior del sistema.


Cople soltador con embrague y perfil para alojar unidad de sellos

recuperable

Herramienta que combina varias funciones:

1. Soltar la TR corta después de haber

operado el colgador. Presenta una

extensión o receptáculo (puede ser de 3',

6', 10' o más de longitud), para una futura

extensión de la tubería.

2. Tiene un perfil especial, que en

combinación con la herramienta

soltadora adecuada y colgador

hidráulico, permite que la TR corta pueda

ser rotada durante su introducción, para

alcanzar la profundidad deseada.

También se utiliza con un colgador

mecánico con "J" a la derecha.

3. También se utiliza en combinación con

otro tipo de herramienta soltadora y con

un colgador rotatorio, para rotar después

de anclado el colgador.

Tiene un receso en donde se alojará la unidad

de sellos recuperable, para formar un sello

hermético y asegurar que la operación se hará

por la parte inferior del sistema.

Empacadores para boca de TR corta con unidad de sellos molibles

Empacadores para boca de TR corta con unidad de sellos molibles

Esta herramienta es muy versátil, pues combina varias funciones:

1. Soltar la TR corta después de operado el colgador.

2. Provee un sello efectivo en la boca de la tubería. Los sellos con los

que cuenta esta herramienta son activados al aplicar peso de la T.P.

por medio de la sección con perros de la herramienta soltadora.


3. Cuenta con una extensión o receptáculo (puede ser de 3', 6', 10' o

más de longitud) para una futura extensión de la tubería.

4. Tiene un perfil, que en combinación con la herramienta soltadora y

colgador hidráulico, permite que la TR corta pueda ser rotado

durante su introducción y así alcanzar la profundidad deseada.

5. También se utiliza con un colgador mecánico con "J" a la derecha.

También se utiliza en combinación con otro tipo de herramienta soltadora

tipo y con un colgador rotatorio, para rotar después de anclado el

colgador.

Cuenta con un sistema de sellos tipo chevron, para efectuar un sello

hermético con el aguijón pulido que permita efectuar las operaciones de

introducción y cementación además de una válvula de charnela que

garantiza un aislamiento del sistema al terminar las operaciones.

Empacador para boca de tubería de revestimiento corta para

Instalarse después de cementado

El empacador se corre después que la TR

ha sido asentada o colocada en su

posición, para permitir el máximo flujo

anular durante la cementación.

Este empacador se aloja y sella con los

sellos chevron en el receptáculo

previamente instalado.

La unidad de sellos actúa contra la TR,

aislando la boca de la TR corta y

reteniendo altas presiones tanto por

arriba como por abajo.

Se encuentra disponible en diámetros

API, y especiales también, en los grados

y pesos que se requieran.


Empacador para boca con embrague y unidad de sellos

recuperable

Esta herramienta es muy versátil, pues

combina varias funciones:

1. Soltar la TR corta después de

operado el colgador. Provee un sello

efectivo en la boca de la TR corta.

2. Los sellos con los que cuenta esta

herramienta son activados al aplicar

peso de la TP por medio de la

sección con perros de la herramienta

soltadora.

3. Tiene una extensión o receptáculo

(puede ser de 3', 6', 10' o más de

longitud), para una futura extensión

de la tubería.

4. Cuenta con un perfil especial, que

en combinación con la herramienta

soltadora y colgador hidráulico

permite que la TR corta pueda ser

rotada durante su introducción, para

alcanzar la profundidad deseada.

También se utiliza con un colgador mecánico con "J" a la derecha.

También se utiliza en combinación con otra herramienta soltadora y con un

colgador rotatorio, para rotar después de anclado el colgador.

Presenta un receso en donde se alojará la unidad de sellos recuperable,

para formar un sello hermético y asegurar que la operación sea por la

parte inferior del sistema.


Empacador para boca de Liner con Unidad de Sellos Recuperables

Esta herramienta es muy versátil, pues reúne varias funciones:

Soltar la TR corta después de operado el

colgador. Provee un sello efectivo en la

boca de la TR corta. Los sellos con los que

cuenta esta herramienta son activados al

aplicar peso de la TP por medio de la

sección con perros de la herramienta

soltadora.

Cuenta con una extensión o receptáculo

(puede ser de 3', 6', 10' o más de longitud),

para una futura ex- tensión de la tubería.

Cuenta con un receso donde se alojará la

unidad de sellos recuperable, para formar

un sello hermético y asegurar que la

operación sea por la parte inferior del

sistema.

Colgadores para TR cortas

Herramienta para activar el empacador

de BL

Se utiliza cuando se baja un empacador de BL

operado con peso.

Se puede usar en combinación con varias

herramientas soltadoras.

Durante la introducción de la TR corta, esta

herramienta va dentro de la extensión del

empacador de BL.

Después de la cementación de la tubería, se

levanta para que salgan los "perros" los cuales

se posicionan en la parte superior del

empacador para aplicar peso y activar el

empacador.


Herramienta soltadora para colgadores y

empacadores que no requieren conjunto

de "perros"

Es utilizada para correr y operar colgadores y

empacadores de boca de TR corta que no

requieren del conjunto de perros.

La herramienta completa consiste de un

vástago, canasta protectora y niple de

extensión pulido. Una vez que se ha operado un

colgador, basta con cargar un peso

aproximado de 3000 a 5000 lb sobre el colgador

y girar a la derecha de 12 a 15 vueltas, para

liberarla.

Herramienta soltadora para operar con

un colgador mecánico o hidráulico

rotando durante su introducción

Está diseñada para operar un colgador

mecánico con "J" derecha, o bien para rotar

una TR corta durante su introducción, cuando

se utiliza un colgador hidráulico; para ambos

casos es necesario el empleo de un cople

soltador o de un empacador de boca de TR

corta que cuenten con un perfil apropiado.

Tapón desplazador anti-rotacional

Diseñado para limpiar el interior de la tubería

de perforación; puede trabajar en diferentes

diámetros de la misma tubería.

Sigue al cemento durante el desplazamiento,

lo separa del lodo y se aloja en el tapón

limpiador; se ancla y se sella para formar

juntos un tapón sólido. Su diseño anti-

rotacional facilita la operación de molienda.


Tapón limpiador anti-rotacional

Diseñado para limpiar el interior de la tubería de

revestimiento corta.

Se instala en el extremo inferior del aguijón pulido de

la herramienta soltadora.

En su interior recibe el tapón desplazador, que juntos

forman un tapón sólido que viaja por toda la TR,

limpia su interior y separa al cemento del lodo, hasta

alojarse en el cople de retención, en donde forma

un sello de contrapresión mientras termina de

fraguar el cemento.

Su diseño anti-rotacional facilita la operación de molienda.

Unidad de sellos recuperable

Provee de un sello positivo entre la herramienta

soltadora y la TR corta durante las operaciones de

circulación y de cementación.

Los sellos resisten altas temperaturas y presiones

diferenciales. Este tipo de unidades se utiliza con

coples soltadores con perfiles adecuados.

Cuando se instalan las unidades recuperables, en el

niple pulido los candados que tiene no permiten que

se salga de su posición, sólo hasta que se levante el

soltador al terminar la operación de cementación ya

que el niple tiene un diámetro menor en su parte

inferior en donde los candados se liberan, permitiendo

sacar la herramienta.

Zapata flotadora con doble válvula

La selección del equipo de flotación para un trabajo

de TR corta es mucho más crítica que para una cementación de tubería

de revestimiento. Fallas en el equipo de flotación provocan costosos

trabajos de reparación.


La guía de la zapata dirige a la tubería a través de las

irregularidades del agujero y está diseñada para

apoyarse en el fondo en caso de tener que asentar la

TR corta en esas condiciones, pues se puede circular

por sus orificios laterales.

Cuenta con dos válvulas de contrapresión,

permitiendo una seguridad extra durante las

operaciones La parte inferior de la zapata cuenta con

aletas para facilitar su introducción, también se puede

proporcionar sin ellas si así lo requieren las condiciones

del pozo.

Unidades cementadoras

Los sistemas de mezclado por volumen y el de medición de aditivos

líquidos han sido diseñados para resolver los problemas de proporción

encontrados con los materiales de cementación.


Capítulo 6

Fluidos de Control


6.1 Diseño de Fluidos de Control

Un fluido de perforación también denominado lodo de perforación. Se

trata de una suspensión de sólidos, líquidos o gases en un líquido. El líquido

en el cual todos los aditivos químicos están suspendidos se conoce como

fase continua del líquido de control o lodo y las partículas sólidas o líquidos

suspendidos dentro de otro (glóbulos) constituyen la fase discontinua;

cuando se conoce la constitución de la fase continua, se obtiene el tipo

de sistema de fluido conocido como base del lodo; por ejemplo, en la

siguiente tabla observamos:

Fase Continua

(mayor volumen de

líquidos)

Fase Discontinua

(menor volumen de sólidos

o líquidos)

Tipo de fluido

El agua integra el 60%

al 90 % del volumen,

como base en la

formulación de un

sistema de fluido.

Bentonita, barita,

dispersantes y ciertos

polímeros, integran del 7%al

27 % de los sólidos y el 3%

de lubricantes líquidos

como volumen.

La fórmula de este

tipo de fluidos se

conoce como

base agua.

El aceite integra el 40%

al 70 % del volumen,

como base en la

formulación de un

sistema de fluido.

Las salmueras de diversas

sales como calcio o sodio

ocupan entre el 10% al 20%

como volumen, los

emulsificantes el 5 % y de

un 15 a 35 % los sólidos.

La fórmula de este

tipo de fluidos se

conoce como

base aceite.

La fase continua de un lodo base agua es el agua. Algunos aditivos

químicos que son sólidos se disuelven o se dispersan en la fase continua.

Forman una mezcla homogénea que proporcionará un sistema de fluido

de perforación; por ejemplo: la sal de sodio se disuelve por completo y se

ioniza en el agua hasta llegar al punto de saturación. Por arriba de este

nivel, la sal se mantendrá en forma de cristales en estado sólido, la cual se

dispersará como tal en la fase continua del fluido.

Los cationes de las sales (Na+, Ca++, K+, NH4+) producen en la estructura

de las arcillas una inhibición, evitando una hidratación posterior al

contacto con el agua, que al tener presentes iones oxidrilos mejorarán la

dispersión de las arcillas, reduciendo el efecto de contaminantes como los

gases CO2 y H2S, a la vez, inhibe la corrosión. Por esta razón no existen dos

fluidos iguales. Los elementos contaminantes de una formación, así como


la propia estructura litológica producirán alteraciones, que, de acuerdo al

manejo de los aditivos químicos en la formulación de los fluidos, se ha

llegado a obtener gran variedad de fluidos base agua.

En el caso de un fluido base aceite conocido como emulsión inversa, la

fase continua es el diesel y los glóbulos de agua salada son la fase

discontinua o dispersa.

Las teorías modernas que tratan de la formación y conducta de las

emulsiones son complejas, sin embargo, está influida considerablemente

por la relación aceite/agua, por el tiempo y grado de agitación; así como

por el tipo y cantidad de los emulsificantes empleados.

Existen fluidos que se emplean para perforar zonas o contactos litológicos

que por su naturaleza, requieren de condiciones operativas especiales,

como son los fluidos basados en aire, gas o espuma, conocidos como

fluidos neumáticos.

6.2 Características y aplicaciones de los sistemas de

fluidos base agua y base aceite.

Fluidos base agua

Los sistemas de fluidos base agua se clasifican por la resistencia a los tipos

de contaminantes de la formación y a sus temperaturas, los cuales se van

transformando en su formulación debido a la incorporación de flujos como

gases, sal, arcillas, yeso, líquidos y sólidos propios de la formación o de

aditivos químicos excedidos y degradados.

Fluido bentonítico - no disperso

El término no disperso indica que no se utilizan dispersantes y las arcillas

comerciales agregadas al lodo, al igual que las que se incorporan de la

formación, van a encontrar su propia condición de equilibrio en el sistema

de una forma natural. Este fluido es utilizado en el inicio de la perforación.

Fluido bentonítico polimérico

Es empleado para perforar formaciones de bajo contenido de arcilla. Se

puede realizar con agua fresca o salada, considerando el contenido de

calcio menor de 200 ppm. El Ca++ se controla con carbonato de sodio.


Fluido disperso - no inhibido

Se utilizan dispersantes químicos para separar a la bentonita sódica, no

se utilizan iones de inhibición, ya que los dispersantes van a actuar sobre los

sólidos perforados, maximizando su dispersión.

Es el fluido de perforación más utilizado en la industria. La viscosidad del

sistema es controlada con facilidad mediante el uso de dispersantes. Se

trata de un sistema con buena tolerancia a los contaminantes más

comunes y a grandes contenidos de sólidos. Además, si se le agregan

surfactantes y mayor dosis de lignitos resulta excelente para perforar pozos

de alta temperatura.

Fluido disperso - inhibido

En este tipo de lodos se utilizan dispersantes químicos para separar la

bentonita sódica. Se utilizan iones de inhibición, ya que los dispersantes van

a actuar sobre los sólidos perforados, maximizando su dispersión.

Problemas y Tratamiento en la utilización de fluidos base agua

Contaminación por arcillas.

Se presenta un incremento en el contenido de sólidos, disminución de la

alcalinidad. Tratamiento: Usar al máximo los equipos de control de sólidos,

diluir y agregar barita si el peso disminuye, usar dispersantes y sosa

cáustica.

Contaminación por bicarbonato de sodio.

Se presenta baja presión del fluido, altos geles progresivos, gran

incremento del filtrado. Tratamiento: Incrementar al pH hasta 9.5,

determinar los EPM de carbonatos y tratar con cal a fin de eliminar el ion

contaminante, agregar dispersantes para mejorar la reología del lodo,

agregar agua, si es necesario.

Contaminación con carbonatos.

Se presenta altos geles progresivos, alto filtrado. Tratamiento: Agregar cal,

dispersantes y agua, si es necesario.


Contaminación por cloruro de sodio.

Se presenta un gran incremento de cloruros en el filtrado, disminución del

pH. Tratamiento: Ajustar pH, utilizar dispersantes, ajustar filtrado con

polímeros, si la contaminación es muy severa cambiar a lodo salino.

Contaminación por cemento.

Se presenta un incremento del pH, alto contenido de calcio en el filtrado y

alto valor de geles. Tratamiento: agregar bicarbonato según los cálculos

necesarios, dispersantes y agua.

Contaminación por anhidrita.

Reducción del pH, calcio en el filtrado. Tratamiento: tratar con carbonato

de sodio según ppm de contaminante, agregar dispersante y agua, si es

necesario.

Contaminación por alta temperatura.

Incremento del filtrado y del contenido de sólidos, disminución del pH, y de

la alcalinidad. Tratamiento: agregar un estabilizador para altas

temperaturas, incrementar la concentración de dispersantes, reducir al

mínimo la adición de bentonita.

Fluidos base aceite

Emulsión inversa

El fluido de emulsión inversa se define como un sistema en el que la fase

continua es aceite y el filtrado también lo es. El agua que forma parte del

sistema consiste de pequeñas gotas que se hallan dispersas y suspendidas

en el aceite. Cada gota de agua actúa como una partícula de sólidos. La

adición de emulsificadores hace que el agua se emulsifique en el aceite y

forme un sistema estable. Los emulsificantes que se utilizan en el sistema

deben ser solubles tanto en agua como en aceite. El empleo de otros

materiales organofílicos va a proveer las características de gelación, así

como la utilización de asfalto o gilsonita para la reducción de filtrado de

iones de calcio o de sodio para la inhibición.

Las emulsiones inversas se formulan utilizando una amplia variedad de

aceites: por ejemplo, diesel o aceites minerales. Se utilizan para perforar


lutitas problemáticas por su alto grado de hidratación, zonas de arenas

productoras con altas temperatura, en medios corrosivos.

Emulsión directa

En las zonas depresionadas, las necesidades actuales para lograr los

objetivos de perforación, requieren de fluidos de baja densidad. Éstos

deben superar las desventajas a las que están sometidos, como son la baja

estabilidad a la temperatura, sensibilidad a la sosa caustica, bajo poder de

inhibición en arcillas hidratables que se encuentran intercaladas en las

rocas carbonatadas del Cretácico y el Jurásico, gases amargos que

alteran su composición química y la sensibilidad que tienen a cualquier

contacto con fluidos de emulsión inversa.

Esto nos ha llevado a la conclusión que este tipo de fluido sólo sea

aplicable en donde lo permitan los gradientes de fractura o en

combinación con nitrógeno, por medio de la tecnología de punta de

perforación bajo balance. Ya sea en zonas depresionadas en donde las

rocas están fracturadas y son susceptibles de pérdidas de circulación, lo

que provoca problemas mecánicos a la sarta de perforación; o en la

reparación de pozos en campos productores de gas, para evitar el daño a

la formación por su bajo contenido de sólidos.

Este lodo se refuerza con polímeros que soportan altas temperaturas y son

utilizados como estabilizadores térmicos y reductores de filtrado.

Los fluidos de baja densidad son emulsiones directas que se preparan a

razón de hasta un 80% de diesel de acuerdo a la densidad requerida un

18% de agua y un 2% de emulsificantes, así como también un agente

supresor de hidratación y un polímero viscosificante. Estas emulsiones

directas proporcionan estabilidad al agujero ya sea en una perforación o

reparación de pozos.

Problemas y Tratamiento en la utilización de fluidos de emulsión inversa

Contaminación con agua.

Incremento en las propiedades reológicas, reducción en la relación

aceite/agua, aumento en el filtrado, disminución en la densidad, aumento

en el volumen de fluido en las presas, disminución de la salinidad.


Tratamiento: añadir dispersantes. Ajustar la relación aceite-agua y añadir el

resto de aditivos. Ajustar salinidad.

Alta concentración de sólidos.

Aumento constante de las propiedades reológicas, disminución en el

avance de perforación, incremento de sólidos de la formación en el fluido.

Tratamiento: Disminuir el tamaño de malla en el vibrador, checar que el

equipo superficial eliminador de sólidos funcione, aumentar la relación

aceite-agua.

Exceso de ácidos grasos.

Incremento en las propiedades reológicas, el incremento de viscosidad es

posterior a un tratamiento con ácidos grasos, la viscosidad se incrementa

después de dar 2 ó 3 ciclos al fluido dentro del pozo. Tratamiento:

suspender adiciones de ácido graso, aumentar la relación aceite-agua.

Inestabilidad de la emulsión.

Aspecto grumoso del fluido, difícil de emulsificar más agua, baja

estabilidad eléctrica, hay presencia de agua en el filtrado. Tratamiento: Si

hay huellas de agua en el filtrado, añadir dispersante. Si el filtrado es alto,

añadir ácido graso y dispersante.

Asentamiento de barita.

Ligera disminución en la densidad, poco retorno de recortes a la superficie,

bajos valores del punto de cedencia y de gelatinosidad. Presencia de

barita en el fondo de las presas y en los canales de conducción del fluido

en la superficie. Tratamiento: Añadir viscosificante. Bajar la relación aceite-

agua si ésta es alta.

Derrumbes, fricción y empaquetamiento en la sarta de perforación.

Baja salinidad. Se incrementa la concentración de sólidos. Los recortes se

obtienen blandos y pastosos. Tratamiento: Aumentar salinidad, añadir

humectante, revisar que las tomas de agua en las presas estén cerradas.

Contaminación con gas.

Presencia de CO2. Aumento en el filtrado y presencia de agua en el

filtrado. Disminución de la densidad, aumento de la viscosidad,


inestabilidad en la emulsión. Tratamiento: utilizar el desgasificador. Agregar

reactivos para controlar la contaminación de CO2. Aumentar la agitación

y densidad.

Perforación de domos salinos.

Presencia de recortes de sal en temblorinas, incremento de la torsión en la

sarta de perforación. Tratamiento: Aumentar la densidad y la salinidad.

6.3 Fluidos de Terminación

Los fluidos de terminación y/o reparación se diseñan para controlar la

presión, facilitar las operaciones de limpieza y proteger la formación

productora, mientras se hacen los trabajos correspondientes.

Los fluidos de terminación y reparación son usados no sólo por su

capacidad para controlar la presión de la formación, sino también para

reducir o eliminar ciertos tipos de daños a la formación.

Sistema de fluidos sin solidos

Un sistema de fluidos sin sólidos es el sistema preferido de terminación o

reparación porque sus características protegen las formaciones. Además,

los sistemas de fluidos sin sólidos sirven como excelentes fluidos de

empaque que pueden acelerar las operaciones de reparación.

Los sistemas de fluidos sin sólidos son soluciones de diversas sales que se

clasifican en dos grupos principales: monovalentes y bivalentes. La Tabla 2,

detalla las soluciones monovalentes y bivalentes.


Ventajas de fluidos limpios

No dañan la formación productora.

El retorno a la permeabilidad es excelente.

Se mezclan a la densidad deseada.

Tienen tasas de corrosión bajas.

Son estables a las condiciones del pozo.

Compatibles con los aditivos químicos.

No están clasificados como dañinos a la salud o al medio ambiente.

Al determinar si un fluido se comportará eficazmente en la planeada

operación de terminación o reparación considérense los siguientes

factores:

Densidad

Punto de cristalización

Compatibilidad de la salmuera/agua de la formación

Corrosión

Densidad

Las salmueras claras se usan en condiciones tanto desbalanceadas como

sobre-balanceadas. Frecuentemente, un pozo es terminado en una

situación sobre-balanceada y la salmuera pesada es reemplazada por un

fluido de empaque más liviano.

Si un pozo está terminado en una situación desbalanceada o

quedando en el pozo un fluido de empaque desbalanceado, en tal

caso, el diseño de la tubería de revestimiento y el costo son los

principales factores a considerar al seleccionar una densidad de

salmuera y la correspondiente salmuera.

Si un pozo está terminado en una situación sobre-balanceada o

como operación de reparación que requiere un fluido de matar, en

tal caso, la densidad requerida es determinada por la presión de la

formación, la profundidad vertical real y el gradiente de

temperaturas.


Punto de cristalización

El punto de cristalización de una salmuera es la temperatura a la cual se

comienzan a formar los cristales de sal, dado el tiempo suficiente y las

condiciones apropiadas.

La nucleación es el proceso por el cual una materia insoluble provee una

plataforma física sobre la cual pueden formarse cristales.

La precipitación de sales insolubles puede causar un número de

problemas. Por ejemplo, cuando la sal disuelta en el fluido se cristaliza y se

asienta en un tanque, la densidad del fluido comúnmente disminuye. La

cristalización de salmueras puede también ser causa de taponamiento de

líneas y trabado de bombas.

Para asegurarse de que no ocurra cristalización en una salmuera:

Determinar el punto de cristalización requerido del fluido

Verificar el punto real de cristalización del fluido

Ajustar el punto de cristalización del fluido, según sea necesario


Compatibilidad de salmuera/agua de formación

Para elegir el tipo de salmuera correcto, considerar las interacciones

potenciales del fluido de terminación o de reparación con los sólidos, agua

y gases de la formación.

Los problemas de incompatibilidad más comunes incluyen:

Producción de incrustaciones de la reacción de una salmuera

bivalente con dióxido de carbono disuelto

Precipitación de cloruro de sodio del agua de la formación cuando

está expuesta a ciertas salmueras

Precipitación de compuestos de hierro de la formación resultante de

interacción con hierro soluble en el fluido de terminación

Reacción arcillas de la formación con salmuera clara

Los siguientes ensayos de laboratorio pueden ser usados para evaluar la

compatibilidad de un fluido claro con una formación:

Retorno de permeabilidad

Análisis del agua de la formación

Mineralogía de la formación

Compatibilidad salmuera/agua

Corrosión

La corrosividad de un fluido de terminación o de reparación depende de

su tipo. Generalmente, los fluidos monovalentes denotan menor

corrosividad, aún a temperaturas en exceso de 400°F (204°C).

La corrosividad de los fluidos bivalentes depende de la densidad y

composición química del fluido. Los datos de laboratorio indican que en

fluidos bivalentes no tratados con inhibidores de corrosión, la adición de

cloruro de calcio da un índice de corrosión más bajo que el bromuro de

zinc, que da un mayor índice de corrosión.

6.4 Contaminantes en los Fluidos de Terminación

Los contaminantes que pueden afectar a los fluidos de terminación y

reparación incluyen: Hierro, Sólidos, Dureza, Aceite, destilado, grasa, y

grasa de tuberías, Polímeros y Surfactantes.


Hierro

Es un contaminante tanto en forma soluble como insoluble. El hierro soluble

es un producto de la corrosión y es común en fluidos de zinc. Cuando está

expuesto a ciertas aguas, el hierro soluble puede formar un precipitado, lo

que puede causar daños a la formación.

En la planta de salmuera, el hierro debe ser removido de un fluido

mediante adición de peróxido de hidrógeno al fluido, floculando el fluido y

filtrándolo después. Tratar el hierro de un fluido en el lugar de trabajo es

muy difícil y por lo común se realiza con éxito únicamente en salmueras de

baja densidad, tales como KCl, NaCl, o CaCl2. El tratamiento consiste en

aumentar el pH con sosa cáustica o cal y separar el hierro precipitado

mediante filtración de la salmuera.

Sólidos

Los sólidos totales se pueden medir en locación usando un turbidímetro o

una máquina sacudidora. Los sólidos que no son agregados al sistema

para mejorar el comportamiento de una salmuera son considerados

contaminantes. Los contaminantes incluyen arcillas de la formación,

precipitados, y residuos de polímeros, entre otras cosas. Estos

contaminantes se pueden filtrar en el sitio del pozo usando diatomita, un

filtro de marco y placa y cartuchos absolutos de dos micrones.

Dureza

Cuando se haya elegido una salmuera monovalente para minimizar la

formación de incrustaciones de calcio y magnesio, el contenido total en

durezas no debe exceder de 100 mg/L. Las salmueras contaminadas en la

planta deben ser tratadas con carbonato de sodio y filtradas. Para que

asiente el precipitado antes de la filtración, puede ser necesario un

floculante.

Aceite, destilado, grasa, y grasa de tuberías

Los aceites producidos y demás hidrocarburos afectan la densidad de la

salmuera y pueden también taponar las unidades filtrantes. Los

hidrocarburos formarán una capa separada encima de la salmuera

pesada y deben ser bombeados fuera de la superficie.


Polímeros

Las salmueras contaminadas con polímeros comúnmente no pueden ser

filtradas sin tratamiento químico y/o tratamiento mecánico especial en la

planta, donde se puede usar peróxido de hidrógeno para oxidar los

polímeros y permitir la filtración. En el sitio del pozo, las píldoras de polímero

usadas para desplazamiento deben ser atrapadas y aisladas del sistema

de salmuera activa.

Surfactantes

Deben realizarse ensayos de compatibilidad y pruebas de daños a la

formación con cualquier surfactante requerido para terminación.

6.5 Manejo de Fluidos de Terminación

Un fluido de terminación o reparación debe ser protegido de la

contaminación mientras el fluido es preparado, transportado y usado en el

equipo de perforación; cualquier contaminación puede resultar en

costosas consecuencias.

Algunas salmueras son muy corrosivas para la piel y los ojos. Todo el

personal de perforación que pueda tener contacto con estos fluidos debe

ser entrenado tanto en el manejo de los fluidos como en seguridad

personal.

Transporte de fluidos

Para ayudar a mantener la calidad de las salmueras durante el transporte:

Asegúrese de que el barco o camión esté limpio y seco antes de

cargar la salmuera.

Atar en forma segura la manguera de transferencia de fluido y

revisar continuamente la manguera por si tuviera fugas y roturas.

Asegurarse de que toda la salmuera sea transferida a la

embarcación o camión, incluidas las salmueras en tanques de

maniobra, trampas de arena, tanques de unidad cementadora,

tanques de unidad de filtrado, tanques para preparar píldoras, etc.

Asegurar los tanques con correas en la embarcación o camión y

verificar la densidad de la salmuera que se embarca para ayudar a


explicar cualquier pérdida de densidad y/o aumentos o pérdidas de

volumen una vez recibido el material.

Asegurarse de que todas las compuertas y válvulas de la

embarcación o camión estén bien cerradas antes de abandonar el

equipo de perforación.

Dar instrucciones a la persona encargada del transporte de que no

transfiera ningún fluido de a bordo durante el transporte.

Preparación y limpieza del equipo de perforación

Para asegurar el éxito de una operación de terminación o reparación es

preciso ajustarse a ciertas medidas de precaución para ayudar a evitar

pérdidas de fluido debidas a contaminación y fugas en los equipos.

Antes de recibir fluido:

Tapar todos los tanques abiertos que se usarán en el manejo del

fluido de terminación. Para que no entre agua de lluvia en la

salmuera mejor que lonas es una tapa sólida sobrepuesta con

suficiente borde sobrante.

Lavar y secar todas las fosas y tanques que se usarán para manejar

el fluido.

Lavar todas las tuberías y bombas con un chorro de agua de mar o

agua dulce.

Limpiar y secar la zanja de retorno de lodo, la zaranda vibratoria, el

receptáculo de la zaranda y la trampa de arena que está debajo

de la zaranda vibratoria.

Sellar las compuertas de zanjas de retorno, las compuertas de la

zaranda vibratoria y las válvulas de descarga, mediante

calafateado con compuesto de siliconas o algún otro material

compatible.

Desconectar o taponar todas las líneas de agua o diésel que

conducen a los tanques.

Atar la manguera de entrega de fluido para evitar accidentes o

pérdida de costoso fluido.

Realizar una reunión para establecer los métodos de comunicación

de emergencia con personal de embarcaciones o camiones, para

permitir la parada rápida de transferencia de fluido en caso de surgir

problemas.


Mientras se recibe fluido:

Vigilar la manguera de entrega por si tuviera roturas o fugas.

Vigilar que los tanques y válvulas de descarga no tengan fugas.

Mantener comunicaciones con el barco o camión para

estimaciones de los volúmenes bombeados.

Estar listo con anticipación para cortar la entrega tan pronto como

estén llenos los tanques.

Después de recibir fluido:

Marcar el nivel del fluido en los tanques y vigilar pérdidas.

Inspeccionar fugas en tanques y válvulas de descarga.

Usar chorro de fluido de terminación para quitar el agua de mar o

agua dulce de todas las líneas, bombas, equipos de control de

sólidos, y desgasificadores.

Durante operaciones de terminación o reparación

Vigilar el nivel del fluido en tanques y válvulas de descarga para

comprobar pérdidas.

Vigilar si hay accidentales adiciones de agua en los tanques.

Restringir el uso de grasa de tuberías, limitándolo a una capa

delgada solamente en extremos de roscas.

6.6 Perdidas de Circulación

La pérdida de circulación o pérdida de retornos describe la pérdida total o

parcial del fluido en la formación como resultado de una excesiva caída

de presión hidrostática y anular. La pérdida de circulación se caracteriza

por una reducción en el volumen de los retornos de lodo del pozo en

comparación con el volumen bombeado pozo abajo (flujo saliente < flujo

entrante). Esto da por resultado una disminución de los volúmenes en los

tanques. La pérdida de circulación se puede detectar mediante un sensor

que registra la cantidad de flujo de retorno o mediante indicadores de

volumen en los tanques. Dependiendo de la magnitud del volumen de

pérdida de lodo, las operaciones de perforación pueden verse

considerablemente afectadas. Si el espacio anular del pozo no se

mantiene lleno incluso cuando ha cesado la circulación de fluido, la

presión hidrostática disminuirá hasta que la presión diferencial entre la

columna de lodo y la zona de pérdida sea igual a cero. Esto puede inducir


fluidos de la formación de otras zonas, controlados anteriormente por la

presión hidrostática del lodo, a fluir dentro del pozo, dando por resultado

una urgencia, reventón o reventón subterráneo. También puede causar el

derrumbe al interior del pozo de formaciones anteriormente estables.

Puede ocurrir pérdida de circulación en las siguientes formaciones:

Perdidas de circulación en diferentes tipos de formación.

Formaciones cavernosas

La pérdida de circulación en una formación cavernosas cavernosa/con

huecos es el tipo de pérdida más grave que puede ocurrir, porque la

pérdida de lodo es inmediata y completa. Las formaciones cavernosas

están asociadas con arrecifes de piedra caliza, estratos de dolomita o

cretas. La pérdida se produce en verdaderas cavernas o en grietas de la

formación.

Este tipo de pérdida de circulación es generalmente fácil de diagnosticar,

porque la barrena puede caer varias pulgadas e incluso pies cuando

atraviesa la parte superior de la caverna.

Formaciones fracturadas

Las formaciones permeables o fracturadas pueden dar por resultado

pérdida de circulación parcial o total. Las fracturas en la formación

pueden ser naturales o causadas por excesiva presión del fluido de

perforación sobre una formación estructuralmente débil. Una vez que una

fractura ha sido inducida, la fractura se ensanchará y tomará más lodo a

menor presión. Para evitar inducir fracturas:

Mantener la mínima densidad de circulación equivalente (DEC) y

peso del lodo.

Evitar aumentos bruscos de presión.


Este tipo de pérdida de circulación está indicado por una pérdida total o

parcial de retornos y una disminución en el volumen del tanque.

Formaciones permeables

Las formaciones permeables y porosas incluyen:

Estratos de gravas sueltas, no compactadas

Estratos de conchas marinas

Depósitos de arrecifes

Yacimientos agotados

Estos tipos de formaciones causan desde pérdidas por filtración hasta

pérdida completa de retornos.

Las filtraciones en formaciones permeables están indicadas por una

pérdida parcial o total de los retornos y una reducción del volumen en los

tanques.

Medidas preventivas para evitar la pérdida de circulación.

a) De acuerdo a las condiciones mecánicas del pozo

Utilizar la mínima densidad del lodo.

Mantener las propiedades reológicas del lodo tan bajas como las

condiciones las permitan.

Utilizar gastos de bombas que aseguren buena velocidad anular,

pero que no incrementen sin necesidad, la densidad equivalente

de circulación.

Calcular cuidadosamente la velocidad máxima de la sarta

durante el movimiento de la misma para que no se fracture la

formación.

Durante la introducción de la sarta se recomienda romper

circulación suavemente varias veces antes de llegar a fondo.

Hacer pruebas de goteo antes de perforar luego de introducir los

revestimientos, sobre todo el intermedio.

Cuando haya un descontrol, asegúrese que la presión de cierre

del revestimiento permanezca constantemente por debajo del

valor de la máxima presión de la TR calculada.


Evitar el atascamiento de la barrena y los estabilizadores ya que

pueden bloquear el espacio anular, incrementando la presión de

circulación.

b) Pérdida de circulación en zona productora

Ésta puede producir serio daño a la formación, reducir la producción de la

misma y causar un serio daño económico. En este caso para combatir la

pérdida de circulación, lo más aconsejable es formular un volumen que no

ocasione daño a la formación, pero que solucione el problema con la

misma eficiencia que los otros métodos. Estos materiales deberán ser

degradables o solubles en soluciones débiles de ácidos para no causar

daño en la formación.

c) Pérdida parcial de circulación

Tratar el lodo con material de pérdida de circulación:

Esto se debe hacer si se sabe que se va a producir, ya que el

material incrementa la DEC.

No utilizar material grueso ya que en estas condiciones no se podrán

utilizar los equipos de control de sólidos vibradores y el sistema se

recargará de sólidos y gas.

En las emulsiones inversas no utilizar obturados celulósicos porque

rompen la emulsión.


Capítulo 7

Fluidos Empacantes y

Salmueras


7.1 Características y Propiedades de los Fluidos

Empacantes

La utilización de los fluidos de empaque en la etapa final de la terminación

del pozo y el motivo por el cual se diseñan para colocarse en los espacios

anulares, entre las tuberías de producción y las tuberías de revestimiento,

es para que éstas se protejan adecuadamente de los efectos de la

corrosión, y faciliten la recuperación de los aparejos de producción. Uno

de los principales problemas al tratar de sacar estas tuberías es la

pegadura excesiva de los sellos Multi-V en el cuerpo del empacador. Esto

origina, a veces, operaciones subsecuentes de pesca para recuperación

total de las sartas, lo que incrementa el costo de la intervención en los

pozos.

Tal selladura es provocada por problemas de corrosión, así como depósito

de materiales orgánicos e inorgánicos o vulcanización de los elastómeros.

Este tipo de fluidos se emplea también para mantener una presión

hidrostática en la parte externa de las tuberías de producción y evitar

alguna falla por colapsos en las tuberías de revestimiento, en algunas áreas

de presión anormal. Al mismo tiempo, se debe tener una correcta

manipulación al prepararse en el campo, para evitar introducir agentes

contaminantes por sólidos disueltos o sólidos en suspensión, lo que reduciría

la eficiencia de los productos. Por lo anterior, es necesario establecer un

procedimiento adecuado para diseñar los fluidos empacantes y ver que

cumplan eficazmente con la función para la cual fueron seleccionados.

Propiedades de los fluidos empacantes

Las propiedades más adecuadas para diseñar los fluidos empacantes

deben ser las siguientes:

Estable a condiciones de temperatura y presión.

No ser corrosivo.

Que evite la formación de bacterias.

Que esté libre de sólidos indeseables.

Que no cause daños a las formaciones productoras.

Que no dañe el medio ambiente.

Que facilite la recuperación de los aparejos de producción.


Tipos de fluidos empacantes

Los fluidos empacantes pueden ser base agua y base aceite. Los base

aceite presentan una mayor estabilidad que los preparados con agua. Lo

anterior depende de la naturaleza del aceite diesel ya que es un solvente

no polar. Los base agua, por su naturaleza química, requieren el empleo

de agentes químicos especiales como los inhibidores de corrosión,

alcalinizantes, secuestrantes de gases; y algunos bactericidas y

viscosificantes como complemento, para cumplir su función como fluidos

empacantes de manera eficiente.

Las características de los fluidos base aceite y base agua son los siguientes:

a) Base aceite:

Emulsiones libres de sólidos, con densidad de 0.84 a 0.94 gr/cm3

Diesel o aceite estabilizado deshidratado con densidad de

0.84gr/cm3

b) Base agua:

Agua tratada densidad 1.0 gr/cm3

Salmuera sódica, densidad 1.03 a 1.19 gr/cm3

Salmuera cálcica, densidad 1.20 a 1.39 gr/cm3

Salmueras mezcladas de 2 o 3 tipos de sales: CaCl2-CaBr2-ZnBr2,

que varía su densidad desde 1.31 hasta 2.30 gr/cm3

Una de las principales ventajas de los fluidos empacantes base agua, es

que no dañan el medio ambiente y son de menor costo. En la actualidad

son los de mayor demanda.

Recomendaciones para el empleo y manipulación de los fluidos

empacantes

Utilizar de preferencia agua tratada o tener equipo de filtración para

garantizar la calidad y eficiencia del fluido empacante a prepararse.

Las presas, tanques de almacenamiento, líneas de descarga y de

succión así como las pipas de presión y vacío donde sea

transportada y cualquier accesorio donde vaya a tener contacto el

agua tratada o filtrada, deberán estar perfectamente limpias, tanto

en superficie como en la unidad de bombeo.

Analizar el agua tratada a su llegada a la localización, previo a la

preparación del fluido empacador. Si se cuenta con equipo de

filtración, verificar que no rebase 30 NTU de índice de turbidez.


Seleccionar el tipo de fluido empacante que se va a utilizar, así

como las concentraciones de los aditivos por añadirse. Ya sea agua

dulce como base o salmueras sódicas o cálcicas.

Determinar la densidad y volumen de fluido a emplear. Si se trata de

salmueras deberán ser sin impurezas. De preferencia, el cloruro de

sodio debe solicitarse con una pureza del 99 % y el cloruro de calcio

con 95 % como mínimo.

Si se utilizan salmueras, será necesario ajustar su pH a 9.5.

Agregar los aditivos lentamente y durante el bombeo; evitar la

aireación excesiva. Estos reactivos deben añadirse en la

concentración que previamente fue diseñada. No se pueden

agregar antes de bombearse debido a que se trata de químicos

muy reactivos que pueden reaccionar disminuyendo su actividad y

perdiendo, en consecuencia, su efectividad dentro del pozo.

Verificar que el fluido empacante preparado vaya completamente

claro.

El fluido empacante debe ser bombeado por circulación inversa,

para que vaya directamente a los espacios anulares. Así se impide el

acarreo de algún material indeseable que pudiera tener el interior

de la tubería de producción.

Reportar el volumen, densidad y concentración de los reactivos

utilizados, con la finalidad de que al regresar a efectuar alguna

operación al mismo pozo, se pueda realizar una evaluación física de

las condiciones en que se recuperan los aparejos de producción; así

como verificar la efectividad de los fluidos de empaque preparados.

También hay que recuperar muestras del fluido empacante del

fondo, para efectuar un análisis y hacer una comparación con sus

propiedades originales. La finalidad es que este fluido pueda ser

reacondicionado para volverse a usar, esto reduce costos de

materiales químicos y disminuye las descargas al medio ambiente.

7.2 Características y Propiedades de las Salmueras

Las salmueras usadas en la industria petrolera son soluciones claras de

Cloruro de Sodio (NaCl), de Potasio (KCl), y Calcio (CaCl2) y los Bromuros

de Sodio (NaBr), Potasio (KBr), Calcio (CaBr2) y Zinc (ZnBr2).

Las propiedades físico-químicas de las salmueras dependen de su

composición química.


Para elegir el tipo correcto de salmuera, se consideran las interacciones

potenciales del fluido de terminación o de reparación con los sólidos, agua

y gases de la formación.

Los problemas de incompatibilidad más comunes incluyen:

Producción de incrustaciones de la reacción de una salmuera

bivalente con dióxido de carbono disuelto.

Precipitación de cloruro de sodio del agua de la formación cuando

está expuesta a ciertas salmueras.

Precipitación de compuestos de hierro de la formación resultante de

interacción con hierro soluble en el fluido de terminación.

Reacción de arcillas de la formación con salmuera clara.

Efecto de la presión y temperatura sobre las salmueras

Las salmueras pesadas disminuyen de densidad con el incremento de

temperatura e incrementan en densidad con el aumento de la presión.

Un análisis de presión volumen y temperatura (PVT) de varias soluciones de

salmueras a temperaturas de 75ºC (345ºF) y presiones de 0 a 22,000 psi han

sido usados para determinar el comportamiento de la densidad de las

salmueras bajo las condiciones del fondo del pozo.

La información obtenida de estas mediciones permite, calcular en forma

más precisa la densidad de la salmuera en la superficie la cual proveerá el

gradiente hidráulico deseado para el control y la presión de la formación a

las temperaturas y presiones en el fondo del pozo.

En la ausencia de datos experimentales muchos autores han usado

ecuaciones empíricas para hacer un modelo de las variaciones de la

densidad de varias salmueras y otros fluidos en la superficie. Los modelos

matemáticos han sido desarrollados para predecir exitosamente la

variación de densidad en el fondo del pozo y la presión hidrostática de

una columna de fluido de perforación. Los cálculos para esos modelos de

densidades para lodos de base agua y aceite estuvieron basados en

valores de literatura para compresibilidad y expansibilidad de agua,

soluciones de cloruro de sodio y aceite, también existe para salmueras

naturales y fluidos geotérmicos que contienen cloruro de sodio como

electrolito mayoritario. Una relación de presión-volumen y temperatura ha

sido determinada también experimentalmente para varias


concentraciones de cloruro de sodio en solución para temperaturas de

347ºF y presiones de 4978 psi. Recientemente, mediciones experimentales

han sido dirigidas hacia fluidos de perforación de base agua y aceite en

los rangos de temperatura y presión de 70 a 400ºF y de 0 a 14,000 psi. Este

documento examina por primera vez el comportamiento de densidad de

las salmueras desde las mediciones de (PVT) en el laboratorio para

salmueras de cloruro de sodio, cloruro de calcio, bromuro de sodio,

bromuro de calcio y combinaciones de estas, bromuro de zinc/ bromuro

de calcio/cloruro de calcio y bromuro de zinc/bromuro de calcio a

presiones de 0 a 22,000 psi para temperaturas constantes de 76ºF, 198ºF y

345ºF. Estos estudios de laboratorio muestran que la compresibilidad y

expansibilidad térmica de esos fluidos pueden variar con la composición

de las salmueras, o más precisamente, a la concentración total de sal en

solución.

Adicionalmente esos datos han sido usados para desarrollar un modelo de

regresión lineal que predecirá en forma precisas los cambios en la

densidad en fluidos de salmuera arriba de 345ºF y 22,000 psi para

concentraciones de sal de 19 al 75% en peso.

Cristalización de salmueras

La temperatura de cristalización actual de una salmuera clara es una

temperatura a la cual un sólido empezará a precipitarse de la solución, si

es dada suficientemente tiempo y condiciones de nucleación apropiada.

El sólido puede ser sólido de sal o hielo de agua fresca.

Como las salmueras de densidades altas como Cloruro de Calcio, Bromuro

de Calcio y Bromuro de Zinc, son normalmente formuladas, la temperatura

de cristalización es la temperatura a la cual la salmuera es saturada con

una o más de sus sales. A esta temperatura, de la sal menos soluble se

vuelve insoluble y se precipita. Enfriamiento de la sal bajo la temperatura

de cristalización resulta en más precipitación de sólidos de sal.

Las salmueras de densidades, normalmente se especifica que la

temperatura debe ser más baja del medio ambiente para prevenir la

cristalización de sólidos de sal en la salmuera. La precipitación de sólidos

de sal cristalinos debajo de la temperatura de cristalización puede causar

un número de problemas en la intervención del pozo. Si los cristales de sal

se asientan en las presas, la densidad de la salmuera bombeada al pozo


podrá ser muy baja para contener las presiones de la formación. La

temperatura de cristalización de una salmuera pesada puede ser variada

ajustando la concentración de las diferentes sales en el sistema.

Consecuentemente, salmueras de una cierta densidad pueden ser

formuladas con numerosas temperaturas de cristalización. Las salmueras

con temperaturas de cristalización bajas, como norma, serán más costosas

para realizar. Como resultado, el diseño de una salmuera con temperatura

de cristalización excesivamente baja puede incrementar el costo de fluido

significativamente. Una salmuera de densidad alta menos costosa con

una temperatura de cristalización muy alta, puede incrementar costos

debido a la pérdida de tiempo en el pozo debido a la cristalización del

fluido en la bomba, líneas y en las presas de almacenamiento. Con

salmueras diluyentes como agua de mar, Cloruro de Calcio 30% y Cloruro

de Potasio 20%, la sal disuelta en el agua abate la temperatura de

cristalización o punto de congelamiento de la salmuera. Esto es, la

temperatura a la cual el agua empieza a congelarse fuera de la solución,

es reducida por medio de la sal disuelta.


Capítulo 8

Perforación con Espuma y Lodo

aireado


8.1 Definición

En situaciones en que los fluidos de perforación normales no son

apropiados, el aire, la espuma, y los lodos aireados son alternativas

eficaces. Estos fluidos se pueden usar al perforar las siguientes formaciones:

Formaciones sumamente porosas

Formaciones con presiones subnormales

Formaciones cavernosas

La Tabla 4 se explica cómo se usa cada fluido.

La perforación con aire usa volumen de aire para perforar formaciones

que presentan problemas mayores a los fluidos de perforación. La espuma

es una combinación de agua o lechada de polímeros/bentonita

mezclada con un agente espumante; el aire de un compresor se combina

con el agente espumante para formar las burbujas que actúan como

agentes transportadores de recortes. El lodo aireado puede ser

prácticamente cualquier lodo base agua al que se le agrega aire. Este tipo

de lodo tiene menos presión hidrostática y menos tendencia a fracturar

formaciones débiles. La espuma y los lodos aireados son útiles en


situaciones en que no es posible la perforación con aire y cuando los

fluidos de perforación no son eficientes.

8.2 Perforación con aire

La perforación con aire emplea gas comprimido para limpiar el pozo. El

aire es el gas que se usa más comúnmente, pero también se puede usar

gas natural y otros gases.

Los problemas que pueden aparecer en la perforación por gas incluyen:

Regulación de la presión del gas

Afluencia de fluidos de la formación

Erosión de las paredes del pozo

A medida que la corriente de gas y recortes desgasta la pared y

ensanchan el espacio anular, se requiere un mayor aumento del volumen

de gas para mantener la velocidad del gas. A veces se rocía una neblina

de agua o lodo en el interior del pozo para inhibir las lutitas y reducir torque

y arrastre.

El aspecto más importante de la perforación con gas es mantener una

velocidad anular adecuada. Si la velocidad anular cae por debajo del

punto en que puede limpiar el pozo, los recortes se acumularán y causarán

pega de la tubería. Normalmente se requiere una velocidad anular de

3,000 pies/min para perforación con aire.

8.3 Perforación con espuma

La perforación con espuma usa espuma como agente de transporte para

la remoción de recortes, en lugar de la velocidad del aire. La perforación

con espuma requiere menos volumen que la perforación con aire y se vale

de la fuerza de las burbujas para eliminar los recortes, mientras que la

perforación con aire y rociado fino dependen de tasas de flujo

extremadamente altas. Una indicación de eficaz perforación con espuma

la da un flujo de espuma continuo y regular en la línea de descarga. Un

flujo pulsante e irregular (cabeceo) puede indicar problemas con las

columnas de flujo. Además de limpiar el pozo, la espuma deposita una

costra fina sobre las paredes del pozo para mejorar su estabilidad. Para

espesar la espuma y mejorar la limpieza del pozo y su tolerancia al agua,

se usan polímeros y/o bentonita a fin de mezclarlos en una lechada.


Determinación de los volúmenes de aire y fluido

En la perforación con espuma, el aire inyectado controla la cantidad de

espuma. Los requerimientos de volumen de aire se calculan usando la

siguiente fórmula:

Dónde:

Dh = diámetro del pozo en pulgadas

Dp = diámetro de la tubería de perforación en pulgadas

cfm = pies cúbicos por minuto

Control del fluido de perforación con espuma

Durante la operación de perforación, los cambios en la cantidad de

inyección de espuma se hacen en base a:

Cambios en el carácter de la espuma en la línea de descarga

Cambios en el torque

Cambios en la presión

Presión de inyección en la superficie

La perforación con espuma es de máxima efectividad cuando se

mantiene lo más baja posible la presión en la tubería parada tubo vertical.

La presión sobre el tubo vertical puede variar entre 80 y 350 psi. Los

cambios depresión del (tubo vertical) son el mejor medio para detectar

problemas. Al identificar cambios de presión, se debe regular la cantidad

de inyección de espuma y el porcentaje de volumen de gas para estar de

acuerdo al cambio. La Tabla 5 provee los ajustes correctivos para

diferentes tipos de cambios de presión.


Estado de la espuma en la línea de descarga

Bajo condiciones normales de perforación, la espuma en la línea de

descarga debe ser de aspecto y textura similares a la espuma de una

crema de afeitar. Si la espuma no es espesa o no mantiene su forma,

ajustar las cantidades de la inyección de solución de gas y espuma.

Consultar la Tabla 6 para seguir los pasos apropiados.


Acumulación o regularidad del retorno de espuma en la línea de descarga

Para óptima remoción de las recortes, los retornos de espuma en la línea

de descarga deben ser continuos. La acumulación y descarga pueden

indicar problemas con la columna de espuma.

Si el pozo está descargando a intervalos regulares durante la

perforación, entonces, continuar perforando mientras los intervalos

de descarga sean regulares y cortos.

Si el pozo está acumulando (intervalos irregulares), entonces,

aumentar el concentrado de espumante para mejorar la calidad de

la espuma.

8.4 Lodo aireado

Los sistemas de lodo aireado reducen la pérdida de circulación en áreas

con gradientes con muy bajos gradientes de fractura. Al mismo tiempo, se

reduce la hidratación de las lutitas y la corrosión. Con un sistema aireado

son posibles pesos efectivos de lodo de 4 a 6 libras por galón (peso

específico. 0.48-0.72). Estos pesos reducen considerablemente la presión

diferencial en el pozo. Por ser menor la presión, el perforador puede lograr

un mayor índice de penetración del que es posible con fluidos de

perforación normales.

Para un sistema de lodo aireado se necesitan los siguientes equipos:

Un compresor de aire con capacidad de 850pies3/min.

Un compresor de reserva con capacidad de 850pies3/min.

Un desvío de aire (u otro medio de limitar el volumen de aire)

cuando no se requiera la capacidad total del compresor, como en

un pozo superficial

Un registrador Barton para medir los pies3/min reales de aire

inyectado

Un cabezal rotativo para dirigir el flujo de aire y lodo fuera de la línea

de flujo, en lugar de hacia arriba a través de la mesa rotatoria o al

interior del contrapozo por encima del niple de perforación

Un separador aire-lodo (expulsor de gas) en la línea de flujo

Una boca de ventilación en la parte superior del tanque apuntando

al tanque de reserva


Un desagüe del flujo de lodo en el fondo del tanque para descargar

dentro del receptáculo delos tanques.

Procedimientos de operación recomendados para lodo aireado:

Inyectar aire en el tubo vertical y disponer la tubería de manera que

se pueda hacer una desviación de aire en el piso para hacer

conexiones, etc.

Hacer conexiones de plomería de manera que se pueda bombear

lodo pozo abajo, mientras el aire va por el desvío.

Correr la barrena sin toberas para evitar necesidad de excesiva

presión de aire. Con la reducida presión de fondo del pozo, el

impacto del chorro no es tan imprescindible para limpiar el fondo del

pozo.

Se recomiendan medidas más grandes de tubería de perforación de

4½ o 5 pulgadas para reducir las exigencias de volumen del

compresor.

Con lodo aireado no es necesario llenar el pozo entre viajes.

Circular el sistema de lodo a un régimen constante de 6 a 8 barriles

por minuto y tratarlo como a un sistema de lodo normal. No haga

variar la fuerza de la bomba para mantener presión constante en el

fondo del pozo o para controlar ganancias y pérdidas; en lugar de

eso regule la corriente de aire para corregir estos problemas. Use el

gráfico de lodo aireado para determinar la cantidad de aire a

inyectar para lograr una reducción específica de la presión del

fondo del pozo.

Instale válvulas de flotador en la sarta de perforación

aproximadamente cada 200 pies (61 metros) para evitar flujo inverso

en las conexiones.


Capítulo 9

Desplazamiento de Fluidos de

Control


9.1 Objetivo del desplazamiento

El desplazamiento es el punto más importante, ya que del éxito de este

dependerán los tiempos y costos por lavado y filtración de los fluidos

limpios.

El objetivo del desplazamiento del Fluido de Control por agua dulce y/o

éste por fluidos limpios es con la finalidad de efectuar la remoción del

fluido, enjarre adherido a las paredes de las tuberías, así como la

eliminación de los sólidos en suspensión presentes en el interior del pozo,

sean éstos barita, recortes o cualquier contaminante o sedimento que

hubiera que remover.

De igual manera al llevarse a cabo este desplazamiento de fluido de

control, es necesario mantener la integridad y naturaleza del mismo, y que

este sea desalojado lo más completo y homogéneo que sea posible y así

reducir los tiempos por filtración y los costos operativos por un mayor

tiempo de circulación al ser desalojado el fluido a la superficie.

Para lo anterior deben utilizarse fluidos con características físico-químicas

tales que permitan la desintegración de los contaminantes y asegurar su

total dispersión y posterior acarreo hacia la superficie del pozo.

Es muy importante determinar el tipo de enjarre y/o los contaminantes que

se van a remover, para diseñar los fluidos con las propiedades adecuadas

para efectuar el programa de desplazamiento del fluido de control.

9.2 Factores que intervienen en un desplazamiento

Existen varios factores que pueden afectar el programa de desplazamiento

y deben ser considerados previamente:

a) Condiciones de temperatura y presión del pozo.

La temperatura afecta las condiciones y propiedades del fluido de control

dentro del pozo, aunque éste será desplazado es necesario considerar la

forma como pudiera afectar este factor a los fluidos diseñados para

circulase dentro del pozo. La presión puede incidir drásticamente en el

equilibrio de presiones, que debe mantenerse en un desplazamiento de

fluidos.


b) Diseño de las tuberías.

Las tuberías tanto de producción y de revestimiento ya fijas en el interior

del pozo y/o los accesorios del aparejo de producción influyen en el gasto

o volumen por bombearse al pozo y afectan los regímenes de flujo.

Dependiendo de las tuberías o accesorios que lleven éstas será diseñado

el programa para desplazar el fluido, ya que en aparejos de producción

anclados, se circula a través de los orificios de la camisa y esto influirá más

que si tuviéramos una tubería franca, por lo que es necesario conocer

previamente las tuberías a través de las cuales se llevará cabo el lavado

del pozo, y diseñar el programa más adecuado al mismo.

c) Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones

diseñadas en superficie.

Si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de superficie, su

eficiencia será severamente reducida y puede ocasionar problemas para

tener una limpieza totalmente efectiva.

d) El tipo de fluido de control que se tenga en el pozo.

Este es el factor más primordial, ya que dependiendo de las condiciones

de éste, será la eficiencia del desplazamiento. Se debe tomar en cuenta su

densidad y viscosidad, considerando que mientras estas propiedades sean

mayores existirá una mayor diferencia de presión al ser desalojado y

también una probable disminución en el gasto programado.

e) La efectividad del programa de desplazamiento.

No debe sobrepasar las condiciones de que se disponga en superficie. Es

necesario primero verificar que se tengan todos los materiales y equipos

programados y posteriormente monitorear el avance, eficiencia y

cumplimiento del programa diseñado para ello.

9.3 Formas de desplazamientos

Existen dos formas para efectuar el desplazamiento del fluido de control,

ya sea por agua dulce, salmuera libre de sólidos o la combinación de

ambos:

Circulación Inversa

Circulación Directa


La selección del procedimiento más adecuado depende de las

condiciones operativas que se tengan en el pozo en cuestión, así como las

condiciones de calidad de las tuberías de producción y/o revestimiento

que se tengan, de los resultados obtenidos de los registros de cementación

en la zonas o intervalos de interés, y el tipo de fluido que se tenga en el

interior del pozo.

Circulación inversa

Si la información de los registros de cementación y la calidad de las

tuberías de revestimiento indican que soportará una diferencia de presión

calculado, ésta circulación es más factible de ser utilizada.

Este procedimiento permite un maduro espaciamiento entre el agua dulce

y los fluidos por desalojarse, así como será mayor el volumen de agua en

los espacios anulares y menor el fluido que va quedando en las tuberías de

producción, así mismo pueden utilizarse regímenes de bombeo más

elevados con flujos turbulentos.

Estos regímenes de bombeo son los más adecuados para este tipo de

operaciones de limpieza de pozos al ser desplazado el fluido de control; lo

cual permitirá desplazamientos más efectivos y libres de contaminantes.

Así mismo tendremos menores tiempos operativos y una menor adición de

aditivos ya sean espaciadores y de lavadores químicos, lo cual nos dará

como resultado una considerable reducción en los costos del lavado y

filtración.

Circulación directa

Si los registros de cementación muestran zonas no muy aceptables para ser

sometidas a una diferencial de presión calculada del fluido de control a

desplazarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse este método de

circulación directa, en el cual no se obtiene un desplazamiento muy

efectivo debido a que los volúmenes de agua dulce a manejar son

menores al circularse de las tuberías de producción a los espacios

anulares.

Los regímenes de bombeo serán menores al incrementarse el valor de las

pérdidas de presión por fricción, y por consiguiente el empuje del agua

sobre el fluido de control en áreas más grandes creará deficiencias para


un desplazamiento efectivo y en algunos casos no se dará el régimen

turbulento necesario para garantizar que el pozo esté totalmente limpio de

contaminantes.

Así mismo serán necesarias mayores cantidades de espaciadores y

limpiadores químicos, aunado al mayor tiempo de circulación y por

consiguiente un costo más elevado por filtración y por tiempos operativos.

Es necesario efectuar los cálculos pertinentes para que en ambos casos la

presión de bombeo que se programe, no rebase los límites permisibles de

colapsos o ruptura de las tuberías, así como tener en cuenta los

parámetros de fractura de los intervalos de interés.

9.4 Espaciadores y lavadores químicos

Todos los procesos para efectuar desplazamientos de fluidos de control ya

sea base agua o aceite, utilizan espaciadores y lavadores químicos, con la

finalidad de evitar incompatibilidad de fluidos, problemas de

contaminación, limpieza del pozo de manera efectiva y para la

separación de fases del sistema.

Los baches espaciadores que deban ser programados deberán ser

compatibles con el fluido que sale y el que le precede, pudiendo o no ser

más viscosos que los fluidos por separar. Estos baches deberán extenderse

por lo menos 100 metros de la parte más amplia de los espacios anulares

para que tengan mayor eficiencia, por lo que el diseño de los baches para

tuberías de revestimiento muy grandes deberá ser ajustado en sus

volúmenes para garantizar su eficiencia. Para fluidos base aceite, su

principal contacto como espaciador debe ser ambos compatibles.

Para fluidos base agua, normalmente su principal contacto se inicia con un

bache de agua dulce o alcalinizada con sosa cáustica. Existen diversos

productos de las compañías de servicios los cuales pueden ser utilizados

como espaciadores, píldoras o baches viscosos y limpiadores químicos,

todos ellos utilizan productos como viscosificantes naturales y sintéticos,

soluciones alcalinas, surfactantes o solventes, para una activa remoción de

contaminantes orgánicos e inorgánicos.

Generalmente los lavadores químicos son usados para adelgazar y

dispersar las partículas del fluido de control, éstos entran en turbulencia a

bajos gastos lo cual ayuda a limpiar los espacios anulares, normalmente su


densidad es cercana al agua dulce. En algunos casos se diseñan

productos abrasivos como arenas para barridos de limpieza.

En todos los casos, deberán efectuarse los trabajos programados de

manera continua y sin interrupciones, evitando retrasos de tiempo y

problemas críticos al efectuar el desplazamiento por este tipo de

productos químicos.


Capítulo 10

Programa de Cementación y

Fluidos de Control utilizados en

el pozo “SAMARIA 7076”


10.1 Objetivo

Perforar el pozo direccional Samaria 7076, desde la pera del pozo Samaria

82, con rumbo N 89° W y desplazamiento desde el conductor de 577 m,

hasta una profundidad de 4335 mvbnm, para obtener producción

comercial de aceite y gas en el Cretácico Superior (KS2 y KS3).

10.2 Ubicación Geográfica

Estado de Tabasco, Municipio Centro. Direccional a partir de la pera del

pozo Samaria 82.

10.3 Descripción y Plano estructural

La localización Samaria 7076 se ubica en la parte sur de un anticlinal cuyo

eje principal tiene un rumbo NW-SE, aunque localmente se aprecia que se

ubica en una nariz estructural. No hay fallas Geológicas cercanas a

trayectoria programada de la localización.


10.4 Profundidad y Coordenadas de los objetivos

10.5 Distribución de las Tuberías de Revestimiento


10.6 Etapas de Cementación, Herramientas y Accesorios

Primera Etapa TR de 13 3/8”


Segunda Etapa TR de 9 5/8”

Tercera Etapa TR Corta de 7 5/8”


Cuarta Etapa TR Corta de 5”

Observaciones:

La composición definitiva de las lechadas y baches espaciadores

será determinada en base a los requerimientos de cada etapa, una

vez analizados los registros geofísicos, la temperatura del pozo y el

calibre del agujero.

Considerar secuestrantes de gas y material obturante en caso de

presencia de gas o pérdidas.

Los aditivos a emplear en las lechadas de cada etapa, serán

determinados en base a las pruebas pilotos corridas con las

condiciones reales del pozo (temperatura, profundidad, condiciones

operacionales, etc.).


La posición de la centralización dependerá de los intervalos a

evaluar.

10.7 Programa de Fluidos de Control

Fluidos de Perforación

Al presentarse la pérdida nitrogenar el fluido de control bombeando N2,

hasta obtener circulación.

En ciertos bloques del campo Samaria se encuentran brechas arcillosas

que provocan inestabilidad fisicoquímica más en el KSSF, estas formaciones

están compuestas de calizas bentoníticas gris verdoso, con intercalaciones

de capa de bentonita verde claro.

Las bentonititas son montmorillonitas que contienen alta actividad al

contacto del agua, si la salinidad del lodo de emulsión inversa es baja (por

debajo de 150,000 ppm) se provoca inestabilidad fisicoquímica por

hinchamiento lineal.


Se recomienda trabajar con salinidades de 200,000 ppm para inhibir los

cuerpos arcillosos bentoníticos.

Observaciones:

Durante la perforación de las formaciones del Yacimiento, utilizar

obturantes biodegradables y solubles al ácido. Emplear sistemas

compatibles con la formación para evitar en lo posible el daño al

Yacimiento.

En la etapa de 6 1/2” se empleará Inyección de N2 la tasa de

inyección estará sujeta al DEC que requiera el pozo para minimizar

las pérdidas de circulación.

Se deberá llevar un monitoreo continuo de la humedad relativa

(entre el recorte y el fluido de perforación) y el factor de lubricidad,

para ajustar la salinidad y el poder lubricante del fluido

respectivamente.

Se graficará la densidad real del fluido con respecto a sus

propiedades, conforme avance la perforación, para visualizar la

tendencia de los parámetros y con oportunidad hacer los ajustes

correspondientes.

Vigilar y exigir que el equipo de control de sólidos, tenga las mallas

recomendadas, para que el fluido esté siempre limpio y las

propiedades dentro de sus parámetros, para aprovechar la mejor

hidráulica, acarreo, y riesgos potenciales de pegaduras diferenciales

y de colapso de agujero.

Realizar tres análisis diario al Fluido de Control, por lo que es

necesario mantener los equipos de laboratorio calibrados y los

reactivos en buen estado, con la finalidad de obtener valores

representativos que faciliten la interpretación de los resultados físico-

químicos obtenidos. Para establecer las propiedades del fluido de

control a condiciones de fondo, es necesario efectuar una prueba

completa al fluido de control en la salida, detectar los efectos dela

temperatura sobre el fluido y definir el tratamiento necesario para

mantenerlo en buenas condiciones.

Durante la perforación de la sección de 17 1/2” y 12 1/4” se

recomienda bombear combinaciones de baches viscosos y pesados

cada 1 o 2 lingadas, lo que garantizará una mejor limpieza del

agujero y evitará la acumulación de recortes. Se deberá circular el

tiempo que sea necesario hasta que haya evidencia en las


temblorinas de que el agujero está lo suficientemente limpio para

continuar con la perforación y no comprometer el desarrollo de la

misma.

Equipo de Control de Sólidos

Observaciones:

En el sistema de control de sólidos, para que el fluido siempre esté en

las mejores condiciones de reología es indispensable cumplir con el

programa de mallas establecido, en caso de no cumplir con el

parámetro del porcentaje de sólidos recomendado para la

densidad de trabajo, es necesario cerrar las mallas.

La concentración excesiva de sólidos genera filtrados altos, enjarres

gruesos, que conjugado con la densidad, promueve las pegaduras

diferenciales, de allí la vigilancia de este parámetro.

El Ingeniero de fluidos del pozo deberá vigilar que los vibradores

trabajen con tamaño de mallas de tal forma que el fluido cubra

(recorra) el 90 % del total del área de filtración del equipo, de ser

menor a este porcentaje, las mallas deben ser cambiadas a un

tamaño más cerrado, y continuar ajustando (mínimo) a la

recomendación de mallas.


Debido a que el fenómeno de colapso de agujero se magnifica en

función del tiempo de exposición, se deberá tener control estricto

sobre la filtración del fluido para evitar al máximo el daño a las

paredes del agujero.

La concentración de cloruro de potasio (KCl) para el fluido base

agua deberá ser monitoreado continuamente, así como la

Capacidad de Intercambio Catiónico de la Formación (CEC), para

evitar la inestabilidad del agujero del Terciario.

Para el sistema de Emulsión Inversa, se deberá llevar un monitoreo

continuo de la humedad relativa del recorte (cada 50 mts

perforados) con la finalidad de ajustar la salinidad del fluido de

perforación en caso necesario.

Monitorear el poder lubricante del fluido para reducir la torsión del

agujero.

Se graficará diariamente las propiedades reales del fluido,

comparadas con las propiedades recomendadas del programa,

para visualizar la tendencia y con oportunidad hacer los ajustes

correspondientes.

Fluidos de Terminación


Conclusiones

La cementación de un pozo es sin duda una de las partes clave para el

correcto funcionamiento del mismo, ya que esta nos permite mantener la

hermeticidad que debe existir entre el pozo con las paredes de la

formación, evitando así cualquier tipo de comunicación con los fluidos

presentes en la formación hacia el interior del pozo o viceversa,

consiguiendo así una adecuada explotación de los hidrocarburos

presentes en el yacimiento,

Por lo que un mal diseño en la cementación del pozo solo propiciara que

esté presente problemas en etapas posteriores de su desarrollo o

dificultades a futuro en la producción del hidrocarburo, resultando en

pérdidas económicas en su reparación o hasta la pérdida total del pozo.

En cuanto al correcto diseño y oportuna selección de los fluidos de control,

nos permitirá un desarrollo óptimo en cada una de las etapas que se

llevarán a cabo en la construcción del pozo productor.

Si trabajamos con el fluido correcto con sus propiedades físicas y químicas

adecuadas, podremos evitar cualquier posible daño o dificultad que se

genere en la formación. Al mismo tiempo protegemos la integridad y la

vida productiva del pozo, así como del equipo, herramientas e

instalaciones involucradas en el desarrollo y explotación del mismo.


Glosario de términos

Aceleradores: Reducen el tiempo de fraguado de los sistemas de cemento

e incrementan la velocidad de desarrollo de resistencia compresiva.

Aditivo: Sustancias químicas que ayudan a controlar las propiedades del

fluido de perforación.

Aditivos especiales: Es la miscelánea de aditivos complementarios para la

cementación, tales como antiespumantes, controladores de la regresión

de la resistencia compresiva, etc.

API: Instituto de Petróleo Americano.

Aireación: Técnica de inyectar aire o gas en cantidades variables en un

fluido de perforación (lodo) con el propósito de reducir la presión

hidrostática.

Cabeza de pozo: Equipo de control instalado en la parte superior del pozo.

Consiste de salidas, válvulas, preventores, etc.

Casing: Tuberías especiales que se introducen en el agujero perforado y

que luego son cementadas para lograr la protección del agujero y permitir

posteriormente el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta superficie.

Cementación: Proceso por el cual se bombea al pozo una mezcla de

cemento que al fraguarse o endurecerse proporciona sustentación a la

tubería de revestimiento dando hermeticidad contra la filtración de fluidos

de formación.

Cemento: Mezcla de aluminatos y silicatos de calcio que se produce

combinando cal y arcilla con calor.

Coloides: Se trata de sustancias y partículas dispersadas en un medio

homogéneo. Las partículas coloidales son más pequeñas que las partículas

gruesas filtrables, pero mayores que los átomos y pequeñas moléculas de

alrededor de 0.000001 - 0.0005 mm de diámetro.

Controladores de filtrado: Controlan la pérdida de la fase acuosa de los

sistemas de cemento, frente a zonas permeables.


Controlador de pérdida de circulación: Controlan la pérdida de cemento

hacia zonas débiles de la formación o fracturas.

Corrosión: Reacción química adversa sobre un metal o la destrucción

progresiva del mismo por el aire, la humedad o sustancias químicas;

generalmente se forma un óxido.

Densidad: Dimensión de la materia según su masa por unidad de volumen;

se expresa en: lb/gal, lb/pie3 o gr/cm3.

Densidad equivalente de circulación: Para un fluido circulante, la densidad

equivalente de circulación, en lb/gal, es igual a la presión hidrostática (psi)

más la pérdida total de presión en el anular (psi), dividida por la

profundidad vertical (en pies) y por 0,052.

Densificantes: Incrementan la densidad de los sistemas del cemento.

Desviación del pozo: Cambio de dirección de la vertical absoluta durante

la perforación de un pozo.

Dispersantes: Reducen la viscosidad de las lechadas de cemento.

Emulsión: Mezcla en la cual un líquido es dispersado en otro en forma de

gotitas muy finas.

Enjarre: Formación de una capa de arcilla impermeable por depósito en la

pared del agujero.

Espacio anular: se trata de la separación entre la formación litológica y la

tubería de perforación, y depende del grado de estabilización del agujero

perforado con las propiedades físico-químicas del fluido de control y las

condiciones operativas empleadas.

Estación de bombeo: Instalación situada en el recorrido de un oleoducto

destinada a impulsar el fluido. Su número a lo largo del mismo depende de

la viscosidad del producto transportado, del relieve geográfico de las

regiones atravesadas y del diámetro de la tubería.

Extendedores: Bajan la densidad de los sistemas de cemento y/o reducen

la cantidad de cemento por unidad de volumen del producto fraguado.


Fase discontinua o dispersa: Está constituida por las partículas separadas

entre sí (sólidos líquidos o gaseosos en una suspensión). Tales partículas se

encuentran linealmente divididas y están rodeadas por la fase continua.

Fase continua o externa: Rodea completamente a la fase dispersa.

Consiste en coloides, aceite, etcétera.

Filtrado: Es el volumen de agua que entra hacia el pozo del lodo de

perforación; es decir, la pérdida de agua que sufre el fluido de

perforación.

Fluido: Es una sustancia que toma fácilmente la forma del recipiente que lo

contiene. El término incluye a líquidos y gases. Los lodos de perforación son

generalmente fluidos plásticos y pseudoplásticos.

Fluido o lodo de perforación: Líquido que se utiliza en la perforación

rotatoria para desempeñar algunas de las varias funciones requeridas

durante la perforación.

Gelatinosidad, esfuerzo gel: Es la medida de la fuerza de atracción entre el

fluido de perforación en condiciones estáticas.

Inhibidor de corrosión: Todo agente que, cuando se agrega a un sistema,

retarda o evita una reacción química o la corrosión de las partes metálicas

expuestas al ácido sulfhídrico, al anhídrido carbónico, al oxígeno, al agua

salada, etc.

Lechada: Es un fluido obtenido de la mezcla de cemento, agua y aditivos.

Línea: Tuberías.

Liner: Revestidor Colgado.

Lodo: Fluido de perforación de base agua o de base petróleo, cuyas

propiedades han sido alteradas por sólidos, naturales o de producción

industrial, disueltos y/o suspendidos. Se usa para hacer circular los recortes

hacia afuera, pero posee también muchas otras funciones en la

perforación de un pozo.

Lodos dispersos: Sistema en el cual todos los sólidos de perforación y

agregados se encuentran dispersos en el fluido o lodo.


Lodo no disperso: Es un sistema con cierta cantidad de sólidos en

suspensión.

Lodos bajo contenido de sólidos: Designación que se aplica a cualquier

tipo de lodo en el que se han reemplazado total o parcialmente las arcillas

naturales o comerciales por aditivos de alto rendimiento.

Lodo de perforación: Una mezcla de arcillas, agua y productos químicos

utilizada en las operaciones de perforación para lubricar y enfriar la

barrena, para elevar hasta la superficie el material que va cortando la

barrena, para evitar el colapso de las paredes del pozo y para mantener

bajo control el flujo ascendente del aceite o del gas. Es circulado en forma

continua hacia abajo por la tubería de perforación y hacia arriba hasta la

superficie por el espacio entre la tubería de perforación y la pared del

pozo.

Perforación: Operación que consiste en perforar el subsuelo con la ayuda

de herramientas apropiadas para buscar y extraer hidrocarburos.

Potencia hidráulica: Es el trabajo realizado por las bombas por unidad de

tiempo.

Pozo: Denominación dada a la abertura producida por una perforación.

Existen numerosos tipos de pozos, entre ellos de exploración, delimitador,

inyector y de explotación.

Pozo direccional: Pozo petrolero que presenta un ángulo de desviación.

Punto de cedencia: Es la fuerza mínima requerida para iniciar el flujo en un

fluido plástico de Bingham. Da una indicación de las fuerzas de atracción

entre los sólidos.

Recortes: Pequeñas porciones de la formación que son el resultado de la

acción triturante y cortante de la barrena.

Reología: Estudia el flujo y la deformación de la materia, particularmente el

flujo plástico de los sólidos y el flujo de los líquidos no newtonianos.

Retardadores: Prolongan el tiempo de fraguado de los sistemas de

cemento.


Revestidor Conductor: Sección del revestidor que provee una elevación

suficiente en la instalación de una línea de flujo para así permitir el retorno

del lodo y permite la instalación de un sistema desviador.

Revestidor de Producción: Sección de casing que es colocada a través de

la zona productiva y provee un respaldo para las secciones de tubing

durante operaciones de producción.

Revestidor Intermedio: Sección de casing que provee integridad al pozo

durante las operaciones de perforaciones subsiguientes.

Revestidor Superficie: Sección del casing que protege formaciones

cercanas a superficie de las condiciones de perforación más profundas.

Sarta de perforación: Tuberías de acero de aproximadamente 10 metros

de largo que se unen para formar un tubo desde la barrena de

perforación hasta la plataforma de perforación. El conjunto se gira para

llevar a cabo la operación de perforación y también sirve de conducto

para el lodo de perforación.

Surfactantes: Material que tiende a concentrarse en la interfase de dos

medios. Se emplea en los lodos de perforación para controlar el grado de

emulsificación, la agregación, la dispersión, la tensión en la interfase, la

espuma, la humectación, etc.

Tixotropía: Es el fenómeno exhibido por la gelatinosidad al hacerse fluido

con el movimiento. Es el resultado de las fuerzas de interacción de los

sólidos de bajas velocidades de corte que provocan la gelación del lodo.

Tubing: Se refiere a la tubería de producción que se instala en un pozo una

vez perforado, entubado o revestido.

Velocidad de perforación: Es la rapidez con que se perfora un pozo.

Velocidad anular: Velocidad del fluido de perforación en el espacio anular

dentro del agujero.

Velocidad de gelatinización: Medida de la rapidez con que se forma un

gel en un líquido tixotrópico al quedar en reposo.

Velocidad de corte: Es el gradiente de velocidad a través de las capas

adyacentes cuando el flujo es laminar.


Viscosidad: Es la resistencia de un líquido al movimiento o flujo;

normalmente se abate al elevar la temperatura.

Viscosidad aparente: Viscosidad que un fluido parece tener en un

instrumento dado y a una tasa definida de corte. Es una función de la

viscosidad plástica y del punto de cedencia. La viscosidad aparente en

centipoises, tal como se determina con el viscosímetro de indicación

directa, es igual a la mitad de la lectura a 600 rpm. En un fluido

Newtoniano, la viscosidad aparente es numéricamente idéntica a la

viscosidad plástica.

Viscosidad efectiva o de circulación: Viscosidad verdadera en cualquiera

de los puntos obtenidos por lecturas de viscosímetro Fann.

Viscosidad Plástica: Medida de la resistencia interna al flujo atribuible a la

cantidad, tipo, y tamaño de los sólidos presentes en un fluido dado. Se

expresa como el número de dinas por cm2 de la fuerza tangencial de

corte adicional al valor de cedencia de Bingham que es inducido por una

tasa unitaria de corte. Este valor, expresado en centipoises, es proporcional

a la pendiente de la curva de consistencia determinada en la región de

flujo laminar para materiales que obedecen la ley de Bingham del flujo

plástico. Cuando se emplea el viscosímetro de lectura directa, la

viscosidad plástica se determina sustrayendo la lectura a 300 rpm de la

lectura a 600 rpm.


Bibliografía

Un Siglo de la Perforación en México Terminación y Mantenimiento

de Pozo, Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, Pemex

Exploración y Producción.

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Manual Introductorio a la Ingeniería Petrolera, Perforación de pozos,

Emilio de la Torres Ramos y Heberto Ramos Rodríguez.

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Manual de fluidos de Perforación, Instituto Americano del Petróleo,

Dallas, Texas.

Fluidos Manual de Ingeniería, Baker Hughes, Houston, USA.

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Samaria-7076, PEMEX Exploración y Producción.

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