CURSOS DE PETROLEO GRAL MOSCONI
2012
TERMINACION II CEMENTACION, PERFILES , PUNZADOS
DIEGO GABRIEL CHAUQUI
C U R S O S D E P E T R O L E O @ H O T M A I L . C O M . A R
TERMINACION II
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OBJETIVOS DE UNA CEMENTACIÓN:
Los objetivos principales del proceso de cementación son:
1. Adherencia y soporte de la cañería. 2. Restringir el movimiento de fluidos a través de las formaciones. 3. Por medio de un fragüe rápido del cemento, prevenir posibles reventones del
pozo. 4. Proteger el casing de esfuerzos y choques cuando se reperfora para profundizar. 5. Proteger el casing de la corrosión. 6. Aislar las zonas con pérdidas de circulación o zonas “ladronas”.
PROPIEDADES REQUERIDAS DE UNA LECHADA DE CEMENTO.
La capacidad actual de las compañías de Servicios para diseñar una lechada
de cemento adecuada es el resultado de haber estandarizado los equipos de
laboratorio y procedimientos de ensayos, además de contar con laboratorios y
especialistas para realizar los ensayos simulando las condiciones de fondo de pozo.
1. Influencia de la presión y la temperatura del pozo. La presión y la temperatura afectan el tiempo de bombeabilidad y la
resistencia a la compresión de las lechadas de cemento. La temperatura tiene
mayor influencia: a medida que ésta aumenta, la lechada de cemento se deshidrata
y fragua más rápidamente, ocasionando que el tiempo de bombeabilidad
disminuya.
Los gradientes de temperatura varían según las áreas geográficas. El
promedio de gradientes geotérmicos es de 0,8 a2,2 ºF por cada 100 pies de
profundidad. Las estimaciones de presiones estáticas de fondo de pozo se obtienen
a partir de estudios realizados por medio de perfiles y del D.S.T. (ensayo de
formaciones a pozo abierto).
Las temperaturas de circulación de fondo de pozo se obtienen por
medio de sustitutos registradores de temperatura que se agregan a la sarta de
perforación y que se bajan al pozo antes de bajar la cañería. A partir de estos datos,
se puede establecer el tiempo de bombeabilidad de una lechada de cemento.
2. Tiempo de bombeabilidad.
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El tiempo mínimo de bombeabilidad es el tiempo requerido para mezclar y
bombear la lechada dentro del pozo y hacia el anillo entre la cañería y el pozo.
El equipo de laboratorio para determinar el tiempo de bombeabilidad de
cualquier lechada de cemento bajo condiciones de laboratorio está especificado
por los procedimientos de ensayo recomendados por el API.
Los ensayos de tiempo de bombeabilidad simulando las condiciones
del pozo se establecen para temperaturas de hasta 500 ºF (260 ºC) y presiones que
exceden las 25.000 psi (1.760 kg/cm2).
Mientras se aplica calor y presión a la lechada de cemento colocada
en el consistómetro, continuamente se lee y registra en un gráfico la consistencia
de la misma. El límite de la bombeabilidad ha sido establecido cuando la lechada
adquiere 100 uc (unidades de consistencia).
Las recomendaciones específicas del tiempo de bombeabilidad
dependen del tipo de trabajo, condiciones del pozo y del volumen de cemento que
se desea bombear. Cuando la profundidad a cementar sea de 6.000 a8.000 pies
(1.830 a2.450 m), el tiempo de bombeabilidad comúnmente previsto en el diseño
de la lechada es de 3 a 3,5 hs. Este período nos permite un factor de seguridad
adecuado ya que algunas cementaciones de gran volumen requieren más de 90
minutos para ubicar la lechada.
Para colocar un tapón de cemento, el tiempo de bombeabilidad no
deberá exceder una hora, debido a que la mayoría de los trabajos se terminan en
menos de ese tiempo.
Los cortes o interrupciones del bombeo en las cementaciones a
presión con hesitación reducen significativamente el tiempo de bombeabilidad de
una lechada.
3. Viscosidad y contenido de agua de las lechadas de cemento. En las cementaciones primarias, las lechadas de cemento deben poseer una
viscosidad o consistencia que ofrezcan un desplazamiento eficiente del lodo, y
permitan una buen adherencia del cemento con la formación y la cañería.
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Para alcanzar estos objetivos, las lechadas son mezcladas con una cantidad de agua que proveerá un volumen de cemento fraguado igual al volumen de lechada sin separación de agua libre.
Debemos tener en cuenta que el agua libre no se va hacia arriba, sino que
queda formando bolsones.
Si bien el exceso de agua permite mejor bombeabilidad, el agua libre
después del fragüe nos producirá poca resistencia al esfuerzo y a la corrosión. El
agregado de bentonita u otros materiales similares permite absorber el exceso de
agua.
4. Resistencia del cemento para soportar la cañería. El cemento requiere una determinada resistencia a la compresión para
soportar una sarta de casing.
Las investigaciones han demostrado que una capa de cemento en un anillo
de 10 pies, teniendo solamente 8 psi de resistencia a la tracción, puede soportar
más de 200 pies de casing, aún bajo pobres condiciones de adhesividad del
cemento. Debe recordarse que la resistencia del cemento a la compresión es
mucho mayor que a la tracción (como regla general, 8 a 10 veces mayor).
Es generalmente aceptado que una resistencia a la compresión de 500 psi es
adecuada para la mayoría de las operaciones.
Al decidir cuánto tiempo deberá esperarse para que el cemento fragüe, es
decir el tiempo WOC, es importante conocer la resistencia del cemento para ese
tiempo antes de que la reperforación pueda continuar, ya que el fraguado del
cemento no es instantáneo, sino que la resistencia se va desarrollando en forma
gradual.
Existen tablas confeccionadas en base a experiencias de laboratorio que nos
dan esa resistencia en función del tipo de cemento y de la temperatura de curado.
La densificación incrementa la resistencia y el calor de hidratación del
cemento. El exceso de agua, por el contrario, dan por resultado cementos débiles.
5. Agua de mezclado. Idealmente, el agua para mezclar con el cemento debe ser limpia y libre de
productos químicos solubles.
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Empero, esto no siempre es posible, por lo que en esos casos debe
conocerse la concentración de minerales que el agua tiene, ya que la mayoría de
las sales habitualmente presentes en las agua actúan como aceleradores de fragüe.
Cloruros, sulfatos, hidróxidos, carbonatos y bicarbonatos aceleran el fragüe
del cemento, dependiendo de la concentración en que están presentes.
Cuando el agua posee un contenido de sólidos menor a 500 ppm es
satisfactoria para profundidades menores a 5.000 pies (1.524 m). Para
profundidades mayores, estas concentraciones combinadas con la temperatura
causarán un fragüe prematuro de la lechada de cemento, corriendo el peligro de
que dicho fragüe ocurra en el interior de la cañería.
6. Efectos del fluido de perforación y de los aditivos del fluido de perforación sobre el cemento
Un problema significativo en la cementación del pozo es la remoción
efectiva del lodo de perforación durante el desplazamiento de la lechada.
La contaminación y dilución por el lodo puede dañar los sistemas de
cementación, como así también los aditivos del lodo y del revoque. Los más
importantes son:
ADITIVOS PROPOSITOS EFECTO SOBRE EL
CEMENTO
BARITINA DENSIFICAR EL LODO INCREMENTA LA
DENSIDAD
SODA CAUSTICA AJUSTAR EL PH ACELERA
COMPUESTO DE CALCIO FORMAR REVOQUE Y
AJUSTAR PH ACELERA
HIDROCARBUROS CONTROLER PERDIDA DE
FILTRADO DISMINUYE LA DENSIDAD
CELULOSA, GOMA SELLAR LAS PERDIDAS RETARDA
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LIGNOSULFONATO,
TANINO
DESPERSANTES.
EMULSIONANTES RETARDA
BACTERICIDAS PROTEGER ADITIVOS
ORGANICOS RETARDA
La mejor forma de combatir las contaminaciones del lodo y los efectos de los
aditivos es la utilización de tapones de goma en la cañería y entre los fluidos y
preflujos lavadores.
7. Densidad de la lechada La densidad de la lechada en todos los trabajos de cementación, excepto en
las cementaciones a presión, debe ser lo suficientemente elevada para controlar el
pozo. Existen varias formas de controlar la densidad.
Para bajas densidades 10,8 a 15,6 lbs/gal (1.295 a 1.870 g/l) se utilizan
materiales que requieren mucho volumen de agua (tierras diatomeas, bentonita).
Para densidades elevadas, 15,6 a 22 lbs/gal (1.870 a 2.600 g/l) se utilizan
dispersantes y aditivos densificantes, tales como baritina, hematita, etc.
En las operaciones de campo, la densidad se controla con una balanza de
lodo estándar. También existen balanzas presurizadas, que miden la densidad a 30
psi.
También existe densímetro nuclear que tiene una fuente radioactiva y está
conectado a la descarga de la bomba tríplex. La medición es instantánea y continua
a través de un visor digital.
8. Calor de hidratación. Cuando se mezcla cemento con agua, ocurre una reacción exotérmica.
Mientras mayor es la masa de cemento, mayor será la cantidad de calor.
El calor de hidratación se ve influenciado por la fineza y por la composición
química del cemento, por los aditivos, y por el medio ambiente en el fondo del
pozo. A mayor temperatura de formación, mayor será la velocidad de reacción y
mayor la evolución del calor.
9. Control de filtración.
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El control de filtración de las lechadas de cemento es muy importante en
cementaciones de pozos profundos, liners y cementaciones a presión. La pérdida
de filtrado a través de un medio permeable puede causar un aumento de la
viscosidad de la lechada y una rápida deposición de revoque del filtrado,
restringiendo el flujo.
Los factores que influyen en la pérdida por filtrado de las lechadas son el
tiempo, la presión, la temperatura y la permeabilidad. El API ha especificado un
ensayo para medir la filtración, muy similar al utilizado para los lodos de
perforación. Un valor aceptable de filtrado es 25 cc en media hora, a 1.000 psi en
una malla 325.
10. Resistencia al ataque de las salmueras del pozo. Las salmueras de las formaciones que contienen sulfato de sodio, sulfato de
magnesio y cloruro de magnesio, son consideradas entre los agentes mas
destructivos para los cementos en el fondo del pozo.
Los sulfatos generalmente son considerados como los productos químicos
más corrosivos con respecto al cemento fraguado en el fondo del pozo. Ellos
reaccionan con los cristales de calizas y de aluminato tricálcico.
Estos cristales requieren un mayor volumen que el provisto por el espacio
poral en el cemento fraguado, y dan por resultado una excesiva expansión y
deterioro del cemento.
ADITIVOS PARA CEMENTOS.
Los pozos petrolíferos y gasíferos cubren variados rangos de profundidades
con distintas presiones y temperaturas. Existen numerosos aditivos que se pueden
agregar al cemento para obtener diferentes propiedades de las mezclas y poder
adaptarlas a cualquier condición de pozo.
Se clasifican en:
a) Aceleradores: reducen el tiempo de espesamiento y el tiempo “WOC”, incrementan el rápido desarrollo de la resistencia a la compresión. Son muy utilizados en pozos poco profundos, cañerías de superficie y tapones de cemento en pozos abiertos. El compuesto base más utilizado es el cloruro de
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calcio, generalmente se lo utiliza en rangos de 2 al 4 % en peso de cemento. Otros compuestos son cloruro de sodio (3 al 10 % mezclado con agua), silicato de sodio (1 a 7,5 %), formas semihidratadas de yeso (20 a 100 %).
b) Retardadores: prolongan el tiempo de espesamiento, retardan el fragüe. Se los utiliza en pozos profundos, altas temperaturas, liners, etc. Los compuestos más usados son lignosulfonato de sodio, lignosulfonato de calcio, mezclas de lignosulfonatos con bórax, agua saturada en sal de 7 a8 kg por cada bolsa de cemento de 50 kg. CMHEC (carbometil hidroxietil celulosa) 0,1 a 1,5 %.
c) Reductores de densidad: existen tres métodos para reducir la densidad:
1) Modificando la relación agua/cemento;
2) agregando materiales de bajo peso específico;
3) combinando los dos métodos anteriores.
d) Aditivos para bajar la densidad:
Bentonitase usa entre un 2 y un 10 % del peso del cemento Hidrocarburos naturales, carbón, rafaelita, perlita expandida, espumas Dentro de los gases el que más se usa es el N2.
e) Aditivos para aumentar densidad: aumentan la densidad, controlan altas presiones porales, mejoran el desplazamiento del lodo. Los aditivos más usados son: arena (5 a 25 % en peso de cemento), baritina (50 a 108 % en peso de cemento), sal (5 a 16 % en peso de cemento), hematita, ilmenita, óxidos metálicos.
f) Reductores de filtrado: protegen del daño a las formaciones; previenen la deshidratación del cemento; mejoran las cementaciones forzadas. Se usan polímeros sintéticos entre o,5 y 1,5 % en peso de cemento ( PVA o polivinil-alcohol, PEI o polietilen-amina, ABFLA o base acrilamida). También es usada la bentonita, el látex y los derivados celulósicos (HEC o hidroxietil-celulosa, CMHEC o carbometil-hidroxietil-celulosa).
g) Aditivos reductores de viscosidad: se usan dispersantes. Ellos permiten que la lechada entre en flujo turbulento con un caudal relativamente bajo, ya que los dispersantes bajan el punto de fluencia. Se usan polímeros de cadena larga (0,15 a 0,25 kg/bolsa de cemento), lignosulfonato de Ca (0,15 a 0,25 kg/bolsa de cemento), ClNa (0,5 a 8 kg/bolsa de cemento).
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h) Aditivos para control de pérdidas de circulación: son los mismos que se utilizan para la inyección: gilsonita, perlita, cáscara de nuez, carbón (en granos), celofán, nylon, mica (en láminas).
i) Inhibidores de espuma: la adición de sulfonatos hace que se forme espuma y esto es contraproducente. Se usa ClNa (1 a 16 %), carbonato sódico, estearato de aluminio.
LECHADAS REMOVEDORAS O PREFLUJOS.
Para obtener una buena adherencia del cemento tanto al casing como a la
formación, es necesario desplazar totalmente la inyección del espacio anular e
incluso si es posible sacar el revoque.
Para ello se usan distintas técnicas:
a) Con agentes químicos: la inyección gelifica al aquietarse, entonces se agregan aditivos que rompan la gelificación. Dentro de las soluciones que adelgazan (es decir que disminuyen la viscosidad) la inyección tenemos:
1. Agua con pirofosfato ácido de sodio; 2. Agua con surfactantes; 3. Algunas soluciones ácidas. En estos casos se combina el efecto químico con
la presencia del agua que permite bombear en flujo turbulento. El primer caso tiene la particularidad de que su acidez es neutralizada por la
alcalinidad del lodo, por lo que puede quedar en el pozo sin peligro de corrosión.
Por lo tanto es usado cuando no se cementa hasta la cabeza del pozo.
b) Barredores: contienen abrasivos que limpian el pozo por fricción. Esto se logra mediante el agregado de sólidos. Los que más se usan son arena con un poquito de cemento (muy diluido). Estas lechadas entran en flujo turbulento con un caudal de 1 a 2 barriles/minuto.
c) Fluidos de alta viscosidad: eliminan la inyección por el principio de un barrido viscoso. Cada empresa le da su nombre. No es una solución ácida, es a base agua. Con este tipo de preflujo no es necesario bombear a régimen turbulento. Las viscosidades alcanzan el orden de los 180 cp a 80 ºF. Se suelen agregar algunos aditivos que contribuyen al mojado de la cañería y obtener así una mejor adherencia. Otros aditivos son flojulantes, tienen baja fricción y baja pérdida por filtrado. La densidad puede ajustarse en amplio rango, se adapta a
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cualquier sistema. Lo ideal es que no exista diferencia entre la densidad de la lechada y la del preflujo.
CEMENTACIÓN ORIGINAL.
Si se debe hacer una cementación original de por ejemplo 1.400
metros desde el fondo del pozo al tope de anillo y hay muchas capas de interés, no
debemos olvidar que la densidad de la lechada oscila alrededor de 1,8 kg/l, por lo
que si la columna de cemento es grande es muy factible que algunas capas admitan
mucho antes de que se termine de cementar.
En estos casos también hay dos maneras de proceder: una es hacer la
cementación original más abajo del tope de anillo y luego hacer una cementación
auxiliar con el método de punzar y cementar circulando.
El otro sistema es hacer la cementación original en dos etapas. Para
ello se baja en la cañería un dispositivo que, luego de haber cementado la primera
etapa, produce la apertura de unos orificios en el casing por donde ingresa el
cemento para la segunda etapa.
Es decir, es igual al caso anterior, sólo que este dispositivo evita tener que
punzar. El mismo va intercalado en el casing (enroscado como si fuera un tramo de
casing), tiene unos orificios que originalmente están sellados por una camisa en su
interior, la cual está sujeta mediante pines de corte.
El dispositivo se coloca inmediatamente arriba del tope de anillo de la primera etapa. Para correr la camisa y abrir así los orificios se larga un torpedo desde la superficie que corta los pines, corre la camisa y luego sella con el cono, por lo que no es necesario colocar tapón. Posteriormente el torpedo es rotado con una fresa. Al cementar en etapas, tengo la ventaja adicional de una menor
presión de circulación.
Una de las desventajas de este método es que en la segunda etapa no es
posible “reciprocar” la cañería.
El reciprocado consiste en darle a la cañería movimientos alternativos
verticales (hacia arriba y hacia abajo) mientras se circula la lechada lavadora y
durante la cementación primaria para que el cemento llene bien el espacio anular y
logre mayor adherencia.
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Otra desventaja radica en el mayor tiempo de equipo que se emplea, y
consecuentemente mayor costo.
Estos dispositivos de segunda etapa también pueden ser utilizados para
realizar cementaciones selectivas en cualquier lugar del pozo, de la misma manera
que se hace con los punzados.
CEMENTACIONES A PRESIÓN.
Las cementaciones a presión se pueden realizar a pozo abierto o entubado.
A pozo abierto se usan para sellar una formación problema (formación no
consolidada, zona de alta presión, etc.)
La cementación a presión generalmente se realiza a pozo entubado,
por ejemplo para sellar capas que no han sido alcanzadas por la cementación
primaria, para sellar capas acuíferas o de gas.
Puede quedar una capa arriba del tope de anillo, ello puede ocurrir
por accidente (por ejemplo alguna capa admitió cemento y el tope de anillo quedó
mucho más abajo de lo planificado) o ex-profeso (por ejemplo si esa capa está
arriba y muy distanciada de las otras).
También puede ocurrir que una capa cementada y punzada produzca
agua en porcentajes mayores a los económicamente viables, entonces se la
cementa.
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Muchas veces se cementa las capas gasíferas cuando por el caudal de gas y
la ubicación del pozo no es económicamente conveniente su extracción. En ese
caso existen dos opciones: ventear el gas o cementar la capa.
En muchos casos el gas se puede utilizar para accionar motores a explosión o
para producir petróleo mediante gas-lift.
Antes de cementar una capa se hace una prueba de admisión, la cual
consiste en medir la presión y el caudal de admisión.
Para las cementaciones a presión no se utiliza lechada lavadora, ya que
solamente se inyecta cemento en una capa. Los volúmenes de cemento
involucrados en este tipo de operaciones son pequeños.
Si queda un excedente de cemento una vez que la capa deja de
admitir, se debe librar el packer y circular por inversa para desplazar el cemento
sobrante. Ver Si la cementación salió bien se procede de la misma manera para
asegurarse de que no haya quedado cemento en la cañería: se libra el packer, se
levanta la herramienta y se circula por inversa.
El tapón puede ser no recuperable o recuperable. En el primer caso una vez
terminada la operación al tapón se lo rota.
En el segundo caso después de fijar el tapón y hacer la prueba de admisión,
se le hecha arena encima del tapón formando un colchón que impide que el
cemento tape el pin de pesca del tapón recuperable.
Resumiendo, el procedimiento para cementación selectiva con tapón
recuperable es:
Fijar tapón recuperable.
1. Prueba hermeticidad tapón. 2. Fijar packer. 3. Prueba de admisión capa a cementar. 4. Decantar arena sobre el tapón. 5. Cementar.
A partir de allí existen dos opciones:
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7a. Esperar que fragüe, luego rotar cemento y arena y pescar
tapón.
7b. Sin esperar que fragüe, con poco giro y mucho caudal de
fluido lavador se baja el packer que tiene incorporado en su
parte inferior el pescador, se lava el cemento y el arena y se
pesca el tapón.
Con el segundo procedimiento se ahorra tiempo pero se corre el riesgo que
parte del cemento de los punzados sea lavado junto al que está en el interior de la
cañería.
Para evitar esto se dan golpes de presión cada vez más altas para asegurar
que el cemento entre en la capa y no vuelva. Esta operación se denomina
“hesitación” y produce además la deshidratación del cemento con lo cual aumenta
la viscosidad y disminuye el tiempo de fragüe.
En cuanto a la operación de cementación, es decir el paso 6, también
existen dos maneras posibles de hacerlo: con alta presión y con baja presión.
La cementación a alta presión implica bombear un volumen
generalmente importante de cemento a una presión tal que produzca la fractura
de la formación y forzar al cemento a que ingrese en la misma.
La cementación a baja presión consta de un bombeo de la lechada de
cemento de unas pocas bolsas, la cual se coloca frente a los punzados que se desea
sellar. Se lo puede dejar allí en fragüe o se lo hesita.
Las cementaciones a alta presión tienen el inconveniente de que se manejan
presiones mucho más altas con el consiguiente riesgo de rotura de herramientas o
casing.
Por otro lado las fracturas se producen en la mayoría de los casos según
planos verticales, a través de las cuales el cemento se canaliza (no se produce una
inyección homogénea del cemento en todos los poros de la roca circundante al
pozo).
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La cementación a alta y a baja presión persiguen ambas los mismos
fines. Usar una ú otra
depende del criterio del
cementador. Por todo
lo expuesto son más
utilizadas las de baja
presión.
AISLACIÓN DE CAPAS.
Supongamos que
se necesita aislar entre
sí dos capas que se
encuentran a una cierta distancia “d” entre sí Para ello hay dos alternativas
posibles, usar una ú otra va a depender de esa distancia “d”.
La primera es punzar y realizar una cementación a presión en un lugar entre
esas dos capas.
La segunda posibilidad es punzar y cementar circulando. Para ello realizo dos
punzados a una cierta distancia uno del otro.
Por el inferior ingresará el cemento al espacio anular, y por el superior saldrá
la inyección, de manera tal que ubico en el lugar deseado el tapón de cemento.
Los punzados pueden ir debajo o encima de las capas, eso depende
de la distancia “d”.
Si las capas están muy cercanas se cementa todo y luego se punza el
cemento.
Si no quiero cementar ninguna de las dos capas y la distancia lo permite, los
punzados se harán encima de la inferior y por debajo de la superior.
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Este sistema no es a presión sino circulando, porque se le da salida a
los fluidos que están en el anular (agua, petróleo, barro, o inyección si el pozo es
nuevo).
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Accesorios que se usan en cementación.
Zapato guía: es un elemento que va colocado en el extremo del casing,
enroscado al último caño. Tiene el frente redondeado y un orificio por donde pasa
la lechada; puede también tener orificios laterales para provocar turbulencia.
Son de fundición o aluminio. Su función es guiar la cañería que se está bajando para que no se clave en alguna saliente de las paredes del pozo. Se lo usa en todas la cañerías (guía, intermedia, de aislación).
Zapato Diferencial: este dispositivo cumple dos funciones: de guía y de
válvula.
Se los utiliza cuando porrazotes de seguridad se
aconseja el uso de un doble sistema de válvulas: la del
zapato diferencial y la del collar diferencial
Collar diferencial: tiene una válvula que hace que la
cañería no se llene y por lo tanto flote. Es una válvula de
retención que en cambio sí deja pasar el cemento que
ingresa por dentro.
Se lo suele usar cuando la capacidad del equipo está
al límite, la flotación le ayuda a soportar el peso.
En profundidades de pozo de hasta 6.000 pies va
colocado en la primera unión de cañería. Para
profundidades mayores dos o tres uniones arriba del
fondo.
Flexi-flow: tiene una membrana que es flexible y
permite pasar la bola en sentido descendente, pero no a la
inversa
Se baja una determinada cantidad de caños que se llena.
Luego se larga la bola y ésta cierra la válvula que no
permite que el llenado continúe.
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Esta se usa para pozos muy profundos en los cuales la cañería totalmente
vacía puede colapsar.
Cabeza de cementación: Se coloca en la superficie, en la parte superior de la
cañería. Permite ubicación y largada de tapones de goma
Posee derivaciones para bombear distintos fluidos (lechadas removedoras,
cemento, inyección, etc.).
1. Primero se circula mandando inyección por 1. 2. Luego se envía la lechada removedora también por 1. 3. Se saca el tope A y se bombea el cemento por 2, empujando al tapón fusible. 4. Se saca el tope B y se desplaza con inyección o con agua empujando al tapón
ciego.
Tapones de goma: Su función es
separar mecánicamente la lechada de
cemento de los restantes fluidos
utilizados (lechada removedora, fluido
de desplazamiento).
Centralizadores de casing: hay varios tipos. En todos los casos su función es
centrar la cañería en el interior del pozo
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PERFILES
GENERALIDADES
Los perfiles registran en el pozo, frente a los tramos o formaciones de
interés, las variaciones de los parámetros físicos de la roca con la profundidad.
Tenemos así perfiles que registran resistividad, potencial espontáneo, densidad,
características de propagación de ondas sónicas y radioactividad natural o
inducida.
La interpretación de esta información permite obtener: porosidad y
saturación, movilidad de fluidos, correlación de capas, rumbo y buzamiento,
detalles litológicos.
El equipo de perfilaje es una unidad móvil (camión) que aloja a los paneles,
circuitos eléctricos y electrónicos, grupo electrógeno y un tambor cuyo cable se
introduce en el pozo.
El generador provee de energía eléctrica a todo el instrumental y facilita el
cierre y apertura de patines de las sondas. Estas se conectan a un extremo del
cable y el otro a los circuitos.
Uno o más conductores aislados alojados en el interior del cable conectan
eléctricamente los circuitos del camión a la sonda. Las señales de la medición son
captadas y enviadas a la superficie donde la información es procesada por equipos
informáticos.
Se corren varios perfiles simultáneamente.
Algunos perfiles se realizan a pozo abierto y otros con el pozo entubado. El
siguiente cuadro resume información sobre los diferentes perfiles en uso.
Perfil Permite obtener Inyec.
Salad.
Inyec.
dulce
Emuls.i
nver.
Pozo
abierto
Pozo
entubado
Eléctrico Resistividad Rt X x
Inducción resistiv. Resistividad Rt x x x
Doble inducción Resistividad Rt x x
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Loterolog Resistividad Rt X x
Dual laterolog Resistividad Rt X x
Proximidad Resistividad Rxo x x
Microlaterolog Resistividad Rxo X x
Microperfil Espesores permeab. x x
Microesférico Resist aux (Rmf-Rxo) x x
Buzamiento Buzamiento capas X x x
Pot. Esp. S.P. Difer. capas y form. x x
Rayos gamma Difer. capas y form. X x x x X
Sónico Porosidad S X x x x
Densidad Porosidad D X x x x
Neutrón epitermal Porosidad N X x x x
Neutrón compensado Porosidad N X x x X
Neut.lifetime y TDT Difer. agua y petróleo X x x x X
Carbono oxígeno Difer. agua y petróleo X x x x X
Análisis espectral Radioact. KUT x x x x
Trazadores radioac. Distribuc. caudales X
Testigos laterales Muestras de terreno X x x x
Neutrón Correlac de capas X x x X
Cuentacuplas Localiza cuplas caño X x x X
Cementación Adherencia cemento X x x X
Microsismograma Adherencia cemento X x x X
Caliper Diámetro de pozo X x x x
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Res. Magn. Nuclear Poros. Movil. fluidos X x x x
MÉTODOS DE TERMINACIÓN DE POZOS
PUNZADO
El punzado es esencialmente un método para atravesar el casing y el
cemento y comunicar a las formaciones productivas con el interior del casing.
Antes de 1.930, el casing podía ser agujereado por métodos mecánicos, pero este
procedimiento era generalmente ineficaz.
El punzado con bala fue desarrollado en California en 1.932 y ha ido en
continuo y creciente uso desde entonces. La herramienta punzadora con bala es un
cañón multi-tiro diseñado para ser bajado dentro del pozo, posicionado en el
intervalo deseado, y disparado eléctricamente desde los controles de superficie.
El punzado a chorro o jet fue desarrollado en 1.946, es similar al de bala
excepto que son empleadas cargas explosivas de forma en lugar de balas.
Es generalmente aceptado que no se puede decir si es mejor la bala o la carga de forma; un punzado a bala ofrece mejor performance en formaciones de baja a moderada resistencia a la compresión, y el punzado tipo jet es generalmente mejor en rocas de alta resistencia a la compresión.
Muchos factores -diámetro de casing, fluidos de formación,
formación, procedimiento de cementación, presión hidrostática y temperatura del
pozo- necesitan ser considerados a la hora de elegir una herramienta de punzado.
Los procedimientos de punzado tienen los siguientes objetivos, no
necesariamente en este orden de importancia:
1. Obtener una formación limpia, sin daño y productiva. 2. Penetrar el intervalo productivo tan lejos como sea posible. 3. Proporcionar una entrada lisa y redonda desde la formación al casing. 4. Minimizar los daños al casing y al cemento. 5. Obtener el máximo caudal de flujo con el menor número de punzados.
El disparo de balas produce microfisuras características al final del punzado
como puede verse en la figura, la cual muestra la comparación entre el jet y la bala.
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La bala produce un orificio redondo, uniforme y largo. Las cargas jet son
factibles de producir orificios que tienen la forma de arpones. Algunas cargas jet
causan un ensanchamiento del orificio en el anillo de cemento.
El punzado puede ser diseñado para cubrir un amplio rango de necesidades
del pozo. Un mínimo número de punzados, cada uno con la máxima productividad,
serían el objetivo.
Los punzados pueden ser hechos a una corta distancia vertical en el
intervalo productivo en todas las direcciones del casing y penetrando en la zona
productiva. Un excesivo número de cargas explosivas pueden producir serios daños
al casing.
Características generales del punzado
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Punzado a balas:
Los cañones de punzado con balas pueden ser obtenidos regularmente en
diámetros que van desde 31/2” a 6”, siendo los más comunes los de 31/2” y 4”, y
trabajando con presiones de 20.000 psi y temperaturas de 250 ºF.
Los cañones de balas pueden ser selectivamente disparados, producen
agujeros de entrada uniformes y lisos y no causan daño al casing. Normalmente las
balas son de 1/2”, pero en casos especiales pueden ser de menor diámetro.
Las balas penetran aproximadamente 24” en rocas de baja resistencia a la
compresión. Las balas producen menor daño al casing y al cemento que las cargas
jet.
Punzados tipo jet:
Los procedimientos de punzado jet producen máxima penetración en rocas
de la más alta resistencia a la compresión. Las cargas pueden ser montadas en
cañones huecos o en ristras. Estas últimas permiten ser introducidas en caños de
menor diámetro como por ejemplo un tubing de 23/8”.
Los orificios producidos por este tipo de cargas pueden variar entre 1/3” y
3/4”, dependiendo del tipo de carga. Algunas cargas de forma pueden obtener
penetraciones de 20” en concreto.
Después del disparo los detritos son mínimos con el dispositivo de cañón
para cargas de forma, pero generalmente se encuentra una apreciable cantidad de
restos de metal.
Los cañones no causan daño al casing, ya que absorben la energía de la
explosión, mientras que las ristras pueden causar deformación en el casing por
apoyarse en él.
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PUNZADO TIPO JET
Performance de los punzados
La performance del punzado, junto al tipo de punzado y al diámetro de la
carga, depende de:
Resistencia de la formación.
1. Tipo de fluido en el intervalo punzado. 2. Diferencial de presión entre la hidrostática y la de formación. La figura muestra los efectos de la resistencia a la compresión con la
profundidad del punzado y compara la performance de la bala con el jet.
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Comparación de las perfomances del punzado a bala y jet en formaciones con variaciones en la
resistencia a la compresión
Control de la profundidad de los punzados y orientación
La medición de la profundidad de los punzados fue un procedimiento
cuestionable antes del advenimiento delcuentacuplas de casing. Esto era debido a
las diferencias aparecidas en las mediciones hechas a pozo abierto con los cables
de perfilaje y los cables de punzado (cables diferentes). El cuentacuplas permitió
ubicar la zona a punzar con un margen de error mínimo.
Posteriormente, el desarrollo de los perfiles radioactivos permitió la actual
correlación de las arenas leídas con un perfil eléctrico a pozo abierto con las
correspondientes indicaciones obtenidas dentro del casing.
Correlacionando la ubicación de una cupla con formaciones grabadas
mediante rayos gamma y/o perfil neutrón, la distancia desde una cupla a la zona a
ser punzada puede ser establecida con gran seguridad. Los cuentacuplas son
accesorios estándar en toda herramienta de perfilaje a pozo entubado, y también
en las herramientas de punzado.
Cuando dos o más sartas de caño son fijadas en un intervalo a ser punzado,
será necesario punzar direccionalmente usando un dispositivo de orientación del
cañón y un arreglo de las cargas en una sola dirección. Dos métodos de orientación
son posibles.
Uno involucra la medición del volumen de acero, mediante el cual el cañón
es orientado. El otro requiere una pastilla de material radiactivo ubicada en la sarta
adyacente.
Un lector de radioactividad ubica el cañón en la dirección donde la medición
es menor.
Práctica de punzado
La selección del intervalo a ser punzado en un pozo es dictado por lo
siguiente:
1. Tipo de empuje del reservorio.
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2. Característica de las arenas del reservorio y saturación de petróleo. 3. Previsión de caudal de producción. 4. Requerimientos de tratamientos de estimulación. 5. Futuros requerimientos de reparaciones. Un pozo terminado en un reservorio con empuje de agua donde hay una
razonable permeabilidad vertical será punzado en la parte superior de la capa.
Si el pozo está en un reservorio con casquete de gas, el punzado se realizará
cerca del fondo de la capa.
Uno o dos disparos por pie son usualmente adecuados. Donde el pozo va a
ser fracturado, un disparo por pie o menos es deseable. Para tratamientos de
consolidación de arenas, un mínimo número de punzados es preferido.
Los fluidos utilizados para terminación, y en especial durante el punzado,
son de menor densidad que el lodo de perforación. Generalmente agua. Se debe
trabajar con la BOP instalada por la posibilidad de presiones de formación altas.
Después de que un pozo ha sido perforado, perfilado y testado a la
profundidad proyectada y la formación productiva evaluada como
económicamente factible y conveniente, el trabajo seguirá fijando el casing,
preparando el pozo para la producción, y “traer” la zona o las zonas (si es de
producción múltiple).
Los varios pasos requeridos son generalmente denominados “operaciones
de terminación o de completación”. Las fuerzas implicadas pueden ser tan simples
como el peso de una sarta de tubings de 27/8” para un tubing-less si la expectativa
de vida productiva es corta y sin problemas de producción de arena y agua y se
prevén tratamientos de estimulación simples. O la terminación puede ser muy
complicada, requiriendo grandes diámetros de casing y la medición de varias zonas
antes de finalizar el pozo.
Dos o más sartas de tubing con varios accesorios pueden ser necesarios para
una terminación múltiple. A veces es necesario ejecutar acidificación, fractura o
control de arenas antes de que el intervalo productivo en el pozo pueda ser
completado.
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Los diámetros de caños y los rangos de presiones podrían ser elegidos,
teniendo en cuenta los requerimientos que puedan desarrollarse durante la vida
del pozo. Si hay expectativas de artificial lift en el futuro, los diámetros de casing y
tubing serían suficientemente grandes para contener el equipamiento que será
normalmente necesario.
Los packers y otros equipamientos accesorios podrían ser cuidadosamente
seleccionados de acuerdo a los requerimientos de la larga vida del pozo.
El equipamiento de terminación y los métodos empleados pueden ser
variables, usualmente dependientes del tipo de acumulaciones de petróleo o gas
involucrados y de las circunstancias económicas en las que el trabajo es hecho.
Bajas presiones, a veces permiten la utilización de caños de segunda mano si
las acumulaciones corresponden a una tasa de repago marginal, y otros
desembolsos disminuidos por consiguiente. Pero si la presión es alta y se anticipa
una expectativa de vida del pozo larga, el mejor grado de caño será necesario.
Casing de diámetros apropiados para terminaciones dobles y triples serán
rutinarios donde reservorios multizona justifican el gasto. Mediante una apropiada
planificación, una perforación de pozo simple puede ser arreglado de manera tal
que tres zonas pueden ser bombeadas con equipos.
Terminaciones de tubingless pueden ser fijadas donde el petróleo o gas de
áreas marginales no permiten comercialmente otro tipo de instalación.
Tratamientos de estimulación de acidificación o fractura han hecho a muchos
pozos aprovechables cuando se estaba a punto de abandonarlos por no resultar
comerciales.
Los diámetros de caños usualmente fijados en pozos de petróleo o gas
tienen mucha mayor capacidad de la que generalmente se necesita. El promedio de
los pozos en los Estados Unidos ronda los 20 barriles diarios, y las producciones
máximas no exceden por lo general los 100 barriles diarios. A continuación se
ilustran las tasas de producción y las presiones requeridas para producir petróleo a
través de varios diámetros de tubings:
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Por supuesto, otros factores aparte de la capacidad del tubing y las tasas de
producción necesitan ser considerados cuando se elige un diámetro de caño a usar
en un pozo.
Pozos que deben producir una gran cantidad de agua salada junto al
petróleo necesitan un gran diámetro de tubing; el fluido total debe ser considerado
cuando se diseña un pozo productor o inyector.
La necesidad para tratamientos de fractura de grandes formaciones -los
volúmenes de fluidos a veces exceden los 50.000 galones en caudales de 25 a 50
barriles por minuto- pueden determinar claramente los diámetros de casing y
tubing a instalar en el pozo.
En muchos casos, el pozo es fracturado a través del casing para obtener
caudales de inyección mayores a presiones más bajas que las que serían posibles a
través del tubing.
También el diámetro de tubing va a depender del tipo de bombeo que
utilicemos, ya que si se usa bombeo mecánico, debemos pensar en el volumen de
las barras de bombeo además del caudal a bombear. Las barras de bombeo
tendrán mayor diámetro en la parte superior del pozo, debido a que soportan el
mayor esfuerzo de tracción alternativa. Los pozos de gas necesitan un gran
diámetro de tubing para producir altos caudales sin una pérdida de carga
importante.
Con tubings de 31/2” y 41/2” se puede conducir caudales de 25 millones de
pies cúbicos por día sin una excesiva pérdida de carga. Los pozos productores de
gas serán diseñados no sólo por los volúmenes a ser transportados sino también
por los cambios de temperatura en el pozo, que se producen por las variaciones en
la producción de acuerdo a las variaciones de la demanda.
Los pozos de petróleo y gas serán diseñados para minimizar los efectos de la
corrosión y la erosión en el casing, liners, tubing e instalación de cabeza de pozo.
Para ello se puede utilizar inhibidores químicos, metales especiales resistentes a la
corrosión, quizá tubing revestido con plástico, y diámetros de caño que permitan la
producción requerida a velocidades de flujo bajas.
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La entrada de arena puede ser reducida al mínimo mediante la adecuada
selección de screen liners. Tratamientos de consolidación de arenas minimizarán la
entrada de arena a través de los punzados.
Los métodos de terminación a cable tienen su importancia en los pozos
modernos. Corriendo herramientas en el pozo que puedan ser abiertas o cerradas
con herramientas de cable, simplifica los procedimientos para abrir un pozo
durante la terminación o cambiar el intervalo productivo. Las herramientas de
cable pueden ser empleadas para hacer reparaciones en el tubing, taponar el
tubing, y hacer punzados.
Abrir el pozo es una parte importante en los procedimientos de terminación.
Los tubings con arreglos especiales para circulación hacen posible desplazar lodo u
otros fluidos, controlando la presión de la formación con fluidos más livianos.
DESARROLLO DE LOS MÉTODOS DE TERMINACIÓN.
Los primeros pozos petroleros fueron perforados con herramientas de cable
en áreas donde las formaciones penetradas eran consolidadas y no se encamisaba
el pozo; el casing no era usualmente instalado excepto en el tope del pozo.
Cuando una zona productora de petróleo era encontrada, el pozo se llenaba
con petróleo inmediatamente. Si había presión suficiente, el petróleo fluía hasta la
superficie, y quedaba produciendo de esta manera.
Después, cuando la presión disminuía, se instalaba una bomba aspirante-
impelente en el pozo de la misma manera que se hacía en la terminación de pozos
de agua. Si el agua entra al pozo desde una capa superior ocasionando un
problema, un simple packer sujetado a las paredes del pozo era instalado en el
tubing para cerrar el flujo de agua.
El casing para prevenir entrada de agua fue obviamente una mejora sobre el
packer en pozo abierto, usando un packer en el zapato del casing. Posteriormente,
se tornó un procedimiento standard proceder a bajar y cementar el casing encima
de la zona potencialmente productiva. El pozo sería profundizado entonces en
búsqueda de nuevas capas hidrocarburíferas, y terminado cuando una aceptable
producción era obtenida.
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El método fue claramente satisfactorio para pozos relativamente poco
profundos como los que se podía alcanzar con la perforación a cable. Donde
entraban arenas provenientes de la formación poco consolidada, un screen liner,
muchas veces un simple caño perforado, era ubicado en el pozo abierto.
La decisión de cómo un pozo debía ser terminado era más simple años atrás
que ahora. Los operadores no debían afrontar una multiplicidad de decisiones para
resolver problemas todos los días. La única herramienta de obtención de
información era el bailer (elemento perforador en la perforación a cable).
Los recortes o cuttings eran obtenidos, y se confeccionaba un informe a
partir del análisis visual de los mismos. El bailer era la principal herramienta de
evaluación de la formación en el caso de pozos no fluyentes. El carácter de los
fluidos, la altura del nivel de los mismos, y el caudal de afluencia de líquido o gas
podían ser estimados después de unas pocas carreras del bailer.
Muchos pozos surgentes eran evaluados, usualmente a alguna distancia del
pozo, mediante estimaciones de la altura alcanzada por el fluido. Si el pozo no
surgía, entonces la terminación se complicaba por la necesidad de bajar una
bomba.
Una abundante surgencia del pozo hace que el mismo se pague por sí solo
en unos pocos días. Un pozo con sistema de bombeo usualmente necesita un
tiempo mayor, pero en todo caso, la economía era en ese entonces tan simple
como la mecánica.
Casing y liners
A medida que el método de perforación rotativa se fue haciendo más
popular, perforadores experimentados podían hacer una correlación pozo-a-pozo,
proveyendo razonabilidad en las profundidades de ubicación del casing encima de
los intervalos productivos.
El casing era fijado, y entonces se continuaba perforando y analizando los
testigos hasta que un intervalo con una aceptable saturación de petróleo era
encontrado. El pozo era entonces terminado ya sea a pozo abierto o con un liner.
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Los perfiles eléctricos redujeron la necesidad de testigos corona para
establecer correlaciones, y el punzado con explosivos hizo posible atravesar el
casing, procedimiento que es ahora empleado. El punzado con bala fue introducido
en 1.932, y posteriormente se desarrolló el sistema de cargas explosivas a jet, en
1.946, particularmente aptas para pequeños diámetros de casing.
El punzado del casing fue empleado al principio para zonas de terminación
simple, pero unos pocos años después se extendió a zonas de terminaciones
múltiples. Pronto se fue haciendo obvio que eran necesarias mejoras en la aislación
del cemento en el anular a una altura considerable encima del zapato del casing.
Cierres de agua podían ser obtenidos sin mucha dificultad en las cercanías
del zapato del casing, pero era dificultoso cuando se trataba de varios cientos de
pies más arriba. Hoy los procedimientos de cementación han sufrido grandes
mejoras, y puede obtenerse gran hermeticidad en el anular para grandes distancias
encima del zapato.
Herramientas especiales han sido desarrolladas para perforación y otras
operaciones en el interior de pequeños diámetros de caño, por ejemplo para la
terminación de tubingless.
Los procedimientos de cementación han sido modificados para permitir fijar
varias sartas de pequeños caños en un solo pozo. Los problemas de las
profundidades crecientes de los pozos fueron atacados con la instalación de
grandes liners.
Los mecanismos de wireline han sido introducidos para facilitar los
procedimientos de terminación que de otra manera requerirían manipulación de
tubings para cambios de flujo.
Tubings y packers
Los tubings, excepto cuando son suministrados para bombeo, no eran
usualmente instalados en terminación de pozos hasta 1.920 cuando los estudios de
ingeniería mostraron que la vida productiva de un pozo puede ser extendida
mediante el uso del tubing.
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Se hizo práctica regular por 1.930 instalar el tubing cuando el pozo es
terminado, porque hace posible una terminación más segura y limpia que la
práctica de perforar el casing y permitir el flujo descontrolado. El tubing hace
posible circular agua para remover el lodo de perforación y permitir un arranque
del flujo en el pozo más gradual.
Si la presión de la formación no sobrepasa la presión hidrostática del agua
en el pozo, el agua puede ser descargada mediante el pistoneo por el tubing. Más
importante, una sarta de tubing proveerá un medio de circulación si es necesario
bombear fluido al interior del pozo para ahogar la presión. El tubing puede ser
sacado para reparar si se tapona o sufre daño por corrosión. El tubing casi siempre
es fijado con un packer para aislarlo del casing.
Los packers de producción fueron por primera vez empleados en los años
‘20 para forzar al gas producido junto con el petróleo a través del tubing y así
extender la vida útil del pozo.
Los packers ofrecen otras ventajas:
1. Permitir la terminación de un pozo para una producción controlada. 2. Impedir que la presión del pozo se comunique al casing.
3. Separar la producción de dos o más zonas productivas en el mismo pozo. TIPOS DE TERMINACION DE POZOS
TERMINACION A POZO ABIERTO
Es el modo más simple de terminación de pozos. Si bien ha caído en desuso, no ha sido por completo descartado ya que en algunos casos particulares puede resultar conveniente, sobre todo por su economía. Sólo es aplicable en rocas calcáreas.
Ventajas:
1. El pozo puede ser ensayado y reperforado. 2. No hay costos de punzado. 3. El daño a la formación es mínimo. 4. Permite un diámetro pleno del pozo en la zona de interés. 5. Permite otro tipo de terminación si las circunstancias así lo aconsejan
en el futuro.
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Desventajas:
1. Producciones excesivas de gas o agua dificultan el control. 2. El casing es fijado antes de la evaluación de la zona productiva. 3. El intervalo productivo no puede ser selectivamente fracturado o
acidificado. 4. Se requieren limpiezas frecuentes.
TERMINACIÓN CON LINERS
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Como ya se dijo, los liners comenzaron a ser usados en terminaciones de
pozo abierto como un medio de encamisar el pozo para prevenir la entrada de
arena al mismo. Si la formación productiva es no consolidada, un caño especial,
generalmente denominado “screen liner” puede ser ubicado frente a ella. La figura
muestra un liner ranurado que puede ser usado con este propósito. Caños
perforados envueltos con resorte pueden ser también utilizados. La figura muestra
varios liners de este tipo.
Screen liners instalados para prevenir entrada de arena
SCREEN LINERS A RESORTE
En la actualidad la más común terminación con liner es fijar y cementar un liner liso y subsiguientemente punzarlo. Ha sido desarrollado equipamiento para facilitar el lavado del liner del fondo del pozo, cementarlo, y fijar el liner al casing. También es posible conectar el liner con un casing que se extienda hasta la superficie.
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En pozos de profundidades extremas a menudo se instala un liner como un medio de facilitar la perforación y permitir la instalación posterior de equipamiento especial de terminación. Instalación y cementación de liners lisos
Los liners se superponen parcialmente con el casing preexistente en su
extremidad inferior. Para una buena cementación, es necesario que la
superposición u “overlap” sea de 80 a150 metros.
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El liner es generalmente la última cañería que se baja en el pozo. Debido a
que los liners requieren menos cañería, usan menor cantidad de componentes de
boca de pozo y requieren menos tiempo de equipo para su instalación, son una
solución atractiva económicamente y técnicamente segura para muchos diseños de
pozo.
La longitud de los liners puede variar de 30 a2000 metros o más. La
cementación de los liners es una de las operaciones de mayor dificultad asociadas
con la perforación y terminación de los pozos.
Si un liner no esta bien cementado, la capacidad de producción de un pozo
se puede ver seriamente comprometida. Hay determinadas condiciones tanto
técnicas como geométricas en un liner que deben ser tenidas en cuenta, como por
ejemplo:
1. Reducidos espacios anulares, que crean una alta presión de fricción (pérdida de carga) con el consecuente aumento de la presión total durante la circulación y bombeo de la lechada de cemento.
2. Pequeños volúmenes de cemento, que pueden ocasionar una mala remoción de lodo de perforación.
3. Normalmente uso de lodos de perforación más pesados.
4. Mayores temperaturas de fondo.
5. Tiempo de bajada mayores por aumento de la profundidad.
6. Generalmente zonas sobre presurizadas, que pueden presentar problemas de canalización de gas ( gas leakage ) mientras el cemento fragua.
TERMINACIÓN CON CASING PUNZADO
Debido a que es el más económico procedimiento y ofrece las mejores
posibilidades para trabajos subsiguientes y tratamientos de estimulación de la
formación, el casing punzado es lejos el más popular método de terminación de
pozos.
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Los pozos se adaptan para el estudio de varias zonas, o partes de zonas
atravesadas por el pozo, y son convenientes para sucesivas re-terminaciones
durante la variable vida productiva del pozo.
Este procedimiento puede ser usado para todo tipo de formaciones, y varios
caminos de terminación de pozos han sido desarrollados. Herramientas de
punzado seguras hacen posible producir varias zonas simultáneamente pero por
separado a través de un solo pozo.
Cañones y ristras de pequeño diámetro y otros dispositivos desarrollados
para correr a través del tubing han hecho una práctica corriente el empleo de caño
de 27/8” (y menores) haciendo las veces de casing y tubing a la vez (excepto
cuando se necesita artificial lift). Múltiple sarta de caños puede ser cementada en
un solo pozo, y dispositivos especiales son posibles para orientar los punzados en
una sola dirección.
Las terminaciones de casing punzado dependen de las cementaciones
hechas para asegurar la aislación del petróleo o gas detrás del casing. Cerca del
zapato del casing, buenas cementaciones detrás del caño pueden ser obtenidas.
Más dificultades de cementación aparecen en los tramos superiores donde
la contaminación y problemas de canalización a menudo aparecen. Las
cementaciones a presión a menudo pueden reparar estos defectos, pero ello
implica costos extra.
Una excesiva producción de gas o agua puede ser controlada más
fácilmente. Otra ventaja es permitir la producción individual de distintas capas a
través del mismo pozo. Proporciona además un mejor control de la producción de
arena.
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Si los perfiles a pozo abierto muestran que no hay horizontes productivos,
no se instala el casing con el ahorro que ello representa. Después de fijado el
casing, el pozo puede ser profundizado.
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Las limitaciones o desventajas: punzar largos intervalos es muy caro, y
la evaluación de una zona por medio de perfiles eléctricos, DST, testigos corona,
etc. antes de fijar el casing pueden ser críticas. Una gran cantidad de dinero está
involucrado, y el riesgo de error en la interpretación de perfiles, si bien es pequeño,
no está del todo eliminado.
El daño a la formación debido a la invasión del filtrado durante la
perforación es siempre un riesgo real que no siempre es posible eliminar.
TERMINACION CON TUBINGLESS
El desarrollo de sistemas de punzado de pequeños diámetros y otras
herramientas para ser usadas dentro del tubing han hecho posible pozos con
casings pequeños, usualmente de 27/8” de diámetro exterior.
La experiencia ha demostrado que se consigue una reducción de costos
importante comparado con el sistema de terminación tradicional.
La ubicación, cementación y punzado se hace de la misma manera que en
casing común, excepto por el tipo de tapón utilizado.
La terminación con tubingless atrajo enseguida la atención hacia la
posibilidad de realizar terminaciones múltiples con este método, debido sobre todo
a su simplicidad y economía.
Una terminación de ocho capas fue hecha de esta manera en el Golfo de
México. Cada una de las sartas es bajada en forma independiente, comenzando por
la más larga.
La única diferencia radica en que el punzado de cada capa debe hacerse en
una sola dirección (excepto el inferior) para no romper los caños que están al lado.
Para ello se utilizan los dispositivos de orientación antes mencionados. El
desarrollo del coiled-tubing hace más atractivo este método de terminación por
cuanto permite diámetros de pozo menores.Ver figura en hoja siguiente
TERMINACION II
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TERMINACIONES SIMPLES.
TERMINACION II
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La gran mayoría de los pozos son terminados de esta manera.
La figura muestra el
arreglo general de casing,
tubing y packer para un pozo
que produce por surgencia
natural. Un pozo que produce
por bombeo mecánico es en
gran medida igual, pero con
una bomba, barras de bombeo,
aparato de bombeo, y un
vástago pulido con una caja de
empaquetaduras.
Si es posible el packer no
es instalado en pozos con
bombeo mecánico. Los pozos
que producirán mediante gas
lift tienen la misma instalación
que el de surgencia natural,
excepto que las válvulas de gas
lift son ubicadas en la sarta de
tubing, y el gas es inyectado
por el anular arriba del
packer.El bombeo hidráulico o
electrosumergible utiliza
generalmente grandes
diámetros de tubing y casing.
El tubing juega un
importante papel en una
terminación por varias razones.
Su pequeño diámetro permite
una más eficiente producción
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de petróleo y gas que si se produjera por casing, y hace posible una más segura
terminación porque el fluido puede ser circulado si es necesario para limpiar el
pozo. Puede ser cambiado fácilmente si resulta dañado. El tubing usado con un
packer no permite que los fluidos asciendan por el casing y evita por lo tanto la
corrosión, y facilitan el control de la presión del pozo.
Después de que el casing ha sido fijado, cementado y amarrado en la cabeza
del pozo, una cabeza colgadora de tubing y una BOP de tubing son instaladas.
El programa usual para terminaciones simples con casing punzado incluye
procedimientos para limpiar el casing a una profundidad especificada, punzar, bajar
el tubing, circular agua para desplazar el fluido de perforación en el tubing, fijar el
packer, dar tensión al tubing, sujetarlo en la cabeza del pozo, y conectar el árbol de
producción.
A veces hay presión de formación suficiente para que el pozo fluya
empujando la columna de agua del tubing; si ello no ocurre el tubing es pistoneado
para empujar el agua y atraer el petróleo hacia la superficie, junto con los fluidos
de perforación que invadieron la capa productora. Esos fluidos se vierten en un
tanque apropiado.
Luego el pozo es cerrado para observar la evolución de la presión y decidir el
método de producción más adecuado. Si el pozo no presenta expectativas de
surgencia natural, se puede pensar en instalar válvulas de gas lift o un sistema de
bombeo.