martes, 31 de mayo de 2016

Prevención de la Desviación - Efecto de Péndulo

El efecto de péndulo es la tendencia de la sarta de perforación de colgar verticalmente debido a la fuerza de gravedad. Si el pozo se desvía de la vertical, la broca y la sarta apoyarán su peso sobre el lado bajo del hueco y tratarán de volver a la dirección vertical a no ser que una fuerza se les oponga.

Hay tres fuerzas en la parte inferior de la sarta de perforación que intentan restaurar la dirección vertical:
• La fuerza pendular que ejerce el peso de los drillcollars entre la broca y el primer punto de contacto con la pared del hueco, llamado el punto de tangencia. Entre más alto sea el punto de tangencia, más grande será el péndulo y mayor la tendencia de la sarta a volver a la vertical.

• La carga axial suministrada por el peso de los Drillcollars la cual afecta la fuerza pendular. Una carga mayor ocasionará que el fondo de la sarta se doble hacia la broca, haciendo menos alto el punto de tangencia, luego se reduce la fuerza pendular.

• La resistencia de la formación a la fuerza pendular y a la carga axial. Es la combinación de dos fuerzas, una paralela al eje del pozo y
la otra perpendicular al mismo.

Cuando hay equilibrio ( es decir, la fuerza pendular es igual a la resistencia de la formación), el hueco se perforará en línea recta aunque inclinada. Si la fuerza pendular es mayor, el ángulo del hueco disminuirá. Si la resistencia de la formación es mayor, la inclinación del pozo
aumentará.

lunes, 30 de mayo de 2016

Problemas Asociados con la Desviación - Revestimiento y Cementación.

• Adicionalmente al peligro de pega, el revestimiento puede ser dañado y debilitado cuando pase una pata de perro.

• Cuando el revestimiento quede muy apretado contra la pared, el cemento no podrá circular entre el revestimiento y la pared del pozo, lo cual evita que haya una buena adherencia.

• Una vez puesto y cementado el revestimiento, su pared interior se verá desgastada durante la perforación y los viajes, pues la tubería seguirá siendo forzada contra la pared.

domingo, 29 de mayo de 2016

Problemas Asociados con la Desviación - Incremento de Torque, Arrastre y Fatiga en la Tubería.

• Existe un aumento de los esfuerzos mecánicos sobre la tubería cuando se pasa a través de restricciones como las que hemos visto.
• Cuando la tubería de perforación es forzada contra la pared de una pata de perro, el esfuerzo es mayor en el lado exterior que en el lado interior de la curvatura. Cuando la tubería gira, se alternan las solicitaciones de esfuerzo máximo y mínimo sobre la misma ocasionando un esfuerzo mecánico de fatiga.
• Cuando se está perforando un pozo desviado, la tubería rueda sobre la pared del pozo lo cual causa fricción adicional debido a que el área de contacto es mayor. A medida que aumenta el ángulo, se requerirá más torque para vencer la mayor resistencia.
Cuando se hala la tubería, también se requerirá más esfuerzo adicional (overpull) para poder levantar la tubería y superar el arrastre ejercido.

sábado, 28 de mayo de 2016

Problemas Asociados con la Desviación - Pega de tubería.

Las sartas de tubería, de revestimiento y hasta las herramientas de registros pueden llegar a pegarse dentro del pozo por las siguientes causas geométricas:

Ensamblajes muy rígidos que no se doblan al pasar por una pata de perro.
Los Drillcollars que se traban al pasar por un ojo de llave.
De la misma manera, con derrumbes que ocurren más fácilmente cuando hay patas de perro y ojos de llave.
El revestimiento se puede pegar al tratar de pasar por una pata de perro.
Las Herramientas de registros eléctricos también se pueden pegar en ojos de llave o en patas de perro.

viernes, 27 de mayo de 2016

Problemas Asociados con la Desviación - Escalones

Los escalones pueden resultar de una sucesión de micro patas de perro que se formen al perforar a través de estratificaciones de formaciones duras y blandas alternadas. Las blandas se ensanchan mientras las duras conservan su diámetro.

Esto crea un camino irregular por el cual debe pasar la sarta, y puede ocurrir que las herramientas de diámetro como el del hueco puedan pegarse, (estabilizadores al sacar la tubería)

Muchos problemas pueden resultar si se presentan estos problemas en un pozo.

jueves, 26 de mayo de 2016

Problemas Asociados con la Desviación - Patas de perro y ojos de llave. (II)

Cuando una pata de perro es severa y no se corrige, se puede desarrollar un ojo de llave. La tubería de perforación está en tensión y tratará de enderezarse cuando esté pasando una pata de perro. Esto resulta en una fuerza lateral sobre la tubería de perforación que la fuerza dentro de la pared del hueco. Cuando se rote tensionada la sarta, se producirá un surco sobre la pared donde se alojará la tubería. El diagrama anterior ilustra en la formación de un ojo de llave.

Cuando se saca continuamente la tubería, los drillcollars no podrán pasar por el surco hecho por la tubería y se presentará una pega de tubería.
Un ojo de llave generalmente sólo se formará en formaciones suaves a medianamente dura, y la velocidad a la cual un ojo de llave se forme depende de la severidad de la pata de perro y de la fuerza lateral que actúa en la tubería de perforación. Esta fuerza lateral está directamente relacionada al peso de la tubería bajo la pata de perro.

miércoles, 25 de mayo de 2016

Problemas Asociados con la Desviación - Patas de perro y ojos de llave.

La desviación del hueco se expresa en términos de la inclinación con respecto a la vertical.
Cuando hay un cambio brusco de dirección, se forma una pata de perro. Una pata de perro es un cambio brusco en la dirección del pozo que hace un curso más difícil para que la sarta lo siga. La rata a la cual el ángulo del hueco cambia es entonces más importante en determinar la severidad de una pata de perro.

Las patas de perro pueden ser identificadas mediante registros regulares de desviación y porque la perforación requiera peso y torque extra causados por la restricción en el movimiento de la tubería.

Si se dejan sin corregir, las patas de perro pueden conducir a la aparición de más problemas posteriores como la formación de ojos de llave y escalones, que a su vez pueden resultar en problemas aún más severos como pegas de tubería y fallas mecánicas en la tubería..

martes, 24 de mayo de 2016

Problemas Asociados con la Desviación

Obviamente, el problema más crítico asociado con la desviación es fallar en llegar al objetivo, pero pueden resultar varios problemas operacionales y de perforación que en últimas pueden conllevar mayores costos en la perforación de un pozo debido al tiempo extra requerido para
corregir el problema.

lunes, 23 de mayo de 2016

Causas Comunes de Desviación - Malas prácticas de perforación

El excesivo peso en la broca acentúa la tendencia de la broca a salirse de curso. Aplicar más peso en la broca compensa el usar una broca inadecuada, una broca gastada o empacada, en términos de mantener la rata de penetración, pero el incremento en el peso puede causar que la broca se salga de curso, como resultado que la sarta se arquee y re-direccione la sarta.

Si hay demasiado espacio entre drillcollars de diámetro delgado comparado con la pared del pozo hace posible que la sarta se mueva lateralmente. Estos movimientos pueden ser evitados usando estabilizadores y herramientas de diámetro adecuado, que estabilicen la sarta y la mantengan centralizada.

Si el BHA no está estabilizada, la broca se deflectará más fácilmente, creando entonces un hueco desviado. Entre menos rígido sea un BHA, el peso excesivo ocasionará el doblamiento de la tubería, deflectando la broca.

Rotar la sarta fuera de fondo durante períodos largos, también puede ocasionar desviación, pues se crearán secciones con el diámetro agrandado, permitiendo que la broca tome otro camino.

domingo, 22 de mayo de 2016

Causas Comunes de Desviación - Fallas

La perforación a través de fallas ( una fractura en la formación donde un lado de la fractura se desplaza hacia arriba, o hacia abajo, o lateralmente en posición relativa a la roca al otro lado de dicha fractura) puede ocasionar que un pozo se desvíe de la vertical.

Esto puede resultar en que rocas de diferente perforabilidad queden yuxtapuestas, o desde el plano de falla algún material fallado pueda hacer deflectar la broca de su curso original.

sábado, 21 de mayo de 2016

Causas Comunes de Desviación - Buzamiento de la Formación (Dip)

El buzamiento de la formación ( el ángulo al cual la formación se separa de la horizontal) puede ocasionar un pozo a desviarse. En formaciones con un grado alto de buzamiento, los planos de asentamiento de las capas proporcionan un ángulo natural y fácil para ser seguido por la broca, tendiendo así a desviarse hacia abajo por el plano de buzamiento.

En formaciones menos profundas la broca tiende a seguir la inclinación hacia arriba del plano de buzamiento.

viernes, 20 de mayo de 2016

Causas Comunes de Desviación - Litología ínter estratificada / Perforabilidad

La litología ínter estratificada (con capas alternadas de formaciones duras y blandas) Hace difícil mantener el ángulo del pozo pues tienen diferentes perforabilidades, ocasionando que la broca se deflecte de su curso, en forma parecida cuando la luz deflecta diferente en agua que en aire.

Además aparecen problemas asociados con litologías alternantes es la aparición de cambios abruptos en el diámetro del hueco, pues se hace
pequeño en formaciones duras y se desgasta en formaciones débiles.

jueves, 19 de mayo de 2016

CONTROL DE DESVIACIÓN

En una gran proporción los pozos son perforados desde una localización directamente sobre el reservorio objetivo. Entonces, con el fin de perforar un pozo exitosamente, el pozo debería ser perforado verticalmente, o casi verticalmente. En la práctica existen varios factores que hacen muy difícil mantener perfectamente vertical un pozo. Un pequeño ángulo de apartamiento es aceptable, pero obviamente, entre más se aparte un pozo de su trayectoria planeada, más probable es que no llegue a la zona prevista en el objetivo. Esto es un error cuya corrección costaría mucho tiempo y dinero pues el pozo requerirá el uso de costosas herramientas de fondo para dirigirlo nuevamente a su curso debido, o bien tendrá que ser re perforado con el fin de llegar al objetivo.

Las consideraciones en la formación como dureza, estructura y buzamiento o inclinación, son factores obvios para que un pozo se salga de su curso. También, el diseño del BHA, (drillcollars, estabilizadores) y el peso aplicado a la broca. Entre más peso se le aplique, más estará inclinada la sarta a desviarse dirigiendo la broca fuera de la vertical. Las formaciones suaves en cambio, darán menor desviación pues la broca se dejará llevar por su propio peso.

miércoles, 18 de mayo de 2016

Pruebas de Presión - Realizando un DST (II)

Cuando el DST se completa, se cierra la válvula para atrapar a una muestra limpia del fluido de formación y se libera la herramienta DST. El fluido de formación se devuelve al pozo sacándolo fuera del DST para evitar el derrame en superficie. Se sacan cuidadosamente del pozo la sarta de perforación y el DST y se recuperan la muestra de fluido y los registros hechos.

La información obtenida al realizar un DST incluye la presión del reservorio, permeabilidad, ratas de depletamiento de la presión (volumen y producción) y contactos gas, aceite y agua. La muestra obtenida proporcionará valiosa información de saturación de fluido, viscosidad, contaminantes y gases peligrosos.

martes, 17 de mayo de 2016

Pruebas de Presión - Realizando un DST (I)

El lodo de perforación se circula y acondiciona para asegurar que el hueco está limpio para reducir la posibilidad de que cortes y otros desperdicios dañen la herramienta de DST. Esta herramienta generalmente se baja a su posición en la sarta de perforación. Un colchón de agua o gas comprimido puede ubicarse dentro de la sarta para que soporte la presión exterior del lodo mientras empieza la prueba. Con la herramienta DST en su sitio, el empaque se instala para que forme un sello (usualmente aplicando peso en el empaque) y se abre la válvula de cierre. Si hay colchón, se le deja descargarse lentamente siendo empujado por el fluido de formación al entrar dentro de la sarta para evitar el daño que se causaría a la formación con un cambio abrupto de flujo. El pozo se vigila a través cambios en la presión del DST que adviertan de mal sentamiento de los empaques. La mayoría de las pruebas DST incluyen dos (y a veces tres ) períodos de flujo y cierre. El primer período de flujo y cierre, el cual es el más corto, Limpia cualquier bolsillo de presión en el pozo y elimina el lodo dentro de la sarta. El segundo y tercer períodos toman más tiempo que el primero. El propósito de los períodos de flujo es monitorear la rata de flujo. Los períodos de cierre sirven para registrar la presión de formación.

f = final SIP = Presión de Cierre FP = Presión de Fliujo

lunes, 16 de mayo de 2016

Pruebas de Presión - Prueba con Tubería abierta (Drill Stem Test)(DST) (IV)

Registrador Interior

Está instalado dentro de la sarta de prueba con el fin de medir la presión del fluido que esté entrando por el intervalo perforado dentro de la
herramienta de DST.


Registrador de flujo o registrador de fluido

(fluid recorder, o flow recorder) se instala sobre la válvula de cierre, con el sensor de presión dentro de la sarta midiendo la presión hidrostática del fluido recuperado.

Below straddle recorder

Este cuarto registrador opcional está ubicado bajo el empaque de fondo para medir que tan bien ha sellado este empaque.

domingo, 15 de mayo de 2016

Pruebas de Presión - Prueba con Tubería abierta (Drill Stem Test)(DST) (III)

Válvula de cierre

Controla el flujo de fluido dentro de la sarta de prueba en una serie de períodos de abierta-cerrada. Cuando está cerrada, la válvula no permite el flujo de fluido de formación. Cuando esté abierta, la válvula permite pasar al fluido de formación.

Registrador Exterior

Se instala cerca al intervalo perforado, con un sensor de presión en el lado exterior de la sarta de prueba entre los empaques superior e inferior. Mide el cambio de presión en la formación de interés durante el período de la prueba, y proporciona la indicación más precisa de la presión del reservorio.

sábado, 14 de mayo de 2016

Pruebas de Presión - Prueba con Tubería abierta (Drill Stem Test)(DST) (II)

Entre las herramientas empleadas en las DST están:

Empaques(Packers)

Son anillos de caucho expansible que se usan para aislar la formación de interés. Cuando se expanden, forman un sello contra la pared del pozo, lo que evita que los fluidos de formación pasen a través del anular.

Tubo Perforado 

Permite que el fluido de formación entre a la sarta de prueba durante los períodos de flujo de la prueba y llegue a la superficie donde puede ser recogido, almacenado o quemado.

viernes, 13 de mayo de 2016

Pruebas de Presión - Prueba con Tubería abierta (Drill Stem Test)(DST) (I)

Esta prueba se lleva a cabo con el fin de registrar presiones de formación y ratas de flujo en intervalos de interés largos, y para reunir muestras de fluidos de formación para determinar el potencial productivo de un reservorio.

Estas pruebas pueden ser realizadas en hueco abierto o revestido ( por ejemplo, a través de la tubería de producción que puede ser perforada para permitir que los fluidos de formación puedan pasar al anular).

Las DST de fondo se realizan con un empaque (packer) que se fija encima de la formación de interés. Este aislará la zona entre el empaque y el fondo del pozo. Este tipo de prueba minimiza el tiempo de exposición de la formación al fluido de perforación (pues sólo se puede efectuar una prueba) y por lo tanto el potencial de daño a la formación.

Existen DST en tándem, (Straddle Drill Stem Tests ) con empaques dobles, que permiten probar zonas más arriba en el pozo. Un juego de empaques se ubica encima de la zona de interés, y el otro debajo, separando así la formación y aislándola para la prueba. Este tipo de prueba ofrece la ventaja de que se pueden correr varas pruebas en la misma maniobra reduciendo costos. Sin embargo se exponen las formaciones a ser dañadas por la exposición al fluido de perforación durante las múltiples pruebas

jueves, 12 de mayo de 2016

Pruebas de Presión - Prueba de Repeat Formation Testing (RFT)

La prueba de Repeat formation testing, o prueba de formación con sonda de registros, es una forma rápida y económica de tomar una muestra de fluidos de perforación y medir la presión hidrostática y la presión de flujo a profundidades específicas. Esta prueba proporciona la información requerida para predecir la productividad de una formación y para planear pruebas y ensayos más sofisticados como el DST (Drill Stem Test). Esta prueba puede realizarse en huecos abiertos o en pozos revestidos ( a través de perforaciones en el revestimiento) Y pueden hacerse varias pruebas durante el mismo viaje dentro del pozo.

Un mecanismo de resorte en la herramienta del RFT sostiene firmemente un brazo contra la pared del pozo para formar un sello hidráulico del lodo, y luego un pistón dentro del brazo crea una cámara de vacío.
Los fluidos de la formación entran en esta cámara a través de una válvula. Se registra la presión de cierre inicial (initial shut-in pressure). La cámara de la prueba se abre entonces para permitir entrar a los fluidos de la formación. Un registrador lleva la rata de flujo a la cual se llena la cámara, y se registra la presión de cierre final. Como la cámara de prueba sólo puede contener una cantidad pequeña de fluidos de formación se puede abrir una segunda cámara para recibir más fluidos de formación.

miércoles, 11 de mayo de 2016

Pruebas de Presión - Pruebas de fuga y de Integridad de formación (Leak-Off and Formation Integrity Tests) (IV)

La utilización de este tipo de LOT está restringido a pozos exploratorios, por ejemplo, en un área donde se sabe poco acerca del gradiente de fractura y de la presión de formación.

Cuando se puede conseguir información de pozos cercanos y se conocen las presiones de formación y fractura, generalmente se realiza una prueba de integridad de formación (Formation (or Pressure) Integrity Test )(FIT or PIT). Esta prueba se hace lo mismo que el LOT, pero dado que se conocen las presiones esperadas y máximas, sencillamente se aplica y sostiene una presión de superficie determinada. Esta presión predeterminada en superficie se toma de pozos cercanos y es lo suficientemente grande para soportar las mayores presiones previstas durante la siguiente sección del pozo. Existe ya incluido un margen de seguridad en este ensayo pues realmente no se fractura la formación durante esta prueba.

martes, 10 de mayo de 2016

Pruebas de Presión - Pruebas de fuga y de Integridad de formación (Leak-Off and Formation Integrity Tests) (III)

La mayor desventaja del LOT es que la formación realmente queda fracturada y frágil por la prueba, y el riesgo es que el daño sea permanente o que la fractura quede abierta. La formación generalmente se recuperará a la presión de propagación, pero en realidad, esto significa que la presión de fractura se ha reducido, y la capacidad de presión para la siguiente sección se ha rebajado.

Cuando la formación en la zapata del revestimiento se fractura de esta manera, hay dos presiones actuando en la formación causando la fractura, que son la presión hidrostática debida a la columna de lodo más la presión que es aplicada en superficie.

Por lo tanto:

Presión de Fractura = Presión Hidrostática del lodo en la zapata + Presión en Superficie

lunes, 9 de mayo de 2016

Pruebas de Presión - Pruebas de fuga y de Integridad de formación (Leak-Off and Formation Integrity Tests) (II)

Hay tres etapas de presión evidentes, y es decisión de los operadores en cual de ellas se ha de tomar para basarse en los siguientes cálculos:

1. Presión de fuga (Leak-Off Pressure)(LOT), la cual es la presión a la que el fluido comienza a ser inyectado dentro de la formación al comienzo de la fractura. Esto se verá como una ligera caída en la rata de crecimiento de la presión. En este punto la rata de bombeo deberá reducirse.

2. Presión de ruptura (Rupture Pressure), la cual es la máxima presión que la formación puede resistir antes de que ocurra una fractura irreversible. Esto estará determinado por una caída abrupta en la presión aplicada, y aquí debe detenerse el bombeo.

3. Si no se aplica más presión a partir de este momento, la mayoría de las formaciones se recuperarán hasta cierto punto, y la presión de propagación se determina cuando la presión sea estable otra vez.

domingo, 8 de mayo de 2016

Pruebas de Presión - Pruebas de fuga y de Integridad de formación (Leak-Off and Formation Integrity Tests) (I)

(LOT y FIT)
Una prueba de fuga (Leak-Off Test) (LOT) se efectúa para determinar la integridad de la unión del cemento y de esta forma determinar el gradiente de fractura directamente debajo de la zapata del revestimiento (la primera formación después de la zapata). Se asume que la zona directamente debajo de la zapata es la más frágil pues es la menos profunda. Por lo tanto, los LOT usualmente se hacen después de que cada revestimiento se ha cementado y se ha perforado un poco de la siguiente sección.

Antes de realizar un LOT , se deben estar instaladas las BOP y el pozo bien cerrado. Se bombea un pequeño volumen de lodo para gradualmente presurizar el revestimiento. La presión en superficie irá aumentando a medida que aumenta el volumen bombeado.

A medida que la presión se incrementa, si el cemento resiste, como se pretende, la formación será la primera en fallar. Cuando comienza la fractura, el lodo comenzará a escapar adentro de la formación, y la rata de incremento de la presión disminuye.
Cuando se registra un decremento en la presión, la prueba está completa.

sábado, 7 de mayo de 2016

Cementación y revestimiento - Otras Aplicaciones

Hay operaciones de cementación secundaria que se realizan como parte de servicio al pozo y en workover.
Durante la cementación, el cemento puede que no suba uniformemente entre el revestimiento y la pared del pozo, dejando espacios vacíos de cemento. A esto se le llama ‘canalización del cemento’ (cement channelling). Las canalizaciones de cemento pueden ser remediadas con una operación llamada cement squeeze. Consiste en bombear a alta presión cemento perforando el revestimiento para re-cementar las áreas canalizadas o para bloquear una formación no cementada. Se puede realizar para aislar una formación productora, sellar escapes de agua o reparar escapes en el revestimiento.
La cementación secundaria también se puede realizar para tapar en un pozo una zona productora para probar otra, para taponar un pozo seco ( y abandonar el pozo), para taponar un pozo con el fin de hacer una desviación.

viernes, 6 de mayo de 2016

Cementación y revestimiento - Operación de Cementación. (IV)

La bomba es detenida inmediatamente y se descarga la presión alcanzada. Con la presión ya descargada del revestimiento, se cierra la válvula en le collar flotador para impedir que el cemento vuelva a introducirse dentro del revestimiento.
Es importante descargar la presión de revestimiento antes que el cemento se endurezca, pues esta presión podría hacer inflarse al revestimiento. Si se permite que el cemento se endurezca, el revestimiento se despegará del cemento endurecido perdiendo contacto con él.
El cemento debe desplazarse rápidamente para crear turbulencia en el anular para remover el máximo posible de torta de lodo. Sin embargo una presión excesiva en el revestimiento y en las conexiones en superficie pueden causar una ruptura, el flujo o presión excesivos en el anular pueden resultar en un rompimiento de la formación y en pérdida de circulación, y flujo excesivo puede originar derramamiento de lodo.

jueves, 5 de mayo de 2016

Cementación y revestimiento - Operación de Cementación. (III)

Los tapones y el cemento son bombeados al fondo del revestimiento usando las bombas de lodo del taladro. El tapón de fondo sienta sobre el collar flotador (B). El lodo continúa siendo bombeado con el fin de desplazar el cemento, el cual pasa por la válvula abierta en el collar flotador, saliendo de la zapata y entrando al anular. Mientras tanto el revestimiento es movido hacia arriba y hacia abajo y / o rotado para ayudar a desplazar el lodo.

De nuevo se recuerda que es importante vigilar los niveles de los tanques durante esta operación, para asegurarse que la lechada que es mucho más densa que el lodo no se esté perdiendo dentro de la formación ( es decir, el nivel de los tanques debe permanecer constante mientras se lleva a cabo el desplazamiento ).

Cuando se desplazado todo el cemento fuera del revestimiento, el tapón superior se sienta sobre el tapón inferior que ha sido retenido en el collar flotador (C). En este punto, se incrementa la presión en la bomba dado que el lodo ya no puede pasar más allá del tapón superior.

miércoles, 4 de mayo de 2016

Cementación y revestimiento - Operación de Cementación. (II)

Generalmente se bombean de 10 a 15 barriles de agua antes de bombear la lechada. El agua funciona como agente limpiador del hueco y proporciona un espaciador (spacer) entre el lodo y la lechada. Ayuda también a remover torta de lodo que haya quedado y saca el lodo antes que llegue el cemento, reduciendo la contaminación.

Al prepararse para la cementación, se instala la cabeza de cementación en la junta superior del revestimiento. Se conecta una línea de descarga desde la bomba de cemento hasta la cabeza de cementación. Se dispone en la cabeza de cementación un tapón limpiador de fondo (bottom wiper plug) y el tapón limpiador superior (top wiper plug).

A medida que la lechada descargada por la bomba va llegando a la cabeza de cementación, el tapón de fondo va bajando por el revestimiento por delante de la lechada. Una vez que el volumen de cemento ha sido bombeado, se extrae un pasador retenedor para dejar salir al tapón superior de la cabeza de cementación. (A)

martes, 3 de mayo de 2016

Cementación y revestimiento - Operación de Cementación. (I)

La cementación es un proceso de mezcla y desplazamiento de una lechada (cement slurry)(cemento seco mezclado con agua y aditivos) dentro del espacio anular entre el revestimiento y el hueco abierto.
Al unir el revestimiento a la formación, la cementación sirve a varios propósitos muy
importantes:
• Protege la formación productiva.
• Ayuda a controlar reventones provenientes de zonas sobre-presionadas.
• Sella zonas problemáticas o de pérdida de circulación antes de continuar la perforación.
• Ayuda a soportar el revestimiento.
• Previene la corrosión del revestimiento.

lunes, 2 de mayo de 2016

Cementación y revestimiento - Bajando revestimiento. (III)

El volumen de fluido desplazado del hueco, a medida que cada junta va siendo añadida a la sarta, debe ser igual al desplazamiento del revestimiento cerrado. Si no ha habido pérdidas de fluido después de llenar la sarta, la ganancia final en la piscina de succión será igual al desplazamiento de la tubería abierta añadida.
Si se ha logrado obtener retorno adecuado de lodo, es usualmente posible bajar todo el revestimiento dentro del pozo antes de intentar circular.

Cuando se establezca circulación, se debe tener cuidado de no bombear con un régimen muy alto, con el fin de minimizar presiones de surgencia. Si hay alguna indicación de pérdida de retornos, la rata de bombeo debe reducirse inmediatamente.

Una vez se ha llegado a fondo se circula el lodo de perforación por todo el revestimiento para dos funciones importantes. Una es probar las líneas de tubería en superficie, la otra es acondicionar el lodo dentro del pozo, y sacar del sistema cortes y torta de lodo antes de la cementación. El tiempo de circulación será tanto como para acondicionar el lodo, mientras el revestimiento será movido hacia arriba y hacia abajo, y / o rotado, con o sin raspadores, durante la circulación. La circulación mínima adecuada antes de la cementación es la que distribuye un volumen de fluido igual al volumen del anular más el volumen interior del revestimiento.