Perfil de curva en S

El perfil de curva en S se caracteriza también por una deflexión inicial a una profundidad superficial con un revestimiento aislando la sección de levantamiento. El ángulo de desviación se mantiene hasta que se ha perforado la mayor parte del desplazamiento lateral deseado. El ángulo del hueco se reduce o se regresa a la vertical con el fin de llegar al objetivo.
Frecuentemente se sienta un revestimiento intermedio cuando se ha conseguido la reducción de ángulo necesaria.

Perfil de deflexión Superficial (Shallow Deflection Profile)

El perfil de deflexión superficial está caracterizado por una deflexión superficial inicial. Cuando se logran la inclinación y el azimut deseados, se reviste el pozo para proteger la sección de levantamiento. Se mantiene el ángulo del pozo con el fin de llegar al objetivo.

Este perfil es usado principalmente para perforación a profundidad moderada donde no se necesita revestimiento intermedio.. También se usa para perforar pozos más profundos que requieran un gran desplazamiento lateral. La mayoría de pozos direccionales se planean con este perfil.

Técnicas de Perforación - Perfiles de pozos.

Existen tres perfiles principales que pueden ser previstos para la trayectoria de un pozo. Note que en caso de corrección de curso, podría haber muchas variaciones del perfil previsto.

Esquema de la Terminología de Perforación Direccional

Métodos de cálculo de desviación - Terminología de la perforación direccional. (IV)

Objetivo (Target) El punto donde se planea penetrar la formación productiva.

Profundidad total (Total Depth) La máxima profundidad definitiva alcanzada por el pozo.


Profundidad Vertical verdadera ; La profundidad del pozo medida perpendicularmente desde la superficie donde está la cabeza del pozo. En los pozos direccionales la profundidad vertical verdadera siempre será menor que la profundidad medida.

Cabeza del pozo (Wellhead): El punto normal de referencia para el apartamiento y la dirección.

Métodos de cálculo de desviación - Terminología de la perforación direccional. (III)

Orientación (Drift Direction): Es la dirección del pozo, relativa al punto de referencia respecto al Norte.

Inclinación Es el ángulo, en grados, al cual el pzo se desvía de la vertical.

Punto de Kick-Off (Kick Off Point); Es donde comienza el hueco desviado, donde se aparta a un nuevo rumbo.

Profundidad medida (Measured Depth): Es la longitud del pozo medida a lo largo de su trayectoria.

Monel Es una aleación de níquel que contiene cobre, hierro, manganeso, silicio y carbono, comúnmente usada en Drillcollars no magnéticos. (non magnetic drill collars )(NMDC).

Métodos de cálculo de desviación - Terminología de la perforación direccional. (II)

Sección de ángulo constante (Constant Angle Section): Es el intervalo donde se mantiene constante el ángulo deseado para el pozo

Curso (Course Length) Es la distancia medida entre dos puntos registrados sucesivos.

Declinación : La diferencia entre el norte verdadero y el Norte magnético.
Apartamiento (Departure) La distancia horizontal que se ha desviado el pozo de la vertical.

Severidad de la pata de perro (Dogleg Severity) Considera el ángulo promedio del pozo, la inclinación y la variación direccional sobre una longitud dada.
Generalmente se expresa en grados cada 100 pies. (deg/100 ft).

Métodos de cálculo de desviación - Terminología de la perforación direccional. (I)

Ángulo de levantamiento (Build angle): Es el ángulo del cambio de inclinación, expresado en grados sobre una distancia dada (por ejemplo: 2°/100 pies.

Azimut La dirección del pozo a la profundidad del registro, expresada en grados (0°-359°) medidos en dirección horaria a partir del Norte verdadero.

Ubicación del fondo de pozo (Bottom hole Location) (Closure: Es la profundidad vertical verdadera y el valor de acercamiento ) a Profundidad total.

Sección de levantamiento (Build Section): Es el intervalo donde se hace el ángulo deseado para el pozo.

Acercamiento (Closure): Es la distancia horizontal más la dirección hasta un punto especí- fico del pozo (por ejemplo: 3000 ft N60°E). Nótese que es igual al valor de apartamiento en el fondo del pozo..

Métodos de cálculo de desviación - Curvatura Mínima

Para un intervalo dado, el método de curvatura mínima toma los valores de inclinación (I) y de dirección (A) para los puntos entre un intervalo dado. A partir de estos puntos, este método produce un arco de curvatura mínima para determinar la trayectoria entre dichos puntos.

El arco circular se define por un factor (RF) determinado por el valor de la pata de perro (DL) y es el resultado de minimizar la curvatura total dentro de las limitantes impuestas por los puntos donde se ha tomado registro.

Métodos de cálculo de desviación - Radio de Curvatura

El método del radio de curvatura asume que la trayectoria del pozo entre puntos sucesivos donde se ha tomado registro es un segmento esférico.

La dimensión exacta de la esfera es determinada por los vectores direccionales, en los puntos donde se ha tomado registro, y la distancia entre los mismos.

Este método, al igual que el método de la curvatura mínima, está sujeto a errores entre mayor sea la distancia entre puntos y si hay ocurrencia de patas de perro entre los puntos. Sin embargo, el grado de error, para ambos métodos, es mucho menor que el de otros métodos como el tangencial o el tangencial balanceado.

Registros de desviación (Surveys) y Cálculos - Métodos de cálculo de desviación.

Existen dos métodos, radio de curvatura y curvatura mínima, que son aceptados como los más precisos y son los más usados en toda la industria.

Ambos asumen que una curva suave, o arco, se produce entre los puntos sucesivos donde se ha tomado el registro y ambos requieren el uso de una computadora para ser aplicados
eficientemente en el pozo.

Registros de desviación (Surveys) y Cálculos - Valores de los registros (II)

Usando los valores obtenidos en el registro azimut e inclinación junto con la profundidad medida de la tubería (del registro del listado de tubería), es posible determinar la profundidad vertical verdadera, el ángulo de levantamiento, la severidad de la pata de perro y la distancia a la vertical. Para información sobre estos términos, consulte la sección de Terminología.

Severidad de la pata de perro (Dogleg severity): Considera el ángulo promedio del pozo, la inclinación y la variación direccional sobre una longitud dada. Generalmente se expresa en grados cada 100 pies. (deg/100 ft).

Siendo el resultado de la inclinación más el cambio direccional, la severidad de la pata de perro se incrementa, para un cambio direccional dado, cuando se incrementa la inclinación. Para evitar patas de perro muy severas, es recomendable alterar la inclinación y la dirección independientemente la una de la otra dentro de lo posible.

Registros de desviación (Surveys) y Cálculos - Valores de los registros (I)

La mayoría de la información direccional se deriva de dos simples mediciones.
Azimut La dirección del pozo a la profundidad dada del registro, en grados (de 0 a 359) En sentido horario, a partir del Norte verdadero.
Inclinación También conocida como el ángulo de desviación, expresada en grados es el ángulo al cual el pozo está desviado de la vertical a la profundidad dada.

Métodos de registro - Registro durante la perforación (Measurement While Drilling)(MWD)

Dado que se usan motores de fondo para corregir la dirección de un pozo o cuando se necesitan ajustes mayores de dirección, la medición de la desviación durante la perforación puede suministrar oportunamente la inclinación y la dirección del pozo.

La tubería de perforación se sostiene estacionaria, luego se sabe la profundidad medida de la herramienta. Se hace actuar la herramienta por medio de cambios en la presión de lodo conectando y desconectando las bombas, y así los valores del registro pueden ser tomados en superficie.

Esto es mucho más rápido que detener la operación y correr un registro sencillo en un cable y puede hacerse a intervalos regulares, en general cada vez que se ha perforado una conexión.

Métodos de registro - Registros giroscópicos (Gyroscopic Surveys)

Se usa un registro giroscópico para realizar lecturas sencillas o múltiples en pozos ya revestidos. El giroscopio se apunta hacia una dirección conocida y todas las direcciones leídas se referirán a esta dirección conocida.

A diferencia de los instrumentos magnéticos de registro, los giroscópicos leen la verdadera dirección y no es afectados por las irregularidades magnéticas que pueda ocasionar el
revestimiento u otros metales ferrosos

Métodos de registro - Registro múltiple (Multi-Shot Surveys)

Generalmente se corre un registro múltiple cada vez que se reviste una sección de hueco desviado. La herramienta para registro múltiple también se corre con cable, por dentro de la sarta de perforación, y se deja sentar sobre un drillcollar no magnético.

Se toman fotografías de la brújula a intervalos regulares de tiempo cuando se están sacando la tubería y la herramienta del pozo. La hora y la profundidad de cada fotografía se van tomando manualmente en superficie y esta información se usa para analizar la película del registro, el cual suministra varias lecturas de ángulo y dirección.

Métodos de registro - Registro sencillo (Single-Shot Surveys)

Un registro sencillo proporciona un único dato del ángulo de desviación o inclinación y la dirección como en una brújula de la dirección del pozo.

El registro sencillo se corre con cable por dentro de la tubería de perforación, durante una detención a las operaciones de perforación. Se toma una fotografía a la lectura de una brújula, la cual indica la inclinación en la cantidad de grados que un pozo se aparta de la vertical a determinada profundidad. Se saca la herramienta a superficie y se recupera la fotografía.

Se procesa esta información y se corrige por declinación (la diferencia entre le norte verdadero y el magnético), entonces se determina la cantidad de giro que se le debe dar a la sarta para posicionar la herramienta de deflexión en la dirección deseada. La información de registros sucesivos permite determinar la trayectoria del pozo, la desviación y las patas de perro.

Razones para la perforación direccional - Pozos de Alivio

Los pozos de alivio fueron la primera aplicación de la perforación direccional. Estos pozos de alivio se perforan hacia un pozo cercano que esté fuera de control, haciendo posible que el pozo fuera de control (wild well) pueda ser controlado por medio de inyección por el pozo de alivio.

Razones para la perforación direccional - Para perforar a través de un domo salino.

La perforación direccional se usa para resolver los problemas de perforar un pozo a través de un domo salino y llegar a una formación productora la cual frecuentemente yace bajo la capa selladora inferior del domo.

Razones para la perforación direccional - Perforación Costa afuera.

La perforación direccional se usa comúnmente en perforación costa afuera porque se pueden perforar varios pozos desde la misma plataforma. Esto simplifica las técnicas de producción y recolección, dos factores importantes que intervienen en la factibilidad económica y en los programas de perforación costa afuera.

Razones para la perforación direccional - Para perforar un yacimiento que está bajo el agua.

Cuando una formación productiva queda bajo el agua, la perforación direccional permite que el pozo se perfore desde una superficie en tierra hacia el objetivo bajo el agua. Aunque la perforación direccional es costosa, lo es menos que la perforación costa afuera.

Razones para la perforación direccional - Para llegar a una localización inaccesible.

Se puede situar al taladro fuera del objetivo, para llegar posteriormente con perforación direccional, y así llegar a una localización sobre una formación productora de otra manera inaccesible (como debajo de una población, terreno montañoso o pantanoso, o cuando no se permite el acceso)

Razones para la perforación direccional - Para entrar en una formación en un punto particular o a un ángulo determinado.

La perforación direccional hace posible penetrar una formación en un punto o ángulo particular, en forma que se pueda llegar a la máxima productividad del reservorio.

Razones para la perforación direccional - Perforación a través de una falla (Fault Drilling)

La perforación direccional puede ser usada para deflectar la trayectoria de un pozo y eliminar el peligro de perforar un pozo vertical a través de una falla abruptamente inclinada la cual podría torcer y cortar el revestimiento.

Razones para la perforación direccional - Buzamiento estructural (Structural Dip)

Si la estructura de la formación y su buzamiento van a hacer muy difícil mantener vertical un pozo, puede ser más rápido y barato situar el taladro teniendo en cuenta la desviación que el pozo ha de tomar y permitirle orientarse naturalmente hacia el objetivo. El pozo puede ser orientado o direccionado en las últimas etapas para hacer más precisa su llegada al objetivo.

Razones para la perforación direccional - Pozo de trayectoria lateral (Sidetracking) y enderezamiento ( Straightening )

La perforación direccional puede realizarse como una operación remedial, ya sea para dirigir el pozo por una trayectoria lateral para evitar un obstáculo (Tubería y herramientas abandonadas y cementadas y el pozo taponado) desviando el pozo a un lado de la obstrucción, o de llevar al pozo nuevamente a la vertical enderezando las secciones desviadas.

Razones para la perforación direccional - Fallando Objetivo (Missed Target)

Si se ha de fallar en llegar a cierto objetivo con la trayectoria que se está llevando, la perforación direccional sirve para re-direccionar el pozo hacia la formación productiva.

PERFORACIÓN HORIZONTAL Y DIRECCIONAL - Razones para la perforación direccional.

La perforación direccional es la desviación intencional de un pozo de la vertical. Aunque generalmente los pozos se perforan para que sean verticales, algunas veces es necesario o ventajoso perforar un pozo a un ángulo fuera de la vertical.

Desarrollos tecnológicos recientes han hecho esto un componente importante en la perforación moderna, permitiendo que se exploten reservorios antiguamente inaccesibles a través de
ciertas distancias vertical y horizontal del taladro.

Prevención de la Desviación - Procedimientos de Perforación.

Además del ensamblaje de fondo y si la desviación es un problema, o si se va a perforar un pozo desviado, se pueden adoptar prácticas adicionales:
• Llevar a cabo regularmente viajes de limpieza, para abrir ojos de llave que se estén desarrollando.

• Rimar hasta el fondo durante los viajes para cambiar broca para eliminar o minimizar la severidad de las patas de perro y ojos de llave que se estén desarrollando.
• Evitar cambios bruscos en el peso sobre la broca, los cuales podrían hacer variable la curvatura en la tubería, resultando en patas de perro. Si se necesita reducir peso para que un pozo se enderezca, la reducción debe ser gradual para evitar un cambio repentino en la dirección.
• Realizar frecuentemente registros de desviación para vigilar la rata de cambio de ángulo en el pozo y la ocurrencia de patas de perro.

Prevención de la Desviación - Estabilizadores y Rimadores (II)

Los rimadores (Roller reamers) se usan principalmente para mantener en calibre el diámetro del pozo en formaciones muy duras. Ubicados después de la broca, los rimadores efectivamente reperforan la formación para mantener el diámetro del pozo, extender la vida de la broca y evitar pegas de tubería. También se usan para estabilización adicional en formaciones duras. Aunque su limitada área de contacto con la pared no le permite ser altamente efectiva en la mayoría de los casos, y además, en formaciones blandas, los cortadores del rimador penetran la pared del pozo lo cual reduce la estabilización y pueden incrementar la desviación de la broca.

Los rimadores se instalan entre la broca y los drillcollars, y deben estar tan cerca de la broca como sea posible. Los cortadores de los rimadores deben seleccionarse de acuerdo a la formación que se esté perforando.

Prevención de la Desviación - Estabilizadores y Rimadores (I)

Los estabilizadores se usan para estabilizar la broca y los drillcollars en el hueco. Cuando están adecuadamente estabilizados, se puede aplicar el peso óptimo a la broca, obligándola a girar sobre su verdadero eje y así perforará hacia delante sin cambios súbitos de ángulo. Se necesitarán menos brocas y se incrementará la rata de penetración.

El diámetro en las cuchillas de los estabilizadores debe estar lo más cerca posible del diámetro de la broca. La perforación en formaciones duras necesitará estabilizadores más durables, y sólo se necesitará una pequeña área de contacto con la pared. Un área de contacto mayor se necesitará para formaciones más blandas y para formaciones que induzcan mucha desviación.

Las cuchillas de carburo de tungsteno pueden ser largas o cortas (Con mayor o menor área de contacto) y pueden ser en espiral o rectas. Generalmente van soldadas o son parte integral del estabilizador. A veces se usa un estabilizador no rotante con una guía de caucho por sus ventajas de no cortar y no dañar formaciones, pero tiene una vida útil muy corta y no tiene capacidad para rimar.

Prevención de la Desviación - Ensamblaje de Péndulo Empacado (Packed Pendulum Assembly)

Los ensamblajes para hueco empacado se usan para minimizar la rata de cambio del ángulo n el ensamblaje de péndulo empacado, los drillcollars que integran la longitud del péndulo se ólo es necesario rimar la longitud de los drillcollars que integran el péndulo antes de reanudar del pozo, aunque de todas maneras habrá siempre algo de desviación. Los ensamblajes de péndulo se usan para reducir el ángulo total del pozo. Si se necesita reducir la desviación total del pozo y se requiere un ensamblaje de hueco empacado, se debe usar un ensamblaje de péndulo empacado.

En el ensamblaje de péndulo empacado, los drillcollars que integran la longitud del péndulo se sitúan debajo del ensamblaje regular de hueco empacado. Cuando se ha bajado la desviación hasta el ángulo requerido, los drillcollars que integran el péndulo pueden ser reemplazados nuevamente por el ensamblaje de hueco empacado.

Sólo es necesario rimar la longitud de los drillcollars que integran el péndulo antes de reanudar la perforación normalmente. Si se está usando alguna herramienta en la sarta para amortiguar vibración en la sarta de péndulo, esta herramienta debe permanecer en su posición en el ensamblaje de hueco empacado, generalmente sobre el punto estabilizador medio.

Prevención de la Desviación - Ensamblaje para Hueco empacado (Packed-Hole Assembly) (II)

Las características sobresalientes de una sarta para hueco empacado son:
Una ubicación de estabilizadores en tres puntos para asegurarse que la broca mantiene un curso derecho.
La rigidez de la sarta se consigue por el uso de drillcollars del mayor diámetro posible.
Las cuchillas de los estabilizadores tienen la suficiente área de contacto con la pared del pozo, para asegurarse que la broca y los drillcollars estén centrados, previniendo así la erosión en la pared.

El número de estabilizadores y su ubicación en el ensamblaje de fondo, depende de la severidad de las tendencias de la formación a desviar el pozo. Entre más severas sean estas, más estabilizadores se necesitarán directamente encima de la broca para evitar desviación en la broca. En esta ilustración se muestran varias posibilidades de ensamblaje de sarta para hueco empacado, dependiendo de la severidad de las tendencias presentes en la formación.

Prevención de la Desviación - Ensamblaje para Hueco empacado (Packed-Hole Assembly) (I)

En general los pozos se perforan con algún tipo de sarta para hueco empacado, porque esta permite aplicar el máximo peso a la broca para una mayor penetración.
Una sarta para hueco empacado, diseñada apropiadamente, tiene varias ventajas:
• Reduce la rata de cambio del ángulo del hueco (por lo cual evita las patas de perro)
• Mejora el rendimiento y la vida de la broca. (Pues la obliga a rotar sobre su eje verdadero)
• Mejora las condiciones en el pozo para perforar, registrar y sentar revestimiento.
• Permite que se aplique mayor peso de perforación a las formaciones que se sabe ocasionan problemas de desviación.

Prevención de la Desviación - Ensamblaje Pendular (II)

Un segundo estabilizador puede ser añadido en la parte alta del ensamblaje para reducir la fuerza lateral sobre el primer estabilizador y evitar que este se entierre en la pared del pozo.

El uso de un ensamblaje pendular no garantiza que no haya patas de perro. Aún cuando haya equilibrio, el ensamblaje pendular sigue libre para moverse de lado a lado en una formación blanda y desgastada hasta que el movimiento lateral se detenga cuando los drillcollars entren en contacto con la pared del pozo.

Prevención de la Desviación - Ensamblaje Pendular (I)

Un ensamblaje pendular se usa para perforar formaciones inconsolidadas y blandas desde superficie cuando se pueden mantener ratas de perforación altas usando un bajo peso en la broca. También puede ser usado como medida correctiva para reducir ángulo cuando la desviación excede el máximo permitido. Cuando el ensamblaje pendular está compuesto de solamente broca y drillcollars se le conoce como slick assembly.

El ensamblaje también puede incluir uno o más estabilizadores en la sarta. Para una máxima fuerza pendular, se posiciona un estabilizador sobre la broca tan alto como sea posible sin que se permita a los drillcollars tocar la pared del hueco entre el estabilizador y la broca. Este
estabilizador controla la desviación

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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..

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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

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.

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.

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.

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

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.

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.

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

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.

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.

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.

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.

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.

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)

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.

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.

Cementación y revestimiento - Bajando revestimiento. (II)

Por todo esto los retornos y desplazamientos se vigilan para verificar cualquier indicación de pérdidas a al formación.

Cementación y revestimiento - Bajando revestimiento. (I)

A medida que se va bajando un revestimiento, se le llena periódicamente con lodo de perforación, a no ser que se esté usando equipo de flotación con llenado automático. Si no se ha llenado mientras se ha estado bajando, la presión hidrostática de la columna de lodo en el exterior puede ocasionar el colapso del revestimiento. Se utiliza una línea de servicio liviano con una válvula de apertura rápida para llenar cada junta mientras se levanta y prepara la siguiente para ser conectada. Dado que usualmente no es posible llenar completamente cada junta, es una práctica común detener la corrida de revestimiento cada cinco o diez juntas para llenar completamente la sarta.

Es de crucial importancia que los desplazamientos del volumen de lodo sean vigilados estrictamente durante toda la corrida del revestimiento, Dado que el revestimiento es prácticamente una tubería con extremo cerrado, además con un espacio anular muy reducido, las presiones de surgencia en esta operación serán grandes. Para minimizar esto, se baja el revestimiento a baja velocidad, pero si aún las presiones de surgencia son suficientemente grandes, las formaciones más frágiles podrían ser fracturadas, con la consecuente pérdida de lodo a la formación. A causa del fracturamiento no sólo puede resultar un trabajo de cementación de mala calidad, si no también en un reventón, si se pierde tanto lodo en la formación como para perder presión hidrostática en una formación permeable en cualquier profundidad del pozo.

Cementación y revestimiento - Preparación para bajar un revestimiento.

Antes de bajar un revestimiento dentro del hueco, se corre un registro para confirmar la formación donde se va a sentar la zapata del revestimiento, y para confirmar la profundidad del pozo para saber cual longitud de revestimiento se va a bajar.

El registro de caliper también se corre para determinar el diámetro del hueco y el volumen de cemento requerido. El cemento se bombeará para llenar el anular hasta dentro del revestimiento o conductor anterior. Generalmente un volumen extra del 25 % puede ser bombeado por si hay errores y pérdidas en la formación.

Antes de correr el revestimiento, el lodo de perforación se circula para remover cortes y torta de lodo del pozo, para acondicionar el hueco y el lodo para asegurar propiedades uniformes. No hacer esto puede conducir a una pega de tubería, mala cementación, costos adicionales por cementación remedial, y aún re-perforación del pozo.

Cuando se acondiciona el pozo, el lodo debe ser bombeado por los menos dos veces por todo el pozo, mientras se registran el peso, la viscosidad y el filtrado. Si se necesita tratamiento para el lodo, se hace circulación con rotación suave y trabajando la tubería hasta que el lodo este en condiciones adecuadas para bajar el revestimiento.

Cementación y revestimiento - Equipo bajo la superficie (III)

Los centralizadores se fijan alrededor del revestimiento a intervalos regulares para mantener el revestimiento apartado de la pared del pozo. Centrar el revestimiento permite que el cemento pueda depositarse en una capa más uniforma alrededor del revestimiento.

Un raspador es un dispositivo con alambres endurecidos alrededor, que se fija en el exterior del revestimiento con el fin de remover la torta de lodo depositada en la pared del pozo moviendo y rotando la sarta de revestimiento antes de cementarla. Al removerse la torta se permite que el cemento se fije más sólidamente a la formación.
Un colgador de liner (liner hanger) es un dispositivo circular de aprensión por fricción con cuñas y anillos de empaque usado para suspender un liner del fondo del revestimiento anterior. Usar un colgador de liner ahorra el costo de bajar un revestimiento completo hasta la superficie.

Cementación y revestimiento - Equipo bajo la superficie (II)

Los tapones de limpieza (Wiper Plugs) son elementos de caucho que se usan para separar el cemento del fluido de perforación cuando se les bombea dentro del revestimiento en una cementación. El tapón de fondo, (bottom plug) que se bombea antes del cemento, limpia el lodo residual de las paredes internas del revestimiento y evita que el lodo que va debajo contamine el cemento. El tapón superior (top plug) se libera cuando se ha bombeado el volumen calculado de lechada, limpia el cemento residual de las paredes internas del revestimiento y evita que el lodo que viene encima de la lechada contamine el cemento.

Cementación y revestimiento - Equipo bajo la superficie (I)

Una zapata, es una sección cilíndrica de acero, llena de concreto puesta al final de la sarta de revestimiento. Esta guía el revestimiento dentro del pozo, pasando cualquier obstrucción y minimiza el riesgo de que el casing quede atrapado en irregularidades cuando va bajando por el pozo.
Un collar flotador se instala entre la primera y la segunda juntas del revestimiento. Está equipada con una válvula de flujo unidireccional, la cual permite que el flujo pase hacia abajo pero no hacia arriba. De esta forma se evita que el lodo entre dentro del revestimiento a medida que va bajando por el pozo, haciendo que el revestimiento flote dentro del pozo disminuyendo la carga sobre el taladro. También evita que el cemento se devuelva dentro del revestimiento una vez que se la ha dejado de desplazar.
Existen variaciones que pueden ser collares flotadores que permiten el llenado parcial del revestimiento con lodo a medida que baja por el pozo y collares que combinan la zapata y el equipo de flotación.

Cementación y revestimiento - Equipo de superficie.

Al igual que con el equipo normal para la tubería de perforación, existe equipo especializado para manejar los diámetros específicos del revestimiento como elevadores, llaves para revestimiento (casing tongs), enroscadores rápidos de revestimiento (casing spinners) con el fin de levantar y enroscar las juntas unas con otras con el torque correcto. Para mezclar el cemento el sistema más común es el de jet. Donde el agua es forzada a pasar a alta velocidad por una sección reducida y el cemento es agregado desde arriba.
Las bombas de cemento se usan para controlar la presión y la rata de desplazamiento durante el mezclado. Una vez que el cemento ha sido bombeado dentro del revestimiento, las bombas del taladro pueden ser usadas para desplazar el lodo desde dentro del revestimiento hasta el anular. La cabeza de cementación(cementing head), o cabeza de retención, es un accesorio instalado en la parte superior del revestimiento para facilitar la cementación de dicho revestimiento. Tiene conductos para la lechada de cemento, cámaras de retención para los tapones de limpieza, en forma en que el lodo, la lechada, pueden ser bombeadas consecutivamente en una sola operación continua.

Cementación y revestimiento - Tipos de revestimiento. - Revestimiento de producción

Es la última sarta de revestimiento en un pozo, usualmente puesta encima o a través de una formación productora. Este revestimiento aísla el aceite y el gas de fluidos indeseables de la formación de producción o de otras formaciones perforadas por el hueco. Sirve de protección para la tubería de producción y demás equipo utilizado en el pozo.

Cementación y revestimiento - Tipos de revestimiento. - Sarta de Liner

Se baja en un pozo profundo para evitar pérdidas de circulación en zonas frágiles de la parte superior mientras se perfora con lodo de peso normal para controlar presiones normales en intervalos más profundos. Los liners protegen contra reventones hacia formaciones normalmente presionadas cuando se perforan zonas de presión anormal.

A diferencia del revestimiento o casing que corre desde la superficie hasta una profundidad dada, el liner queda colgado desde el fondo del revestimiento anterior por medio de un colgador o hanger hasta el fondo del pozo. La sarta de liner ofrece una ventaja de costo debido a su menor longitud, sin embargo generalmente se baja una tubería de conexión cuando el pozo se ha perforado a profundidad total para conectar el liner a la superficie.

Cementación y revestimiento - Tipos de revestimiento. - Revestimiento Intermedio

Se usa principalmente para proteger el pozo contra pérdidas de circulación. Se instala para sellar zonas frágiles que puedan fallar cuando se necesite un peso de lodo más alto para controlar una zona con presiones de formación mayor cuando el pozo sea profundizada.
También puede ser instalado después de zonas de alta presión, de forma que se pueda usar un lodo más liviano cuando se reanude la perforación.

Cementación y revestimiento - Tipos de revestimiento. - Revestimiento de Superficie

Se instala para proteger las formaciones de agua dulce y evitar que las formaciones sueltas de derrumbarse dentro del pozo. También sirve de anclaje a la BOP para controlar problemas con zonas de presión anormal. El revestimiento debe ser lo suficientemente resistente para soportar la BOP, y capaz de resistir las presiones de gas o fluidos que puedan encontrarse cuando la perforación vaya a mayor profundidad que este revestimiento.

El revestimiento de superficie debe sentarse a suficiente profundidad, en una formación fuerte y consolidada, con un gradiente de fractura lo suficientemente grande para soportar el máximo peso de lodo que pueda ser necesario para perforar hasta el siguiente punto de casing.

Cementación y revestimiento - Tipos de revestimiento. - Tubo Conductor

Es una sarta corta instalada para proteger la superficie de la erosión por el fluido de perforación. Permite que el lodo pueda tener un nivel suficiente para que pueda regresar a los tanques y evita el desgaste alrededor de la base del taladro. Cuando se esperan arenas superficiales con gas, este puede servir de conexión para la BOP.

Cementación y revestimiento - Tipos de revestimiento.

En todos los pozos se requiere de uno o más de los siguientes tipos de conductor :

Cementación y revestimiento - Objetivo.

Una operación esencial en la perforación en pozos de gas o aceite es de periódicamente revestir el hueco en tubería de acero, o casing.
Diámetros sucesivamente más pequeños se enroscan o se sueldan (en el caso de conductores) entre sí para conformar una tubería a todo lo largo de la profundidad deseada.
Una vez instalado este revestimiento se cementa en su sitio para proporcionar soporte adicional y sello de presión al pozo.
El revestimiento en un pozo tiene varias funciones:
• Evitar que las formaciones se derrumben dentro del pozo
• Aislar formaciones inestables o con problemas (zonas de alta presión, acuíferos, zonas de gas, formaciones frágiles, etcétera)
• Proteger formaciones productivas
• Proporcionar mayor tolerancia en caso de una patada o kick (entre más profundo vaya un revestimiento, mayor será la presión de fractura necesaria de la formación en que se ha sentado el casing, lo cual quiere decir que se pueden controlar presiones cada vez mayores a medida que se va profundizando el pozo)
• Permite pruebas de producción.
• Sirve para la conexión de equipo de superficie y equipo de producción.

Registros eléctricos (Logging) - Condición de Hueco - Cement Bond Log

Este es un registro acústico o sónico usado para verificar la integridad (calidad y dureza) del cemento entre el revestimiento y la formación. Se basa en el principio de que el sonido viaja más rápido a trave´s del cemento que a través del aire. Por lo tanto el cemento siesta bien adherido dará una señal rápida y el mal adherido una señal lenta.