Carrera

40
CARRERA: ING. PETROLERA NOMBRE DEL DOCENTE: ING. TOMÁS GÓMEZ SÁNCHEZ. NOMBRE DE LA MATERIA: INGENIERÍA DE PERFORACIÓN DE POZO. ALUMNO: SERGIO DE LA O MONTEJO. TRABAJO UNIDAD 1, 2, 3 Y 4. No. DE CONTROL: 121160003. SEMESTRE: 7MO.

description

iioujioj

Transcript of Carrera

CARRERA: ING. PETROLERA

NOMBRE DEL DOCENTE:ING. TOMS GMEZ SNCHEZ.

NOMBRE DE LA MATERIA:INGENIERA DE PERFORACIN DE POZO.

ALUMNO:SERGIO DE LA O MONTEJO.

TRABAJO UNIDAD 1, 2, 3 Y 4.

No. DE CONTROL:121160003.

SEMESTRE: 7MO.

GRUPO: A TURNO: VESPERTINO.

NACAJUCA, TAB A 13 DE MAYO DEL 2015.

INDICE PAG

INTRODUCCION..2

PRESION..3

UNIDAD 1 DETECCIN DE GEOPRESIONES

1.1 PRESION DE FORMACIN4

1.2 PRESION DE FRACTURAMIENTO.6

1.3 ASENTAMIENTO DE TUBERA DE REVESTIMIENTO....9

UNIDAD 2 DISEO DE TUBERA DE REVESTIMIENTO

2.1 PROPIEDADES DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO...11

2.2 CRITERIOS DE DISEO DE TUBERIAS14

UNIDAD 3 OPTIMIZACION DE LA PERFORACION

3.1 HIDRAULICA DE LA PERFORACION........15

3.2 VELOCIDAD DE PENETRACIN...17

UNIDAD 4 DISEO DE LECHADAS DE CEMENTO Y OPERACIONES DE CEMENTACION DE POZOS

4.1 PREPARACION DE LECHADA DE CEMENTO19

4.2 PRUEBAS DE LABORATORIO Y PREPARACION DE LECHADA.20

4.3 OPERACIONES DE CEMENTACION DE POZOS22

CONCLUSION..

BIBLIOGRAFIA..

INTRODUCCION:

La bsqueda de hidrocarburos ha obligado a perforar a mayores profundidades.Esto exige a la industria petrolera retos cada vez mayores y difciles de vencer. Entre Estos retos, se encuentra la determinacin adecuada de la densidad del lodo para. Atravesar las diferentes capas terrestres, la determinacin del asentamiento de la tubera de revestimiento y la geometra del pozo al igual que las diferentes presiones existentes en la formacin. Las cuales son uno de los ms grandes retos a los que se enfrenta el personal que labora en el mbito petrolero y que ocasionan problemas durante la perforacin de pozos petroleros que pueden llegar a cobrar muchas vidas humanas.

PRESIN:

Se define como la fuerza aplicada a una unidad de rea, siendo su frmula

Qu presin ejerce sobre el rea de un crculo con dimetro de 10 pg aplicando una fuerza de 1,000 lb? A = 0.7854 x D 0.7854 x 10= 0.7854 x 100 A = 78.54 pg

P = 12.73 lb/pg

Despejando la fuerza y el rea resulta:

GRADIENTE DE PRESIN:

Se define como la presin por metro y se expresa en kg/cm/m lb/pg/pie Para convertir una densidad a gradiente se procede como sigue:UNIDAD 1 DETECCIN DE GEOPRESIONES

1.1 PRESIN DE FORMACIN:

Es la presin de los fluidos contenidos dentro de los espacios porosos de una roca, tambin se le llama presin de poro. La severidad de un brote depende de varios factores, uno de los ms importantes es la permeabilidad de la roca.

Una roca con alta permeabilidad y porosidad tendr ms posibilidad de provocar un brote que una roca con baja permeabilidad y porosidad.Las presiones de formacin se clasifican en:

Formaciones con presin normal:Son aquellas que se pueden controlar con densidades del agua salada.Las densidades del fluido requerido para controlar estas presiones es el equivalente a un gradiente de 0.100 a 0.108 kg/cm/m.

Para conocer la normalidad o anormalidad de las presiones en cierta rea, se deber establecer el gradiente del agua congnita en las formaciones de esa regin, conforme el contenido de sales disueltas. Para la costa del Golfo de Mxico se tiene un gradiente de 0.107 kg/cm/m (100,000 ppm de cloruros)

Formaciones con presin subnormal:Son aquellas que se pueden controlar con una densidad menor que la de agua dulce, equivalente a un gradiente menor de 0.100 kg/cm/m.

Una posible explicacin de la existencia de tales presiones en las formaciones, es considerar que el gas y otros fluidos han escapado por fallas u otras vas del yacimiento, causando su de presiona miento.

Formaciones con presin anormal:Son aquellas en que la presin de formacin es mayor a la que se considera como presin normal. Las densidades de fluidos requeridos para controlar estas presiones equivalen a gradientes hasta de 0.224 kg/cm/m.

Estas presiones se generan usualmente por la compresin que sufren los fluidos de la formacin debido al peso de los estratos superiores. Las formaciones que tienen altas presiones se consideran selladas, de tal forma que los fluidos que las contienen no pueden escapar, soportando estos partes de la presin de sobrecarga.

Los mtodos cuantitativos usados para determinar zonas de alta presin son: Datos de sismologa Parmetros de penetracin Registros elctricos

1.2 PRESIN DE FRACTURA

Es la presin a la cual se presenta una falla mecnica de una formacin, originando prdida de lodo hacia la misma.

Aunque los trminos presin de fractura y gradiente no son tcnicamente los mismos, a menudo se emplean para designar lo mismo. La presin de fractura se expresa como un gradiente en kg/cm/m (lb/pg/pie) o en kg/cm (lb/pg). Grfica o tablas estn basadas en estas unidades. Por lo tanto, si la presin en el hoyo es mayor que la presin de fractura de la formacin esta se abrir ocasionando la prdida del fluido. Para que ocurra la fractura es necesario que la presin ejercida sobre la formacin sea mayor al esfuerzo efectivo de sta, es decir, debe ser mayor que la suma de la presin de poro ms la componente horizontal de la presin de sobrecarga.

Es importante determinar la presin de fractura de una formacin porque a travs de ella se pueden conocer parmetros de control del pozo y planificar adecuadamente cualquier operacin que se desee realizar en el mismo como por ejemplo desde la velocidad de los viajes de tuberas o el control de una arremetida. Algunas ventajas que pueden obtenerse al conocer la presin de fractura de una formacin son:

Determinar puntos de asentamiento de revestidores. Minimizar prdidas de circulacin. Determinar parmetros de control de bombeo y cementacin.

Mtodos empleados para determinar la presin de fractura:

Mtodo de eaton

La ecuacin de Eaton para el clculo de la presin de fractura (Pfr ) est en funcin de la Pp y de la presin de sobrecarga Psc, previamente calculadas, as como de la relacin de Poisson (n) como se indica a continuacin:

1.3 ASENTAMIENTO DE TUBERA DE REVESTIMIENTOTuberas de revestimiento:

Son tuberas que constituyen el medio con el cual se reviste el agujero que se va perforando. Con ello se asegura el xito de las operaciones llevadas a cabo durante las etapas de perforacin y terminacin del pozo.

El objetivo de las tuberas de revestimiento es proteger las zonas perforadas y aislar las zonas problemticas que se presentan durante la perforacin. Tal es el caso de revestir el agujero para mantener la estabilidad del mismo, prevenir contaminaciones, aislar los fluidos de las formaciones productoras, controlar las presiones durante la perforacin y en la vida productiva del pozo. Adems, las tuberas de revestimiento proporcionan el medio para instalar las conexiones superficiales de control (cabezales, BOPs), los empacadores y la tubera de produccin.

Las tuberas de revestimiento se clasifican por la funcin que desempean al colocarse en el interior de un pozo, esto es:

Conductora.

Es la primera tubera de revestimiento que puede ser hincada o cementada; sirve para sentar el primer cabezal en el cual se instalan las conexiones superficiales de control y las conexiones de circulacin del lodo de perforacin. Es la de mayor dimetro que se utiliza en el pozo, pues a travs de ella pasan todas las tuberas de revestimiento que se utilizan. En el mar, es la primera tubera que se extiende desde la plataforma hasta abajo del lecho marino.

Superficial.Es la tubera que sirve para aislar los acuferos subsuperficiales o someros, as como manifestaciones de gas someros. Provee equipo de flotacin, que permita realizar una buena cementacin para continuar la perforacin dentro de una zona de transicin de alta presin.

En pozos desviados, la superficie de la tubera debe cubrir toda la seccin construida para prevenir derrumbes de la formacin durante la perforacin profunda. Esta sarta es cementada tpicamente hasta la superficie o lecho marino y sostiene las conexiones superficiales de control definitivas.

De explotacin.Es la tubera que asla zonas de produccin y debe soportar la mxima presin de fondo de la formacin productora, tener resistencia a la corrosin as como resistir las presiones que se manejarn en caso de que el pozo se fracture para aumentar su productividad. El buen trabajo de cementacin primaria es crtico para esta sarta.Tubera corta (liners).Es una sarta de tubera que no se extiende a la cabeza del pozo. En cambio, se sostiene por otra sarta. La tubera corta se usa para reducir costos y mejorar la hidrulica durante perforaciones profundas. La tubera corta puede ser usada tanto en la sarta intermedia como en la de explotacin. La tubera corta es cementada tpicamente a lo largo de toda su longitud.

Una seleccin adecuada y precisa del asentamiento de las tuberas de revestimiento previene muchos problemas durante la construccin del pozo.

Para la planeacin del asentamiento de TRs es necesario considerar la siguienteInformacin:

Dimetro de la TR de produccin o del agujero en la ltima etapa. Trayectoria programada. Columna geolgica. Seccin estructural. Presin de poro y de fractura. Mrgenes de viaje empleados durante el movimiento de tuberas. Margen del fluido de perforacin para control de posible brotes. Densidades del fluido de control.

Con esta informacin disponible, se procede a generar un grfico de gradientes de densidad equivalente de la presin de poro y de fractura (se explica ms adelante). A los valores de la presin de poro y fractura se les deber afectar por un margen de control que considere los efectos de viaje de la tubera y la posible ocurrencia de un brote.

El rango de valores que se maneja para estos mrgenes se explica ms adelante. Adems, es conveniente conocer el rea donde se planea perforar el pozo para tomar en cuenta, en el programa final, la posible presencia de: estratos salinos, zonas de lutitas hidratables y/o deleznables, acuferos, estratos con H2S o CO2, zonas depresionadas, fallas, zonas de alta presin, formaciones no consolidadas, formaciones altamente fracturadas o bugulares, formaciones con aportacin de agua, etc.

UNIDAD 2 DISEO DE TUBERA DE REVESTIMIENTO

2.1 PROPIEDADES DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO

La tubera de revestimiento viene usualmente especificada por las siguientes propiedades:

Dimetro exterior y grosor de la pared. Peso por unidad de longitud. Grado del acero. Tipo de conexin.

Dimetro exterior y grosor de la pared:

El dimetro exterior se refiere al cuerpo de la tubera y no a los coples, El dimetro de los coples es importante, ya que determina el tamao mnimo del agujero en el que puede ser corrida la tubera de revestimiento.

El grosor de la pared determina el dimetro interno de la tubera y por lo tanto el tamao mximo de la barrena que puede ser corrida a travs de la tubera. La tolerancia permitida en lo que se refiere a dimetro exterior y grosor de la pared, es dictada por API 5CT/ISO 11960. Como regla general:

Peso por unidad de longitud:

El peso nominal de la tubera de revestimiento es utilizado principalmente para identificar tubera de revestimiento durante el ordenado. Los pesos nominales no son exactos y estn basados en el peso terico calculado de una tubera con roscas y coples, de 20 pies de longitud.

Grado de acero.

Las propiedades mecnicas y fsicas de la tubera de revestimiento dependen de la composicin qumica del acero y el tratamiento de calor que recibe durante su fabricacin.

El API ha designado el grado de acero, el cual consiste en una letra que fue seleccionada arbitrariamente seguida por un nmero el cual representa el mnimo trabajo al esfuerzo de cedencia del acero en miles de lb/pg2 o psi. API define once grados de acero para tubera de revestimiento:

H40, J55, K55, M65, N80, L80, C90, C95, T95, P110 y Q125

Tipos de tubera.

H-40Es el grado ms bajo de resistencia de TR, con un lmite elstico mnimo de 40 kpsi, y una resistencia a la ruptura de 60 kpsi. H-40 es un tipo de acero de carbono.

J-55Este grado tiene un lmite elstico mnimo de 55 kpsi un una resistencia a la ruptura de 75 kpsi. J-55 es un tipo de acero de carbono. Al igual que con H-40.

K-55Tiene un lmite elstico mnimo de 55 kpsi y una resistencia a la ruptura de 95 kpsi. K-55 tambin est clasificado como un tipo de acero de carbono. Fue desarrollado despus de J-55 y tiene una mayor resistencia a la tensin. Hay dos grados con un 55 kpsi mnimo de lmite elstico. El colapso y resistencia interna de ambos grados son idnticos. Pero debido a la mayor resistencia a la tensin, K-55 tiene resistencia que es aproximadamente un 10% ms alto que J-55

M-65M-65 cumple con la norma NACE MRO175-97 requisitos para el uso en servicio amargo. M-65 las propiedades se basan en el uso de L-80, cuenta con un lmite elstico mnimo de 65 kpsi, una resistencia a la ruptura de 80 kpsi.

N-80Cuenta con un lmite elstico mnimo de 80 kpsi, y una resistencia a la ruptura de 100 kpsi, N-80 est clasificada como un tipo de aleacin de acero. N-80 no se considera adecuada para el sulfuro de hidrgeno debido al mximo de su lmite elstico de 110 kpsi.

L-80Es con mucho el ms utilizado para el grado de alta resistencia de H2S. El rendimiento mnimo es de 80 kpsi, la resistencia a la ruptura es de 95 kpsi, y el mximo lmite de elasticidad es de 95 kpsi. L-80 fue el primer grado de tener una exigencia mxima dureza.

C-90API aade C-90 con sus especificaciones en 1983. C-90 ha tenido un uso creciente en los ltimos aos en pozos de alta presin en los que contienen sulfuro de hidrgeno. El rendimiento mnimo es de 90 kpsi, y resistencia a la ruptura es de 100 kpsi. El mximo rendimiento de la fuerza est restringido a 105 kpsi. El mtodo de fabricacin se especifica como la qumica perfecta con una aleacin de acero (con un contenido de cromo y molibdeno) para mayor resistencia.

C-95Tiene un lmite elstico mnimo de 95 kpsi y mximo de 110 kpsi. Resistencia a la traccin mnima es de 105 kpsi, por su lmite elstico restringido result ser no apto para el sulfuro de hidrgeno a temperaturas ms bajas debido a la mayor fuerza de los niveles permitidos.

T-95Es un modelo de C-90, y resuelve los problemas surgidos con el C-95 en H2S. El rendimiento mnimo es de 95 kpsi y resistencia a la ruptura es de 105 kpsi. El mximo rendimiento de la fuerza est restringido a 110 kpsi. El mtodo de fabricacin se especifica como la qumica perfecta con una aleacin de acero (con un contenido de cromo y molibdeno) para mayor resistencia.

P-110Es una tubera con un grado mnimo de lmite elstico de 110 kpsi, una resistencia a la ruptura de 125 kpsi, y un rendimiento mximo de 140 kpsi. P-110 cuando fue creada, se pens que esta se ocupara de todas las futuras necesidades de profundidad de perforacin.

Sin embargo, la profundidad de perforacin y las presiones continan aumentando, y los grados ms altos se encuentran ahora en el uso regular.

Q-125Esta se utiliza para recubrir pozos con altas presiones. Q-125 es aprobado por la API en 1985. Q-125 tiene un rango de lmite elstico de 125 a 150 kpsi y una resistencia a la ruptura de 135 kpsi. Q-125 es el primer grado API que exige pruebas de impacto para confirmar la dureza del acero.

Tipo de conexin.

Debido a que las tuberas que se utilizan en los pozos tienen un lmite de longitud, es necesario unir estas tuberas para introducirlas al pozo, con la premisa de que la unin debe ser hermtica y capaz de soportar cualquier esfuerzo al que se someter, a esta unin se le conoce como Junta o Conexin.

Hoy en da existen mltiples tipos de conexiones disponibles en el Mercado. La seleccin de una conexin adecuada debe ser basada en la intencin de aplicacin, el desempeo requerido y el costo.

2.2 CRITERIOS DE DISEO DE TUBERIAS

Para disear una tubera de revestimiento debe tenerse pleno conocimiento de los parmetros establecidos para el diseo y de los factores usados como medida de seguridad, cualquier parmetro que escape del conocimiento del ingeniero puede influir negativamente en el diseo. Recopilacin de informacin para recopilar la informacin ser necesario recurrir a diferentes fuentes, como los programas iniciales de perforacin, expedientes de pozos, etc.

Los datos necesarios para el diseo de tuberas son:

Trayectoria de pozo Geopresiones Programa de lodos Geometra Especificaciones de tuberas Inventario de tuberas Arreglos de Pozos Tipos

UNIDAD 3 OPTIMIZACIN DE LA PERFORACIN

3.1 HIDRAULICA DE LA PERFORACION

Uno de los tpicos ms importantes de la ingeniera de perforacin es la hidrulica y el objetivo de este anexo es presentar los conceptos generales de forma clara y fcil de entender y suministrar las herramientas de clculo que permitan disear un programa de hidrulica.

Definicin. La reologa es el estudio de la deformacin y flujo de los fluidos. El objetivo principal es establecer la relacin que existe entre el gradiente de velocidad y el esfuerzo de corte.

La reologa de fluidos de perforacin es bsica para determinar:

1. Clculo de las prdidas de friccin en el sistema de circulacin.

2. Clculo de las presiones cuando se baja o saca tubera (presiones de surgencia y succin).

3. Determinar la densidad equivalente de circulacin del fluido de perforacin.

4. Estimar la eficiencia de limpieza del hueco en cuanto a transporte y suspensin de cortes.

5. Determinar la velocidad en las boquillas y las prdidas por friccin en la broca

6. Estimar la magnitud de la erosin del hueco.

Optimizacin de la hidrulica de perforacin

La determinacin del tamao ptimo de las boquillas en la broca es una de las ms frecuentes preocupaciones del personal de perforacin. Esta determinacin se basa en los clculos de prdidas por friccin en todo el sistema de perforacin. Una buena seleccin de las boquillas permitir alcanzar ratas de penetracin ptimas. A su vez una limpieza adecuada del hueco contribuye a mejorar la rata de penetracin en ciertas formaciones, si el fluido circulante a travs de la broca permite la rpida remocin de los cortes tan pronto como se formen. En formaciones blandas, una alta velocidad del fluido en la broca, contribuye a perforar la formacin rpidamente.

Antes de hacer una verdadera optimizacin de hidrulica, se deben obtener ciertas relaciones matemticas que permitan conocer el efecto de la hidrulica sobre: (1) la rata de penetracin; (2) Costos operacionales; (3) Desgaste de la broca; (4) Problemas del hueco como erosin y (5) Capacidad de arrastre del lodo. Los parmetros ms comnmente usados para los diseos y optimizacin de la hidrulica son: (1) Velocidad en las boquillas; (2) Potencia Hidrulica en la broca y (3) Fuerza de Impacto. Generalmente en el campo se selecciona el tamao de boquillas buscando tener en el sistema uno de estos 3 parmetros maximizado.

Parmetros prcticos para el diseo de la hidrulica

Prcticas de operacin para un diseo de hidrulica, basados en la rata de bombeo, caballos de fuerza en la broca, propiedades del fluido de perforacin, velocidad anular y velocidad de las boquillas.

Rata de bombeo

AMOCO considera que la rata de bombeo debe estar entre 30 a 50 GPM/pulgada de dimetro de la broca. El flujo debe ser suficiente para limpiar la broca, pero un caudal muy elevado daar la broca y producir erosin en el hueco. Esta norma se considera como una aproximacin emprica, sin embargo, de no contar con una experiencia satisfactoria, no se deben usar caudales menores a los 30 GPM/pulgada de dimetro de la broca. Para ratas de penetracin inferiores a 15 pies/hora, se debe tratar de usar 35 GPM/pulgada de dimetro de broca. Para altas ratas de penetracin, se prefiere de 40 a 45 GPM/pulgada, pero en todo caso no use ms de 50 GPM/pulgada ya que caudales ms altos pueden deteriorar la broca, y causar erosin y altas presiones en el anular.

Caballos de fuerza en la broca

El criterio de AMOCO es utilizar de 2.5 a 5.5 caballos/pulgada de rea de fondo. El mximo caballaje de fuerza que puede utilizarse en las brocas modernas est basado en los datos publicados. Para ratas de penetracin menores a 10 pies/hora se necesita mximo de 2 1/2 a 3 caballos de fuerza hidrulicos/pulgada.Los caballos de fuerza que pueden utilizarse a ratas de penetracin ms altas se aproxima a la raz cuadrada de la velocidad de penetracin en pies/hora (Ejemplo: 4 HP para 16 pies/hora o 5 HP para 25 pies/hora). Caballos de fuerza hidrulica en la broca que excedan los 5.5 HP/hora pueden causar dao en la broca, de manera que se deben usar slo cuando las altas ratas de penetracin justifican los costos adicionales de brocas y tiempos de viaje.

Propiedades del fluido de perforacin

Se reconoce casi universalmente que en el anular es deseable un flujo laminar. El flujo laminar produce menos erosin del pozo, menor prdida de filtrado y un mejor transporte de cortes que el flujo turbulento. Considerando que el tamao del hueco, de la tubera, la densidad del lodo y el caudal de la bomba son relativamente fijos, casi la nica forma de cambiar las condiciones es cambiar las propiedades del lodo.

Velocidad anular del fluido de perforacin

La velocidad anular debe ser lo suficientemente alta para remover los cortes y prevenir su deslizamiento, pero sin embargo lo suficientemente baja para minimizar el lavado del hueco. El flujo turbulento en el anular puede causar serios problemas de lavado de hueco e indirectamente incrementar las prdidas de friccin anular, de tal forma que se pueda perder circulacin.

Velocidad en las boquillas

La velocidad en las boquillas debe ser lo suficientemente alta para remover los cortes perforados por debajo de la broca para evitar el retrituramiento, y lo suficientemente baja para minimizar el dao de la broca o boquillas por erosin.

3.2 VELOCIDAD DE PENETRACIN

Velocidad de penetracin

La velocidad con que se penetra la roca (perforacin) depende de muchos factores externos (por ejemplo factores geolgicos), tales como las propiedades fsicas de la roca y la resistencia a la compresin. Si bien es difcil determinar la velocidad de penetracin, sta define un conjunto de parmetros de rendimiento de la operacin minera. Existen dos procedimientos para determinar la velocidad de penetracin:

Realizar ensayos reales con rocas representativas y perforarlas. En funcin de los resultados obtenidos, se determina un conjunto de parmetros de diseo, como el tipo de bit o tricono recomendado, el empuje requerido y la duracin de los aceros de perforacin.

Calcular la velocidad de penetracin a partir de la resistencia a la compresin de la roca, utilizando frmulas empricas que relacionan el avance del bit o tricono por cada revolucin.

Una vez determinada la velocidad de penetracin (m/h), es posible calcular la velocidad media de perforacin, en cuyo clculo se incluyen los tiempos que el equipo no est trabajando y la disponibilidad mecnica.

Velocidad media de perforacin

Este concepto se define como la velocidad alcanzada por una perforadora en un periodo de trabajo largo, y depende fundamentalmente de la eficiencia de la organizacin del trabajo, la profundidad de los barrenos y los tiempos de maniobras. Si consideramos un equipo rotativo de superficie tendremos siempre los siguientes tiempos de maniobras:

Cambio de barrasManual Automtico

Tiempo de poner barrasTiempo de quitar barras1 min1.5 min0.9 min1 min

Tiempo total cambio barras2.5 min1.9 min

Los tiempos restantes de maniobras son:operacinTiempo

Cambio de barrenoPosicionamiento y emboquilleLimpieza barreno3 min1 min1 min

Con todos estos antecedentes estamos en condiciones de poder estimar una velocidad media de perforacin.

UNIDAD 4 DISEO DE LECHADAS DE CEMENTO Y OPERACIONES DE CEMENTACION DE POZOS.4.1 PREPARACION DE LECHADAS DE CEMENTO.

Se refiere a los preparativos que se deben realizar antes de ejecutar la operacin, los parmetros a incluir son:

- Conocer muy bien el programa de clculos realizado y sustentado en Bogot por la compaa de cementacin, el cual debe incluir entre otras cosas lo siguiente: Perfiles de presin durante toda la operacin, modelos reolgicos y regmenes de flujo para todos los fluidos a bombear, indicando las ratas de desplazamiento recomendadas, volmenes de lechadas y preflujos, cantidad de cemento y de aditivos, puntos crticos durante la operacin, secuencia operacional, densidad de los fluidos a bombear y tiempos de bombeabilidad. El informe debe ser presentado en forma grfica y tabular.

- Asegurarse que el tiempo de espesamiento del cemento ofrezca suficiente margen para las diferentes operaciones como: mezclar, enviar el tapn, desplazar el cemento y sacar la tubera en los casos necesarios, etc.

- Comprobar que los aditivos recomendados den los resultados esperados (presenciar pruebas de laboratorio) y asegurarse que son adicionados rigurosamente en el campo; tomar muestras en el campo de la mezcla cemento-aditivos.

-Revisar la calibracin de los manmetros y registradores a usar.

- Mximas presiones a aplicar en caso de taponamiento. Ratas mximas y mnimas de desplazamiento.

- Realizar todos los clculos (volumen y golpes para desplazamiento con diferentes eficiencias de las bombas) del trabajo, independientemente por los ingenieros jefe de pozo y de la compaa de cementacin y comparar.

- Para efectos tanto de CONTROL AMBIENTAL como del POZO, calcular los volmenes adicionales de lodo que se van a ganar durante la operacin.

- Calcular las presiones durante el trabajo e inspeccionar que todos los equipos involucrados en la operacin tengan la resistencia necesaria.

- Calcular la tensin extra que se genera por la presin de asentamiento del tapn y revisar la resistencia del revestimiento, con el fin de determinar si es adecuada o no.

- El revestimiento de superficie debe ser cementado con retorno de cemento.

4.2 PRUEBAS DE LABORATORIO Y PREPARAMIENTO DE LECHADAS

Antes de que sea bombeada una lechada de cemento a un pozo, se efectan pruebas de laboratorio, para asegurar una correcta colocacin del cemento, prediciendo el rendimiento y el comportamiento de la lechada cuando es bombeada y posterior a su colocacin.

Procedimientos y equipo de laboratorio:

Solicitud de anlisis de laboratorio; aqu se designan los aditivos necesarios para la lechada y se solicitan parmetros especficos como son: densidad, reologa, prdida de fluido, tiempo de espaciamiento y agua libre. Se suministra toda la informacin sobre los parmetros del pozo (tipo de trabajo, profundidad, tipo de agua de mezcla, etc.).

Clculo de la muestra; la lechada debe de ser de 600 ml, se mezcla con un equipo de alto esfuerzo de corte, el cual tiene dos velocidades de rotacin (4000 RPM y 12000 RPM).

Waring Blender - Mezclador de Lechadas

Pruebas de la lechada:

El agua y los aditivos lquidos se mezclan primero, se aade el cemento y aditivos slidos a una velocidad de 4000 RPM durante 15 segundos y posteriormente se eleva a una velocidad de 12000 RPM por 35 segundos

NOTA:Este procedimiento de mezclado no es conveniente para los casos en que la lechada de cemento sea de microesferas o contenga nitrgeno.

Medicin de la densidad; es realizada ver que tiene un brazo graduado y aplican el principio de una balanza de contrapeso para medir la densidad.

Prueba de Agua libre; la prueba indica que la lechada es colocada en una probeta de vidrio graduada de 250 ml, donde el agua libre es medida en mililitros despus de 2 horas de reposo. Prueba de prdida de fluido; sta prueba simula la cantidad de filtrado perdido bajo presin frente a una formacin permeable. Existen 2 tipos de prensas filtro, ver Figura 2.3; de baja presin (100 PSI) y de alta presin (1000 PSI) y alta temperatura, ste simula las condiciones de fondo del pozo.

Reologa; es importante para determinar la capacidad del cemento o lodo a levantar recortes hasta la superficie, para analizar la contaminacin de lodo por accin de slidos, qumicos o temperatura y para determinar los cambios de presin en el pozo durante una maniobra de sacar y bajar herramienta.

Tiempo de espesamiento; el tiempo de fraguado de la lechada de cemento, es el dato ms importante, se requiere un tiempo mnimo e indispensable para bombear la lechada de una manera eficiente.El consistometro ver Figura 2.5, est diseado para determinar el tiempo espesamiento para cementos a condiciones de fondo de pozo (presin, temperatura) las unidades de medida de consistencia es el bearden (Bc).

4.3 OPERACIONES DE CEMENTACION DE POZOS

Proceso que consiste en mezclar cemento seco y ciertos aditivos con agua, para formar una lechada que es bombeada al pozo a travs de la sarta de revestimiento y colocarlo en el espacio anular entre el hoyo y el dimetro externo del revestidor.

Condiciones ptimas de una cementacin

Tener la densidad apropiada. Ser fcilmente mezclable en superficie. Tener propiedades reolgicas ptimas para remover el lodo. Mantener sus propiedades fsicas y qumicas mientras se est colocando. Debe ser impermeable al gas en el anular, si estuviese presente. Desarrollar esfuerzo lo ms rpido posible una vez que ha sido bombeado. Desarrollar una buena adherencia entre revestidor y formacin. Tener una permeabilidad lo ms baja posible. Mantener todas sus propiedades bajo condiciones severas de presin y temperatura.

Los trabajos de cementacin pueden ser de dos tipos:

Primarias

Secundarias o correctivas

CEMENTACION PRIMARIA

Es la tcnica utilizada para colocar lechadas de cemento en el espacio anular entre el revestidor y las paredes del hoyo. El cemento se endurece y forma un sello hidrulico en el hoyo, evitando la migracin de fluidos de formacin hacia el espacio anular, hacia yacimientos de menor presin o hacia la superficie. Es una de las etapas ms crticas durante la perforacin y completacin de un pozo.

Objetivos dela cementacin primaria:

Revestidor conductor:

Evitar que la circulacin del lodo cause erosin en la seccin superficial del hoyo

Revestidor superficial:

Sellar y proteger las arenas de agua fresca. Servir de ancla para la colocacin de los equipos de control de reventones. Soportar el peso de los siguientes revestidores

Revestidor intermedio:

Sellar presiones anormales. Aislar formaciones poco consolidadas. Sellar zonas de prdida de circulacin

Revestidor de produccin:

Prevenir la migracin de fluidos de produccin hacia zonas ladronas de menor presin, desmoronamiento de arenas poco consolidadas que pueden reducir la produccin y aislar zonas productoras para futuros desarrollos.

Accesorios utilizados para la cementacin:

Centralizadores Para asegurar la distribucin uniforme del cemento alrededor del revestimiento

Para obtener completo sello entre la sarta de revestimiento y la formacin

Araadores

Sirven para remover el revoque depositado sobre la pared del hoyo

Equipos de flotacin

Estos son usados en la seccin inferior del revestidor para reducir la carga del equipo de perforacin, permitiendo que este llegue al fondo. La zapata gua dirige el revestidor a todo lo largo del hoyo hasta que llegue a la profundidad deseada

Razones para usar el equipo de flotacin

Dan flotabilidad al revestidor Evitan la re-entrada del cemento Guan el revestidor dentro del hoyo Asiento de los tapones de cementacin

Espaciadores o lavadores:

Separacin de fluidos Mejora la eficiencia de desplazamiento de lodo Proteccin de formacin Suspensin de slidos

CEMENTACIN SECUNDARIA:

Es el proceso de forzamiento de la lechada de cemento en el pozo, que se realiza principalmente en reparaciones/reacondicionamientos o en tareas de terminacin de pozos.

FORZAMIENTOS

TAPONESObjetivos:Aislar una zona productora agotadaPrdida de control de circulacin.Perforacin direccional.Abandono de pozo seco o agotado.

Objetivo de la cementacin secundaria: Reparar trabajos de cementacin primaria deficientes.} Reducir altas producciones de agua y/o gas. Reparar filtraciones causadas por fallas del revestidor Abandonar zonas no productoras o agotadas. Sellar zonas de prdidas de circulacin. Proteger la migracin de fluido hacia zonas productoras.Tipos de cementos:

3

Clase A:Clase B:Clase C:Clase D:Clase E:Clase G y H:

CLASEREQ. AGUAPESOPROFUNDIDAD

(Gal/saco)(Libras/galn)RECOMENDADA

A5,215,66000

B5,215,66000

C6,314,86000

D4,316,312000

E4,316,314000

F4,316,316000

G515,88000

H4,316,38000

Los cementos clase A y B son los llamados cementos portland, son los ms econmicos y ms fcil para conseguir. El cemento clase C tiene un aditivo que permite el fraguado rpido. Los cementos clase D, E y F se conocen como cementos retardados. Esta propiedad la ejerce debido a un compuesto orgnico agregado en su fabricacin. Los cementos clase G y H son fabricados bajo estrictas recomendaciones qumicas.

Aditivos:

ACELERADORES RETARDADORES EXTENDEDORES DENSIFICANTES CONTROLADORES DE FILTRADO ANTIESPUMANTES DISPERSANTES

Aceleradores: estos reducen el tiempo de espesamiento de la lechada y ayudan a aumentar la tasa de desarrollo de la resistencia a la compresin.Retardadores: incrementan el tiempo de espesamiento de la lechada.Extendedores: conocidos como adelgazantes, disminuyen la densidad de la lechada. Tambin reducen la cantidad de cemento por unidad de volumen de la lechada. Densificantes: aumentan la densidad de la lechada.Dispersantes: utilizados para reducir la viscosidad aparente de la lechada.Agentes de control de perdida de fluido: controlan la perdida de la fase acuosa de la lechada de cemento.Agentes de control de perdida de circulacin: controlan la perdida de cemento hacia las formaciones dbiles.

CONCLUSION:

Podemos concluir que gracias a los diferentes mtodos y las herramientas con las que cuenta actualmente el personal que labora en el mbito petrolero puede prevenir y evitar accidentes de igual manera le permite tener un mejor control del pozo y manipular las diferentes presiones para evitar un descontrol o brote lo cual podra ser fatal y llegar a cobrar muchas vidas humanas.

BIBLIOGRAFA

1. Manual de Procedimientos y Normas para Control de Brotes Tomo I y II (PEMEX).2. Manual de Control de Pozos Nivel 1,2,3,4 (PEMEX / IMP) 1990.3. Manual de Procedimientos Operativos Tomo I y II (PEMEX), 1994.4. Manual de Instalaciones Marinas de Perforacin y Mantenimiento de Pozos (PEMEX / IMP), 1992.5. Prcticas recomendadas para Perforar, Terminar, Reparar y Abandonar Pozos Marinos (PEMEX) 1995.

PRESION =F

A

PRESION =1,000 lb

78.54 pg

A =F

P

PRESION =F; F = P x A ;

A

G = D; D = G x 10

10

PRESION =FUERZA (kg o lb)= kg/cm lb/pg

AREA (cm o pg)