Tuberias de Revestimiento y Cementacion de Pozos

Tuberias de revestimiento.

Son tuberías especiales que se introducen en el hoyo perforado y que luego son cementadas para lograr la protección del hoyo y permitir posteriormente el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta superficie. También son conocidas como: Revestidores, Tubulares, Casing. Selección. La selección apropiada de las tuberías de revestimiento es uno de los aspectos más importantes en la programación, planificación y operaciones de perforación de pozos. La capacidad de la sarta de revestimiento seleccionada para soportar las presiones y cargas para una serie dada de condiciones de operación, es un factor importante en la seguridad y economía del proceso de perforación y en la futura vida productiva del pozo. El objetivo es diseñar un programa de revestidores que sea confiable, sencillo y económico. Funciones: La razón primaria de colocar una tubería de revestimiento en un pozo, es proporcionar protección al hoyo en una forma segura, confiable y económica. Entre las funciones más importantes de las tuberías de revestimiento están: − Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación. − Evitar contaminaciones de aguas superficiales. − Suministrar un control de las presiones de formación. − Prevenir la contaminación de las zonas productoras con fluidos extraños. − Al cementarlo, se puede aislar la comunicación de las formaciones de interés. − Confinar la producción del pozo a determinados intervalos. − Facilitar la instalación del equipo de superficie y de producción. Características Las tuberías de revestimiento se fabrican de acero de la más alta calidad y bajo estrictos controlesde seguridad en los procesos de fabricación. Son del tipo sin costura, obtenidas por fusión en horno y soldadas eléctricamente. El API ha desarrollado especificaciones para la tubería de revestimiento, aceptadas internacionalmente por la industria petrolera. Entre las especificaciones incluidas para los revestidores y las conexiones están características físicas, propiedades de resistencias a los diferentes esfuerzos y procedimientos de pruebas de control de calidad. En los diseños se deben tomar en cuenta tales especificaciones para minimizar las

posibilidades de fallas. Factores técnicos y económicos La capacidad de la sarta seleccionada para resistir esfuerzos y cargas bajo determinadas condiciones es un factor muy importante para la seguridad y economía en la perforación y posteriorproducción del pozo. La sarta de revestimiento representa un alto porcentaje de la inversión total de un pozo, por lo tanto no se justifica pagar más por resistencia o calidad de lo que es realmente necesario. Los factores técnicos corresponden al diámetro, peso, longitud, tipo de unión o rosca, material utilizado, condiciones de carga, naturaleza de la formación, método de fabricación, etc. La tuberíadebe tener una superficie lo más lisa posible, tanto en el interior, para evitar que las herramientas o equipos “corridos” en el pozo se atoren, como en el exterior, para reducir la fricción entre la tuberíay las paredes del hoyo; debe ser hermética, para eliminar entrada de fluido al pozo; y resistir la corrosión. Tipos de revestidores El número de sarta de revestimiento que se colocan en un pozo es función de la naturaleza de las formaciones por atravesar y de la profundidad final de hoyo. Las diferentes sartas de revestimiento que se pueden colocar en un pozo son: Conductor marino /tubería hincada o pilote de fundación. Revestidor Conductor. Revestidor Superficial. Revestidor Intermedio. Revestidor de Producción. Camisa o “Liner”: − Intermedia o Protectora. − De producción. Revestidor removible o “Tie back” Tubería de Producción. − Revestidor Conductor. − Revestidor Superficial. − Revestidor Intermedio. − Revestidor de Producción. − Camisa o “Liner” Intermedia o Protectora. − Camisa o “Liner” de producción. − Tubería de Producción. − Conductor. − Tie back. Conductor marino / tubería hincada o pilote de fundación: Es la primera sarta de revestimiento que se utiliza en la perforación con el objetivo de

proteger el suelo superficial no consolidado y blando, asegurando la estabilidad de la superficie donde es colocado el equipo de perforación y guiar la sarta de perforación y las subsecuentes tuberías de revestimiento dentro del hoyo. La profundidad de asentamiento varía entre 90’ y 150’, con un tamaño entre 26” y 45”. Conductor marino / tubería hincada o pilote de fundación: Son clavados con martillos hidráulicos o vibratorios y el nombre que se le da a esta sarta está relacionado al tipo de operación que se realiza: − Conductor marino: perforación costa afuera con impiderreventones superficiales. − Pilote de fundación: perforación costa afuera con impiderreventones submarinos. − Tubería hincada: perforación en tierra. Revestidor Conductor: Es un tubo guía de diámetro grande (16” a 30”) que se coloca a profundidades someras, cementada hasta superficie o lecho marino, y es la primera tubería de revestimiento sobre la cual se montan las VIR’s. Se utiliza para reforzar la sección superior del hoyo y evitar que la circulación de fluidos de perforación lo lave demasiado. La profundidad de asentamiento varía entre 150’ y 250’. Sus principales funciones son: −Evitar que las formaciones someras no consolidadas se derrumben dentro del hoyo. −Proporcionar una línea de flujo elevada para que el fluido de perforación circule hasta los equipos de control de sólidos y a los tanques de superficie. −Proteger formaciones de agua dulce superficiales de la contaminación por el fluido de perforación. −Permite la instalación de un sistema desviador de flujo y de un impide reventón anular. Revestidor de Superficie: Tiene como objetivo fundamental proteger las formaciones superficiales de las condiciones de perforación más profundas. La profundidad de asentamiento varía entre 300’ y 3500’ dependiendo del área operacional y generalmente se cementa hasta superficie. Entre sus funciones más importantes están: −Evitar la contaminación de yacimientos de agua dulce. −Proporcionar un gradiente de fractura suficiente para permitir la perforación del próximo hoyo. −Servir de soporte para la instalación del equipo de seguridad (VIR’s). −Soportar el peso del resto de las tuberías que serán colocadas en el pozo. Por esta razón se cementan hasta superficie. Revestidor Intermedio: Este tipo de revestidor proporciona integridad de presión durante las operaciones de perforación subsecuentes. También se le llama Protectora porque protege las formaciones

de altos pesos de lodo, con profundidades de asentamiento entre 11000’ y 12000’. Sus funciones más importantes son: −Facilita el control del pozo si se encuentran zonas de presiones anormales. −Aísla formaciones problemáticas, lutitas deleznables, flujos de agua salada o formaciones que contaminan el fluido de perforación. −Permite bajar la densidad del lodo para perforar zonas de presiones normales que se encuentran debajo de zonas presurizadas. Revestidor de Producción: Es la sarta de revestimiento a través de la cual se completa, produce y controla el pozo durante toda su vida productiva y en la cual se pueden llevar a cabo muchas reparaciones y completaciones. Este revestidor se coloca hasta cubrir la zona productiva y proporciona un refuerzo para la tubería deproducción (“tubing”) durante las operaciones de producción del pozo. Por lo general, no se extiende hasta la superficie y es colgada en la sarta de revestimiento anterior a ella. La profundidad de asentamiento es la profundidad total del pozo. Las principales funciones son: −Aislar las formaciones o yacimientos para producir selectivamente. −Evitar la migración de fluido entre zonas. −Servir de aislamiento al equipo de control (cabezal) que se instalará para manejar la producción del pozo. Camisa o “Liner” Intermedia o Protectora: Las camisas protectoras o intermedias son sartas que no se extienden hasta la superficie y se cuelgan de la anterior sarta de revestimiento. El propósito de esta sarta es prevenir problemas de pérdida de circulación cuando se requieren altos pesos de lodo. Proporciona la misma protección que el revestidor intermedio. Camisa o “Liner” de Producción: Este tipo de tubería se coloca en la sección interior del revestidor de producción. Su uso principal se realiza en pozos exploratorios debido a que se pueden probar las zonas de interés sin el gasto de una sarta completa. Luego si existe una producción comercial de hidrocarburo, se puede conectar la sarta hasta superficie. En la mayoría de los casos se corre con una herramienta especial en el tope del mismo que permite conectar la tubería y extenderla hasta la superficie si se requiere. Normalmente, va colgado a unos 500’ por encima del último revestidor cementado hasta la profundidad final del pozo. Tie Back:

Los liners de producción generalmente se conectan hasta superficie (en el cabezal del pozo) usando una sarta de revestimiento “tie back” cuando el pozo es completado. Esta sarta se conecta al tope del liner con un conector especial. El tie back aisla revestidor usado que no puede resistir las posibles cargas de presión si continua la perforación, proporcionando integridad de presión desde el tope del liner al cabezal del pozo. También permite aislar un revestimiento gastado que no puede resistir incrementos de presión o aislar revestimientos intermedios en casos de incrementos de producción. Tubería de Producción: Es una tubería especial utilizada para producir el pozo y que puede reemplazarse o repararse durante la vida del pozo.

Cementación de revestidores.

La cementación es un proceso que consiste en mezclar cemento seco y ciertos aditivos con agua, para formar una lechada que es bombeada al pozo a través de la sarta de revestimiento y colocarlo en el espacio anular entre el hoyo y el diámetro externo del revestidor. El volumen a bombear es predeterminado para alcanzar las zonas críticas (alrededor del fondo de la zapata, espacio anular, formación permeable, hoyo desnudo, etc.). Luego se deja fraguar y endurecer, formando una barrera permanente e impermeable al movimiento de fluidos detrás del revestidor. Entre los propósitos principales de la cementación se pueden mencionar los siguientes: Proteger y asegurar la tubería de revestimiento en el hoyo. Aislar zonas de diferentes fluidos. Aislar zonas de agua superficial y evitar la contaminación de las mismas por el fluido de perforación o por los fluidos del pozo. Evitar o resolver problemas de pérdida de circulación y pega de tuberías. Reparar pozos por problemas de canalización de fluidos. Reparar fugas en el revestidor. La cementación tiene una gran importancia en la vida del pozo, ya que los trabajos de una buena completación dependen directamente de una buena cementación. Cementación Primaria: Se realiza al cementar los revestidores del pozo (conductor, superficial, intermedio, producción, etc.) durante la perforación. Entre los objetivos principales de esta cementación se pueden mencionar los siguientes: Adherir y fijar la sarta de revestimiento.

Restringir el movimiento de fluidos entre las formaciones productoras y el confinamiento de los estratos acuíferos. Proteger la sarta contra la corrosión. Reforzar la sarta contra el aplastamiento debido a fuerzas externas y reforzar la resistencia de la sarta a presiones de estallido. Proteger la sarta durante los trabajos de cañoneo (completación). Sellar la pérdida de circulación en zonas "ladronas". Cementación 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 terminación de pozos. Puede ser: cementaciones forzadas y tapones de cemento. Los propósitos principales de esta cementación son: Reparar trabajos de cementación 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 pérdidas de circulación. Proteger la migración de fluido hacia zonas productoras. El primer tipo de cemento usado en un pozo petrolero fue el llamado cemento Portland, el cual fue desarrollado por Joseph Aspdin en 1824, esencialmente era un material producto de una mezcla quemada de calizas y arcillas. El cemento Portland es un material cementante disponible universalmente. Las condiciones a las cuales es expuesto en un pozo difieren significativamente de aquellas encontradas en operaciones convencionales de construcciones civiles. Este tipo de cemento es el ejemplo mas común de un cemento hidráulico, los cuales fraguan y desarrollan resistencia a la compresión como un resultado de la hidratación. Este fenómeno involucra una serie de reacciones químicas entre el agua y los componentes del cemento. Por definición, el cemento Portland es el que proviene de la pulverización del clínker obtenido por fusión incipiente de materiales arcillosos y calizos, que contengan óxidos de calcio, silicio, aluminio y hierro en cantidades convenientemente dosificadas y sin más adición posterior que yeso sin calcinar, así como otros materiales que no excedan del 1% del peso total y que no sean nocivos para el comportamiento posterior del cemento. Los cementos tienen ciertas características físicas y químicas y en base al uso que se les puede dar en cuanto a rango de profundidad, presiones y temperaturas a soportar, etc. Según el API, los cementos pueden ser clasificados en: Clase A: usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’, cuando no se requieren propiedades especiales. La relación agua/cemento recomendada es 5.2 gal/sxs. Clase B: usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’, cuando hay condiciones moderadas a altas resistencia al sulfato. La relación agua/cemento recomendada es 5.2 gal/sxs.

Clase C: usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’, cuando se requieren condiciones de alto esfuerzo. La relación agua/cemento recomendada es 6.3 gal/sxs. Clase D: usado generalmente para pozos desde 6000’ hasta 10000’, para condiciones moderadas de presión y temperatura. Está disponible para esfuerzos moderados a altos. La relación agua/cemento recomendada es 4.3 gal/sxs. Clase E: usado generalmente para pozos desde 10000’ hasta 14000’, para condiciones altas de presión y temperatura. La relación agua/cemento recomendada es 4.3 gal/sxs. Clase F: usado generalmente para pozos desde 10000’ hasta 16000’, para condiciones extremas de presión y temperatura. Está disponible para esfuerzos moderados a altos. La relación agua/cemento recomendada es 4.3 gal/sxs. Clase G y H: usado generalmente para pozos desde superficie hasta 8000’ o puedan ser usados con aceleradores o retardadores para cubrir una amplia variedad de rangos de presión y temperatura. La relación agua/cemento recomendada es 5,0 gal/sxs. Aditivos: Los aditivos tienen como función adaptar los diferentes cementos petroleros a las condiciones específicas de trabajo. Pueden ser sólidos y/o líquidos (solución acuosa). Entre ellos tenemos: Aceleradores: se usan en pozos donde la profundidad y la temperatura son bajas. Para obtener tiempos de espesamiento cortos y buena resistencia a la compresión en corto tiempo. Pueden usarse: cloruro de calcio (CaCl2, más usado), silicato de sodio (Na2SiO3), cloruro de sodio (NaCl), ácido oxálico (H2C2O4), etc.

Retardadores: hacen que el tiempo de fraguado y el desarrollo de resistencia la compresión del cemento sea más lento. Los más usados son: lignitos, lignosulfonato de calcio, ácidos hidroxicarboxílicos, azúcares, derivados celulósicos, etc. Extendedores: se añaden para reducir la densidad del cemento o para reducirla cantidad de cemento por unidad de volumen del material fraguado, con el fin de reducir la presión hidrostática y aumentar el rendimiento (pie3/saco) de las lechadas. Entre los más usados se tienen: bentonita, silicato de sodio (Na2SiO3), materiales pozzolánicos, etc. Densificantes: aditivos que aumentan la densidad del cemento o que aumentan la cantidad de cemento por unidad de volumen del material fraguado, con el fin de aumentar la presión hidrostática. Los más usados: barita, hematita, ilmenita, etc. Controladores de Filtrado: aditivos que controlan la pérdida de la fase acuosa del sistemacementante frente a una formación permeable. Previenen la deshidratación prematura de la lechada. Los más usados son: polímeros orgánicos, reductores de fricción, etc. Antiespumantes: ayudan a reducir el entrampamiento de aire durante la preparación de la lechada. Los más usados son: éteres de poliglicoles y siliconas.

Dispersantes: se agregan al cemento para mejorar las propiedades de flujo, es decir, reducen la viscosidad de la lechada de cemento. Entre ellos tenemos: polinaftaleno sulfonado, polimelamina sulfonado, lignosulfonatos, ácidos hidrocarboxilicos, polimeros celulósicos. Consiste en mezclar y colocar lechadas de cemento en el espacio anular entre el revestidor y las paredes del hoyo, con el objetivo principal de fijar el revestidor para garantizar la perforación de la próxima fase, así como el aislamiento de las formaciones perforadas para evitar la migración de fluidos. Esta cementación es realizada inmediatamente después que se corre un revestidor en el hoyo. Se realiza a presiones suficientes para que la mezcla de cemento sea desplazada a través de la zapata y ascienda por el espacio anular hasta cubrir la distancia calculada que debe estar rellena de cemento. Diseño El programa de cementación debe diseñarse para obtener una buena cementación primaria. El trabajo debe aislar y prevenir la comunicación entre las formaciones cementadas y entre el hoyo abierto y las formaciones someras detrás del revestidor. Debe considerarse el no fracturar alrededor de la zapata del conductor o de la sarta de superficie durante las subsiguientes operaciones de perforación o cuando se corren las otras sartas de revestimientos. Al planificar una cementación, independientemente del tipo de revestidor debe considerarse información sobre: Referencia de pozos vecinos. Geometría del hoyo (diámetro/forma). Tipo de fluido de perforación existente en el sistema. Problemas presentados durante la perforación. Tipo de cemento, lechada y aditivos a utilizar por la compañía. Efectuar pruebas API para cada una de las lechadas de cemento. Equipos y herramientas a utilizar por la compañía de cementación. Centralización del revestidor. Condiciones óptimas de una cementación. Tener la densidad apropiada. Ser fácilmente mezclable en superficie. Tener propiedades reológicas óptimas para remover el lodo. Mantener sus propiedades físicas y químicas mientras se está colocando. Debe ser impermeable al gas en el anular, si estuviese presente. Desarrollar esfuerzo lo más rápido posible una vez que ha sido bombeado. Desarrollar una buena adherencia entre revestidor y formación. Tener una permeabilidad lo más baja posible. Mantener todas sus propiedades bajo condiciones severas de presión y temperatura. Las cementaciones secundarias pueden definirse como procesos de bombear una lechada

de cemento en el pozo, bajo presión, forzándola contra una formación porosa, tanto en las perforaciones del revestidor o directamente el hoyo abierto. Por lo que las cementaciones secundarias pueden ser: forzadas y/o tapones de cemento. Cementación Forzada: es el tipo más común de cementación secundaria. El proceso comprende la aplicación de presión hidráulica para forzar cemento en un orificio abierto a través de perforaciones en el revestidor, para corregir ciertas anomalías. Cuando se diseña una cementación forzada se debe considerar: Tipo de cemento. Tiempo total de bombeo requerido. Tiempo para alcanzar las condiciones del pozo. Control de filtrado. Resistencia del cemento. Desplazamientos y cálculos básicos en condiciones del pozo. La cementación forzada puede hacerse: con empacadura y/o con retenedor. Cementación Forzada con Empacadura:

Exclusión de Gas Exclusión de Agua A HOYO REVESTIDO A HOYO DESNUDO Cementación Forzada con Retenedor de Cemento: A) Bajando Espiga B) Inyectando Cemento C) Sacando Espiga Tapones de Cemento: operación que consiste en colocar una columna de cemento en un hoyo abierto o revestido, con cualquiera de los siguientes objetivos: Aislar una zona productora agotada. Pérdida de control de circulación. Perforación direccional. Abandono de pozo seco o agotado. Pruebas de Tapones de Cemento: el método más común para probar la calidad de la resistencia de un tapón de cemento es bajar una mecha, tubería de perforación o con presión. El tiempo de fraguado después de la colocación de un tapón varía de 8 a 72 horas, dependiendo del uso de aceleradores o el tipo de pozo.