Perforación Rotatoria Fundamentos y Diseños

PERFORACIÓN ROTATORIA: FUNDAMENTOS Y DISEÑOS

CARLOS MARIO SIERRA RESTREPO

UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA FACULTAD DE MINAS UNIDAD DE PETRÓLEOS Y GAS NATURAL

MEDELLÍN 1999 1

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PERFORACIÓN ROTATORIA: FUNDAMENTOS Y DISEÑOS

CARLOS MARIO SIERRA RESTREPO

Trabajo presentado para promoción a Profesor Asociado

UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA FACULTAD DE MINAS UNIDAD DE PETRÓLEOS Y GAS NATURAL







































CONTENIDO Pág. LISTA DE TABLAS

9

LISTA DE FIGURAS

10

INTRODUCCIÓN

13

1. GENERALIDADES

14

1.1 ¿DONDE PODEMOS ENCONTRAR PETRÓLEO?

14

1.2 LOCALIZACIÓN DEL PETRÓLEO.

17

1.3 PERFORACIÓN DE UN POZO.

17

1.4 PERFORACIÓN CON EL MÉTODO DE PERCUSIÓN O CABLE.

20

2. PERFORACIÓN ROTATORIA

21

2.1 INTRODUCCIÓN.

21

2.2 EQUIPOS DE PERFORACIÓN ROTATORIA.

22

2.2.1 Equipos de perforación en tierra ("land rigs").

22

2.2.1.1 Equipos convencionales.

22

2.2.1.2 Equipos móviles.

24

2.2.2 Equipos de perforación en agua.

24

2.2.2.1 Equipos soportados en el fondo.

25

2.2.2.2 Equipos flotantes.

27

2.3 PARTES BÁSICAS DE UN EQUIPO DE PERFORACIÓN

28







































2.3.2.1 La torre ("Derrick").

32

2.3.2.2 La subestructura.

35

2.3.2.3 El malacate ("Draw-works").

36

2.3.2.4 Juego de poleas.

37

2.3.2.5 Elevador.

42

2.3.2.6 Cálculos necesarios sobre el sistema de levantamiento.

42

2.3.3 Sistema circulatorio de lodo.

46

2.3.3.1 Bombas de lodo ("Mud Pumps").

48

2.3.3.2 Conductos en superficie.

52

2.3.3.3 Tanques de Lodo ("Mud tanks").

53

2.3.4 Sistema rotatorio

56

2.3.4.1 La “Swivel”.

56

2.3.4.2 La “kelly” .

57

2.3.4.3 Mesa rotaria (“Rotary table”).

57

2.3.4.4 La sarta de perforación (”Drill String”)”.

58

2.3.4.5 Manejo de tubería.

67

2.3.4.6 Cálculos y Diseños.

68

2.3.4.6.1 Capacidad de un tubo

68

2.3.4.6.2 Capacidad anular

68

2.3.4.6.3 Desplazamiento

69

2.3.4.6.4 Diseño de la sarta de perforación

71







































2.3.5.2 Detección de un “Kick”.

78

2.3.5.3 Control de un “Kick”.

78

2.3.6 Sistema de monitoria del pozo.

83

2.4. OTROS SISTEMAS DE ROTACIÓN.

84

2.4.1. Sistema “Top Drive”.

84

2.4.2. Motores de fondo.

86

3. BROCAS PARA PERFORACIÓN ROTATORIA.

87

3.1 TIPOS DE BROCAS.

87

3.1.1 Brocas de conos.

87

3.1.2 Brocas de arrastre ó de fricción.

88

3.1.2.1 Brocas de paletas.

89

3.1.2.2 Brocas de diamante natural.

89

3.1.2.3 Brocas de diamante policristalino (PDC).

90

3.1.2.4 Brocas de Diamante Policristalino Termoestable (TSP).

91

3.2 CLASIFICACIÓN IADC DE LAS BROCAS.

91

3.2.1 Clasificación IADC de brocas de conos.

91

3.2.2 Clasificación IADC de brocas de arrastre.

92

3.3 SELECCIÓN Y EVALUACIÓN DE LA BROCA.

93

3.4 FACTORES QUE AFECTAN LA TASA DE PENETRACIÓN.

95

3.4.1 Tipo de broca.

96

3.4.2 Tipo de formación.

96







































3.5 GENERALIDADES PARA LA SELECCIÓN DE BROCAS.

97

4. REVESTIMIENTO DE POZOS.

98

4.1 ESPECIFICACIÓN DEL REVESTIMIENTO.

99

4.2 TIPOS DE REVESTIMIENTO.

104

4.2.1 Revestimiento de Superficie.

104

4.2.2 Revestimiento Intermedio.

105

4.2.3 Revestimiento de Producción.

106

4.2.4 Revestimien tos Auxiliares (“Liners”).

106

4.2.5 Tubo Conductor.

107

4.3 PARÁMETROS IMPORTANTES.

108

4.3.1 Resistencia a la Tensión.

108

4.3.2 Resistencia a las Presiones Externas.

113

4.3.3 Resistencia a las Presiones Internas.

121

4.4 DISEÑO DE SARTAS DE REVESTIMIENTO.

124

4.4.1 Programa de Revestimientos y Brocas

124

4.4.2 Factores de seguridad.

127

4.4.3 Diseño de sartas sencillas.

129

4.4.4 Diseño de las sartas combinadas.

132

5. CEMENTACIÓN DE POZOS.

137

5.1 MATERIALES USADOS EN LA CEMENTACIÓN DE POZOS.

138

5.1.1 Requisitos de los Cementos.

139









































5.1.4 Cementos Especiales.

145

5.1.5 Fluidos Espaciadores.

146

5.2 EQUIPO BÁSICO DE CEMENTACIÓN.

147

5.2.1 Equipo de Superficie.

147

5.2.2 Zapato Guía.

148

5.2.3 Collar Flotador.

148

5.2.4 Cabeza de Cementación.

149

5.2.5 Tapones de cementación.

149

5.2.6 Centralizadores.

150

5.2.7 Raspadores.

150

5.3 TIPOS DE CEMENTACIÓN.

151

5.3.1 Cementación Primaria.

151

5.3.2 Cementación Secundaria.

153

5.4 PRUEBAS DEL CEMENTO.

153

5.5 CÁLCULOS BÁSICOS EN UNA CEMENTACIÓN.

155

5.5.1 Volumen de Lechada.

155

5.5.2 Rendimiento del Cemento.

157









































5.7.1 Cementación con tubería de perforación.

162

5.7.2 Cementación por etapas.

163

5.7.3 Cementación de revestimientos auxiliares

164

5.7.4 Cementaciones remédiales.

166

5.8 TAPONES BALANCEADOS DE CEMENTO.

166

5.8.1 Uso de los Tapones de Cemento.

166

5.8.2 Métodos de Colocación.

167

5.8.3. Cálculos Tapón Balanceado.

168

5.8.4. Programa de Trabajo.

171

BIBLIOGRAFÍA

173

ANEXO: Problemas

175









































LISTA DE TABLAS Pág. Tabla 1.

Propiedades de algunos combustibles.

30

Tabla 2.

Propiedades de los cables de perforación más usados (6 x 19).

40

Tabla 3.

Eficiencia promedio del juego de poleas.

44

Tabla 4.

Distribución de cargas en las patas de la torre.

46

Tabla 5.

Resistencia a los esfuerzos de tubos de perforación API.

61

Tabla 6.

Dimensiones de los principales tubos de perforación API.

62

Tabla 7.

Peso en lbf /Pie /Pie de diversos tipos de collares de perforación.

63

Tabla 8.

Desplazamiento promedio de tubería de perforación. Rango 2.

70

Tabla 9.

Graduación del desgaste de las brocas.

93

Tabla 10.

Grados de acero reconocidos por el API

101

Tabla 11.

Dimensiones de los tubos de revestimiento más usados.

102

Tabla 12.

Propiedades de “Liners” API.

107

Tabla 13.

Constantes utilizadas en las ecuaciones 25 y 26.

110

Tabla 14.

Resistencia a la tensión en las uniones, de revestimientos API.

111









































LISTA DE FIGURAS Pág. Figura 1. Trampa estructural tipo falla y trampa estructural combinada

14

Figura 2. Ejemplos de trampas estratigráficas

15

Figura 3. Locación del pozo

17

Figura 4. Pozo en perforación

18

Figura 5. Contrapozo

18

Figura 6. Perforación por percusión o cable

19

Figura 7.

Equipo de perforación rotatoria

22

Figura 8.

Proceso de instalación de torre levadiza

23

Figura 9.

Plataforma Jack-up y plataforma enteriza

25

Figura 10.

Plataforma semisumergible

27

Figura 11.

Buque perforador

27

Figura 12.

Partes P artes básicas de un equipo de perforación

27

Figura 13.

Componentes del sistema de levantamiento

31

Figura 14.

Algunos ejemplos de torres

32









































Figura 22.

Bomba de lodo “triplex”

49

Figura 23. Shale shaker

53

Figura 24. Desilter & Mud Cleaner

53

Figura 25. Piscinas de desecho

54

Figura 26.

Sistema rotatorio

55

Figura 27.

Mesa rotaria

57

Figura 28.

Sarta de perforación

59

Figura 29. Tubería de perforación pesada

63

Figura 30. Estabilizadores

64

Figura 31.

65

Llaves manuales y de potencia para tubería de perforación

Figura 32. Cuñas para tubería de perforación

65

Figura 33. Esquema del sistema de control de pozo

76

Figura 34. Válvula tipo ariete

79

Figura 35. Válvula tipo anular

80

Figura 36. Ejemplo de sistema “Top Drive”

84

Figura 37. Partes del motor de fondo

85











































Figura 45. Cabeza de cementación

148

Figura 46. Centralizadores

149

Figura 47. Raspadores

150

Figura 48. Balance de presiones en el pozo durante cementación primaria

151

Figura 49. Esquema para el cálculo del volumen de lechada

155

Figura 50. Estado de las columnas de fluidos, mientras se coloca el tapón y después de retirar la tubería de trabajo.

168











































INTRODUCCIÓN

Este trabajo tiene por objeto proponer un texto guía que sirva de base para la asignatura Perforación I, perteneciente al núcleo básico profesional del programa curricular de Ingeniería de Petróleos.

Las operaciones y variables que se

involucran en la perforación de un pozo

son muchas; acá se desarrollan

únicamente los conceptos básicos que debe manejar un estudiante de pregrado tomando como referencia el programa de Perforación I, aprobado por la Facultad de Minas de la Universidad Universidad Nacional de Colombia. Temas tan importantes importantes como los fluidos de perforación y la perforación dirigida, entre otros, se dejan para ser trabajados en los cursos Fluidos de Perforación y Perforación II, pertenecientes al mencionado plan de estudios.











































1. GENERALIDADES Los hidrocarburos (líquidos, sólidos o gaseosos) son compuestos orgánicos y naturales constituidos por átomos de carbono e hidrógeno. El petróleo en su estado natural es una mezcla compleja de hidrocarburos de diferentes tipos, acompañados de algunos contaminantes que le inducen malas propiedades (azufre, vanadio, etc.). Después de ser ser extraídos, esos diferentes hidrocarburos, son sometidos a procesos de separación de los que se obtienen diversos productos cada uno con propiedades y usos especiales. El petróleo se formó hace millones de años como resultado de la transformación de materia orgánica (restos de organismos terrestres y acuáticos) que se acumuló en el fondo de océanos y lagos, y que al mismo tiempo fue recubierta por partículas de lodo, arcilla y arena traídos por los los ríos desde los los continentes. Al











































etc.) Hay espacios vacíos llamados llamados poros, en los que puede existir petróleo, pero si además esos poros son numerosos (la roca es porosa) e interconectados entre sí (la roca es permeable) la estructura será propicia para la acumulación de hidrocarburos. La roca en la cual se formó originalmente el petróleo, bajo las condiciones ya descritas, se denomina "roca madre". Una vez se formó el petróleo, y asistido de su estado natural fluido, la presión ejercida por los estratos o rocas superiores lo expulsó a través de los poros de las rocas y lo desplazó hacia sedimentos de más baja presión que se encontraban más cerca de la superficie terrestre.

Este fenómeno es conocido como como

"migración" del petróleo. La migración del petróleo se llevó a cabo a través de las rocas porosas y permeables que se encontraban cerca al sitio de origen, o a lo largo de grietas grietas y fracturas en las las rocas no permeables. Dicha migración pudo alcanzar distancias más o menos grandes, según los espesores de las rocas y el medio a través del cual fluyó. En ocasiones llegó hasta la superficie, donde paulatinamente se transformó en asfalto a medida que se evaporaron sus











































estratigráficas. Las estructurales son el producto de alguna deformación local (como plegamientos, fallas o combinación de las dos) del reservorio y de la cubierta.

Las trampas estratigráficas se forman por procesos distintos de la

deformación estructural: Los restos de un arrecife coralino sepultados por sedimentos permeables pueden formar una trampa; las capas sedimentarias pueden cambiar lateralmente en composición litológica, o pueden desaparecer para aparecer en otra parte como un diferente tipo de roca, tales cambios causan a menudo una disminución en la porosidad creando posiblemente una trampa. Otra roca impermeable denominada "roca cubierta" termina de cerrar el reservorio. La combinación de la roca acumuladora, la trampa y la roca cubierta forma el "yacimiento". Para que el yacimiento sea valioso, no basta con que el petróleo se acumule, es preciso que éste se encuentre en cantidades comercialmente explotables.













































El petróleo se encuentra generalmente acompañado por gas (mezcla de hidrocarburos livianos) y agua. Debido a la diferencia de densidades, en un yacimiento el gas se concentra en la parte superior, el petróleo en la parte intermedia y el agua en el fondo.

1.2 LOCALIZACIÓN DEL PETRÓLEO. Saber que existen trampas de petróleo es una cosa, localizarlas localizarlas es otra. Los más importantes métodos para localizar petróleo son: el levantamiento aéreo, la













































petroleras, siendo la inversión tal, que en muchas ocasiones se requiere la asociación de varias empresas especializadas en diferentes aspectos de la perforación. Los pasos a seguir son: Localizar donde se va a perforar el pozo (sitio exacto). Un pozo se clasifica como exploratorio (“wild CAT”) si se perfora con el propósito de descubrir un

nuevo yacimiento, o de desarrollo si se perfora con el fin de explotar un yacimiento conocido. Usualmente son los geólogos quienes recomiendan la localización de los pozos exploratorios, mientras que el departamento de ingeniería de yacimientos recomienda la localización de los pozos de













































perforado. En algunos casos, el contrato se se basa en costo/pie hasta cierto cierto punto o formación, y en costo/día en adelante. El siguiente paso es la preparación de la locación, la construcción de vías de acceso y el traslado e instalación del equipo.













































1.4 PERFORACIÓN CON EL MÉTODO DE PERCUSIÓN O CABLE. Este fue el primer método importante utilizado para perforar pozos de petróleo. Se usó durante el siglo XIX y en las dos primeras décadas décadas del siglo XX. Todavía se usa hoy para perforar pozos de agua poco profundos en formaciones duras. El método consiste esencialmente en perforar un pozo mediante golpes repetidos con una broca fija a una sarta de perforación (un trozo largo de acero suspendido de un cable cable de perforación). La sarta provee el peso necesario para forzar la broca en el interior interior del suelo. El agujero se mantiene vacío, excepto excepto por un poco de agua en el fondo. Después de perforar unos pocos pies, se retira la broca y se













































2. PERFORACIÓN ROTATORIA

2.1 INTRODUCCIÓN. Con pocas excepciones, todos los pozos petrolíferos y/o gasíferos perforados hoy en día utilizan utilizan el método rotatorio, el cual fue introducido alrededor de 1.900. En el se usa una broca cuya función es crear un agujero mediante la rotura de la roca















































La sarta de perforación debe ser sacada cada vez que sea necesario cambiar la broca, la cual se gasta con el uso. Para esta operación la tubería se saca de a 1, 2, ó 3 tubos dependiendo de la capacidad de la torre. Después del cambio de la





























































































2.2.1.2 Equipos móviles. Se pueden dividir como se muestra a continuación. Torre levadiza ("jacknife" o "cantiléver"): La torre se arma por paquetes















































2.2.2.1 Equipos soportados en el fondo (1,8). Plataformas: Son usadas tanto para perforación como para producción.















































Barcaza ("bargue"): También conocidos como equipos sumergibles. Generalmente son usados para perforar en aguas tierra adentro (lagos,































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































Tabla 6. Dimensiones de los principales tubos de perforación, API (3).

Diámetro

Peso

Diámetro

Diámetro útil para

Externo

Nominal

Interno

desplazamiento de

(pulg)

(lbf/pie)

(pulg)

herramientas (pulg)

2-3/8

4,85

1,995

1,437

2-3/8

6,65

1,815

1,125

2-7/8

6,85

2,441

1,875

2-7/8

10,40

2,151

1,187

3-1/2

9,50

2,992

2,250

3-1/2

13,30

2,764

1,875

3-1/2

15,50

2,602

1,750

4

11,85

3,476

2,937

4

14,00

3,340

2,375

4-1/2

13,75

3,958

3,156

4-1/2

16,60

3,826

2,812

4-1/2

20,00

3,640

2,812

5

16,25

4,408

3,750

5

19,50

4,276

3,687

5-1/2

21,90

4,778

3,812

5-1/2

24,70

4,670

3,500

5-9/16

19,00

4,975

4,125

5-9/16

22,20

4,859

3,812

5-9/16

25,25

4,733

3,500

6-5/8

22,20

6,065

5,187

6-5/8

25,20

5,965

5,000

6-5/8

31,90

5,761

4,625







































Tabla 7. Peso en lbf/pie de diversos tipos de collares de perforación (3). Diámetro Externo (pulg) 2-7/8 3 3-1/8 3-1/4 3-1/2 3-3/4 4 4-1/8 4-1/4 4-1/2 4-3/4 5 5-1/4 5-1/2 5-3/4 6 6-1/4 6-1/2 6-3/4 7 7-1/4 7-1/2 7-3/4 8 8-1/4 8-1/2 9 9-1/2 9-3/4 10 11 12

Diámetro Interno (pulg) 1 19 21 23 26 30 35 40 43 46 51

1-1/4 1-1/2 1-3/4 18 20 22 24 29 33 39 41 44 50

16 18 20 22 27 32 37 39 42 48 54 61 68 75 82 90 98 107 116 125 134 144 154 165 176 187 210 234 248 261 317 379

35 37 40 46 52 59 65 73 80 88 96 105 114 123 132 142 152 163 174 185 208 232 245 259 315 377

2

32 35 38 43 50 56 63 70 78 85 94 102 11 120 130 139 150 160 171 182 206 230 243 257 313 374

2-1/4 2-1/2

29 32 35 41 47 53 60 67 75 83 91 99 108 117 127 137 147 157 168 179 203 227 240 254 310 371

44 50 57 64 72 79 88 96 105 114 124 133 144 154 165 176 200 224 237 251 307 368

3

64 72 80 89 98 107 116 126 136 147 158 169 192 216 229 243 299 361

3-1/4 3-1/2 3-3/4

60 68 76 85 93 103 112 122 132 143 154 165 188 212 225 239 295 357

72 80 89 98 108 117 128 138 149 160 184 209 221 235 291 352

93 103 113 123 133 144 155 179 206 216 230 286 347

4

84 93 102 112 122 133 150 174 198 211 225 281 342







































Acoples o sustitutos. Me permiten unir dos roscas diferentes en cuanto a tipo o diámetros. Pueden ser: caja-pin, caja-caja y pin-pin. Se conocen también como “crossover”. Uno de los sustitutos más comunes es el “ bit-sub” el cual

une la broca con los collares; es un acople caja-caja. Tubería de perforación pesada (“Heavy weight drill pipe”). Son tubos de

perforación de pared gruesa (menor diámetro interno que los normales). Poseen abultamientos externos en el cuerpo del tubo y sus uniones son mas largas. Pueden trabajar en compresión o en tensión y se colocan entre la tubería de perforación y los collares, para suavizar el cambio de rigidez y de diámetro externo en la sarta.

Figura 29. Tubería de perforación pesada Estabilizadores (“Stabilizer sub”).







































distribuidos en la sarta. Generalmente se colocan cerca de la broca o en los collares.

Figura 30. Estabilizadores

Herramientas para el manejo de tubería. Llaves manuales (”Manual Tongs”). Son llaves de potencia operadas manualmente y utilizadas para apretar y aflojar conexiones de la sarta. Van colgadas de cables a la torre y provistas de un contrapeso para su fácil manejo. Poseen quijadas reemplazables. Se comunican con los cabeza de gato con cadenas. Para apretar se usa el cabeza de gato derecho y para aflojar el izquierdo.

Llaves de Potencia (”Power Tongs”). También se usan para apretar y aflojar conexiones de la sarta. Son llaves operadas hidráulica o neumáticamente.







































Figura 31. Llaves manuales y de potencia para tubería de perforación en la mesa rotaria y cuya función es soportar Cuñas. Accesorios que encajan en la sarta por contacto radial de superficies dentadas. Pueden ser manuales, neumáticas o hidráulicas.

Figura 32. Cuñas para tubería de perforación Grapas de Seguridad. Son cuñas que se ajustan a los collares con tornillos, para evitar que éstos se resbalen de las cuñas de la rotaria.

Martillos. Se colocan arriba de los collares para ser usados en caso de que la sarta se pegue. Pueden ser mecánicos o hidráulicos.









































2.3.4.5

Manejo de tubería. Los tubos deben ser manejados con cuidado para

evitar que fallen durante la perforación y asegurar una mayor vida útil. A continuación se dan algunas recomendaciones generales para el manejo de los tubos que conforman la sarta: Se deben colocar protectores a las roscas. No golpear, ni dejar caer la tubería de grandes alturas. Siempre, almacenar los tubos sobre burros correctamente espaciados. Lavar y engrasar las roscas antes y después de cada conexión. Conectar los tubos apretando con el torque adecuado. No se debe exceder la resistencia a la torsión que recomienda el fabricante. Instalar las llaves en las uniones. Revisar periódicamente la tubería. Calibrar el diámetro en el centro y en los extremos. Revisar que las roscas no tenga talladuras ni golpes.

Si los posee, es

necesario rectificar la rosca haciendo una nueva sobre el metal del cuerpo del tubo. Revisar que la rosca no esté fisurada. Se observan principalmente los valles,









































Revisar el borde de la rosca. Este debe estar pulido y perpendicular a la línea de centro de las roscas. Para corregir esta falla se usan discos esmeriladores que pulen de nuevo la cara. Aplicar inhibidores de corrosión.

2.3.4.6 Cálculos y Diseños. 2.3.4.6.1 Capacidad de un tubo. El término se refiere al volumen que hay al interior del tubo, por unidad de longitud. Se calcula como: Vi C ID

2

(18)

Vi: capacidad interna del tubo, pie 3/pie (m3/m) ID: diámetro interno del tubo, pulg. (m). C: constante que depende de las unidades usadas = 0,00545 (0,7854) 2.3.4.6.2 Capacidad anular. Se refiere al volumen que se encierra en el anular hueco-tubería, por unidad de longitud. Se aplica también al anular que se forma entre dos tubos concéntricos (por ejemplo el anular revestimiento-tubo de









































2.3.4.6.3 Desplazamiento. Es el volumen sólido del tubo, por unidad de longitud. Para calcularlo se tiene:

VD C* OD2 ID2

(20)

VD : Capacidad anular, pie3/pie (m3/m).

OD: diámetro externo del tubo, pulg. (m). ID: diámetro interno del tubo, pulg. (m). C: constante que depende de las unidades usadas = 0,00545 (0,7854) En la ecuación 19, no se tiene en cuenta el efecto del mayor espesor de las uniones.

Cuando se requiere un dato más exacto se debe recurrir a tablas tablas

elaboradas por las compañías fabricantes de tubería (tabla 8).









































Tabla 8. Desplazamiento promedio de tubería de perforación-Rango 2 (1). Diámetro

Peso

Externo

Nominal

Tipo de

en el aire

(pulg)

(lbf/pie)

unión

(lbm/pie)

pie/bbl

bbl/pie

2-3/8

6.65

IF

6.90

398.42

0.00251

2-7/8

10.40

IF

10.90

251.9

0.00397

SH

10.40

263.0

0.00379

FH

13.90

197.6

0.00506

SH

13.40

204.9

0.00480

IF

13.80

199.2

0.00502

15.50

IF

16.02

171.5

0.00583

14.00

FH

15.10

181.8

0.00550

IF

15.10

176.1

0.00568

FH

17.80

154.3

0.00648

XH

18.00

152.7

0.00655

SH

17.00

161.6

0.00619

IF

17.70

155.3

0.00644

XH

21.40

128.5

0.00778

FH

21.30

129.0

0.00775

3-1/2

4 4-1/2

13.30

16.60

20.00

Peso real

Desplazamiento









































2.3.4.6.4 Diseño de la sarta de perforación. Las sartas de perforación se deben diseñar de forma que permitan: Dar peso a la broca. Reducir al mínimo las vibraciones de la sarta. Optimizar el rendimiento de la broca. Perforar un hueco de diámetro constante (pleno calibre) y con mínima desviación. De acuerdo a los esfuerzos y presiones que se generan en el pozo, se selecciona la tubería que se debe usar para que se cumplan los objetivos planteados, sin que la tubería falle. El API (3) recomienda la siguiente secuencia de cálculos que se deben realizar.

Número de collares a utilizar: depende del peso que se le debe colocar a la broca para que se perfore en forma óptima. Este, es recomendado por los fabricantes de brocas y depende del tipo de éstas que se utilice. En el capítulo 3 se desarrollará mejor este aspecto. El peso que se le coloque a la broca debe provenir de los collares (pueden trabajar en compresión) teniendo en cuenta el efecto del empuje del fluido de perforación que hay en el hueco. Este empuje se considera al multiplicar el peso del tubo en el aire por el factor de











































Ldc

: longitud de cada collar, pie (m).

B

: factor de boyanza (ecuación 7).

Fs

: facto de seguridad (se recomienda tomarlo igual a 0,85). : ángulo del hueco con respecto a la vertical.

Si se debe recurrir a varios tipos de collares, el peso total sobre la broca se debe distribuir entre ellos. En caso de no disponer del número de collares suficiente para proveer el peso necesario, lo que haga falta se ajusta adicionando a la sarta tubería de perforación pesada (“heavy weight”):

WB NHW NHW

FS

C a L dc NC NC d B

C HW L HW B

Donde:

NHW : número de tubos de perforación pesados necesarios.

(22)











































Al diseñar la sarta de perforación se busca seleccionar el tipo de tubería de perforación (grado de acero) que resista todos los esfuerzos que se generan en el pozo y que haga el diseño lo más económico posible. Para ello se combinan varios grados de acero de forma que se utilicen los tubos más resistentes en aquellos puntos donde los esfuerzos son más críticos, y los tubos más económicos donde no se presentan mayores problemas. Lo anterior hace que a través de la sarta se tengan varias secciones de tubería, cada una de longitud diferente dependiendo de su resistencia a los esfuerzos presentes. Los esfuerzos que soporta la tubería son: Presión interna: el punto crítico, para una sección dada, se encuentra en su extremo superior. Esta presión la genera el fluido de perforación que hay en el interior de la sarta. Se calcula con la siguiente ecuación: Pi

( Pd Ph

ΔP

ΔP ds

) * FS

(23)











































El valor calculado con la ecuación 23, debe ser menor que la resistencia al estallido (presión interna) dada en la tabla 5. Presión de colapso: se debe a la columna de fluido que hay en el anular huecosarta de perforación. Para una sección dada, el punto mas crítico se encuentra en su extremo inferior, cuando la tubería está vacía por dentro. Se recomienda calcularla con la siguiente ecuación:

Pc

ρ m Hi

C

* FS

(24)

Pc: presión de colapso ejercida sobre el extremo inferior de la sección, lpc(Pa). Hi: profundidad a la que se encuentra el extremo inferior de la sección, pie (m). m

: densidad del fluido de perforación, lbm/gal (Kg/m 3).

C= 19,251 (0,102).











































su resistencia a ellos. ellos. Se considera que en el fondo del pozo las fuer fuerzas zas que actúan longitudinalmente son las mas críticas o las que tienden en mayor grado a deformar la tubería. Conocidos los tipos de tubería disponibles, se procede a calcular la longitud de cada sección. Como el cálculo comienza de abajo hacia arriba, para la primera sección se puede utilizar el tipo de tubería menos fino ya que sobre ésta los esfuerzos por tensión son menores. La última sección deberá soportar mayores esfuerzos de este tipo, por lo tanto en ella se debe usar un acero de más calidad. Es claro que cada sección estará conformada por varios tubos. Una vez calculada la longitud de cada sección se verifica si la tubería seleccionada resiste las otras fuerzas que se presentan (presiones externas e internas). Obviamente la suma de las longitudes de las secciones de tubería, incluyendo los collares, me dará la profundidad total del pozo que se va a perforar. Para cada uno de los esfuerzos anteriores, si después de confrontar valores, el esfuerzo real es mayor que la resistencia de la tubería se debe











































B

: factor de boyanza (ecuación 7).

OP

: margen de esfuerzo adicional disponible (“Over pull”), lbf (N).

El margen de esfuerzo adicional (“Over Pull”) es la diferencia que se quiere

tener entre la resistencia de la tubería a la tensión y la magnitud real del esfuerzo al que es sometida la tubería. Este margen se deja para prevenir esfuerzos adicionales que se puedan presentar, como por ejemplo el generado al tensionar la sarta en casos de pega de la misma.

2.3.5 Sistema de Control de Pozos. Este sistema previene el flujo incontrolado de fluidos de la formación hacia hacia el pozo. Cuando la broca penetra una formación permeable que tiene una presión mayor que la hidrostática ejercida por el fluido de perforación, los fluidos de la formación empezarán a desplazar el lodo del pozo. Se denomina “Kick”, a e se flujo repentino de fluidos de la formación dentro del

pozo, en presencia del fluido de perforación.

























































































2.3.5.1 Prevención de un flujo imprevisto. Durante la perforación de un pozo la prevención de un flujo imprevisto de fluidos de la formación hacia el pozo se logra utilizando un fluido de perforación de una densidad tal, que su columna hidrostática ejerza una presión mayor que la que tiene la formación que se atraviesa. Lo importante es utilizar el fluido de perforación adecuado. Cuando se hace un viaje de tubería, la circulación del fluido de perforación se detiene y se retira un volumen significativo de tubería es removido del hueco. Esto hace que el nivel del fluido en el pozo baje, disminuyendo la presión hidrostática de la columna y posibilitándose la formación de un “Kick”. Para prevenirlo se debe













































colocado en la línea por donde r etorna etorna el lodo (“flow line”). Además, se tiene un medidor de strokes de la bomba. La diferencia entre estos dos datos me indican ganancia o pérdida de flujo. Si el flujo por el “flow “flow line” es mayor, puede estar ocurriendo un “kick”. Si es menor hay pérd idas de circulación.

Cuando se está haciendo un viaje, la detección se hace por medio de un indicador de hueco lleno. El propósito de éste es medir el volumen de lodo requerido para llenar el hueco cuando se han sacado X tubos. Si el volumen de lodo requerido para llenar el hueco es menor que el volumen de los tubos removidos, un “kick”

puede estar en progreso.













































Figura 34. Válvula tipo ariete



























































































de cilindros, cilindros, pre cargado con nitrógeno también puede ser usado.

Los

acumuladores están equipados con un sistema regulador de presión, de forma que si los acumuladores se descargan la bomba comienza a funcionar automáticamente, cargando de nuevo los cilindros.















































Un panel de control para operar las BOP'S se coloca en el piso de la torre para un fácil acceso del perforador. Los controles están marcados claramente y son identificables con el arreglo de BOP'S que se tenga. Los arreglos de BOP'S pueden variar mucho y dependen de la magnitud de la presión de formación en el















































Manómetros. Son indicadores de presión de las bombas. Deben ubicarse junto al perforador para captar anomalías y actuar en forma rápida. Una variación en la presión indica un problema que debe ser ubicado.















































“Kelly”, la “Kelly bushing” y la mesa rotaria. La rotación se genera en un motor

hidráulico incorporado al ”power -swivel”. Estos aparatos aparatos están disponibles en un amplio rango de velocidades y combinaciones de torques.















































conectar en la “ratonera”. Con el sistema “Top Drive” el tiempo gastado en esta

maniobra se reduce ostensiblemente

2.4.2. Motores de fondo. Cuando se requiere desviar el pozo y mientras se































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































Tabla 18. Resistencia a la presión interna de revestimientos API (4) Diámetro Peso Externo (pulg) (lbf/pie) 4,500 9,500 4,500 11,600 4,500 13,500 4,500 15,100 5,000 11,500 5,000 13,000 5,000 15,000 5,000 18,000 5,500 13,000 5,500 14,000 5,500 15,500 5,500 17,000 5,500 20,000 5,500 23,000 6,000 15,000 6,000 18,000 6,000 20,000 6,000 23,000 6,000 26,000 6,625 17,000 6,625 20,000 6,625 24,000 6,625 28,000 6,625 32,000 7,000 17,000 7,000 20,000 7,000 23,000 7,000 26,000 7,000 29,000 7,000 32,000 7,000 35,000 7,000 38,000 7,625 20,000 7,625 24,000 7,625 26,400

Espesor

BETA

(pulg) 0,205 0,250 0,29 0,337 0,220 0,253 0,296 0,362 0,228 0,244 0,275 0,304 0,361 0,415 0,238 0,288 0,324 0,380 0,434 0,245 0,288 0,352 0,415 0,475 0,231 0,272 0,317 0,362 0,408 0,453 0,498 0,540 0,250 0,300 0,328

21,951 18,000 15,517 13,353 22,727 19,763 16,892 13,812 24,123 22,541 20,000 18,092 15,235 13,253 25,210 20,833 18,519 15,789 13,825 27,041 23,003 18,821 15,964 13,947 30,303 25,735 22,082 19,337 17,157 15,453 14,056 12,963 30,500 25,417 23,247

Resistencia a la presión interna, lpc Grado Grado Grado Grado Grado F25 H40 J55 N80 P110 1993 3189 4385 5347 7778 10694 9022 12406 14416 1925 4235 4870 5698 8288 11396 10136 13937 1814 3105 4270 4813 5320 7738 10640 9189 12635 10564 14525 1735 3360 4620 6720 7560 8867 12192 13924 1618 3043 4184 5114 7438 10228 8770 12058 10038 13802 1444 2310 2720 3740 4359 6340 4978 7240 9955 8160 11220 9060 12458 9960 13695 10800 14850 1434 2754 4140 6022







































Tabla 18. (Continuación) Diámetro Externo (pulg) 8,625 8,625 8,625 8,625 8,625 8,625 8,625 9,625 9,625 9,625 9,625 9,625 9,625 9,625 10,750 10,750 10,750 10,750 10,750 10,750 10,750 11,750 11,750 11,750 11,750 11,750 13,375 13,375 13,375 13,375 13,375 16,000 16,000 16,000 16,000 20,000

Peso

Espesor

BETA

(lbf/pie) 24,000 28,000 32,000 36,000 40,000 44,000 49,000 29,300 32,300 36,000 40,000 43,500 47,000 53,500 32,750 40,500 45,500 51,000 55,500 60,700 65,700 38,000 42,000 47,000 54,000 60,000 48,000 54,500 61,000 68,000 72,000 55,000 65,000 75,000 84,000 94,000

(pulg) 0,264 0,304 0,352 0,400 0,450 0,500 0,557 0,281 0,312 0,352 0,395 0,435 0,472 0,545 0,279 0,350 0,400 0,450 0,495 0,545 0,595 0,300 0,333 0,375 0,435 0,489 0,330 0,380 0,430 0,480 0,514 0,312 0,375 0,438 0,495 0,438

32,670 28,372 24,503 21,563 19,167 17,250 15,485 34,253 30,849 27,344 24,367 22,126 20,392 17,661 38,530 30,714 26,875 23,889 21,717 19,725 18,067 39,167 35,285 31,333 27,011 24,029 40,530 35,197 31,105 27,865 26,021 51,282 42,667 36,530 32,323 45,662

Resistencia a la presión interna, lpc Grado Grado Grado Grado Grado F25 H40 J55 N80 P110 1339 2946 2467 2857 3928 4464 6493 7304 10043 8116 11159 9041 12432 1277 2269 2560 3520 3950 5745 6327 8700 6865 9440 7927 10900 1135 1817 2279 3134 3581 4029 5860 8058 6447 8864 9759 10655 1117 1984 3072 3563 4006 5826 1079 1727 2735 3094 3454 5380 853 1641 2635 2978 958 1533







































4.4 DISEÑO DE SARTAS DE REVESTIMIENTO.

4.4.1 Programa de Revestimiento y Brocas. Antes de colocar la sarta, inclusive antes de perforar, es importante programar los tamaños (diámetros) de revestimientos que se van a bajar, lo cual influirá obviamente sobre el tamaño de las brocas que se puedan correr en el pozo. Al seleccionar el tamaño de los revestimientos se deben tener en cuenta factores como: Costos de perforación: al aumentar el diámetro del hueco aumentan los costos de perforación y completamiento. Equipos que se desea instalar en el pozo: esto depende de los métodos de producción esperados, de las posibilidades de completamiento múltiple, del tipo de fluido a producir, etc. Producción estimada: el tamaño de los revestimientos fija el tamaño de la tubería de producción que se pueda instalar. Número de sartas de revestimiento: si las condiciones de perforación esperadas implican el uso de una o más sartas intermedias, el diámetro máximo de la tubería de producción es limitado. Experiencias del área: la experiencia que se tenga de otros pozos en áreas y situaciones similares son determinantes a la hora de seleccionar el diámetro del revestimiento.







































Lo primero que se debe definir es el (los) tamaño(s) posible de la tubería de producción (diámetro externo) teniendo en cuenta los factores mencionados. Este me define el tamaño de la sarta de revestimiento de producción y de la broca que se debe usar para perforar este hueco, la cual a su vez debe pasar por el interior del revestimiento revestimiento intermedio intermedio quedando también definido su tamaño. De esta esta forma se continúa hasta seleccionar el tamaño de la broca que perforará el hueco de superficie. En la selección del tamaño del hueco (o broca) por el que pase un revestimiento dado, es necesario considerar el diámetro de la unión y proveer un espacio libre suficiente para la costra de lodo y para los raspadores y los centralizadores. Además, se deben tener en cuenta ciertas condiciones del hueco, como derrumbes e irregularidades del mismo.

La tabla tabla 19 recomienda el mínimo

tamaño de broca que debe ser usado para perforar un hueco en el que se puedan bajar los diferentes tamaños de revestimientos API.

Figura 42. Ejemplo de programa de revestimiento y brocas.







































En resumen el procedimiento recomendado es el siguiente: Se selecciona el tamaño (diámetro externo) del revestimiento de producción de acuerdo al tamaño (diámetro externo) de la tubería de producción (tener en cuenta las pautas dadas anteriormente). De la tabla 19 selecciono el mínimo tamaño de broca que debe usarse para perforar un hueco en el que quepa este tamaño de revestimiento.

Si la la

formación es muy blanda debe tomarse una broca más grande. Tabla 19. Tamaños de brocas recomendados recomendados para correr revestimientos API API (4,9) Diámetro externo

Diámetro

Espacio hueco-

Mínimo tamaño

Mínimo tamaño

del revestimiento

de la unión

revestimiento

de hueco

de broca

(pulg)

(pulg)

(pulg)

(pulg)

(pulg)

4,500

5,000

1,000

6,000

6

5,000

5,563

1,250

6,813

7

5,500

6,050

1,250

7,300

7-3/8

6,000

6,625

1,750

8,375

8-3/8

6,625

7,390

1,750

9,140

9-1/2

7,000

7,656

2,000

9,656

9-3/4

7,625

8,500

2,500

11,000

11

8,625

9,625

3,000

12,625

13-3/4

9,625

10,625

3,25

13,875

14-3/4

10,750

11,750

3,25

15,000

15

11,750

12,750

3,500

16,250

17

13,375

14,375

3,500

17,875

18

16,000

17,000

3,500

20,500

20-3/4

20,000

21,000

3,500

24,500

25-1/2









































sección 4.1, debe ser mayor que la broca que vaya a pasar por su interior. Este diámetro se conoce de la tabla 11. Si son necesarios mas revestimientos intermedios se repiten los dos pasos anteriores. Si no es necesario ningún revestimiento intermedio se omiten los pasos 2 y 3. Con la ayuda de la tabla 19 se selecciona el tamaño de broca requerido para perforar el hueco intermedio. El revestimiento de superficie debe permitir el paso de la broca seleccionada en el paso anterior. Nuevamente se va a la tabla 11 para seleccionar su diámetro externo. Finalmente se determina el tamaño de las brocas para perforar el hueco de superficie usando la tabla 19. Este procedimiento se da a manera de recomendación. El ingeniero puede basarse en otros conceptos para elaborar el programa.

4.4.2 Factores de seguridad. La resistencia a la tensión en las uniones (R TC, RTL), la carga axial por tensión (F m), la presión de colapso (Pc o Pcc) y la resistencia a la presión interna (P i), indican las máximas fuerzas desarrolladas a las cuales el revestimiento puede estar sujeto sin que falle. Sin embargo, no es









































FSc = PCC/Pe

(37)

FSi = Pi/Pf

(38)

Donde:

FST, FSa, FSc, FSi: factores de seguridad para la resistencia a la tensión en las uniones, la carga axial por tensión, la presión de colapso y la resistencia a la presión interna respectivamente.

RT, Fa, Pcc, Pi: resistencia a la tensión en las uniones, carga axial por tensión, presión de colapso corregida y resistencia a la presión interna respectivamente.

W: peso de la tubería que cuelga del punto de análisis Pe: presión externa que actúa sobre el punto de análisis. Normalmente se debe a la columna de fluido de perforación que hay en el anular.

Pf : presión interna que actúa sobre el punto de análisis. Normalmente se debe a la presión de formación en el fondo del pozo.

Los factores de seguridad son mayores o iguales de uno, dependiendo principalmente de:









































La confiabilidad y aproximación de las suposiciones de cargas reales usadas para el diseño. La posibilidad y consecuencias de un fracaso. En general, para el diseño, se usan las las peores condiciones posibles. Por ejemplo para el colapso, es común asumir que la tubería está vacía y que la presión externa resulta de la columna ejercida por el fluido de perforación en el anular. Cuando se considera la presión interna se asume que la presión externa es cero y que la presión interna se debe a la presión del yacimiento (presencia de un "reventón").

Finalmente en los cálculos de cargas axiales se desprecian las

fuerzas boyantes. En la mayoría de los casos, los factores de seguridad por colapso varían entre 1,0 y 1,5, por estallido entre 1.0 y 1,75 y por tensión y cargas axiales entre 1,5 y 2,0,

4.4.3 Diseño de sartas sencillas. Como ya se mencionó una sarta sencilla es aquella que está conformada por una sola sección de tubería, es decir todos los tubos son iguales (tipo de unión, diámetro interno, peso nominal, etc). Normalmente el revestimiento de superficie es una sarta sencilla.









































revestimiento, programa del fluido de perforación (densidades usadas), gradiente de presión de formación y factores de seguridad a usar. El procedimiento es el siguiente: 1) Se descarta de la tubería disponible, aquella que presente problemas por estallido. El punto más crítico se presenta cuando al seguir perforando ocurre un un "reventón" y toda la presión del yacimiento actúa al interior del revestimiento (anular revestimiento-tubería de perforación). Para ello se requiere conocer la presión de formación, valor que se compara con la resistencia a la presión interna (Pi) de la tubería (tabla 18). Se debe cumplir que: Pi > Pf *FS *FSi

(39)

Donde:

Pi:

resistencia a la presión interna (tabla 18), lpc (Pa).

Pf :

presión de formación en el fondo del pozo, lpc (Pa).

FSi:

factor de seguridad por estallido.

2) La situación más crítica por colapso se asume cuando la tubería está vacía y toda la columna hidrostática de lodo en el anular actúa sobre la tubería externamente. Por lo tanto, el punto más crítico será en el fondo del pozo y la









































l:

densidad del fluido de perforación, lbm/gal (Kg/m3).

h:

profundidad de asentamiento del revestimiento, pies (m).

C:

constante que depende de las unidades usadas = 0,052 (9,8).

De los tubos no descartados en el paso 1, y con ayuda de la tabla 17, se selecciona la tubería cuya resistencia al colapso sea mayor que el valor obtenido con la ecuación 40. De todas las posibilidades se escoge la menos costosa, la cual corresponde generalmente a la de menor peso nominal. Esto ayuda adicionalmente a que las cargas axiales sean menores. 3) Debido a las cargas axiales la resistencia al colapso (Pc) hay que corregirla, para lo cual se usa la ecuación 32. Si Pcc es mayor que Pe, la tubería seleccionada es la adecuada. En caso contrario, se escoge una tubería de mayor resistencia al colapso y repito este paso. 4) Se verifica si el revestimiento seleccionado resiste a las cargas axiales. Para ello se asume, por costos, que se usarán uniones cortas y se obtiene el valor de RTC y Fa de las tablas 14 y 15 respectivamente. El punto mas crítico por tensión se encuentra en el tope de la sarta, punto en el cual se debe cumplir que: RTC > W * FS T

(41)

F > W * FS

(42)











































Si tampoco se cumple la condición 43 se debe seleccionar otra tubería, de mayor resistencia a las cargas axiales y repetir los pasos 3-4. Finalmente la tubería que se selecciona es aquella que cumple con las condiciones establecidas en los pasos anteriores. Recuerde que en lugar de las tablas planteadas en este procedimiento, también es posible usar las ecuaciones respectivas (sección 4.3).

4.4.4 Diseño de las sartas combinadas. Como ya se mencionó una sarta combinada es aquella que está conformada por varias secciones de tubería. Se usan para satisfacer los factores de diseño deseados con los menores costos posibles. Nuevamente en este diseño se deben tener en cuenta las condiciones más críticas. Si las fuerzas que tratan de colapsar la tubería se deben a la presión hidrostática ejercida por el fluido de perforación, éstas serán máximas en el fondo del pozo y mínimas en superficie. Por el contrario, las fuerzas que tratan de fallar el revestimiento longitudinalmente se deben al peso de la sarta, y serán máximas











































2.1)

Calcular la la presión externa en el punto mas crítico crítico de la sección (parte inferior) utilizando la ecuación 40.

2.2)

Seleccionar el tipo de tubería a usar, de forma que su resistencia al colapso, Pc (1), sea mayor que la presión calculada en 2.1.

2.3)

Seleccionar el tipo de tubería que conformará la sección 2. Esta se ve menos afectada por las presiones externas que la sección 1, por lo que se puede seleccionar un tipo de tubería cuya resistencia al colapso, Pc (2), sea menor que menor que Pc (1).

2.4)

Para la sección 2, el punto mas crítico por colapso se encuentra a su profundidad de asentamiento, X 2. El valor de X 2 define la longitud de la sección 1. Pc (2), se ve afectada por el peso de la sección 1, y por tanto se debe corregir su valor. Para ello uso la ecuación 32, teniendo en cuenta el siguiente procedimiento:











































2.4.3 Calcular K con la ecuación 33, teniendo en cuenta que t y R TP son propiedades de los tubos seleccionados para la sección 2. 2.4.4 Calcular Pcc (ecuación 32). Como P cc es menor que P c, debo recalcular X 2, lo que lleva a recalcular P (1) y P c. Lo anterior obliga a introducir un procedimiento iterativo, en el que se repiten los pasos 2.4.1-2.4.4, hasta que dos P cc calculados consecutivamente sean prácticamente iguales. Cuando esto ocurra, el último P cc calculado es el real. 2.5

Se determina la longitud real de la sección 1. El último P cc calculado en el paso 2.4.4, permite calcular el valor real de X 2, con la ecuación 44.

L (1) = L - X 2.

(46)

2.6 Finalmente se Calcula, teniendo en cuenta las cargas axiales, la longitud máxima posible para la sección:











































W (1):

peso nominal de la sección 1, lbf/pie (N/m).

Si L (1)máx es mayor que L(1), la tubería seleccionada no presentará problemas debido a las cargas axiales. En caso contrario habrá que seleccionar otra tubería más resistente, y comenzar de nuevo los cálculos. 3) Se determina la longitud de la la sección 2. Para ello repito los pasos 2.3-2.6 teniendo en cuenta que los subíndices de las ecuaciones se deben redefinir y que:

X3

Pc 3 C * FS c *

(49) l

P (2) = 1,2 * B * (w(1) * L(1) + w(2) * (X 2-X3))

(50)

L (2) = X2 - X3.

(51)











































L (2) = Xi - Xi+1.

Wi

Wi

má x

má x

L(i) máx

(56)

R TC (ó R TL ) FS T (Fa ) i

i

1

FS a

j

1

W(i) MÁX w(i)

i

i

1

j

1

w j * L j

w j * L j

ó

(57)

(58)

5) A medida que la profundidad disminuye, el colapso pierde importancia y comienzan a prevalecer las cargas axiales. Llega un momento en el cual L

(i)máx es menor que Xi (paso 2.3), lo que quiere decir que con esta sección no puedo completar el revestimiento y no se puede seleccionar para la sección (i+1) una tubería menos resistente. A partir de ese punto se le debe dar prelación a las cargas axiales sobre el colapso y la longitud de la sección se













































5. CEMENTACIÓN DE POZOS.

Cada sarta de revestimiento debe cementarse, una vez puesta en su lugar. Para ello se prepara una mezcla de cemento y agua que se bombea a través de la tubería y se coloca en el espacio anular hueco-revestimiento. La cantidad de mezcla que se bombee depende del volumen del espacio anular que se desea cementar y de la altura hasta la cual se quiere hacer llegar la lechada en dicho













































El cemento protege la tubería de sustancias corrosivas que existen en las formaciones que atraviesa el pozo. El cemento protege el revestimiento de presiones externas. El cemento sella zonas no productivas y zonas zona s con fluidos no deseables.













































correctivos muy complejos.

El conocimiento del equipo y de la mezcla es

fundamental.

5.1.1 Requisitos de los Cementos. La viscosidad debe ser controlada constantemente. La lechada de cemento debe poseer una viscosidad tal, que permita un desplazamiento eficiente desde superficie para colocarla en la posición deseada por medio del equipo de bombeo del que se disponga, además de permitir una buena adherencia













































Debe ser químicamente inerte a cualquier formación o fluido con que pueda estar en contacto. Debe ser lo suficientemente estable para no deteriorarse, descomponerse o perder propiedades durante el tiempo que esté en uso, que puede ser de muchos años (buen tiempo de consistencia). El cemento debe ser impermeable, cuando ha fraguado, para que los fluidos no fluyan a través de él.













































minutos. Entre 0-100 cm3 se dice que hay un buen control, entre 100-500 cm3 el control es moderado, de 500 a 1000 cm 3 se habla de un control regular y más de 1000 cm 3 indica que no hay control (12).

5.1.2 Cemento Básico. El cemento es un material fino con grandes propiedades de endurecimiento que resulta de pulverizar la escoria que se produce al calcinar, a temperaturas de 2.600 - 3.000 oF, materiales calcáreos con cierto porcentaje de arcilla. Este producto en contacto con agua forma una mezcla espesa que lentamente se va endureciendo hasta formar un sólido fuerte y compacto. El















































Tabla 20. Clasificación API API de los cementos (10). Profundidad















































5.1.3 Aditivos para el Cemento. El uso de aditivos es muy simple y flexible. Todas las mezclas agua-cemento que actualmente se usan en la industria industria petrolera, contienen algún aditivo para variar alguna propiedad de la mezcla original. Las casas fabricantes recomiendan que aditivo usar, según la clase de cemento.















































Aditivos para Aumentar Peso: Se usan en zonas donde es necesario el control hidrostático para evitar reventones. Incrementan la densidad, limitan y mantienen la presión y mejoran el desplazamiento del lodo. Los aditivos más usados para aumentar el peso o la densidad de la lechada son barita, hemetita,















































Los aditivos usados en este caso son en general productos que contengan sílica (silica flúor, silica sand, etc.).

Preventoras de Espuma: El aire que queda dentro de la espuma no deja medir















































Se mezclan con los cementos API clases A, B, G o H, siendo usados en pozos poco profundos.

Cementos Diesel-aceite: Para controlar el agua durante la perforación, se

















































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































































Perforación Rotatoria Fundamentos y Diseños

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