3. Perforación de Pozos

EXPLORACION Y PRODUCCION PARA NO PETROLEROS

PERFORACION DE POZOS

FRANCISCO MORROS

Junio, 2003

CONTENIDO 1. INTRODUCCIN 2. HISTORIA DE LA PERFORACIN EN VENEZUELA 2.1. Pre-Nacionalizacin 2.2. Post-Nacionalizacin 3. SISTEMA DE PERFORACIN POR PERCUSIN 3.1. Fundamentos de la Perforacin por Percusin 3.2. Componentes Principales del Taladro a Percusin 4. SISTEMA DE PERFORACIN ROTATORIA 4.1. Fundamentos de la Perforacin Rotatoria 4.2. Componentes Principales del Taladro Rotatorio 4.3. Sistema de Fuerza Motriz 4.4. Sistema Rotatorio 4.5. Sistema de Circulacin del Lodo de Perforacin 4.6. Tipos de Fluidos de Perforacin 4.7. Sistema para Sacar y Meter Tubera 4.8. Sarta de Perforacin 5. OTROS MTODOS DE PERFORACIN 6. TUBERAS DE REVESTIMIENTO 6.1. Revestimiento Hincada 6.2. Revestimiento Conductor 6.3. Revestimiento de Superficie 6.4. Revestimiento Intermedio o de Proteccin 6.5. Revestimiento de Produccin 6.6. Camisa de Produccin ( Liner) 6.7. Diseo de Revestidores 6.8. Consideraciones Bsicas para el Diseo de Revestidores 6.9. Cementacin de Revestidores 6.10. Consideraciones de Diseo de la Cementacin de Revestidores 6.11. Equipo de Cementacin 4 5 5 7 8 8 9 10 10 11 14 15 18 22 23 27 29 34 36 37 38 38 39 39 40 42 43 44 44

OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

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6.12. Clasificacin API del Cemento 6.13. Diseo de Lechada de Cemento 6.14. Aditivos Utilizados en Cementaciones 6.15. Proceso de Cementacin 7. PERFILAJE DE POZOS 8. TOMA DE NCLEOS Y MUESTRAS DE PARED 9. PRUEBAS DE FORMACIN CON TALADRO EN SITIO 10. PROGRAMA DE PERFORACIN 11. REPORTE DIARIO DE PERFORACIN 12. PROBLEMTICA ASOCIADA A LA PERFORACIN DE POZOS 12.1. Prdida de Circulacin 12.2. Reventones 12.3. Operaciones de Pesca 13. PROTECCIN INTEGRAL Y ENTRENAMIENTO DEL PERSONAL 14. COMPLETACIN DE POZOS 14.1. Factores que determinan el Diseo de la Completacin de un Pozo 14.1. Clasificacin de las Completaciones de Acuerdo a las Caractersticas de Pozo.

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1. INTRODUCCIN Desde tiempos inmemorables se conoce de la perforacin de pozos subterrneos por parte de la humanidad, con miras a satisfacer la imperiosa necesidad de consumo de agua potable. La elaboracin de este tipo de pozo estaba enmarcada en el uso de implementos y materiales totalmente rudimentarios para tratar de penetrar las capas formaciones de la corteza terrestre, para lo cual el uso de cualquier herramienta slida era utilizada para penetrar el subsuelo y alcanzar con hoyos someros, los manantiales de agua subterrneos. Era el caso, en que ocasionalmente en la bsqueda de agua subterrneas se presentaba la situacin de la presencia de acumulaciones petrolferas en estratos someros, cuyo fluido no era el objetivo trazado de localizar agua potable, por lo que el petrleo era un fluido indeseable sin ningn valor comercial . Es a partir de finales de l880 cuando en Estados Unidos se inicia la Industria Petrolera , la cual utiliza el petrleo como fuente de energa industrial. De esta manera las prcticas de perforacin de pozos, principalmente para la bsqueda del hidrocarburo tan preciado, cada vez intensifica ms y ms el desarrollo de tecnologas que permitan la implementacin del negocio petrolero. Los primeros pasos se inician utilizando la Tecnologa de Perforacin por Percusin basada , como su nombre lo indica, en utilizar el golpe directo de una barrena o mecha de perforacin, para profundizar el hoyo. Posteriormente se incorpora el efecto de rotacin continua de una barrena o mecha de perforacin para abrir el hoyo, surgiendo la Tecnologa de Perforacin Rotatoria, base de las actuales tecnologas utilizadas hoy da. La Tecnologa de Perforacin de Pozos pasa a ser, de esta manera, la actividad fundamental que permite confirmar la existencia o no de los yacimientos con acumulaciones petrolferas y/o de gas, previamente estimadas en base a un cmulo de informacin generada de estudios previos de exploracin.


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2. HISTORIA DE LA PERFORACIN EN VENEZUELA En cualquier escenario, cuando se trata de hablar de la Historia de la Perforacin en Venezuela , hay que dividirla en dos grandes perodos: Pre-Nacionalizacin y PostNacionalizacin de la Industria Petrolera Venezolana. 2.1. Perodo Pre-Nacionalizacin Este perodo comprende desde el inicio de la Industria Petrolera Venezolana en el ao 1878 hasta finales de 1975 inclusive, cuando se decret la Nacionalizacin de la Industria Petrolera en Venezuela y comprendi la poca en la cual el rgimen preponderante para la exploracin y explotacin petrolera estaba enmarcado en el otorgamiento de Concesiones por parte del Estado Venezolano, las cuales fueron otorgadas tanto a empresas extranjeras como a venezolanas. Sin embargo, hay que hacer hincapi en que fueron las empresas extranjeras las que lograron definir el gran potencial petrolfero de Venezuela. Es as como se inician las actividades petroleras en una concesin de 100 hectreas otorgada por el Estado a Manuel Antonio Pulido en la hacienda La Alquitrana, a 15 km de Rubio, en el estado Tchira. Utilizando la tecnologa de perforacin por percusin se logr perforar varios pozos, que alcanzaron profundidades de hasta aproximadamente 90 pies, varios de los cuales resultaron productores. Entre 1912 y 1913 , la New York Bermdez Co., realiz actividades en sus concesiones en el lago de asfalto de Guanoco, estado Sucre, encontrando petrleo pesado en el pozo Bababui-1. Uno de sus pozos alcanz a producir hasta 900 barrilles diarios de crudo a una profundidad de aproximadamente 570 pies. En 1914 se perfora el clebre pozo Zumaque-1, actualmente en operacin, el cual marca el descubrimiento de el Campo Mene Grande y en 1922 el pozo Barroso-2, descubre el Campo La Rosa, ambos situados en el estado Zulia, siendo en segundo de los pozos mencionados el que di a conocer a Venezuela internacionalmente como un potencial productor de petrleo. El Barroso-2 tuvo la caracterstica que produjo sin control durante diez das a un promedio de 100.000 barriles por da, consecuencia de un reventn durante la perforacin del pozo.


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Hasta 1920 se utiliz en Venezuela la tecnologa de perforacin por percusin, especficamente en el occidente del pas, logrndose perforar pozos de hasta 4.000 pies. En el oriente de Venezuela se perfor por percusin hasta el descubrimiento del Campo Quiriquire, estado Monagas, en 1928. A partir de dicho descubrimiento se comenz a perforar con equipos rotatorios. Se concluye que luego de la etapa de perforacin inicial, toda la perforacin de los pozos en Venezuela se ha realizado utilizando la perforacin rotatoria y la cantidad y tipo de los mismos, ha dependido de la oferta y la demanda, de los perodos de auge o de recesin de los mercados de hidrocarburos. En 1929 se lleg a terminar hasta 615 pozos en campos costaneros del Lago de Maracaibo, estado Zulia, tal como se puede observar en Fig. 2.1. A mediados de 1929 como consecuencia de una depresin econmica se disminuy la actividad de perforacin . Toma auge de nuevo en 1957, luego de perodos de recesin de corta duracin, logrndose terminar 1.813 pozos en el ao. Entre 1957 y 1960 se present una reduccin drstica en la perforacin de los pozos, debido a sobreproduccin a nivel mundial.

Figura 2.1. Estadstica de Perforacin de Pozos en Venezuela (1915 - 1985)


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En la dcada de los 60, el gobierno venezolano opt por la poltica de no otorgar mas concesiones, razn por la cual disminuy drsticamente la exploracin, la perforacin de pozos de desarrollo y las inversiones en general. Se cre la empresa CVP, se aprobaron contratos de servicio con CVP, En 1970 se aprueba la Ley de Reversin de las Concesiones de Hidrocarburos, Ley que Reserva al Estado la Industria del Gas y otras leyes, incluyendo la creacin el 30 de Agosto de 1875 de la empresa estadal Petrleos de Venezuela , S. A. Como consecuencia de lo anteriormente mencionado, se desarrolla un proceso de restriccin de actividades , por parte de las empresas concesionarias, especficamente en la perforacin de pozos, predominando la poltica de reduccin de inversiones y gastos, concretndose en mnimo mantenimiento de las instalaciones. Se puede observar en la Fig. 2.1 que en el perodo 1960 a 1975 el promedio de terminacin de pozos fue de 480 por ao. 2.2. Perodo Post-Nacionalizacin Este perodo comprende desde el momento de la Nacionalizacin de la Industria Petrolera Venezolana, ocurrida el 1ro de enero de 1976 hasta nuestro das. Se incrementa la perforacin de pozos con la incorporacin de campaas de

exploracin en la Faja Petrolfera del Orinoco, en el oriente del pas y de nuevas reas costa afuera, as como tambin la perforacin de pozos de desarrollo en reas tradicionales. Un total de 1156 pozos se perforaron en el ao 1982 , de los cuales 225 fueron exploratorios. Para finales de 1986 se contaba en el pas con 153 taladros y aproximadamente el 50% eran propios, utilizados para las actividades de perforacin , rehabilitacin y servicios a pozos. Se disearon taladros especficos para acometer las actividades en el Lago de Maracaibo, desarrillndose tecnologas que en gran parte se ha utilizado para el desarrollo en operaciones costa afuera a nivel mundial. En los aos 70 y principios de los 80 , se realizaron actividades costa afuera en la Ensenada de La Vela, estado Falcn, en la Cuenca de Carpano, en el Golfo de Paria, en


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el Delta del Orinoco, en Golfo Triste y la Cuenca de Cariaco, perforndose alrededor de 72 pozos exploratorios, de los cuales 70 fueron evaluados. Entre 1980 y 1983 se realiz la actividad exploratoria mas importante , al

perforarse 667 pozos en la Faja Petrolfera del Orinoco, cubriendo un rea de 50.000 km2, alcanzndose profundidades de hasta 4.500 pies. Toda la informacin acumulada en la campaa de exploracin de la Faja Petrolfera del Orinoco, permiti que a partir de los primeros aos de la dcada del 90 se planificaron estudios de factibilidad de explotacin de reas en Zuata , Hamaca y Cerro Negro, que conllevaron a la consolidacin de dos Asociaciones Estratgicas en el Area de Zuata , una en Cerro Negro y una en el rea de Hamaca, hoy da en operacin con el objetivo de producir hasta alrededor de 600.000 barriles por da de crudo extra-pesado, para ser procesado en complejos mejoradores instalados en el rea de Jose , estado Anzotegui, y ser convertido en crudo sinttico para su exportacin. Es muy importante sealar que el desarrollo de estos proyectos se bas en la perforacin de pozos horizontales , con secciones horizontales entre 4.000 y 5.000 pies en promedio, instalaciones altamente automatizadas, consolidndose la amplia experiencia en crudos pesados con que contaba Venezuela y que la sita, hoy da, como uno de los principales productores de crudos pesados a nivel mundial. 3. SISTEMA DE PERFORACIN POR PERCUSIN 3.1. Fundamentos de la Perforacin por Percusin Esta tecnologa consiste en profundizar un hoyo fracturando las formaciones por el golpeteo de una barrena o mecha de perforacin , conectada a barras suspendidas de un cable de acero. El peso de las barras de acero permite que sea ms fuerte el impacto en la penetracin de las formaciones. El trabajo se realiza en seco, razn por la cual es necesario sacar la barrena del hoyo, mezclar con agua los ripios en el hoyo para proceder a achicar el fondo del hoyo y posteriormente continuar con la perforacin y de esta manera luego de varios ciclos llegar al objetivo final.


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Este mtodo rudimentario, basado en la tcnica de perforacin de pozos de agua, rindi los resultados de la poca y se puede decir que es adecuado para la perforacin de hoyos someros en formaciones duras permitiendo tomar muestras representativas de las formaciones atravesadas. Otras ventaja est asociada a la perforacin en seco, razn por la cual no daa las formaciones a lo largo del hoyo, adems de ser un mtodo econmicamente competitivo. Tiene sus desventajas de ser un mtodo muy lento en formaciones duras y de poca efectividad en formaciones blandas. Al perforarse en seco no hay control alguno sobre las formaciones que se atraviesan , corriendo el riesgo que puedan expeler sus fluidos al hoyo y hasta la superficie, producindose con facilidad reventones incontrolables al penetrar estratos petrolferos de agua o gas, de excesiva presin. Es un mtodo ya no utilizado en la Industria Petrolera, que tomando en cuenta sus ventajas y desventajas fue utilizado por alrededor de 60 aos provechosamente en la industria. 3.2. Componentes Principales del Taladro a Percusin En la Fig. 3.1 se pueden observar los principales componentes de un taladro de perforacin a percusin. Se puede apreciar el sistema motriz propulsado por vapor, correas y malacate de transmisin de fuerza, el cable de perforacin de donde se sostienen las barras de acero (propulsor y conector) y la barrena que constituye el corazn del equipo.


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Figura 3.1. Partes Principales del Taladro a Percusin

4. SISTEMA DE PERFORACIN ROTATORIA 4.1. Fundamentos de la Perforacin Rotatoria Se utiliz este sistemapor primera vez en 1901 , en el campo de Spindletop, Texas, USA. , con una serie de innovaciones que revolucion el mundo de la perforacin de pozos petroleros.


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Como toda innovacin no fue bien recibido por las cuadrillas de perforacin que con recelo se resistan a su implementacin. Sin embargo a la larga se impuso y a pesar de los constantes desarrollos de la tecnologa de perforacin, se mantiene vigente su principio bsico de rotacin de la sarta de perforacin, para lograr la preparacin de los diferentes hoyos de un pozo petrolero. Entre las principales diferencias que se impusieron al nuevo taladro de perforacin estaba el sistema para sacar y meter tubera, el sistema de circulacin del lodo de perforacin ( ya que se avanza en la perforacin utilizando el denominado barro de perforacin) y considerables cambios en la sarta de perforacin .

En trminos generales la perforacin de un pozo petrolero consiste en penetrar las formaciones de la corteza terrestre, utilizando adecuadas barrenas mechas de perforacin a medida que se avanza en profundidad. Se perforan hoyos de diferentes dimetros de mayor a menor a lo largo del pozo. Cada hoyo se protege introduciendo y cementando tuberas de revestimiento de dimetros adecuados. En la Fig. 4.1 se muestra un corte de un pozo terminada la perforacin, donde se observan los diferentes hoyos y tuberas de revestimiento cementadas a profundidades convenidas. 4.2. Componentes Principales del Taladro Rotatorio Los componentes principales de un taladro rotatorio son los siguientes y para una mayor compresin se pueden dividir en cinco sistemas: . Sistema de Fuerza Motriz . Sistema Rotatorio . Sistema de Circulacin de Lodo de Perforacin . Sistema para Sacar y Meter Tubera . Sarta de Perforacin


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Figura 4.1. Programa Tpico de Revestimiento de un Pozo


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La Fig. 4.2 nos muestra detalles de todas la partes que constituyen un taladro de perforacin rotatoria y la interconexin de cada una de ellas.

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Figura 4.2. Taladro de Perforacin Rotatoria

Con este sistema de perforacin rotatoria lo que se busca es la profundizacin del hoyo utilizando rotacin continua de la barrena mecha de perforacin, instalada


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en el extremo inferior de la sarta de perforacin. Esta sarta de perforacin est constituida por tubos de acero que le dan a la barrena suficiente peso en el fondo para avanzar en la perforacin. Las barrena y la sarta de perforacin giran debido al impulso que le perforacin. Las operaciones combinadas de los cinco sistemas, arriba sealados, permiten cumplir a cabalidad seleccionadas. A continuacin en detalle cada uno de los sistemas: 4.3. Sistema de Fuerza Motriz Este sistema suministra al resto de los equipos la suficiente energa para sus operaciones y est constituido bsicamente por motores elctricos, a gas o a diesel. De esta manera el diseo de los mismos debe cubrir los requerimientos de potencia para activar el sistema de sacar y meter tubera, el sistema rotatorio y el sistema de circulacin del lodo de perforacin. La mxima potencia est en funcin de la mayor profundidad que pueda hacerse con el taladro y de la carga ms pesada representada por la tubera de revestimiento a instalar a mayor profundidad. Se debe disponer de potencia adicional a la potencia terica estimada, como factor de seguridad , para casos eventuales de atasque de tubera de perforacin o de revestidores durante actividades dentro del hoyo y se requiera tensionar o halar para liberar el atascamiento. Es por ello que la cabria en s, debe tener suficiente resistencia para aguantar la tensin que se aplica al sistema de meter y sacar tubera. El sistema motriz est constituido generalmente por dos o ms motores, con flexibilidad de intercambio en uso y aplicacin de potencia utilizando engranajes, acoplamientos y embragues adecuados. con la planificacin de perforacin de las localizaciones da la mesa rotatoria, instalada en la plataforma del taladro de perforacin, permitiendo el movimiento rotatorio, base de esta tecnologa de


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A continuacin una tabla que nos da una idea de la relacin de profundidad y potencia del taladro para sacar y meter tubera, expresada la potencia en caballos de fuerza, HP: Profundidad (pies) 1.300-2.200 2.100-3.000 2.400-3.800 3.600-4.800 3.600-5.400 3.900-7.600 4.800-9.100 Potencia (HP) 550 750 1.000 1.500 2.100 2.500 3.000

4.4. Sistema Rotatorio Es parte esencial del componentes se logra taladro o equipo de perforacin. En base a sus

realizar la perforacin del pozo hasta la profundidad del y

yacimiento petrolfero. Se compone de la mesa rotatoria, junta o unin giratoria, junta kelly o cuadrante, sarta de perforacin, lastrabarrenas o barras de perforacin una de estas partes en la Fig. 4.3. La mesa rotatoria, como su nombre lo indica, proporciona el movimiento rotatorio que la sarta de perforacin necesita y est situada en el centro del piso de la cabria, descanzando sobre un base fuerte, constituida por vigas de acero con reforzamientos apuntalados. Adems de la funcin primordial de dar rotacin a la sarta de perforacin, debe sostener todo el peso de esta sarta cuando se realizan operaciones de enrosque o desenrosque de tuberas, as como tambin soportar la carga durante las corridas de tuberas de revestimiento en el hoyo. finalmente la barrena o mecha de perforacin. En forma esquemtica se resalta cada


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Figura 4.3. Sistema Rotatorio

La potencia requerida por la mesa rotatoria puede ser suministrada de forma independiente, acoplndose una unidad motriz exclusiva, pero generalmente la misma es suministrada por el Sistema de Fuerza Motriz del taladro, a travs del malacate, por supuesto con transmisiones , acoples y mandos adecuado. Una foto de una mesa rotatoria puede observarse en la Fig. 4.4.


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Figura 4.4. Mesa Rotatoria

La unin giratoria cuelga del gancho del bloque viajero y lleva enroscada la junta kelly o cuadrante, que en su acoplamiento con la mesa rotatoria permite girar la sarta de perforacin. En su parte superior la unin giratoria es fija y permite acoplar la manguera del lodo de perforacin que permite su bombeo a travs de la sarta de perforacin hasta el fondo del pozo. Actualmente y como parte del auge de la tecnologa a todo nivel, se cuenta con taladros que tienen uniones giratorias automotrices, que permiten la eliminacin de la mesa rotatoria, taladros denominados Top Drive, en donde el movimiento de rotacin se da desde la unin giratoria . La junta kelly o cuadrante es un tubo de configuracin externa cuadrada, pudiendo ser en oportunidades hexagonal o redondo y acanalado, que transfiere el movimiento giratorio de la mesa rotatoria a la sarta de perforacin. Tiene una longitud


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que vara entre 40 y 50 pies, con un dimetro nominal entre 2 y 6 pulg y dimetro interno variando entre 1 y 3 pulg con un peso de hasta 1,6 toneladas. La junta kelly tiene rosca a la izquierda en su conexin superior y roca a la derecha en su conexin inferior con la sarta de perforacin. Esto evita el desacoplamiento de la junta con el movimiento rotatorio. A medida que se avanza en la perforacin la junta kelly se desplaza a travs de la mesa rotatoria siempre en un movimiento rotatorio. Una vez que la longitud del kelly avanza hacia el pozo se ha perforado la longitud del kelly, ya que ste est acoplado a la tubera de perforacin. En este momento, para seguir perforando, el perforador levanta la longitud del kelly, desencaja la mesa rotatoria, se colocan la cuas a nivel de la tubera de perforacin por debajo del kelly, se fija a la mesa rotatoria y es el momento que se puede desenroscar el kelly para agregar otro tubo de perforacin a la sarta. Una vez agregado otro tubo de perforacin se iza la sarta liberando las cuas y se baja la parte superior del nuevo tubo hasta la mesa rotatoria para volver a acuar y colgar la sarta otra vez y luego enroscarle una vez mas el kelly, izar, sacar las cuas, acoplar el kelly a la mesa rotatoria, rotar y continuar profundizando en el hoyo otra vez la longitud del kelly. 4.5. Sistema de Circulacin del Lodo de Perforacin El sistema de circulacin del fluido o lodo de perforacin es parte esencial del taladro y por ende del sistema de perforacin rotatoria , constituido por dos componentes principales: el equipo que forma el circuito de circulacin del fluido y el fluido propiamente dicho. La Fig. 4.5 resalta en el taladro el sentido del fluido de perforacin en el circuito cerrado, detallando las partes que lo integra.


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Figura 4.5. Sistema de Circulacin del Fluido dePerforacin

El proceso se inicia a nivel de succin del tanque de almacenamiento de lodo, denominado fosa de reserva o tanque de toma, para luego con presin adecuada a las caractersticas de la perforacin del momento sea enviado al fondo del hoyo, siguiendo el circuito descendiente a travs de la tubera de descarga de la bomba, el tubo vertical o paral, la manguera del kelly o cuadrante, la junta rotatoria, el kelly, la


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sarta de perforacin hasta llegar a la barrena en el fondo del hoyo, para luego ascender por el espacio anular creado entre la pared del hoyo y la parte externa de la sarta de perforacin. Del espacio anular el lodo de perforacin sale por la lnea de regreso del lodo hasta un cernidor o zaranda, el cual separa los ripios o cortes de rocas del fluido o lodo de perforacin, para seguir por un canal adecuado a una fosa o tanque de asentamiento, desde donde pasa a un tanque o fosa de acondicionamiento , que luego descarga en forma continua a la fosa de reserva o tanque de toma. De esta manera una y otra vez el fuido es succionado por las bombas para mantener la continuidad de la circulacin durante las operaciones de perforacin, de acuerdo con las condiciones establecidas por el perforador. En todo caso el sistema de circulacin, esencialmente, es un circuito cerrado, el mismo lodo una vez acondicionado circula una y otra vez durante la perforacin. En fin, el fluido o lodo de perforacin es una mezcla de agua o crudo y arcilla para darle la densidad a la mezcla. Se le agrega aditivos qumicos para conseguir propiedades adecuadas. Tal es el caso de la barita, comnmente utilizada en los lodos de perforacin, que le permite al mismo alcanzar el peso adecuado a la columna de lodo y la bentonita que se utiliza para darle viscosidad al lodo con el propsito de mantener los slidos en suspensin. Los fluidos o lodos de perforacin cumplen varias funciones en la perforacin rotatoria: 1) Arrastra hasta la superficie el ripio o slidos cortados por la barrena. 2) Mantiene bajo control la presin de las formaciones, 3) Mantiene la pared del hoyo en su sitio evitando derrumbes. 4) Enfra y lubrica la barrena mientras est perforando. El fluido de perforacin debe ser bombeado a la presin y volumen adecuado, de manera de lograrse un continuo y eficaz arrastre de los ripios hasta la superficie, manteniendo limpio el fondo del hoyo y permitiendo mayor eficiencia en la perforacin. As que las caractersticas tixotrpicas del fluido y la velocidad por el espacio anular son muy importantes para logra una limpieza del hoyo. De pararse la perforacin , por cualquier causa, las caractersticas del fluido de perforacin deben serOPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

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las adecuadas para que no permitan que los ripios en suspensin caigan al fondo del pozo, bajo riesgo de que la barrena, las lastrabarrenas y la tubera de perforacin se atasquen y se corra el riesgo de no poder recuperar las piezas y poder perder parte del hoyo. Por otro lado, el peso del lodo de perforacin debe controlar las presiones de la formacin que se van atravesando durante la perforacin. A medida que se perfora se van encontrando yacimientos con presencia de gas, petrleo y/o agua, los cuales se encuentran a presiones bajas, medianas o altas, por lo que el lodo se debe acondicionar con el peso adecuado, para que la columna de lodo no permita la entrada al hoyo del los fluidos de dichas formaciones, evitando contaminaciones del lodo de perforacin y en el caso mas drstico incontrolable flujo de dichos fluidos a la superficie, generando eventuales reventones. Por otro lado, otra funcin fundamental del lodo de perforacin est asociada con el mantenimiento de la pared del hoyo en su sitio, esto fundamentalmente se logra ya que a medida que se circula el lodo de perforacin, se va creando un revoque o capa fina flexible y poco permeable en la pared del hoyo, que impide la filtracin excesiva de la parte lquida del lodo hacia las formaciones. Este espesor del lodo o revoque se mide en milmetros y es funcin de las caractersticas del lodo que se utiliza. Si se tiene excesiva filtracin a la formacin, causa que la formacin se hinche y en consecuencia se reduce el dimetro del hoyo, ocasionando contratiempos a la sarta de perforacin, dada la inestabilidad de la pared del hoyo que hasta puede causar desprendimientos. Tambin los lodos de perforacin cumplen la funcin de enfriar y lubricar la barrena o mecha de perforacin, permitiendo prolongar la vida de los elemento de la barrena. Al profundizar durante la perforacin se encuentran temperaturas mas elevadas. Se estima que el gradiente de temperatura puede ser de 1 a 1,3 C por cada 55 metros de profundidad a lo que hay que sumarle el calor por friccin que genera la


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mecha al rotar en el fondo del hoyo, por lo que la circulacin del lodo tiende a enfriarla. El fluido acta tambin como lubricante de los componentes de la barrena ayudando a la rotacin de la misma. Los chorros del fluido salen a alta velocidad a travs de las boquillas de la barrena limpiando los elementos cortantes, asegurando la eficiencia de la perforacin.

4.6. Tipos de Fluidos de Perforacin Prcticamente los fluidos de perforacin se preparan en base a agua, a que imprimen las caractersticas

derivados de petrleo o emulsiones, constituidos por tres partes principales: parte lquida, parte slida de materiales solubles tixotrpicas y por material insoluble de alta densidad que le impone el peso, y materiales qumicos que se aaden directamente o en solucin. -Fluido de Perforacin a base de agua El agua es el lquido bsico para perforar , es de fcil disponibilidad y a bajo costo, pero debe ser un agua acondicionada de cierta calidad ya que las sales disueltas, tales como calcio, magnesio y cloruros, tienden a contrarrestar las condiciones requeridas. Este tipo de fluido esta constituido por agua apropiada y sustancia coloidal , preferiblemente Bentonita que es un material de origen volcnico , compuesto de slice y almina pulverizada . Se hincha al mojarse y su volumen se multiplica. El fluido resultante favorece la formacin del revoque en la pared del hoyo. Se le agrega Barita que es un material pesado para aumentar el peso de la columna de fluido en el hoyo y controle las presiones de los yacimientos durante la perforacin. Se utilizan otros qumicos, tales como quebracho, soda custica,silicatos y arseniatos, con el propsito de lograr condiciones caractersticas de viscosidad, gelatinazacin, prdida de filtacin, pH y contenido de slidos, caractersticas de relevante importancia durante las operaciones de perforacin.


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Fluido de Perforacin a base de petrleo

En ciertos casos se emplean fluidos de perforacin en base a petrleo o sus derivados, crudo liviano, diesel fundamentalmente, al cual se le agrega negrohumo o asfalto para impartirle consistencia o viscosidad. Otros productos qumicos tales como soda custica, cal custica , cidos orgnicos en base a agua, son aadidos para acondicionar la propiedades requeridas, siendo un tipo de fluido que requiere un cuidadoso manejo, mas costoso, mucho aseo del taladro, mayor mantenimiento de sus propiedades fsicas y siempre existe el riesgo de incendio en el taladro, dado su grado de volatilidad e inflamacin. Otros tipos de fluidos de perforacin

En muchos casos para mantener la fase acuosa requerida se puede utilizar agua salobre o un tratamiento con sulfato de calcio. En otras oportunidades cuando se requiere un pH muy alto se prepara el fluido en base a almidn. Es as como tambin una serie de aditivos pueden ser agregados tales como anticorrosivos, reductores o incrementadores de la viscosidad, disminuidores del filtrado, controladores de pH, lubricadores, antifermentantes, floculantes, arrastradores de prdida de circulacin, surfactantes, controladores de lutitas, emulsificadores y desemulsificadors, etc. Es importante sealar que el fluido de perforacin representa aproximandamente el 10% del costo de la perforacin , razn por la cual el buen manejo y control del mismo ser un reflejo significativo del costo total de la operacin. 4.7. Sistema para Sacar y Meter Tubera Durante todas las actividades de perforacin incluyendo las subsecuentes etapas de corrida de revestimiento de los diferentes hoyos, se requiere contar con equipos robustos que nos permitan el levantamiento, aseguramiento y posterior corrida de las tuberas pesadas en el hoyo. Es por eso que todo un sistema est armado en el taladro de perforacin que nos permite , con toda las normas de seguridad, acometer las actividades necesarias. Las principales partes que constituyen este sistema se pueden


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apreciar esquemticamente en al Fig. 4.6, el malacate, la cabria o torre de perforacin, el bloque corona, el bloque viajero, el gancho y el cable de perforacin.

Figura 4.6. Sistema para sacar y meter tuberas El malacate se ubica entre las dos patas traseras de la cabria y constituye el centro de distribucin de potencia para el sistema de sacar y meter tuberas. Su funcionamiento es directamente controlado por el perforador, el cual es el jefe inmediato de la cuadrilla de perforacin. Consiste del carrete principal de dimetro y longitud dependiendo del tipo de taladro, en donde se enrollan cientos de metros de cable de perforacin. El equipo se complementa con cadenas adecuadas de transmisin,


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acoplamientos, embragues y mandos, para transmitir la potencia que le imprime el sistema de fuerza motriz al carrete principal, o a los ejes que accionan carretes auxiliares que permiten las operaciones de sacar y meter tubera de perforacin y de revestimiento, para manejar cualquier tipo de tubo, herramientas pesadas o cualquier material o implemento que sea necesario llevar al piso del taladro. De la misma manera la potencia recibida en el malacate se usa tambin para imprimir el movimiento rotatorio a la sarta de perforacin. El perforador imprime al malacate bajas y altas velocidades, dependiendo de la carga que est trabajando y realiza su objetivo en combinacin con una serie de cables que enlazan un conjunto de poleas fijas en la cornisa o bloque corona con las poleas del bloque viajero. El cable de perforacin que se enrolla y desenrolla del carrete del malacate, se enlaza con el juego de poleas fijas del bloque corona y con las poleas del bloque viajero. El cable de perforacin est constituido por lo general de seis ramales torcidos, tal como se aprecia en la Fig. 4.7. Cada uno de los ramales a su vez por seis o nueve hebras exteriores torcidas que recubren a su vez otra capa de hebras que envuelven el centro del ramal. Todos estos ramales cubren el centro del cable que puede ser formado por fibras de acero o de otro material. La torcida de los cables se prefiere, para los cables de perforacin a la derecha, lo hilos de los ramales pueden ser torcidos en el mismo sentido o en sentido contrario. Por las condiciones de trabajo a que es expuesto, el cable de perforacin debe ser fuerte para resistir grandes tensiones, aguantar desgaste, ser flexible para su recorrido por las poleas cubriendo las acciones de enrosque y desenrosque sin debilitar su resistencia, debiendo adems ser resistente a la corrosin y abrasin. Tiene un dimetro entre 22 mm a 44 mm, con resistencia mnima de ruptura por tensin variando entre 31 y 36 toneladas y mxima entre 75 y 139 toneladas. Con un peso por metro de cable que va desde 2 kg hasta 8,5 kg segn su dimetro. La cabria de perforacin o torre de perforacin es una estructura que sirve de sostn para colgar las herramientas utilizadas para meter y sacar tuberas en el pozo. La


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sarta de tubera de revestimiento, por ejm en un pozo profundo puede pesar hasta 300 toneladas, razn por la cual la estructura de la cabria debe ser diseada para soportar estos esfuerzos. Hoy da al terminar la perforacin del pozo se retira la cabria del pozo y se muda al siguiente pozo a perforar, no se estila dejar la cabria en el pozo como ocurra en el pasado.

Figura 4.7. Configuracin del Cable de Perforacin

Actualmente se fabrican varios tipos de cabrias de naturaleza porttil y autopropulsada, montada en vehculos adecuado. Pueden ser telescpicas o trpodes, manteniendo su silueta tipo piramidal, siendo la mas comn la rgida asentada en cuatro patas asegurada en las esquinas a una estructura metlica muy fuerte. El piso de la cabria se encuentra a aproximadamente 4 a 9 metros de la superficie, con espacio libre para trabajar con holgura con las tuberas al pozo. La altura libre hasta el piso de la cabria permite la instalacin de tuberas y equipos de control que se instalan en superficie a boca de pozo.OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

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La altura de la cabria puede ser de 26 a 46 metros. A una altura entre 13 y 27 metros, segn el tipo de cabria, va instalada una plataforma donde trabaja el encuellador cuando se saca o mete tubera al hoyo. Esta plataforma sirve tambin de soporte del arrumadero de tuberas, que por secciones de dos en dos (parejas) o de tres en tres (triples) se paran sobre el piso del taladro y se apoyan en la parte superior a la plataforma encuelladero. El nmero y carga de tubera que se puede arrumar vara dependiendo del tipo de taladro. En el tope de la cabria se encuentra el bloque corona, que es una base donde se instalan el conjunto de poleas fijas por donde el cable de perforacin accionado desde el malacate, transmite la potencia que permite en conjunto con las poleas del bloque viajero , las actividades claves de sacar y meter tuberas. Tambin se cuenta en este espacio un caballete que sirve para los trabajos de mantenimiento. El bloque viajero y el bloque corona constituyen el sistema de poleas ,est guindando por un cable, cuyo dimetro vara entre 2,5 cm y 3,8 cm, dependiendo del tipo de cabria y permite , como se ha mencionado anteriormente el trabajo mecnico de subir o bajar los enormes pesos que representan las tuberas al pozo. Este cable denominado cable vivo, como se puede observar est sometido constantemente a esfuerzos y por desgaste debe ser sustituido peridicamente del carrete del malacate. Un cable muerto est instalado con un dispositivo que indica el peso que soporta la cabria en un momento determinado. El bloque viajero es una pieza muy robusta que pesa hasta 12 toneladas, tiene un asa en su parte inferior del cual cuelga el gancho que sirve para sostener la unin giratoria del sistema de rotacin durante la perforacin. 4.8. La Sarta de Perforacin La sarta de perforacin est constituida por la tubera de perforacin, las

lastrabarrenas y la barrena de perforacin o mecha de perforacin. La tubera de perforacin es una sarta de tubos de acero de especificaciones especiales y de aproximadamente 30 pies de longitud cada uno, enroscado en la parte superior a la junta kelly y en la inferior a las lastrabarrenas, que son tubos de acero especial, de pared muy gruesa, utilizadas para proporcionar el peso adecuado sobre la barrena ,


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adems de dar rigidez a la parte inferior de la sarta, mantiene en tensin la tubera de perforacin logrndose la verticalidad del hoyo. Las barrenas o mechas de perforacin van conectadas a la parte inferior del ltimo tubo de la sarta de lastrabarrenas. Su seleccin es en base al tipo de formacin, su dureza, abrasividad, ndice de perforacin y dimetro del hoyo a perforar. Fotos de algunos tipos de barrenas se pueden observar en la Fig. 4.8

Figura 4.8. Diferentes Tipos de Barrenas

La sarta de perforacin comnmente se puede rotar a velocidades que varan entre 50 y 200 revoluciones por minuto y el peso sobre la barrena puede ser de hasta 36 toneladas. Es importante sealar que las condiciones de carga estn asociadas con una buena limpieza de los ripios en el fondo del pozo, que permite una buena tasa de


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perforacin, por lo que adecuados programas hidrulicos asociados al perforacin deben ser considerados. 5. OTROS MTODOS DE PERFORACIN

lodo de

Continuamente se realizan innovaciones en materia de perforacin de pozos, pero siempre manteniendo la esencia de la perforacin rotatoria. No es fcil lograr la verticalidad de los pozos durante la perforacin rotatoria, mientras ms profundo es el hoyo mayor controles requieren para mantener la trayectoria vertical del mismo dado a los diferentes factores geolgicos y mecnicos que se presentan. A raz de las experiencias obtenidas de las desviaciones fortuitas durante el progreso de una perforacin vertical, naci y se desarroll el concepto de perforar en forma controlada manteniendo un grado de inclinacin deseado, con rumbo y desplazamientos laterales y obtener as un hoyo desviado hacia un objetivo predeterminado. Surge as la perforacin direccional, permitiendo intencionalmente perforar pozos desviados. Es as como se requiere de implementos desviadores o guiabarrenas fijos que permitan mantener el ngulo de desviacin. La Fig. 5.1 muestra esquemticamente cortes transversales de un hoyo vertical y su desviacin normal y otro hoyo perforado intencionalmente desviado, para lo cual se us perforacin direccional. Esta tecnologa tiene sus aplicaciones en operaciones en tierra, cerca de la costa , costa afuera y en forma muy ventajosa en diferentes circunstancias, tal es el caso cuando se tiene un objetivo y en superficie no se puede colocar el taladro directamente sobre el objetivo, por existencia de edificaciones o construcciones que lo impiden, se opta por ubicarlo a una distancia adecuada y se procede a direccionar el hoyo al objetivo. Tambin se usa esta tcnica cuando se tiene un reventn en un pozo y para controlarlo se perforan pozos direccionales hasta la formacin productora y bombeando el fluido de perforacin se puede controlar el pozo desbordado.


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Cuando por razones mecnicas insalvables se tiene que abandonar la parte inferior del pozo, se puede aprovechar la parte superior del mismo para llegar a otro objetivo mediante perforacin direccional, ahorrando tiempo, inversiones y gastos. En el caso de rehabilitacin de un pozo productor viejo se puede usar perforacin direccional para perforar un inferior. nuevo objetivo en un estrato superior o

Figura 5.1. Cortes Transversales de Pozo Vertical y Pozo Desviado

La perforacin direccional es muy utilizada en el caso de costa afuera y en aquellas reas en tierra de gran impacto ambiental, es posible utilizando esta tcnica el perforar un grupo de pozos, en macolla, desde una misma localizacin los cuales estn muy cerca de nivel de superficie pero con el espaciamiento adecuado a nivel del yacimiento objetivo, sin ninguna interferencia en el drenaje de fluidos entre los pozos. Hoy da esta tecnologa direccional ha alcanzado un mximo desarrollo con la perforacin de pozos con secciones horizontales a lo largo del yacimiento productor,


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desarrollando campo con pozos horizontales, que se muestran con productividades mayores a una menor inversin en etapas de desarrollo. En Venezuela existe una amplia experiencia con la perforacin de centenares de pozos horizontales en la Faja Petrolfera del Orinoco, base del desarrollo de campo en las Asociaciones Estratgicas en el rea. Otra de las variantes de la perforacin rotatoria es la conocida

Turboperforacin y Motores de Fondo, en la cual la barrena rota en el fondo del pozo accionada por un motor de fondo colocado en el extremo de la sarta de perforacin, o por medio de una turbina perforacin. Las Figs. 5.2 y 5.3 y 5.4 muestran esquemticamente un corte transversal de un pozo direccional costa afuera , un taladro especialmente diseado para perforar un pozo direccional desde superficie y el equipo de fondo de un equipo Turboperforador, respectivamente. hidrulica accionada por el fluido de


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Figura 5.2. Pozo Direccional Costa Afuera


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Figura 5.3. Taladro Inclinado


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Figura 5.4. Turbo-perforadora

6. TUBERAS DE REVESTIMIENTO


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Como se ha venido mencionando anteriormente, las tuberas de revestimiento juegan un papel muy importante durante la perforacin de un pozo petrolero, ya que deben ser corridas y cementadas en el hoyo a medida que se avanza en la perforacin, con el propsito de ir protegiendo la integridad del pozo y lograr la consolidacin del hoyo. Estas se introducen en el hoyo dependiendo de las caractersticas geolgicas , de las presiones de fondo y de las presiones de fractura de las formaciones penetradas y de otras caractersticas y/o problemas que se encuentren durante la perforacin. Es as, como en base a la informacin geofsica, geolgica, recomendaciones de los ingenieros de perforacin, datos de pozos vecinos, etc., la compaa operadora planifica un programa de revestimientos a los pozos que van a perforar. En la seccin 4, Fig. 4.1, se puede observar un programa de corrida tpico de revestidores en un pozo. La seleccin apropiada de las tuberas de revestimiento de un pozo es uno de los aspectos ms importantes en la programacin, planificacin y operaciones de perforacin. La capacidad de la sarta de revestimiento seleccionada para soportar las presiones y cargas para una serie dada de condiciones de operacin, es un factor importante en la seguridad y economa del proceso de perforacin y la futura vida productiva del pozo. Un programa de revestidores consta de tres etapas principalmente: - Asentamiento de la Zapata Punto de Asentamiento de la Zapata: la profundidad de asentamiento de la zapata de cualquiera de los revestidores, debe ser tal que, en caso de que ocurra una presencia de gas y bajo la hiptesis que el hoyo quede lleno de gas, no ocurra fractura de las formaciones descubiertas que quedan por debajo de la zapata; o en caso de que ocurra la arremetida de gas, se pueda contener y desplazar la burbuja de gas sin riesgo de fracturar las formaciones del hoyo descubierto que estn por debajo de la zapata. Para determinar la profundidad de asentamiento de cada zapata, se debe tener en cuenta, principalmente:


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Los datos proporcionados por el gelogo y el geofsico sobre la litologa del rea (arcillas hinchables,sal) fluidos y presiones probables (zonas de prdida de circulacin, presiones anormales, etc).

.Datos de pozos vecinos. .En caso de pozos desviados, la necesidad de cubrir la seccin del punto de arranque de la desviacin.

Dimetro mnimo del revestidor de produccin, etc.

- Tipo de Revestidor - Presin de Trabajo del Cabezal del Pozo Estos tres elementos determinan la resistencia de la configuracin del pozo contra los efectos de presin y cargas durante la perforacin, ver Fig. 6.1.


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D IA M E T R O R E V E S T ID O R / H O Y O E X P L 0 R A T O R IO DESARRO LLO

3 0 /3 6 2 0 /2 6

3 0 /3 6

-

1 3 3 /8 / 1 7 1 /2

1 0 3 /4 / 1 4 3 /4

Figura 6.1. Otros Ejemplos de Programas de Revestidores A continuacin se detallan los diferentes tipos /y 2 1 /4 9 5 /8 1 dimetros de tuberas de revestimiento ,dimetros y hoyos correspondientes, ver Fig. 6.2

7 / 8 1 /2 OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

7 / 9 5 /8

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Figura 6.2. Dimetro de Revestidores y Hoyo Respectivo

6.1. Revestimiento Hincada Son hincados, tanto en operaciones en tierra como en costa afuera, clavados en el suelo mediante martillos hidrulicos o vibratorios y son enterrados hasta el punto de repulsin ( 150- 250 golpes /pie), por lo que deben ser diseados para soportar carga de impacto o martillo. Su dimetro vara entre 26 y 45 pulgadas dependiendo del programa de revestidores diseado. Funciones: Proteger el suelo superficial no consolidado y blando de la erosin causada por el fluido de perforacin que origina prdidas de circulacin, pegaduras y ensanchamientos. En formaciones sumamente estables es utilizado para instalar un sistema de circulacin completo. Permite guiar la sarta de perforacin y el resto de las tuberas de revestimiento dentro del hoyo. 6.2. Revestimiento Conductora Se baja a profundidades que van desde 100 pies hasta 1500 pies, en los casos de los pozos profundos se bajan dos sartas, uno de 30 pulgadas entre 100 y 300 pies de profundidad y la otra de 20 pulgadas de dimetro entre 1000 y 1500 pies de profundidad. Esta ltima sarta se cementa hasta la superficie o el lecho marino y es siempre la primera tubera de revestimiento sobre la cual se monta el impiderreventones. El dimetro vara entre 18 5/8 a 30 pulgadas. Funciones: equipo


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Actuar como soporte de las formaciones no consolidadas que se encuentran cerca de la superficie.

.Proteger formaciones de agua dulce superficiales de la contaminacin con el fluido de perforacin.

Proporciona proteccin en contra de formaciones someras de hidrocarburos. Proporciona un sistema de circulacin de lodo completo, sin erosionar los sedimentos superficiales que estn por debajo del equipo y sus fundaciones, cuando se inicia la perforacin.

Soportar el cabezal y las sartas de tuberas de revestimiento subsecuentes. Por lo tanto, los parmetros de diseo ms crticos son los esfuerzos o compresin. cargas de

6.3. Revestimiento de Superficie Es la primera sarta que proporciona una completa proteccin durante la perforacin profunda. Su profundidad de asentamiento se escoge de tal forma, que tambin asle formaciones problemas, zonas de prdida de circulacin, presencia de hidrocarburos someros, arenas de agua o la seccin de crecimiento de ngulo en pozos direccionales. Generalmente se cementa hasta la superficie. Su dimetro vara entre 18 5/8 y 13 3/8 de pulgadas y su profundidad de asentamiento est aproximadamente en los 1000 pies de profundidad. Para pozos profundos, sta vara entre 1500 y 1900 pies de profundidad. 6.4. Revestimiento Intermedio o de Proteccin Se utiliza para asegurar proteccin adecuada contra reventones en la

perforacin de pozos profundos, para aislar formaciones que puedan causar problemas como fractura a nivel de la zapata de la ltima tubera de revestimiento cementada y/o prdidas severas en la seccin de hoyo desnudo.


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Por consiguiente, se debe colocar un revestidor intermedio en la

zona de

transicin, arriba o debajo de presiones anormales significativas o en cualquier intervalo de hidrocarburos conocidos, cuando se evalan horizontes no probados ms profundos. Todo esto permite reducir el costo reducir el costo total de la perforacin y completacin del pozo. La cementacin del revestidor juega un papel muy importante, esto para evitar comunicacin detrs del revestidor entre las zonas de hidrocarburos y cualquier otro estrato indeseable. El dimetro ms comn de este revestidor es 9 5/8 pulgadas y su profundidad de asentamiento est alrededor de los 11.000 y 12.000 pies de profundidad. 6.5. Revestimiento de Produccin Esta es la sarta de revestimiento a travs de la cual el pozo ser completado, producido y controlado durante toda su vida productiva, en la cual se pueden llevar a cabo muchas reparaciones y completaciones. Funciones: Aislar los intervalos productores, para facilitar control apropiado del yacimiento y prevenir el influjo de fluidos indeseados. Permitir produccin selectiva en mltiples zonas. Evitar la comunicacin entre el intervalo productor y los suprayacentes cementacin. Generalmente se cementa la sarta de revestimiento de produccin hasta una altura de 500 pies sobre el tope de la formacin de hidrocarburos ms somera. Su dimetro es de 7 pulgadas y asentado hasta la profundidad total del pozo. 6.6. Camisa de Produccin (Liner) o estratos acuferos subyacentes, estratos gasferos una adecuada

mediante


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Es una tubera corta de revestimiento que no se extiende hasta la superficie, sino que es colgada a corta distancia (500 pies) sobre la zapata de la tubera de revestimiento previa, extendindose hasta la profundidad total del pozo. Se cementa sobre toda su longitud para asegurar un sello con la sarta de revestimiento con la cual est colgada. Su dimetro es generalmente 4 pulgadas. Funciones: Obtener una tubera de revestimiento de produccin a bajo costo. Disminuir la longitud de un conductor de flujo de dimetro reducido. Reducir las cargas de tensin por limitaciones del equipo en pozos profundos.

6.7. Diseo de Revestidores El diseo de las sartas de revestidores generalmente est relacionado con la seguridad y economa para una operacin especfica. Siendo su objetivo primario lograr el propsito final de la perforacin que consiste en evaluar la formacin geolgica y permitir la produccin segura del pozo. El diseo bsico consta de tres etapas bsicas: Determinar los dimetros y longitudes de las sartas de revestimiento que sern corridas en el pozo. Calcular los tipos y magnitudes de las condiciones de carga que sern encontradas. Seleccionar los grados y pesos de revestidores que no fallarn cuando estn sujetos a esas cargas. Los tubulares usados para la perforacin y produccin de pozos se rigen de acuerdo a especificaciones del American Petroleum Institute (API). Longitud de Tubera


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Representa el largo aproximado de un tubo o seccin de una sarta de revestidor, dentro de esto encontramos:

RANGO 1 (R-1) 2 (R-2) 3 (R-3)

LONGITUD (PIES) 16-25 25-34 34-48

Conectores y Roscas Las roscas API para conectores se clasifican en: Rosca redonda API con acople corto (STC): roscas 8 redondo. Rosca redonda API con acople largo (LTC): roscas 8 redondo. Rosca Buttress con acople regular (BTC): Posee 5 roscas por pulgada. Rosca Buttress con acople de dimensiones especiales Buttress: Posee 5 roscas por pulgada. Rosca ( sin acople) integral bimetlica ( Extreme Line o Xline): Posee 6 roscas por pulgada. Grados del Acero El grado o resistencia del acero es una designacin que define las caractersticas de la cedencia del acero con el cual se manufactura el revestidor. El grado se generalmente se representa con un cdigo alfanumrico.OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

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El API define tres grupos o grados de revestidores: (Ver Tabla 6.1)


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GRADO DE REVESTIDORES PARA SERVICIO GENERAL

GRADO DE REVESTIDORES DE ALTA RESISTENCIA

GRADO DE REVESTIDORES DE ALTA RESISTENCIA CON CEDENCIA CONTROLADA

Tabla 6.1. Clasificacin de Grados de Revestidores segn API

6.8. Consideraciones Bsicas para el Diseo de Revestidores El diseo de las tuberas de revestimiento consiste en el anlisis de las posibles condiciones que se encontraran durante la perforacin y/o produccin del pozo y su efecto sobre las resistencias de dichos tubulares. Entre las principales consideraciones de presin y carga, encontramos: Colapso (Aplastamiento) Es la presin ejercida por la columna de lodo y que acta en el espacio anular entre el revestidor y el hoyo. La condicin ms crtica ocurre al final del revestidor,OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

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estando ste vaco y el lodo ejerciendo presin en el espacio anular. Por consiguiente, se debe considerar el revestidor de ms bajo costo que tenga suficiente resistencia para igualar o exceder la carga por colapso con el factor de diseo (seguridad) apropiado (1.125). Estallido Son cargas asociadas a las presiones internas que se originan durante pruebas de fuga, cementacin, fracturamiento hidrulico, presin de cierre en caso de reventn, etc. Un criterio comn de diseo es asumir que la presin de la formacin es ejercida a todo lo largo de la sarta revestidora. La condicin ms crtica es cuando el pozo est lleno de gas de formacin .El efecto es mximo en superficie y mnimo en el fondo. Tensin (Elongacin) Cada tubo soporta el peso debajo de l, de aqu que exista la mayor tensin en el tope de la sarta. La resistencia a la tensin depende del tipo de rosca utilizada. Comnmente se desprecia el efecto de flotacin en el lodo de perforacin y los clculos de diseo se efectan considerando que el revestidor est colgado en el aire. 6.9. Cementacin de Revestidores Esta es una operacin que se realiza una vez que se ha bajado (corrido) el revestidor dentro del hoyo, y no es ms, que la colocacin de una lechada de cemento (mezcla de cemento seco ms aditivos con agua) en el espacio anular, entre la tubera de revestimiento y la pared del hoyo, a presiones suficientes para que la mezcla de cemento sea desplazada a travs de la zapata y ascienda por el espacio anular hasta la altura calculada (predeterminada). Esta operacin puede hacerse en una o varias etapas. Finalidad Bsicamente la cementacin del revestidor tiene por finalidad: Proteger y soportar la tubera de revestimiento.


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Evitar el movimiento de fluidos a travs del espacio anular ( detrs del revestidor).

Otros objetivos son: Proteger la sarta de revestimiento contra la corrosin. Proteger la sarta durante los trabajos de caoneo ( completacin ). Reforzar la sarta contra el aplastamiento (colapso) debido a fuerzas externas y reforzar los estratos acuferos. 6.10. Consideraciones de Diseo de la Cementacin de Revestidores Para el diseo y planificacin de un programa de cementacin se deben

considerar los siguientes aspectos: Informacin de Pozos Vecinos Caractersticas del revestidor a cementar. Geometra del hoyo. Tipo de lodo existente en el sistema. Problemas presentados durante la perforacin. Tipo de cemento, lechada y aditivos a utilizar por la compaa de cementacin. Efectuar pruebas API para cada una de las lechadas de cemento. Equipos y herramientas a utilizar por la compaa de cementacin. Centralizacin del revestidor.

6.11. Equipo de Cementacin Debido a la importancia de poseer el hoyo adecuado y con el fin de

proporcionarle integridad para las subsiguientes etapas de perforacin, completacin y produccin, se cementa el espacio anular entre el revestidor y el hoyo. Esta operacin


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requiere de equipos especiales ( Fig. 6.3) con el propsito de lograr el resultado deseado. Entre ellos encontramos: Zapata Gua: Es un dispositivo que refuerza la seccin inferior de la tubera de revestimiento y facilita (gua) su descenso hasta la profundidad total donde se va a cementar el revestidor. Cuello Flotador: refuerza la funcin dela zapata gua; est colocado a dos tubos de la zapata gua. Posee vlvula de contrapesin o dispositivo diferencial para lograr el efecto de flotacin de la sarta revestidora, evitar arremetidas a travs del revestidor e impedir el flujo en sentido contrario a la mezcla. Otra funcin muy importante es que permite detener los tapones de cementacin durante la operacin misma. Tapones Inferior y Superior: Sus funciones son la de limpiar la pared del revestidor durante el paso a travs de ste y de servir como medio de separacin entre el lodo y el cemento (tapn inferior) y entre el cemento y el fluido desplazante (tapn superior). El tapn inferior es de caucho y al asentarse en el cuello flotador permite el paso de la lechada de cemento. Por su parte, el tapn superior es de construccin slida y al asentarse sobre el cuello flotador permite determinar que se ha desplazado completamente la lechada, al aumentar instantneamente la presin de desplazamiento. Centralizadores: Son dispositivos que permiten centrar la tubera de revestimiento con respecto a la pared del hoyo y para favorecer la uniformidad de la lechada en el espacio anular. Limpiadores (Rascadores): Son dispositivos mecnicos que van acoplados al revestidor, con la finalidad de raspar y remover el exceso de revoque de la pared del hoyo y as permitir aumentar la eficacia de las propiedades de adhesin de la lechada de cemento a la formacin.


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Figura 6.3 Equipos de Cementacin 6.12. Clasificacin API del Cemento El principal ingrediente de casi todos los cementos de perforacin es el cemento Prtland, un cemento artificial hecho quemando una mezcla de arcilla y caliza. Una lechada de cemento Prtland y agua es ideal para ser usada en pozos, debido a que puede ser bombeada fcilmente y se endurece rpidamente en un ambiente bajo agua. El Ingeniero de Petrleo es el responsable de disear la lechada de cemento y tcnicas de colocacin para cada aplicacin.


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Los cementos tienen ciertas caractersticas fsicas y qumicas y en base al uso que se les pueda dar en cuanto al rango de profundidad, presiones y temperaturas a soportar, etc., son clasificados por el API en:

6.13. Diseo de la lechada de cemento El diseo de la mezcla para lograr una lechada de cemento que cumpla con las exigencias operacionales debe considerar: Evitar exceder la presin de fractura de la formacin. Para ello, se debe determinar la densidad mxima de la mezcla, la cual est en el orden de 1 lb/galn ms pesada que el lodo utilizado durante la perforacin. Determinar la temperatura de fondo a partir de informacin sobre pozos vecinos, perfiles y correlaciones. La prdida de filtrado debe estimarse dependiendo del trabajo: Cementacin de revestidores: 250 c.c./30min.


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Cementacin de liner: 50 c.c./30 min.

Determinar el tipo de flujo turbulento o tapn para el desplazamiento, con la finalidad de conocer el tipo de cemento y espaciadores a utilizar.

Calcular las tasas de bombeo, utilizando la geometra del hoyo y los datos de tubera y del pozo.

Chequear la consistencia de la lechada en el laboratorio, utilizando la misma agua de mezcla que la del campo, densidad, rendimiento, etc.

Calcular el volumen total de cemento, agua, desplazamiento del tapn desde superficie hasta el cuello flotador.

6.14. Aditivos Utilizados en Cementaciones Los aditivos para los cementos tienen diversas aplicaciones para cambiar y mejorar las propiedades bsicas, dependiendo del uso y las caractersticas requeridas. Estos aditivos pueden clasificarse segn su aplicacin principal en: Aceleradores: reducen el tiempo de fraguado del cemento en pozos de baja y alta temperatura (cloruro de calcio, sal a bajas concentraciones, yeso, etc). Retardadores: incrementan el tiempo de espesamiento del cemento en pozos de alta temperatura ( lignosulfonato de calcio, sal a altas concentraciones, etc.) Controladores de prdida de filtrado: son agregados a la lechada para evitar filtraciones o prdidas de fluidos hacia una formacin permeable. Existen dos mecanismos de control de filtrado: Viscosificacin del agua de la mezcla: el cual hace que le sea ms difcil fluir a travs de la formacin, Entrapamiento del agua de mezcla en un reticulado de macromolculas lo que se consigue con latex.


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Agentes para prdida de circulacin: en estos encontramos materiales sellantes como el celofn, cscara de coco, Gilsonite, Perlitas, etc.

Agentes densificantes: permiten aumentar la densidad de la lechada cuando se deben contener altas presiones de formacin ( arena Ottawa, barita, hematita, etc).

Reductores de friccin: permiten tener la lechada en flujo turbulento a tasas de bombeo reducidas, mediante disminucin del punto de cedencia y la viscosidad plstica.

Aditivos para disminuir la densidad ( Gilsonita, Spherelite, Perlita, Bentonita, etc.). Aditivos para aumentar la densidad ( Arena, barita, etc.) 6.15. Proceso de Cementacin En la Fig. 6.4 se puede seguir el proceso de cementacin que se explica a

continuacin:

Figura 6.4. Diagrama del Proceso deCementacin 1) Asegrese del volumen de cemento calculado para la cementacin planificada. En yacimientos en desarrollo si se tienen registros de calibracin , es comn


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calcular el volumen de cemento en base a los resultados de pozos anteriores. En reas donde se desconoce el nivel de llenado, es aconsejable usar un volumen igual a 1.5 x el volumen indicado en el registro de calibracin tomado al pozo. 2) En los trabajos de cementacin es importante que no hayan demoras despus que el cemento ha empezado a bajar por el interior del revestidor. Por lo tanto, hay que asegurarse de que todo el equipo de superficie est en buenas condiciones, de que hay un mltiple de distribucin conveniente y un tubo conector por si es necesario mover la tubera continuamente despus que ha llegado al fondo (si se usan raspadores) y para cambiar las bombas de lodo a cemento y de cemento a lodo sin parar. 3) Cuando el revestidor se ha bajado y asentado en el lugar deseado, es aconsejable circular un volumen equivalente al volumen interior de la tubera de revestimiento antes de iniciar el desplazamiento del cemento. Esta circulacin ayudar a eliminar el lodo gelado y los ripios y tender a reducir la temperatura del fondo del pozo. Tambin es una manera de asegurarse de que nada cay dentro del revestidor cuando se estaba bajando, que pueda tapar el equipo flotador dejando el interior de la tubera llena de cemento. 4) Para reducir las posibilidades de contaminacin, unos pocos barriles de agua o lodo de perforacin de baja viscosidad que no sea daino para el cemento, pueden ir antes de la lechada. 5) Siguiendo el fluido de baja viscosidad van el tapn de fondo y la lechada de cemento de la calidad deseada, 6) Inmediatamente antes de que la ltima parte del cemento se haya desplazado de los camiones desplazamiento. 7) Aunque el cemento debe ser desplazado tan rpidamente como sea posible, recuerde que slo se requiere cierta presin para romper la formacin , de manera que la presin de desplazamiento debe mantenerse a un mnimo. bomba, baje el tapn superior siguindolo con el fluido de


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Tampoco debe permitirse que el tapn de desplazamiento golpee el flotador a alta velocidad. Esto ha sido causa, a veces, de una falla por tensin en la tubera que se est cementando. Antes de empezar las operaciones , hay que calcular el mximo de presin requerida en la bomba para desplazar la columna de cemento hacia arriba por el espacio anular. Esto se deba a la diferencia en presin hidrosttica del lodo dentro y revestidor. 8) En caso que se pierda circulacin durante el desplazamiento de la lechada, el gasto de las bombas debe reducirse al mnimo prctico para que el cemento se deshidrate y tapone las zonas por donde se estaba perdiendo circulacin. 9) De acuerdo con las condiciones del pozo, el cemento usado, etc., no empiece a conectar niples, ni prosiga con las operaciones hasta que el cemento se haya fraguado lo suficiente para apoyar el revestidor firmemente. Durante la instalacin de niples, a menos que sea absolutamente inevitable, no suelte toda la tensin de la columna permitiendo que el revestidor descanse en el cemento. El cemento tiene fuerza suficiente para apoyar el revestidor sin daarlo, pero en columnas muy largas y donde hay zonas ensanchadas, las cargas de compresin pueden causar falla en la tubera debido al doblamiento frente a las cavidades. 10) El tiempo de WOC o tiempo de fraguado vara mucho segn la resistencia del cemento o las regulaciones establecidas por los departamentos correspondientes. Con la mayora de los cementos bajo condiciones normales de temperatura y presin, el tapn puede ser perforado dentro de 12 a 24 horas despus que llegue al fondo. 7. PERFILAJE DE POZOS Durante el proceso de perforacin o una vez concluida la misma, se procede a la toma de perfiles o registros elctricos del pozo para detectar la posible existencia de hidrocarburos. El perfil se obtiene introduciendo sondas en el pozo, utilizando cables especiales. Las seales elctricas, magnticas, o de otro tipo, captadas por la sonda son del lodo y el cemento fuera del


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transmitidas a receptores electrnicos instalados en superficie, a medida que la sonda se va desplazando dentro del pozo. Entre los registros o perfiles de pozos, mas comunes (Ver Fig. 7.1), utilizados en la industria petrolera a nivel mundial destacan los siguientes: Elctrico, elctrico de induccin, resistividad enfocada, resistividad de contacto, resistividad enfocada de contacto : Se basan en la resistividad que ofrecen la roca y los fluidos contenidos en ella , al paso de la corriente elctrica. Indican la presencia y tipo de fluidos de la formacin. Densidad compensada, neutrn compensado, acstico compensado: Se utilizan para determinar la porosidad de la roca. Responden a las propiedades radioactivas acsticas de la roca. Rayos Gamma: Identifica la litologa de la formacin. Temperatura: Mide la temperatura dentro del hoyo. Calibracin: Mide el dimetro del hoyo Buzamiento: Mide la inclinacin de las capas penetradas por la barrena. Inclinacin: Mide el Azimut y la desviacin con respecto a la vertical del hoyo.


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Figura 7.1. Perfiles de Pozos 8. TOMA DE NCLEOS Y MUESTRAS DE PARED La extraccin de ncleos y muestras de pared de las formaciones, es la forma ms precisa de obtener informacin necesaria para la su evaluacin. En el caso de los ncleos representan fielmente el yacimiento y los fluidos , si los hay. Posterior a la toma son estudiados en detalle a nivel de laboratorio.


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El equipo convencional para extraer ncleos utiliza una barrena (cortancleo) distinta a la que se usa normalmente para perforar. A medida que se va cortando el ncleo ste va entrando en el portancleo inmediantamente colocado sobre la barrena, donde es retenido durante el proceso, y luego de cortado se puede extraer el portancleo hasta el piso del taladro, normalmente sacando la sarta de perforacin. La Fig. 8.1 muestra las partes ms importantes de esta herramienta. Las barreras contancleos tienen en su superficie cortante diamantes comerciales incrustados en la matriz de acero.

Figura 8.1. Cortancleo Convencional Una forma ms sencilla de obtener muestras de la formacin es la de extraccin de muestras de pared. Estas no representa la abundancia de informacin que sobre el


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yacimiento y los fluidos provee un ncleo, pero es un mtodo econmico y rpido, generalmente produciendo informacin suficiente para dar una informacin de los fluidos contenidos en la roca. Existen dos tipos de equipos para la extraccin de muestras de pared: el primero de tipo detonante que se mete en el pozo colgado de un cable. Se puede observar en la Fig. 8.2 . Se procede a disparar el cuerpo de la herramienta y los receptculos que la integran penetran en la pared del hoyo para tomar la muestra. El segundo equipo de naturaleza mecnica-hidrulica, se introduce lateralmente en la formacin y por la accin de la presin del fluido de perforacin se puede tomar la muestra.

Figura 8.2. Extractores de Ncleos de la Pared del Hoyo


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9. PRUEBAS DE FORMACIN CON TALADRO EN SITIO En algunos casos es necesario evaluar una formacin especfica, para determinar sus condiciones de flujo y las caractersticas de los fluidos, proceso que se realiza antes de cementar el revestimiento de produccin. Estas pruebas se logran haciendo fluir el pozo a travs de la tubera de perforacin, colocando una empacadura en la parte inferior de la tubera de perforacin, para aislar el resto de la formacin que se desea probar de la parte superior del hoyo. El objetivo principal es determinar el tipo de fluido presente en la formacin y particularmente la capacidad de producir por flujo natural. 10. PROGRAMA DE PERFORACIN Es muy importante sealar que previo a la perforacin del pozo , se ha

realizado un arduo trabajo de estudios geolgicos, geofsicos y de yacimiento , que permiten la seleccin del rea y sitio de la perforacin. En todo campo se inicia la perforacin de tipo exploratoria con el fin de confirmar la veracidad de los estudios previamente realizados, de manera de evaluar las condiciones geolgicas de los yacimientos atravesados, a fin de proceder o no con una campaa de perforacin de pozos de desarrollo que permitan la explotacin comercial del campo. El rea escogida puede estar dentro de un rea probada en desarrollo y se quiera investigar la posibilidad de encontrar yacimientos arriba o abajo del yacimiento en explotacin. Existen tambin casos en que el rea de inters est fuera del rea probada y se propones pozos denominados de avanzada que extenderan el rea de produccin conocida. En Venezuela, la exploracin se inicia en reas previamente asignadas en reas recientemente asignadas, de acuerdo con las leyes y reglamentos que en Venezuela rige la materia el Ministerio de Energa y Minas y Petrleos de Venezuela, S.A., todo de acuerdo con la poltica implementada luego de la Nacionalizacin Petrolera en Venezuela .


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Todo pozo a ser perforado debe tener la autorizacin por escrito del Ministerio de Energa y Minas en Venezuela, por lo que Petrleos de Venezuela, S. A debe someter ante dicha instancia un Programa de Perforacin detallando fundamentalmente todas las actividades de perforacin , comenzando con la plena identificacin de la localizacin a ser perforada, las tuberas de revestimiento a ser instaladas, paso por paso las actividades a realizar con el taladro de perforacin, el programa de registros elctricos a ser tomados a diferentes profundidades, programa de cementacin para cada tubera de revestimiento a ser cementada, diseo e instrucciones para la instalacin de la tubera de produccin y detalles del equipo de produccin programado, como mtodo de levantamiento artificial de ser requerido. Por supuesto que el programa de perforacin vara considerablemente dependiendo del tipo de pozo a ser perforado y del rea asignada la localizacin. Incluye adems, informacin de mapas estructurales y geolgicos del rea y de registros tomados en pozos vecinos, en caso de existir. 11. REPORTE DIARIO DE PERFORACIN Es un informe de primordial importancia durante la perforacin de los pozos. Diariamente debe ser preparado y es donde se va acumulando la gran cantidad de datos de lo acontecido en las diferentes operaciones durante la perforacin, desde la mudanza del equipo a la localizacin hasta la salida par otro destino, luego de terminado, suspendido o abandonado el pozo. Es una referencia cronolgica, que propiamente analizada y evaluada sirve para apreciar o valorar cmo se va conduciendo o condujo la perforacin, cul fue el comportamiento del equipo y las herramientas, tipo de materiales cantidad utilizada, inconvenientes y problemtica que se presentaron, cunto tiempo se emple en cada una de las tareas, accidentes personales y todo tipo de informacin de importancia. Todo este tipo de informacin se traduce por supuesto en costo asociado , de gran importancia para hacer modificaciones o correctivos a tiempo que permitan operaciones ms eficientes y econmicas.


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En l se detallan todos los renglones que comprenden los programas especficos planificados para la perforacin: Programa de Barrenas Programa de Fluidos de Perforacin Programa de Muestras y Ncleos Programa de Registros Programa de Revestidores Programa de Cementacin Programa de Pruebas y Terminacin Programa de Contingencia Es as como diariamente se reporta todo tipo de informacin asociada a las diferentes actividades que se realizan por perodos de 24 horas, tales como: Profundidad final de perforacin, pies Velocidad de perforacin, pies/hora Peso de la sarta de perforacin, Ton Peso de la sarta de perforacin sobre la barrena, Ton Esfuerzo de torsin de la sarta de perforacin, Ton/pie Revoluciones por minuto de la barrena, rpm Presin de lnea del lodo, lpc Presin en espacio anular, lpc Velocidad de las bombas, epm Densidad del fluido de perforacin, lbs/gal Temperatura del fluido de perforacin, F Volumen de fluido de perforacin en cada tanque, bls Ganancia o prdida de fluido de perforacin, bls Esfuerzo de torsin de las tenazas, lbs/pie Volumen de fluido para llenar el hoyo, bls Informacin de costos, Bs


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Todo este tipo de informacin se recoge y se reporta en sitio , en forma computarizada y sirve al personal del taladro y a todo el personal involucrado en la perforacin, para evaluar la normalidad de la situacin o detectar y corregir a tiempo anormalidades. 12. PROBLEMTICA ASOCIADA A LA PERFORACIN DE POZOS En las operaciones de perforacin, an contando con el mejor de los equipos, los mejores materiales y de personal calificado, siempre es necesario tomar medidas preventivas para evitar inconvenientes, ya que existe una variedad de problemas que a veces pueden ser difciles y costosos y de no prevenirlos pueden malogra el buen ritmo y los costos de la operacin. Es por ello que en esta prctica aplica el dicho de que no todo lo que brilla es oro ya que debemos estar alertas a problemas, tales como: Derrumbes de las formaciones Prdida de circulacin parcial o total de fluido de perforacin Desviacin crtica del hoyo Constriccin del dimetro del hoyo Torcedura del hoyo Atascamiento de la sarta de perforacin Desenrosque de los elementos de la sarta y por ende tareas de pesca Torcedura y desprendimiento de parte de la sarta Arremetidas y reventones Incendios Cualquiera de stos, o combinaciones de algunos de ellos, de surgir

complicaciones para su control, pueden resultar sumamente costosos y hasta ocasionar prdida parcial o total del pozo, del taladro y en ocasiones de vidas humanas. A continuacin se exponen brevemente los riesgos ms severos y algunas medidas preventivas y correctivas:


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12.1. Prdidas de Circulacin Estn representadas por la invasin del fluido o lodo de perforacin a la formacin, para lo cual se deben cumplir a la vez tres situaciones: 1) La formacin debe ser suficientemente permeable para aceptar el lodo. 2) Los poros de la roca deben ser lo suficientemente grandes para impedir que las partculas slidas que arrastra la corriente del lodo los obstruya. 3) La presin de la formacin tiene que ser menor que la presin ejercida por la columna de lodo. Las dos ltimas condiciones pueden ser parcialmente remediables. Si es posible, la presin de la columna de lodo puede ser disminuida, ajustanto su peso y se pueden agregar al fluido de perforacin partculas ms grandes, generalmente material inerte a la reaccin qumica, para lograr obstruir parcial o totalmente los espacios porosos de la formacin. Estos materiales se conocen con el nombre de materiales para prdida de circulacin. 12.2. Reventones Es uno de los riesgos ms temidos y potencialmente del ms costoso de los que puedan suceder durante la perforacin de un pozo. Se puede generar lentamente , mediante arremetidas leves, o pueden generarse violentamente debido un drstico desequilibrio entre la presin de la formacin sobre la presin ejercida por la columna de lodo, lo cual permite que los fluidos de la formacin irrumpan violentamente en la superficie , sin que el personal del taladro tenga tiempo para controlar el flujo. La prevencin para tratar de evitar que se produzca este problema est asociada con el control del peso del lodo, atencin especial a las normas y prcticas de perforacin concernientes a las propiedades y caractersticas del lodo, al manejo de la sarta de perforacin especialmente metiendo y sacando tubera, tipos de formaciones que se estn perforando y su efecto en el fluido de perforacin, precauciones que se deben tomar cuando se atraviesan formaciones conocidas de alta presin, etc.OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

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12.3. Operaciones de Pesca El trmino de pesca se aplica a todas las operaciones que hay que realizar en el hoyo para rescatar piezas o secciones de la sarta de perforacin u otros objetos que puedan caer en el hoyo . Uno de los problemas ms comunes que se presenta es el atascamiento de la sarta de perforacin. Cuando se llega a la certeza de no poder soltar la sarta de perforacin tensionndola con el malacate y circulando agua o petrleo en el sitio donde se detecta el atascamiento, lo recomendables es hacer los preparativos para pescar la tubera y sacarla del hoyo. El equipo de pesca lo forma una extensa y variada coleccin de herramientas, que incluyen hasta artefactos magnticos para recuperar pequeos objetos de metal ( conos de barrena por ejm.) , enchufes de pesca que pasan por encima de la parte exterior de la pieza buscada, arpones que se introducen dentro de la tubera y luego se afianzan en la pared interna, sartas para lavar cuando es necesario limpiar el espacio anular para posteriormente usar un enchufe de pesca, martillos hidrulicos, etc. 13. PROTECCIN INTREGRAL Y ENTRENAMIENTO DEL PERSONAL Los riesgos potenciales asociados a las operaciones de perforacin , conllevan a un alto grado de preparacin , adiestramiento y mucha atencin y coordinacin del personal, para prevenir y evitar accidentes que pudiesen lesionar al personal o causar daos a los equipos. Todas las operadoras petroleras mantienen vigentes programas de prevencin de accidentes, para identificar factores de riesgo y llevar a cabo acciones correctivas, tales como: Familiarizar al personal con los programas y las normas de seguridad y proteccin ambiental propios y de otras organizaciones. Revisar las normas de seguridad del trabajo en los taladros. Establecer la frecuencia de inspeccin de los equipos de las empresas de servicio. Promover la capacitacin y el desarrollo del personal mediante cursos.


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Es as como, la capacitacin, el desarrollo y la experiencia del personal son la clave del xito en las operaciones de perforacin. Por ello las operadoras de perforacin deben mantener programas de adiestramiento tcnico y administrativo a su personal, en el propio sitio de las operaciones o en instalaciones de campo, tambin en institutos especializados, universidades nacionales e internacionales. Se deben dictar constantemente cursos tcnicos y prcticos sobre operaciones de perforacin, ingeniera de perforacin, prevencin de reventones, control de pozos, lodos de perforacin, terminacin de pozos, etc. La mayor parte del personal de las empresas operadoras son personal fijo, el resto lo constituyen empleados de las empresas contratistas de perforacin y de las compaas de servicio que prestan apoyo estas actividades. El trabajo diario del taladro lo hacen cuadrillas que trabajan turnos de ocho horas, las 24 horas del da. Un equipo generalmente tiene cuatro cuadrillas, tres para los turno y una de relevo. El personal total de una cuadrilla de perforacin vara segn el tipo de taladro, pero bsicamente lo constituye un supervisor, disponible las 24 horas, dos asistentes, por turnos de 12 horas cada uno, un perforador, un encuellador y tres obreros de taladro para un turno regular. Tambin se incluye en oportunidades un motorista o engrasador, un mecnico de taladro y un electricista, pero generalmente estas personas visitan varios taladros durante la guardia. 14. COMPLETACIN DE POZOS Se entiende por completacin o terminacin al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo despus de la perforacin o durante la reparacin, para dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formacin o destinarlos a otros usos, como inyeccin de agua, gas o vapor. Los trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubera lisa o ranurada, la realizacin de empaques con grava o el caoneo del revestidor y finalmente, la instalacin de la tubera de produccin.


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14.1. Factores que determinan el Diseo de la Completacin de un Pozo La productividad de un pozo y su futura vida productiva son afectados por el tipo de completacin y los trabajos efectuados durante la misma. La seleccin de la completacin tiene como principal objetivo obtener la mxima produccin en la forma ms eficiente y, por lo tanto , deben estudiarse cuidadosamente los factores que determinan dicha seleccin, tales como: a) Tasa de produccin requerida. b) Reservas de zonas a completar. c) Mecanismos de produccin de las zonas o yacimientos a completar. d) Necesidades futuras de estimulaciones. e) Requerimientos para el control de arenas. f) Futuras reparaciones. g) Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecnico, bombeo de cavidad progresiva, electrosumergible, etc. h) Posibilidades futuras de proyectos de recuperacin secundaria o recuperacin adicional. i) Inversiones requeridas. 14.2. Clasificacin de las Completaciones de Acuerdo a las Caractersticas del Pozo Bsicamente existen tres tipos de completaciones de acuerdo a las caractersticas del pozo, a saber: a) Completacin a Hueco Abierto. b) Completacin con Forro o Tubera Ranurada. c) Completacin con Tubera de Revestimiento Perforada. d) Completacin sin tubera de Produccin


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a) Completacin a Hueco Abierto Este tipo de completacin se realiza en zonas donde la formacin est altamente compactada, siendo el intervalo de completacin o produccin normalmente grande ( 100 a 400 pies) y homogneo en toda su longitud. Consiste en correr y cementar el revestidor de produccin hasta el tope de la zona de inters, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Ver Fig. 14.1.

Figura 14.1. Completacin a Hueco Abierto b) Completacin con Forro o Tubera Ranurada Este tipo de completacin se usa mucho en formaciones no compactas debido a problemas de produccin de fragmentos de rocas y de la formacin, donde se produce generalmente crudos pesados. En una completacin con forro, el revestidor se asienta en el tope de la formacin productora y se coloca clasificacin:OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

un forro en el intervalo correspondiente a la

formacin productora. Dentro de este tipo de completaciones encontramos la siguiente

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Completacin con forro no cementado: En este tipo de completacin un forro con o sin ranuras se coloca a lo largo de la seccin o intervalo de inters. El forro con o sin rejillas puede ser empacado con grava para impedir el arrastre de la arena de la formacin con la produccin. (Fig. 14.2). Entre los requerimientos necesarios para que este tipo de completacin se lleve a cabo, estn los siguientes: formacin no consolidada, formacin de grandes espesores ( 100- 400 pies), formacin homognea a lo largo del intervalo de completacin, etc.

Figura 14.2. Completacin con Forro no Cementado Completacin con forro perforado: en este caso, se instala un forro a lo largo de la seccin o intervalo de produccin. El forro se cementa y se caonea selectivamente la zona productiva de inters. Fig. 14.3.


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Figura 14.3. Completacin con Forro Perforado c) Completacin con Revestidor Caoneado Es el tipo de completacin que ms se usa hoy da, ya sea en pozos poco profundos ( 4.000-8.000 pies) como en pozos profundos ( 10.000 pies o ms). En este caso, la tubera de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar, caoneando selectivamente frente a las zonas de inters para establecer comunicacin entre la formacin y el hueco del pozo.( Fig. 14.4) .


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Figura 14.4. Completacin con Revestidor Caoneado d) Completacin sin Tubera de Produccin Son aquellas completaciones donde no hay tuberas de produccin en el pozo, ya que los fluidos fluyen a travs de uno o varios revestidores cementados simultneamente.


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3. Perforación de Pozos