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Aguas Profundas
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INDICE2. Diseño de Pozos para Aguas Profundas……………….pág. 1
2.1. Diseño de Tuberías de Revestimiento.……………….pág. 2-22
2.2. Diseño de Cementaciones……………………………..pág. 23-28
2.3. Operaciones de Perforación……………………………pág..
2.4. Hidratos………………………………………………..pág.
2.5. Fluidos de Perforación…………………………………pág. 38-43
2.6. Flujo de Aguas Someras………………………………..pág. 44-46
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2. DISEÑO DE POZOS PARA AGUAS PROFUNDAS
2.1DISEÑO DE TUBERÍAS¿Qué es un tubo? Es un elemento cilíndrico hueco compuesto generalmente de acero, con una geometría definida por el diámetro y el espesor.
El acero es un metal refinado y se dividen en ordinarios y especiales.
Aceros ordinarios: contienen 3 elementos principales que son el hierro, el carbono y el manganeso.
Aceros especiales: aparte de los elementos ya mencionado se le agrega níquel, cromo, molibdeno, cobre, vanadio y tungsteno.
Existen tres procesos de fabricación de una tubería:
El proceso sin costura.
El proceso con soldadura eléctrica-resistencia.
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El proceso de soldadura eléctrica instantánea.
El diseño de la tubería de revestimiento se refiere a alcanzar la profundidad total de manera segura, con la cantidad de sartas de revestimiento o “liners”, económicamente efectiva.
El Propósito de Instalar una Tubería de Revestimiento
Para permitir la perforación y completación de un pozo en aguas profundas, es necesario “delinear” el agujero perforado con una tubería de acero/tubería de revestimiento. Una vez que esta esté en su lugar, es cementada, soportando la tubería de revestimiento y sellando el espacio anular para:
Reforzar el agujero. Aislar formaciones inestables/fluyendo/bajobalance/sobrebalance. Prevenir la contaminación de reservorios de agua fresca. Proveer un sistema de control de presión. Confinar y contener fluidos solidos producidos por perforación/completación. Actuar como conducto para operaciones asociadas (perforación, trabajos con línea
de acero, completación y mas sartas de revestimiento y tubería) con dimensiones conocidas (ID´s, etc.)
Sostiene el cabezal de pozo y sartas de tubería de revestimiento adicionales. Sostiene el BOP y el arbolito.
Existen principalmente, 6 tipos de tubería de revestimiento instaladas en pozos costa fuera:
Conductor Marino. Tubería Conductora. Tubería Superficial. Tubería Intermedia. Tubería de Producción o Explotación. “Liner”.
Conductor Marino: es una característica de operaciones de perforación costa afuera en donde la columna de BOP está por encima del agua. Provee fuerza estructural y guía las sartas de perforación y revestimiento hacia el agujero. Es usualmente introducido o cementado en un agujero previamente perforado. La sarta ayuda a aislar formaciones de poca profundidad, no consolidadas y protege la base de la estructura de la erosión causada por el fluido de perforación.
Tubería Conductora: La sarta es utilizada para apoyar formaciones no-consolidadas, proteger arenas de aguas frescas de ser contaminadas y reviste cualquier depósito poco profundo de gas. La sarta es usualmente cementada a la superficie en tierra y al lecho marino costa afuera. Esta es la primera sarta a la que se instala la columna de BOP.
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Tubería Superficial: Provee protección contra arremetidas para la perforación mas profunda, soporte estructural para el cabezal de pozo y sartas de revestimiento subsecuentes y es muchas veces utilizada para aislar formaciones problemáticas. La sarta se encuentra, ya sea cementada a la superficie o en el interior de la sarta de conducción.
Tubería Intermedia: Una vez mas esta sarta provee contra arremetidas para la perforación mas profunda y aísla formaciones problemáticas que pudieran dañar la seguridad del pozo y/o impedir operaciones de perforación. Una sarta de tubería intermedia de revestimiento es comúnmente colocada cuando es probable que un pozo encuentre un influjo y/o perdida de circulación en el agujero descubierto proveyendo de esta manera protección contra arremetidas al mejorar la fuerza del pozo. La altura del cemento es determinada por el requisito del diseño de sellar cualquier zona de hidrocarburo y de flujos de sal. El tope del cemento no necesita estar dentro de la sarta superficial de revestimiento.
Tubería de Producción o Explotación: Este es el nombre que se aplica a la tubería de revestimiento que contiene la tubería de producción y podría estar potencialmente expuesta a fluidos del yacimiento. La misma podría ser extendida hasta la superficie como una sarta integral o ser una combinación de un “Liner” de producción (7”) y la tubería de revestimiento de producción anteriormente colocada (9-5/8”). El propósito de la tubería de revestimiento de producción o explotación es la de aislar las zonas productoras, permitir el control de reservorio, actuar como un conducto seguro de transmisión de fluidos/gas/condensado, a la superficie y previene influjos de fluidos no deseados.
"Liner” o Tubería Corta de Revestimiento: Un liner será suspendido será colgado a corta distancia por encima de la zapata anterior y será cementada a lo largo de toda su longitud para asegurar un buen sellado al aislar el espacio anular. Muchas veces un empacador de “liner puede ser instalado como una segunda barrera, por precaución. Pozos HP/H, que incorporan un “liner” largo podrían ser cementados solo en la zapata y forzar el traslape. Los “liners” permiten una perforación mas profunda, separar zonas productoras, de formaciones de reservorio y puede también ser instalado para propósitos de la realización de pruebas.
Los “liners” de perforación son colocados:
Para proveer una Zapata mas profunda. Para aislar formaciones inestables. Para lograr un perforación con tubería de revestimiento a menor costo. Debido a limitaciones del equipo de perforación.
Los “liners” de producción son colocados:
Para completar el pozo a menor costo. Permitir un conducto de producción mas grande para proveer un rango de elección
para la tubería. Debido a limitaciones del equipo de perforación.
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Propiedades de la Tubería de Revestimiento
La tubería de revestimiento viene usualmente especificada por las siguientes propiedades:
Diámetro exterior y grosor de la pared. Peso por unidad de longitud. Grado del acero. Tipo de conexión. Longitud de la junta.
Diámetro Exterior y Grosor de la Pared: El diámetro exterior se refiere al cuerpo de la tubería y no a los coples, El diámetro de los coples es importante, ya que determina el tamaño mínimo del agujero en el que puede ser corrida la tubería de revestimiento.
El grosor de la pared determina el diámetro interno de la tubería y por lo tanto el tamaño máximo de la barrena que puede ser corrida a través de la tubería.
La tolerancia permitida en lo que se refiere a diámetro exterior y grosor de la pared, es dictada por API Spec. 5CT. Como regla general:
Diámetro exterior dela TR >= 4½” Resistencia + 1.00%, -0.50%
Diámetro exterior de la TR < 4½” Resistencia ± 0.031%
Grosor de la pared Resistencia –12.5%
Peso por Unidad de Longitud: El peso nominal de la tubería de revestimiento es utilizado principalmente para identificar tubería de revestimiento durante el ordenado. Los pesos nominales no son exactos y están basados en el peso teórico calculado de una tubería con roscas y coples, de 20 pies de longitud.
Grado del Acero: Las propiedades mecánicas y físicas de la tubería de revestimiento dependen de la composición química del acero y el tratamiento de calor que recibe durante su fabricación.
API define nueve grados de acero para tubería de revestimiento:
H40 J55 K55 C75 L80 N80 C95 P110 Q125
El número de designaciones da el mínimo de API para el esfuerzo de resistencia o cedencia, en miles de psi. Por lo tanto una tubería de revestimiento L80 tiene un esfuerzo de resistencia de 80,000 psi.
La carta de designación da una indicación sobre el tipo de acero y el tratamiento que recibo durante su fabricación.
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Tipo de Conexión: Hoy en día existen múltiples tipos de conexiones disponibles en el Mercado. La selección de una conexión adecuada debe ser basada en la intención de aplicación, el desempeño requerido y el costo.
La tabla a continuación puede actuar como una guía a grosso modo, para saber si se deben usar roscas API o Premium.
Tubería de Revestimiento de Producción:
Tubería de Revestimiento de Producción:
Propiedades de Conexión
Las propiedades de conexión, colapso, ruptura y tensión, deberán ser comparadas con las propiedades del cuerpo de la tubería. Las que sean menores deberán ser utilizadas en todas las conexiones de diseño de tubería de revestimiento.
En adición, algunas conexiones tienen una capacidad de compresión muy baja comparada a su fuerza tensora. Si la compresión o compresión/pandeo es una carga critica, pregúntele alfabricante sobre su capacidad de cople bajo estas condiciones (es decir, Vam SC tiene solamente 25% de capacidad de compresión vs. Tensión). Se encuentra disponibles seis conexiones genéricas. Estas se muestran a continuación con algunas características generales:
API 8-Redonda, STC o LTC:
· Buena disponibilidad y precio.
· Sellado de líquido hasta un máximo de aproximadamente 210 F.
· El sellado es una combinación de geometría de conexión y grasa lubricante para roscas.
· Apretamiento pobre de gas.
· Mediciones y pericia se encuentran vastamente disponibles para re-fabricación y restauración.
· Propenso a daños y cruce de roscas debido a la falta de redondez, especialmente en OD’s mas grandes.
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· Alto esfuerzo circunferencial de ensamble en los coples.
· Eficiencia tensora de 70-75% dependiendo del tipo de rosca.
· La resistencia a fugas debe ser verificada según el boletín 5C3 de API.
API BTC:
· Buena disponibilidad y precio.
· Apretamiento pobre de gas.
· Sellado de líquido hasta un máximo de aproximadamente 210 F.
· El sellado es una combinación de geometría de conexión y grasa lubricante para roscas.
· La cobertura de estaño mejora la resistencia a fugas.
· Mediciones y pericia se encuentran vastamente disponibles para re-fabricación y restauración.
· Propenso a daños y cruce de roscas debido a la falta de redondez, especialmente en OD’s
mas grandes.
· Alto esfuerzo circunferencial de ensamble en los coples.
· Eficiencia tensora es generalmente de 85-95% de cuerpo de tubería.
· La resistencia a fugas de BTC debe ser verificada según el boletín 5C3 de API
Sello Metal-con Metal, con Roscas y Coples:
· La disponibilidad depende del tipo de propiedad, por ejemplo, Vam, Fox, NS-CC etc.
· Generalmente buen apretamiento de gas.
· Se encuentran disponibles coples de despeje, especialmente manufacturados de algún material de mayor grado para mejorar el despeje del agujero.
· Son susceptibles a daños por manipuleo, si no son tratados con cuidado. Los piñones (pines) deben ser taladrados de forma concéntrica a los sellos para un sellado de gas efectivo.
· Particularmente convenientes para ser utilizados en altas aleaciones trabajadas en frió, que no pueden ser reforzadas.
· Por lo general tienen buenas características de conexión, debido a la interferencia reducida de roscas, comparadas a las conexiones API.
· Medición y pericia se encuentran disponibles, dependiendo del tipo, para re-fabricación y restauración y pueden ser rápidamente vueltas a cortar.
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· El esfuerzo circunferencial de ensamble en los coples puede ser controlado por interferencia reducida de las roscas, debido a que el sellado en las roscas, no es un requisito.
· La eficiencia tensora es por lo menos igual a BTC y en muchas instancias igual a o mayor que el cuerpo de la tubería.
Sello Metal-con- Metal, Reforzada e Integral (o Acoplada)
· Poca disponibilidad de coples y limitados re-cortes reforzados para restauración de tubería.
· Costosa, especialmente la reforzada.
· Buen apretamiento de gas.
· Usualmente exhiben muy buenas capacidades de conexión/desconexión.
· Son susceptibles a daños por manipuleo, si no son tratados con cuidado.
· Los piñones (pines) deben ser taladrados de forma concéntrica a los sellos para un sellado de gas efectivo.
· La eficiencia tensora es por lo menos igual o mayor que el cuerpo de la tubería.
Sello Metal-con- Metal, Formada e Integral (Descarga)
· Características excelentes de despeje del agujero, OD de tubería de descarga.
· Disponibilidad razonable, fácil de restaurar/volver a cortar, no hay requerimientos para coples.
· Buen apretamiento de gas.
· Los piñones (pines) deben ser taladrados de forma concéntrica a los sellos para un sellado de gas efectivo.
· Eficiencia tensora de 50-75% del cuerpo de la tubería dependiendo del tipo de conexiones.
· Las conexiones podrían ser más débiles que el cuerpo de la tubería, para el valor de presión interna.
Soldada a Reforzada e Integral
· Muy costosas (conector, soldado y NDT).
· Eliminación de punta de molino con caja soldada.
· Roscas burdas para resistir cruce de roscas o daños.
· Producto continuamente enroscado resiste la separación bajo pandeo severo.
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· Grados limitados a soldables (tubería de linea) o H -40, K/J-55.
· Eficiencia tensora generalmente mayor al cuerpo de la tubería.
Longitud del Tramo o Junta
Los tramos o juntas de revestimiento no son fabricados en longitudes exactas. API ha especificado tres rangos entre los cuales debe encontrarse la longitud de las tuberías.
LA OPERACIÓN DE DISEÑO DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO
Existen dos fases de diseño de tubería de revestimiento.
1. La primera se lleva a cabo durante el Diseño Preliminar de Pozo e involucra la selección del esquema de la tubería de revestimiento y la determinación de la profundidad de anclaje de tubería de revestimiento
2. La segunda se lleva a cabo durante el Diseño Detallado de Pozo e incluye la determinación de las cargas a las cuales estará expuesta la tubería de revestimiento durante la vida del pozo y la selección de tuberías, con propiedades físicas y mecánicas apropiadas para soportar las cargas predichas.
DISEÑO PRELIMINAR
Determinación de la Profundidad de Asentamiento o Anclaje de la Tubería de Revestimiento
La selección inicial de profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento está basada en la presión de poros anticipada y en los gradientes de fractura. El Ingeniero de Perforación es responsable de asegurarse, lo más que sea posible, que toda la información de compensación ha sido considerada en la estimación de la presión de los poros y gradientes de fractura, y que para, pozos direccionales, el efecto de ángulo de agujero en gradiente de fractura desviada, ha sido considerada.
La profundidad total del pozo, y por lo tanto la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento de producción o “liner” es manejada por requerimientos de registro, perforación y completación. La zapata debe ser asentada lo suficientemente profunda para dar un sumidero o pozo adecuado para las actividades de registro, perforación y pruebas.
El estimado inicial de determinación de profundidades de asentamiento de tubería de revestimiento, se puede determinar mejor gráficamente, como sigue, ploteando la presión de los poros y el gradiente de fractura, expresado en densidad equivalente contra profundidad.
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1. Trace la curva del gradiente principal de presión de poros junto con la litología, en caso de estar disponible. Note cualquier intervalo, los cuales son potenciales áreas problema, como por ejemplo atrapamiento diferencial, pérdida de circulación o zonas de alta presión de gas.
2. Trace la curva de peso del lodo. La curva del peso del lodo deberá incluir un margen de viaje de alrededor de 200 a 400 psi.
3. Trace la curva de gradiente de fractura predicha. Trace una curva de diseño de gradiente de fractura, la cual debe quedar en paralelo de la curva de gradiente de fractura predicha, con una reducción de 0.3 hasta 0.5 ppg para influjos y ECD durante la cementación.
4. Plotee pesos de lodos desviados y LOT’s para proveer una revisión de las predicciones de presión de poros o destaque la necesidad de mayor investigación. Un ploteo típico se encuentra adjunto. Las profundidades iniciales de asentamiento de las tuberías de revestimiento pue den ser determinadas, como sigue.
1. Trabajando fondo arriba, entre la curva de peso de lodo en el Punto A.
2. Muévase hasta el Punto B, que determina el estimado inicial de profundidad de anclaje para la tubería de revestimiento de producción.
3. Muévase a través del Punto C, el cual identifica el requerimiento de peso de lodo, para esa profundidad.
4. Muévase hacia arriba hasta el Punto D, el cual determina el cual determina la profundidad inicial de asentamiento para la tubería intermedia de revestimiento.
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5. Muévase a través del Punto E para identificar el peso del lodo requerido a esa profundidad. Para el ejemplo mostrado aquí, el Punto E es el rango de presión normal y no es requerida más tubería de revestimiento para soportar el peso asociado del lodo. No obstante una tubería superficial de revestimiento y un conductor son requeridos, y la profundidad de asentamiento para estas tuberías de revestimiento es discutido mas adelante.
Otros factores que pueden impactar la selección de la profundidad de la Tubería derevestimiento, en adición a la presión de los poros y las presiones de fractura, son:
· Zonas de gas de poca profundidad.
· Zonas de pérdida de presión
· Estabilidad de la formación, la cual es sensitiva a la exposición del tiempo o peso dellodo.
· Perfil direccional del pozo. Es importante delinear la trayectoria del pozo antes del asentamiento de la tubería de revestimiento e intentar conseguir una evaluación (survey) consistente, mas delante de una sección tangente. Igualmente, secciones largas del agujero abierto, podrían requerir tubería de revestimiento para reducir la posibilidad de que ocurra un atrapamiento de tubería y el nivel de torsión.
· Requerimientos de ventana, de la forma en que están especificados en la Base del Diseño, por ejemplo, tubería de revestimiento de 13-3/8” deberá ser colocada alta para permitir que la tubería de revestimiento de 9 -5/8” sea corada y halada para realizar una ventana en un agujero de 12-1/4”.
· Arenas de agua fresca (agua potable).
· Limpieza de agujero, particularmente si una sección larga de agujero de 17-1/2, es requerida.
· Secciones salinas.
· Zonas de alta presión.
· Litología -las zapatas deberían, en donde sea practicable, ser colocadas en formaciones competentes impermeables.
· Incertidumbre en la estimación de profundidad, debido a incertidumbre sísmica.
Todas las anteriores deberán ser consideradas y las profundidades iniciales de asentamiento de la tubería de revestimiento, ajustadas en concordancia.
Tolerancia de Influjos
Una vez que las profundidades iniciales de asentamiento de la tubería de revestimiento han sido seleccionadas, la tolerancia de influjos asociada con esas profundidades deberá ser calculada. Comenzando en TD (Profundidad Total) hasta la superficie, la tolerancia de influjos y profundidad de asentamiento preferida para cada tubería de revestimiento, deberá ser calculada.
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La tolerancia de influjos es el tamaño máximo de influjos que puede ser llevada dentro del pozo y circulada hasta la zapata sin romper la formación. La tolerancia de influjos depende del peso del lodo en uso, el punto débil del agujero descubierto (normalmente se asume que es la zapata anterior), la presión de la formación, el tamaño y la densidad del influjo y la geometría del agujero.
Existen dos métodos de calcular la tolerancia de influjos. El primero calcula la intensidad del influjo y el segundo el volumen del influjo. Hágase notar que ambos métodos descuidan los efectos de temperatura y asumen un gas ideal.
Intensidad de Influjos
La intensidad de influjos es una medida de cuanto puede ser incrementado el peso del lodo para un volumen de influjo dado. En otras palabras, si se perfora en una zona sobrepresionada, en cuanto se puede incrementar el lodo y aun así circular el influjo hacia fuera.
Para propósitos de diseño de tubería de revestimiento, el volumen de influjos se asume en 25 bbls y el y el mínimo aceptable de intensidad de influjo es de 0.5 ppg. Si la intensidad de influjo se encuentra por debajo de este valor entonces se debe buscar mayor aprobación.
La intensidad de influjos es calculada utilizando la siguiente ecuación:
Donde:
KI = intensidad de influjos (ppg)
MAASP = presión anular superficial permisible máxima (psi)
MW = peso del lodo en el agujero (ppg)
Hi = altura del influjo (pies)
TVD = profundidad vertical real del pozo (pies)
Diseño de Profundidad de Asentamiento de la Tubería Superficial de Revestimiento y del Tubo Conductor.
La profundidad mínima de asentamiento para tubería superficial de revestimiento y la tubería de revestimiento conductora, es la profundidad en la cual la presión de fondo creada por el fluido de perforación circulante (ECD) es excedida por el valor de fractura de la formación.
El ECD puede ser significantemente afectado en agujeros de gran diámetro con alto ROP y una limpieza pobre de pozo.
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La profundidad del agua puede jugar una parte significativa y resulta en la profundidad, que el ECD es excedido por el valor de fractura siendo empujado mas profundo y puede resultar en sartas de tubería de revestimiento adicionales, a ser corridas.
En áreas de aguas profundas, las cargas de pandeo y axiales son consideraciones primarias en el diseño de la tubería de revestimiento conductora. Debido a la complejidad de la interacción de los diferentes parámetros que afectan las cargas de pandeo y axiales, s e necesita un programa de computadora, para modelar las cargas con exactitud y el comportamiento del conductor.
En adición, la capacidad de soporte de carga (la cual se relaciona directamente con la fuerza del suelo debajo de la línea de lodo), debe ser determinada.
DISEÑO DETALLADO
La etapa de diseño detallado es para determinar las cargas a las que estará expuesta cada sarta de tubería de revestimiento, durante la vida del pozo y la selección de tuberías con propiedades mecánicas y físicas que puedan soportar las cargas pronosticadas.
Los pasos principales para cada sarta de tubería de revestimiento, se muestran a continuación:
Leyenda (de arriba abajo y de izquierda a derecha):
· Defina tipos de cargas.
· Determine cargas de ruptura y colapso.
· Defina sarta de tubería de revestimiento inicial.
· Determine cargas de tensión.
· Ajuste la sarta de tubería de revestimiento inicial.
· Determine las cargas triaxiales (en caso de ser requeridas).
· Finalice la sarta de tubería de revestimiento.
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Diseñar Tipos de Carga (Esfuerzos)
El diseño anticipado de tipos de carga, deberá ser calculado en el orden en el que ocurran. Esto ayuda a identificar todas las cargas a las cuales la sarta de la tubería de revestimiento podría estar expuesta. Note que no todos estos casos de carga serán aplicables a cada sarta de tubería de revestimiento. Por ejemplo las cargas durante la producción no necesitan ser consideradas para una sarta de tubería intermedia de revestimiento, en un pozo exploratorio.
Cargas durante la Instalación
Las cargas típicas durante la instalación, incluyen:
· Corrida de la tubería de revestimiento.
· Cementación.
· Cementación convencional, centrado, etc.
· Golpe de tapón.
Cargas durante la Perforación
Las cargas típicas durante la perforación, incluyen:
· Prueba de presión después de WOC
· Peso máximo del lodo
· Control de pozos
· Perdida de circulación
Cargas durante la Producción
Las cargas típicas durante la producción, incluyen:
· Prueba de presión con completación o matar el peso del fluido.
· Funcionamiento de herramientas DST.
· Fuga de tubería cerca de la superficie.
· Colapso debido a perforaciones taponadas.
· Operaciones especiales de producción (estimulación, levantamiento de gas, inyección).
Factores de Diseño
La cuenta de factores que son manejados inapropiadamente o no fueron tomados en cuenta, las propiedades de la tubería de revestimiento son menospreciadas por un factor de diseño, antes de ser comparadas con los diseños de carga calculados.
Los factores de diseño típicamente utilizados, son como sigue:
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Colapso 1.0 Ruptura 1.1 Tensión 1.3 Triaxial 1.25
La legislación local deberá ser revisada para asegurarse que otros factores más estrictos no están estipulados.
Diseño de Colapso
Para todas las sartas de tubería de revestimiento un colapso de cargas ocurre cuando la presión externa es mayor que la presión interna. El diseño de colapso se enfoca en los perfiles de presión interna y externa. Hablando de forma general, el colapso de cargas estará en su punto mas alto en la zapata guía.
El colapso neto de carga es mejor representado gráficamente, como se muestra a continuación, ploteando los perfiles de presión interna y externa y el colapso neto de carga. Para trabajos de cementación de centrado la posibilidad de puenteo debe ser considerada. En caso de que el puenteo ocurra entonces la presión hidrostática externa será incrementada por la presión de circulación, con un incremento subsiguiente en el colapso neto de carga.
Colapso de Cargas durante la Perforación
El peor caso de colapso de cargas durante la perforación ocurre si se encuentra perdida de circulación y disminuye la presión hidrostática interna.
Por convención el fluido externo e s forzado a ser el lodo que estaba en sitio cuando se corrió la tubería de revestimiento. Esto es debido a la incertidumbre del aislamiento completo del cemento alrededor de la tubería de revestimiento causado por acanalados o deslaves.
El nivel del fluido interno cae hasta cualquier medida, desde cientos de pies de evacuación total de la tubería de revestimiento y depende del peso interno del lodo en uso y la presión de poros de la zona de perdida.
Colapso de Cargas durante la Producción
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Los colapsos de carga a los que estarán expuestos las tuberías de revestimiento de producción y los “liners”, necesitan ser considerados para la vida entera del pozo. Esto depende del uso que se le dará al pozo, pero se deberá dar consideración a lo siguiente, según sea aplicable:
· Operaciones DST
· Técnicas de Estimulación
· Levantamiento de Gas
· Abatimiento
Por convención el fluido externo es forzado a ser el lodo que estaba en sitio cuando se corrió la tubería de revestimiento. Después de un periodo de tiempo (típicamente un año) esto puede ser establecido, como sigue:
La presión hidrostática interna variara, dependiendo de la posición del empacador y las consideración de colapso, deberán ser separadas en, sobre el empacador y debajo del empacador.
Seleccionar una Tubería de Revestimiento que cumpla con los Colapsos de Carga
De los colapsos netos de carga generados al observar varios de los tipos de cargas durante instalación, perforación y producción, el peor caso de colapso de carga que la tubería de revestimiento va a tener que tolerar, puede ser determinado.
De las tablas de tubería de revestimiento es entonces posible elegir una tubería de revestimiento o una serie de tuberías de revestimiento que apliquen al peor caso de colapso de cargas. Esta etapa es muchas veces ignorada hasta que las cargas de ruptura hayan sido calculadas.
Las figuras de colapso de la tubería de revestimiento que están representadas en la mayoría de las tablas de tubería de revestimiento son generadas de una serie de ecuaciones detalladas en el boletín 5C3 de API y son función del OD de la tubería de revestimiento, el grosor de la pared y la fuerza de resistencia de la tubería de revestimiento.
Carga Biaxial
Las figuras de colapso determinadas utilizando el boletín 5C3 de API son para tuberías de revestimiento que están bajo cero cargas axiales. En la práctica, debido al peso de la tubería de revestimiento o debido a la acción combinada de presiones internas y externas, es raro para una tubería de revestimiento estar bajo cero cargas axiales.
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El efecto de la carga axial es el de disminuir la fuerza de colapso de la tubería de revestimiento. Para efectos de diseño de la tubería de revestimiento, a menos que la fuerza de colapso sea critica, la reducción de la fuerza de colapsodebido a carga axial, es normalmente ignorada.
Otras Consideraciones para el Diseño de Colapso
Desgaste de la Tubería de Revestimiento: En caso de que se anticipe que el desgaste de la tubería de revestimiento se convierta en un tema importante (es decir, altas fuerzas de las paredes laterales, sarta de perforación extendida al contacto de la tubería de revestimiento, patas de perro localizadas, banda dura dañada abrasiva en uso, etc., entonces esto necesita ser considerado.
Como la fuerza de colapso de la tubería de revestimiento esta relacionada con el grosor de la pared, entonces y si el desgaste de la tubería de revestimiento estima que 20% del grosor de la pared será consumido durante la perforación, entonces la fuerza de colapso residual de la tubería de revestimiento será de 80% de esa tubería de revestimiento nueva.
Diseño de Ruptura
Para todas las sartas de tubería de revestimiento una carga de ruptura ocurre cuando la presión interna es mayor que la presión interna.
Con respecto al colapso, el diseño de ruptura se enfoca en los fluidos internos y externos y las y las presiones hidrostáticas que ejercen.
Cargas de Ruptura durante la Instalación
El peor caso de ruptura de carga de instalación ocurre durante la cementación. Dos casos necesitan ser considerados en este punto:
· Durante el desplazamiento, inmediatamente antes de que el espaciador salga de la zapata.
· Golpeando el tapón.
Cargas de Ruptura durante la Perforación
El peor caso de ruptura de cargas de perforación ocurre, ya sea durante la prueba de presión o durante un evento de control de pozos.
Cargas de Ruptura durante la Producción
Las cargas de ruptura que necesitan ser consideradas durante la producción incluyen pruebas de presión con una completación o fluido para matar el pozo, una fuga de tubería cerca de la superficie. La carga interna es la presión hidrostática del fluido mas cualquier presión adicional. La carga externa será como la de Ruptura de Cargas de Perforación.
Seleccionar una Tubería de Revestimiento que cumpla con las Cargas de Ruptura
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De las cargas de ruptura netas generadas al vigilar los tipos de cargas durante instalación, perforación y producción, el peor caso de carga de ruptura, que la tubería de revestimiento deberá tolerar, podrá ser determinado.
Desde las tablas de tubería de revestimiento, es entonces posible elegir una tubería de revestimiento o una serie de tuberías de revestimiento que coincidan y puedan soportar el peor caso de cargas de ruptura y el peor caso de cargas de colapso.
Recuerde que la ruptura o resistencia interna de la tubería de revestimiento debe ser menos valuada por el Factor de Diseño.
Diseño de Tensión
Utilizando la tubería de revestimiento seleccionada, que concuerda con las cargas de colapso y ruptura, es entonces necesario confirmar que esta tubería de revestimiento también cumple los requisitos del diseño de tensión.
Cargas de Tensión durante la Instalación
Esta etapa incluye evaluar la conveniencia de la tubería de revestimiento seleccionada, para soportar cargas durante la corrida, cargas durante la cementación y cualquier prueba de presión. Se asume que la tubería de revestimiento está sujeta en la superficie, pero libre para moverse, en la zapata.
Las cargas que deben considerarse, son las que siguen:
Peso en el aire
El peso de la tubería de revestimiento en el aire es simplemente el peso nominal de la tubería de revestimiento multiplicada por la profundidad vertical real de la tubería de revestimiento.
Donde W = Peso nominal de la TR (lb/pies).
TVD = TVD debajo del punto de interés hasta la zapata (pies).
Flotación
La flotación puede ser calculada utilizando el método de presión de área y es normalmente la presión hidrostática multiplicada por las áreas seccionales cruzadas de la tubería de revestimiento.
Se necesita tener cuidado en caso de que se utilicen sartas de tubería de revestimiento disminuidas, ya que la fuerza de flotación cambiara, dependiendo de la profundidad y los diámetros internos y externos.
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La flotación es siempre restada.
Cuando el mismo fluido se encuentra en el interior y en el exterior de la tubería de revestimiento (es decir, cuando la tubería se esta corriendo), la siguiente ecuación, puede ser utilizada:
Donde
Pe = Presión hidrostática en el fondo de la TR (psi).
Ao = área del diámetro exterior (in²)
Ai = área del diámetro interior (in²)
Cuando existen diferentes fluidos en el interior y el exterior de la tubería de revestimiento (es decir, durante la cementación), la siguiente ecuación puede ser utilizada:
Donde:
Pe = Presión hidrostática externa en el fondo de la TR.
Ao = área de diámetro externo (in²).
Pi = Presión hidrostática interna en el fondo de la TR.
Ai = área de diámetro interno (in²).
Doblado
Cuando la tubería es forzada alrededor de un doblaje o curva en el pozo, ocurrirá una fuerza de doblado. La fuerza de doblado es una carga de tensión que ocurre en la pared externa y cargas de compresión que ocurren en la pared interna, de la tubería de revestimiento.
Las fuerzas de doblado son calculadas utilizando la siguiente formula:
Donde:
DLS = Severidad de las patas de perro (º / 100 pies)
OD = Diámetro exterior de la TR (in)
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En pozos verticales nominales, podemos asumir que el DLS es de 1º/ 100 pies. Para pozos desviados, la fuerza de doblado únicamente aplica al punto en donde existen curvaturas, es decir secciones internas.
Arrastre
El arrastre es el resultado de resistencia de deslice entre el agujero del pozo y la tubería. Ocurre en pozos desviados y en agujeros apretados y con atrapamiento. No es fácil de computar manualmente y es mejor dejarlo para las simulaciones por computadora.
Choque
La carga de choque es la carga que resulta del movimiento de la tubería de revestimiento mientras esta siendo corrida en el agujero, o cuando las cuñas son colocadas o cuando la tubería de revestimiento encuentra una capa en el fondo del agujero.
Las cargas de choque son calculadas utilizando la siguiente formula:
Donde:
V = velocidad instantánea (pies /seg.)
As = Ao -Ai (in²)
Se deberá cuidar que la velocidad instantánea usada en estos cálculos no sea excedida durante las operaciones del equipo de perforación.
Prueba de Presión
El propósito de una prueba de presión es el de verificar que la sarta de tubería de revestimiento puede resistir las cargas de ruptura máximas anticipadas. Es por esto que debe exceder las mayores cargas predichas, durante ambas operaciones, perforación y producción.
Donde:
Pptest = Presión del golpe de tapón o prueba de presión aplicada (psi)
Cargas de Tensión durante la Perforación y Producción
Esta etapa incluye la evaluación apropiada de la tubería de revestimiento seleccionada para soportar las cargas que pudieran ser ejercidas a la tubería de revestimiento, después de que el cemento se ha asentado. Se asume que la tubería de revestimiento esta fija en la superficie y fija en el tope del cemento en el espacio anular.
Las cargas que necesitan ser consideradas, son las que siguen:
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Anclaje de la Tubería de Revestimiento
Cualquier tensión adicional aplicada a la tubería de revestimiento después de esperar por el cemento (WOC). Esto esta normalmente restringido a operaciones de autoelevables o plataformas, en donde la tensión es aplicada antes de colocar las cuñas en el cabezal de pozo.
Pandeo
El potencial de pandeo existe, cuando ocurre cualquiera de los siguientes escenarios:
· Se incrementa la densidad interna del lodo
· Se incrementa la presión interna de superficie
· Se remueve el fluido anular o se reduce la densidad del lodo del espacio anular
· La tubería de revestimiento es anclada con menos del peso completo de colgada
· Se incrementa la temperatura de la tubería de revestimiento
En caso de que alguno de los anteriores ocurriera, esto resulta en el balonamiento de la porción no-cementada de la sarta de la tubería de revestimiento, lo cual podría resultar en pandeamiento.
El pandeamiento en si, no significa que la tubería de revestimiento ha fallado. Sin embargo y a medida que el pandeamiento se desarrolla en una forma helicoidal, esto puede promover una severidad incrementada de patas de perro y restringir la longitud de desviación y puede promover el deterioro de la tubería de revestimiento.
En general, y para todos los pozos mas profundos que 10,000 pies, los diseños de tubería de revestimiento deben ser evaluados en el impacto de pandeo.
Los efectos de pandeo pueden ser reducidos elevando el tope del cemento (reduciendo la cantidad de tubería no-cementada) o (en caso de ser practico), incrementando la cantidad de tensión aplicada, antes de colocar las cuñas.
Confirmar que la Tubería de Revestimiento Seleccionada cumpla con las Cargas de Tensión
De las cargas de tensión generadas, después de observar varios casos de cargas durante la instalación, perforación y producción, el peor caso que la tubería de revestimiento tendrá que tolerar, puede ser determinado.
La capacidad tensora de la tubería de revestimiento esta menos valuada por el Factor de Diseño y si esta excede el peor caso de cargas de tensión, entonces la tubería de revestimiento seleccionada, es aceptable para el servicio.
Si la capacidad tensora, después de ser menosvaluada por el factor de diseño, es menor al peor caso de cargas de tensión, entonces la tubería de revestimiento, no es aceptable para el servicio. El próximo peso yo grado hacia arriba, que aun concuerde con las cargas de
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colapso y ruptura es entonces seleccionado y las cargas de tensión son recalculadas (cambiar el peso de la tubería de revestimiento afecta el diámetro interno de la tubería de revestimiento y estas dos propiedades afectan todas las cargas que conforman la carga de tensión). Este proceso es repetido hasta que una tubería de revestimiento adecuada, es seleccionada.
Diseño Triaxial
Las cargas de colapso, ruptura y tensión calculadas hasta ahora, han todas asumido que los esfuerzos se encuentran en una dirección simple o uniaxial. En la práctica, las cargas de servicio generan esfuerzos triaxiales.
Los tres esfuerzos principales para tubería de revestimiento axial (óa), radial (ór) y cortante (ót), como se muestra a continuación:
La teoría recomendada para calcular el esfuerzo triaxial es conocida como la teoría de Von
Mises. Esta teoría consiste en definir un esfuerzo equivalente (óvme) y entonces relacionar este esfuerzo al mínimo especificado de resistencia de esfuerzo (óy) de la tubería de revestimiento.
El cálculo para determinar esfuerzo triaxial es mayor conducido utilizando un programa adecuado de diseño de tubería de revestimiento. El diseño triaxial deberá ser realizado cuando cualquiera de las siguientes condiciones aplique:
· Presión de poros esperada > 12,000 psi
· Temperatura > 250ºF
· Servicio de H2S
· OD/t < 15
De acuerdo a la teoría de Von Mises, un esfuerzo de tensión axial puede incrementar la capacidad de esfuerzo cortante y viceversa. Esto se muestra en el diagrama a continuación:
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2.2 DISEÑO DE CEMENTACIÓNLas operaciones de cementación en perforación y mantenimiento a pozos se dividen en:
· Cementación Primaria.
· Cementación a Presión.
· Tapones de cemento:
a) Tapón de Cemento por Circulación.
b) Tapón de cemento por desplazamiento.
CEMENTACIÓN A PRESIÓN
Esta operación se efectúa con cementadores anclados en la TR o bien con la TP franca, inyectándose cemento a presión a través de disparos o roturas de TR.
Sus principales aplicaciones son:
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a)-Aislar zonas productoras (agua salada-aceite y agua salada -gas)
b)-Obturar intervalos.
c)-Corregir cementaciones primarias.
d)-Abandono de pozos.
e)-Efectuar sello en zonas con pérdida de circulación.
TAPONES DE CEMENTO:
a) Tapón de cemento por circulación: Se coloca cuando sabemos que la presión de fondo, en el intervalo abierto, es tal que soporta la presión hidrostática ejercida por la lechada de cemento y el fluido de control desplazante. Así como también la presión de bombeo, generada en la superficie para colocarlo y desplazar inverso el excedente de la lechada de cemento.
b) Tapón de cemento por desplazamiento: Se utiliza cuando de antemano sabemos que la presión de fondo es baja en el intervalo abierto, y debido a esto, no es posible circular el fluido de control a la superficie.
Los objetivos que se persiguen con la aplicación de un tapón de cemento, son:
· Aislar intervalos.
· Abandonar pozos.
· Fijar pescados.
· Punto de apoyo para abrir ventanas.
· Corregir anomalías en la TR.
· Protección en el cambio de cabezales.
PREPARACIÓN PARA UNA CEMENTACIÓN
CEMENTACIÓN PRIMARIA (CHECK LIST)
1.- Verificar que haya en presas el suficiente lodo para desplazar la lechada.
2.- Verificar el suministro de agua que sea lo suficiente para preparar la lechada.
3.-Si se trata de una cementación donde se va a manejar grandes volúmenes de lechada, debe contar con los dos laboratorios, rendimientos de lodo y dosnecesarios para prepararla y tiempos bombéables.
4.-Si se instala un tanque estacionario para bombear agua, verificar su llevado con anticipación y verificar que no tenga fugas.
5.-Verificar que las líneas para suministro de lodo para desplazar la lechada no estén tapadas por asentamientos de material químico (barita).
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6.-Verificar la existencia de otros fluidos en caso de que se requiera.
7.-Verificar que la unión de enlace entra la cabeza de cementar sea de la misma medida de la TR que la rosca se compatible y en buen estado.
8.-Revisar que las bombas del lodo del equipo estén en óptimas condiciones de operación.
9.-Contar con tablas de información técnica de las bombas a utilizar (duplex o
triplex).
10.-Revisado de manómetros, localizador de peso y consola de control.
11.-Revisión del sistema de comunicación y voceo del equipo.
12.-Asegurar buena iluminación en áreas de presas principalmente la del retorno de fluidos en temblorina.
13.-Tener la bitácora en orden donde se haya registrado las medidas, grados y pesos de las tuberías de revestimiento al introducir.
14.-Verificar que estas tuberías estén bien estibadas y ordenadas en las rampas, de acuerdo a su s libradores de pesos y medidas para su introducción en el pozo.
15.-Verificar que la nomenclatura de las franjas pintadas en la TR coincidan con el orden de la introducción de las mismas, medir en forma selectiva la tubería que esta colocada en la parte superior de la rampa (del extremo de cople al primer hilo del piñón cortejando los datos asentados en la bitácora
16.-Verificar que las roscas de las cuerdas de los piñones y cajas de la TR estén previamente engrasados con sus protectores de vinil (no metálicos) colocados en forma correcta.
17.-Contar con una presa para recibir fluidos excedentes de la lechada y evitar la contaminación del lodo en presas.
18.-Contar con el servicio de transporte de los desechos de estos fluidos para desechar en locaciones autorizadas.
19.-Contar con los accesorios requeridos para estar pesando la densidad de la lechada, en buen estado.
20.-Evitar el deterioro de fluidos de desecho que contengan sustancias radioactivas o dañinas para la salud.
Las operaciones de cementación son, generalmente, divididas en dos procesos básicos:
Cementación Primaria
Las funciones principales de la cementación primaria son:
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1. Restringir el movimiento de fluido entre las formaciones y la superficie.
2. Proveer soporte para la tubería de revestimiento.
3. Prevenir la contaminación de los acu íferos .
4. Prevenir la corrosión de la tubería de revestimiento.
Cementación Secundaria
La cementación secundaria es considerada como una operación remedial en caso de ocurrir problemas, una vez dentro del pozo.
Las dos operaciones básicas de la cementación secundaria son:
1. Cementación Forzada para:
· Reparación de pérdida so fugas a través de la tubería de revestimiento.
· Aislar zonas productoras de agua en un intervalo productor.
· Abandono de una zona depletada.
2. Tapones de abandono para:
· Aislamiento de una zona no productora.
· Cerrar un intervalo depletado de modo que la producción pueda ser tomada desde otra zona productora.
Mezclado del Cemento
El cemento seco es mezclado con agua para así formar lo que es conocido como “lechada de cementación”. Deberá ser utilizada el agua más pura disponible, no obstante el agua de mar podrí a ser utilizada, pero incrementara el endurecimiento o fraguado prematuro del cemento.
El recirculador de cemento es el sistema comúnmente utilizado para la mezcla del cemento ya que produce una lechada de cemento de propiedades constantes y homogéneas debido al proceso de mezclar el cemento mojado con recirculación.
Densidad de la Lechada
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La densidad de la lechada será revisada con una balanza presurizada de lodo y también con un registro automático de densidad dentro del tanque de mezclado.
La densidad será cuidadosamente monitoreada y controlada debido a que:
1. Indica el volumen de la lechada.
2. Es un indicativo directo de la relación cemento/agua que afecta la hidratación.
3. La pérdida de circulación podría ser un factor.
Aditivos para el cemento
Los aditivos son utilizados junto con los cementos básicos para:
1. Alterar el tiempo de fraguado.
2. Cambiar la densidad de la lechada.
3. Controlar el filtrado.
4. Mejorar las propiedades del flujo del fluido.
Bombeando Cemento
El agua es normalmente utilizada como un preflujo para proveer un espacio o aislamiento entre el lodo de perforación y la lechada de cementación.
El bombeo:
1. Asistirá en la remoción de parte del enjarre.
2. Reducirá la contaminación del cemento.
3. Se mantendrá en flujo turbulento a bajo gasto.
4. Será fácil de obtener.
Cabeza de Cementación
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La cabeza de cementación o contenedor del tapón es colocado en la junta superior de la tubería de revestimiento, proveyendo una forma de circular el cemento y para cargar los tapones.
Tapón de Cemento
Los tapones de cemento asistirán en la remoción del lodo en la parte interior de la tubería de revestimiento, pero su función principal será la de separar el cemento del fluido de perforación para así evitar su contaminación.
Operación de Cementación
El operador deberá bombear el cemento al más alto gasto posible y sin retraso.
Cuando el tapón de fondo alcanza el cuello flotador, la presión se incrementa y rompe el diafragma, permitiendo que el cemento baje y se introduzca en el espacio anular entre la tubería de revestimiento y el agujero descubierto.
El tapón superior es más sólido y puede resistir presiones más altas.
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Cuando se asienta o “golpea”, la presión de la bomba se incrementara. En este momento, la cementación habrá sido completada.
La presión deberá ser liberada de modo que la tubería de recubrimiento no se mueva antes de que el cemento seque.
Esperando el Cemento
Generalmente el operador decide el comienzo del tiempo de fraguado del cemento (WOC) y usualmente comenzara la perforación fuera de la zapata, después de unas 12 horas.
En caso de haber preocupación por el desplazamiento del cemento en el espacio anular esto podrá ser resuelto con un registro de cementación o un registro de temperatura, ya que cuando el cemento se fragua su reacción química exotérmica, desprenderá calor.
2.3 OPERACIONES DE PERFORACIÓN
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2.4. HIDRATOSEn el siglo XVIII ya se tenía conocimiento sobre los hidratos de gas y hasta hace no mucho estos se consideraban curiosidades de laboratorio. El desarrollo de la industria del petróleo comenzó a mostrar interés en los hidratos de gas en la década de 1930, cuando formaciones de hidratos de gas bloquearon ductos en Kazakstán.
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En las décadas de los 60’s y 70’s, se descubrió que los hidratos de gas no solo se pueden formar en regiones continentales polares sino también en regiones del lecho marino donde los sedimentos en aguas profundas corresponden a los límites continentales exteriores.
Los hidratos de gas se encuentran de manera natural en zonas glaciares y en el fondo de los océanos, almacenando enormes cantidades de energéticos sin explotar, es por esto que representan una futura fuente de energía para el mundo.
Por otro lado, el interés en torno a los hidratos de gas, nace a causa de que representan un conflicto para la industria petrolera ya que causan problemas al momento de realizar operaciones de perforación de pozos al atravesar zonas donde existen de forma natural y de igual manera generan problemas en los ductos de transporte de petróleo, gas y agua, al formarse dentro de estos, bloqueando el flujo de los fluidos, representando un riesgo considerable en las operaciones de exploración y producción de pozos petroleros.
Definición
Los hidratos de gas son compuestos sólidos cristalinos, en apariencia muy semejantes al hielo, originados por la mezcla física de agua y gases ligeros (metano, etano, propano, butano, dióxido de carbono, ácido sulfhídrico, entre otros) a partir de condiciones de temperatura cercanas al punto de congelación (entre 1 - 4 °C) y presiones muy elevadas (2090 -2940 psi.)
Los hidratos de gas ocurren de manera natural a condiciones de alta presión y baja temperatura o éstos se pueden crear en laboratorio simulando las condiciones ideales para su formación. La mayoría de los gases, exceptuando al helio, al neón y al hidrógeno, forman hidratos, haciendo que los hidratos de metano sean el recurso más abundante en la naturaleza, debido a que la concentración de gas metano en un hidrato, está en función de la descomposición bacteriana de materia orgánica.
Los hidratos de gas, también conocidos como “Clatratos” son sólidos cristalinos formados por uno o varios componentes huésped y una estructura receptora. Como el componente receptor es agua, estos compuestos son llamados “Hidratos”. El agua genera una estructura con forma de jaula que captura y atrapa moléculas de gas, generalmente gas metano, ya que éste, es el más abundante debido a que se forma de manera natural por descomposición o transformación de la materia orgánica (durante la diagénesis, catagénesis o metagénesis) o bien a partir de las emanaciones naturales de este gas en zonas con potencial petrolero.
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Para que se formen los hidratos, son necesarios cinco elementos que deben coexistir:
Baja temperatura. Alta presión. Gases de bajo peso molecular. Agua. Tiempo.
Se requieren concentraciones adecuadas de gas para la formación de hidratos, para que las moléculas de agua se acomoden formando estructuras ordenadas y que sirvan como receptáculos para estas moléculas de gas. Los hidratos se forman cuando las condiciones de presión, temperatura, concentración de gas, agua se combinan para darles origen. Estos pueden formar estructuras estables, en sedimentos del fondo del océano a una profundidad mayor a los 500 metros y en el permafrost o hielos eternos de los polos.
En el lecho marino y formaciones someras los hidratos de gas pueden servir de cementante o éstos pueden formarse dentro de los poros de los sedimentos no cementados. Los hidratos ocupan un considerable porcentaje de los poros en los sedimentos con alta porosidad.
Los hidratos presentan distintas coloraciones, a causa de las impurezas que pudieran tener; estas pueden ser bacterias, minerales y otros gases, por ejemplo los hidratos en el Golfo de México presentan colores amarillos, verdosos y anaranjados, otro ejemplo son los hallados en las Bahamas donde su color es azul.
Los hidratos de gas tienen una densidad relativa promedio de 0.98 (g/cc) por lo que flotarán en el agua y se hundirán en hidrocarburos líquidos.
En condiciones de temperatura y presión estándar, un volumen de 1 m³ de hidrato de gas saturado contendrá un volumen de 150 a 180 m³de gas natural y 0.8 m³de agua.
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Las propiedades físicas que tienen los hidratos se han determinado a partir de muestras obtenidas de núcleos recuperados en operaciones de perforación de pozos con fines de investigación, y en algunos casos a partir de hidratos obtenidos en laboratorio.
A partir de núcleos recuperados en las perforaciones de pozos con fines de investigación, se ha establecido la distribución de las estructuras sedimentarias de los hidratos, las cuales están relacionadas al tipo de sedimento; su ocurrencia va desde una capa diseminada hasta una capa masiva.
Zona de Estabilidad
El origen de los hidratos de gas en la naturaleza es función de la relación entre factores como: composición, presión y temperatura. A partir de esto s se crea un diagrama de fase, Imagen 1.12, en el que se muestra el límite entre gas metano libre e hidratos, para el sistema de agua pura y metano puro, esta información permite valorar a grandes rasgos las presiones y temperaturas bajo las cuales los hidratos, compuestos mayoritariamente de metano, son estables en los márgenes continentales.
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La presencia de gases con peso molecular alto como el etano o propano, obliga a que el límite de fase se mueva hacia la derecha, permitiendo que los hidratos se formen a menor presión es decir a profundidades menores y mayores temperaturas.
La presencia de sales en el agua intersticial mueve el límite de fase hacia la izquierda, provocando un decrecimiento en la zona de estabilidad del os hidratos. La intersección del perfil de gradiente hidrotermal con la curva de límite de fase delos hidratos corresponde a la mínima profundidad de agua bajo la cual los hidratos, son estables.
Esta mínima profundidad de agua será menor si el agua es más fría, y mayor si el agua es más templada. De forma aproximada, esta profundidad mínima es de unos 300 metros en el Ártico, y de 600 metros en regiones subtropicales. En sedimentos profundos la temperatura normalmente se incrementa con la profundidad y eventualmente alcanza un punto en el cual los hidratos son inestables, a pesar del continuo incremento de la presión con la profundidad.
Por lo tanto, dentro de los sedimentos existe una zona en la cual los hidratos son potencialmente estables, comúnmente desde el fondo marino hasta varios cientos de metros por debajo de él; Esto define una zona de estabilidad dentro de la cual si existe saturación de gas metano, hay lugar para la formación de hidratos de gas.
Estado en la Naturaleza
Los depósitos de hidratos de gas se localizan a profundidades diversas del océano y por debajo de muchas regiones del permafrost. Los hidratos se forman en estos ambientes ya que su estabilidad está en función a altas presiones y bajas temperaturas.
Aparentemente la mayoría de los hidratos marinos se encuentran alojados en los bordes de los continentes, en lugares donde el agua es lo suficientemente profunda y rica en nutrientes, donde se tiene materia orgánica parcialmente descompuesta para que las bacterias la conviertan en metano. Con la combinación adecuada de presión y temperatura, estas moléculas de metano finalmente se acumulan en jaulas cristalinas de hielo formando los depósitos submarinos de hidratos. Incluso existen hidratos cerca de la superficie terrestre en las regiones del permafrost esto a causa de bajas temperaturas y la alta presión.
Los sedimentos del fondo marino en los bordes continentales representan la mayor concentración de hidratos, ya que en este tipo de ambiente se conocen temperaturas considerablemente bajas, alrededor de 4°C y altas presión es que van desde los 700 hasta 1,500 psi como consecuencia de las grandes profundidades al lecho marino que son mayores a 350 metros en las que se desarrolla el proceso de acumulación.
En términos de ubicación geográfica, según estudios realizados a muestras de sedimentos del subsuelo marino, los hidratos de gas se encuentran distribuidos en zonas
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Costa afuera de: México, Oregón, California, Carolina, Alaska, en la Fosa de Centroamérica, Costa afuera de Perú, en el Mar Negro, en el mar Caspio, en el mar Mediterráneo, Costa afuera de Japón, India y Antártida. En el caso de los suelos permanentemente congelados solo se han registrado acumulaciones en las zonas adyacentes al Ártico. Estas localidades son mostradas en la Imagen 1.14
Estimación de Recursos
La información sobre la presencia de hidratos de gas ha sido estimada por Kvenvolden. Se considera una estimación razonable para la cantidad de gas almacenado en los hidratos de gas que está en el intervalo de 1015 m³ a 1016 m³ representa aproximadamente el doble del carbono almacenado en la totalidad de los depósitos conocidos de combustibles fósiles. Los hidratos de gas pueden entonces constituir la reserva de combustible fósil más grande de la Tierra, y aún si sólo un pequeño porcentaje de éste fuera recuperado constituiría una importantísima fuente de energía y su impacto económico seria considerable.
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La Imagen 1.15 muestra los porcentajes de contenido de carbono de los recursos de hidrocarburos conocidos en el mundo. Donde los hidratos contabilizan más de la mitad de estos recursos.
La cuantiosa cantidad de este recurso energético ha inducido a países desarrollados a invertir en proyectos de investigación para identificar acumulaciones e innovar métodos de extracción económicamente viables. Japón, Canadá, Rusia, India, Estados Unidos, Noruega, entre otros son algunos de interesados.
Actualmente no es viable la producción de gas a partir de hidratos de gas en yacimientos en cuencas costa fuera, pero se espera que en los próximos años se logre como resultado de los esfuerzos de cooperación internacional en investigación y desarrollo de tecnologías de producción de hidratos de gas.
PREVENCIONES DE HIDRATOS
Las perforaciones en aguas profundas, están caracterizadas por condiciones extremas donde temperaturas de 30 °F (-1 °C) y presiones alrededor de los 5800 psi (400 bar) no son difíciles de encontrar; además de poca consolidación en la superficie de la formación, estrechez de la ventana de peso del lodo, zonas de gas poco profundas, entre otros. Lo que implica que las compañías operadoras y de servicios se enfrenten a desafíos técnicos cada vez más complejos y condiciones propicias para la formación de hidratos.
Fundamentalmente existen cuatro formas para prevenir la formación de los hidratos de gas:
Reduciendo la presión por debajo de la presión de formación de los hidratos para una temperatura dada.
Manteniendo la temperatura del flujo de gas por encima de la temperatura de formación de los hidratos para una presión dada.
Removiendo el agua por medio de la reducción del punto de rocío del vapor de agua en el flujo de gas por debajo de la temperatura de operación.
Introduciendo varias sustancias químicas (alcoholes) dentro del flujo de gas, los cuales bajan la presión de formación de los hidratos.
En ocasiones estas alternativas llegan a representar un fuerte impacto tanto económica como operacional por lo que resulta prácticamente imposible implementarlas.
El principal problema a resolver es el conocer las condiciones de formación de loshidratos de gas, es decir las condiciones de presión y temperatura para una composición específica de gas y así evitar por medio del manejo de las mismas la formación de estos compuestos que son problemáticos para el transporte del gas, también teniendo en cuenta los posibles métodos de inhibición que se pueden aplicar para la prevención de la formación de los hidratos.
Para evitar y prevenir la formación acelerada y masiva de hidratos en tuberías y ductos se pueden seguir diversas estrategias tales como:
Deshidratación por Desecantes Sólidos
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Inyectores de inhibidores termodinámicos ó cinéticos
Deshidratación por Glicol
Modelos Para Determinar La Formación de Hidratos
Los cálculos para determinar si existe alguna formación de hidratos ya sea en tuberías, ductos o en los mismos sedimentos se realiza con un modelo termodinámico y una variedad de ecuaciones propuestas para obtener un ajuste variado de acuerdo a las condiciones de PT.
Modelo Mecanistico. Modelo Panhandle. Modelo Weymouth.
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2.5 FLUIDOS DE PERFORACIÓNLas funciones principales de un fluido de perforación son:
· Control del Pozo.
· Mantener la estabilidad del agujero.
· Limpieza del Pozo.
· Transmitir potencia hidráulica a la barrena.
· Permitir la evaluación de formaciones.
Estas funciones son logradas por medio de una cuidadosa selección del fluido de perforación y el mantenimiento de sus propiedades.
Funciones adicionales de un fluido de perforación, son:
· Suspender recortes y agentes densificantes mientras el fluido esté estático. Por ejemplo, mientras se está haciendo la conexión de un nuevo tramo para seguir perforando.
· Soltar recortes atrapados o transportados en el fluido al llegar a la superficie.
· Enfriar y lubricar la barrena y la sarta de perforación.
· Crear un enjarre delgado e impermeable sobre las paredes del agujero perforado para reducir la invasión de fluido.
· Soportar tuberías a través del efecto de flotabilidad.
· Prevenir la corrosión de la sarta de perforación, etc.
Tipos de Fluidos de Perforación
Existen tres tipos principales de fluido de perforación, según la formulación del fluido base.
Aire / Gas.- Utilizado para perforar formaciones duras y secas o para combatir perdidas de circulación. Rara vez se utiliza costa afuera, con la excepción de pozos de bajo balance o en perforación con tubería flexible o de producción.
Lodos Base Agua.- Los tipos principales sistemas de lodos base agua, son:
· No-Dispersos
· Dispersos
· Calados ó Cálcicos
· Polímeros
· Bajos en Sólidos
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· Salinos (Saturados en Sal)
Lodos No-Dispersos
Generalmente incluyen lodos de poco peso ligeramente tratados y lodos de inicio. No tiene adición de adelgazantes. Usualmente empleados para perforar las secciones de tope del agujero y pozos poco profundos.
Lodos Dispersos
Para profundidades en incremento y pesos de lodo mayores, las formulaciones de lodo requieren aditivos dispersantes (lingosulfonatos, lignitos y taninos) para cancelar las fuerzas atractivas entre partículas que crean viscosidad en el lodo base agua. Esto extiende efectivamente el uso del sistema de lodos hasta que tenga que ser reemplazado.
Lodos Cálcicos
Típicamente este grupo incluiría los lodos base yeso- lignito y lodos base calcio. En este punto se adicionará en exceso una fuente de calcio (yeso, cal) para asegurar un constante suministro de iones de calcio que es efectivo para desacelerar el proceso de hidratación de las lutitas. Este lodo tiende a ser relativamente barato de operar y las prácticas de desechado y dilución son la norma para el control final de sólidos.
Lodos Poliméricos
Estos lodos utilizan polímeros de largas cadenas con alto peso molecular, los cuales pueden encapsular los sólidos perforados para prevenir la dispersión o cubrirlos para la inhibición. También proveen viscosidad y propiedades para el control de pérdidas de fluido. Los ejemplos más comunes de lodos polímeros son PHPA “Poli-Acrilato Parcialmente Hidrolizado”, CMC “Carboxi-Metil-Celulosa” y PAC –Celulosa Poli-Aniónica”. Son intolerantes a la contaminación de calcio y no soportan temperaturas mayores a 300º F.
Lodos Bajos en Sólidos
Estos son por lo general lodos base polímero diseñados para tener un máximo del 6% al 10% de contenido de sólidos por volumen.
Lodos Salinos (base agua saturada con sal)
Estos incluirían los sistemas poliméricos con base de agua saturada con sal y con agua de mar, en donde otros polímeros agregados proveen viscosidad y las propiedades para control de pérdida de fluido.
Lodos Base Aceite
Los tipos principales de lodos base aceite, son:
· Base Diesel
· Emulsión Inversa
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· Base Aceite (Todo Aceite)
· Sintéticos
Lodos Base Diesel
Comprenden aceite diesel como la base del fluido mezclado con una salmuera emulsionada y aún son utilizados en algunas áreas del mundo a pesar del alto contenido de hidrocarburos aromáticos y a las preocupaciones de HSE -Salud, Seguridad y Medio Ambiente-(reacciones adversas en la piel, carcinogénico). El contenido aromático (componente cancerígenos) de diesel es de aproximadamente 30% por volumen.
Lodos de Emulsión Inversa
Son esencialmente formulaciones con base de aceite mineral con salmuera de cloruro de calcio emulsionada en proporción desde 5 a 50% de la fase liquida. El contenido aromático de la base aceite es menor al 10%.
Lodos Base Aceite (Todo Aceite)
Están formulados utilizando 100% de aceite como fluido base y son usualmente considerados ideales para la toma de núcleo o como fluidos de perforación del yacimiento.
Lodos Sintéticos
Están formulados como los lodos de emulsión inversa pero el fluido base utilizado no contiene aromáticos de los tipos ésteres, éteres, PAO’s (poli-alfa-olefinas) ni parafinas.
Selección del Lodo de Perforación
La selección del fluido de perforación es muchas veces un conflicto entre las opciones disponibles.
Los siguientes criterios se deben considerar antes de determinar qué tipo de sistema de lodos puede ser utilizado.
· Tipo de pozo.- Utilizar la información de los pozos de referencia en caso de estar disponible, para identificar cualquier problema experimentado con sistemas de lodos anteriores.
· Consideraciones ambientales.-La legislación local podría prohibir ciertos tipos de lodos o, en el caso de lodos base aceite, podría requerir el uso de contención de recortes.
· Requerimientos de Control de Pozos.- El sistema de lodo debe tener la capacidad de ser densificado hasta el máximo requerido para controlar la presión de formación.
· Estabilidad del agujero. -Inestabilidad química debido a lutitas reactivas que requieren un sistema de lodo inhibido o a formaciones solubles en agua como la sal y la anhidrita. Inestabilidad mecánica por esfuerzo inducido que requiere control con peso del lodo.
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· Condiciones de temperatura y estabilidad química del lodo.- El sistema debe ser químicamente estable a la temperatura de fondo máxima esperada.
· Desempeño de perforación.- El sistema debe proveer una reología máxima para optimizar la velocidad de perforación. El sistema deberá reducir el daño de formación al perforar las secciones del yacimiento.
· Costo.- Necesita ser balanceado con los beneficios esperados y el desempeño.
· Disponibilidad de productos.- En áreas remotas la selección podría ser limitada.
Aditivos de Perforación
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Propiedades de los Fluidos Petroleros
Densidad.- La densidad o peso del lodo es la propiedad más crítica de cualquier fluido de perforación o completación ya con ella se provee el control primario del pozo. La densidad del fluido de perforación debe ser ajustada de modo que la presión hidrostática de su columna dentro del pozo sea suficiente para equilibrar la presión de las formaciones expuestas (excepto cuando se perfora en bajo balance) y permita un margen de seguridad de 200 psi.Sin embargo, si el sobre balance es excesivo podría ocurrir atrapamiento diferencial, daño de formación (invasión excesiva de fluido) o fractura hidráulica (provocando pérdidas de fluido). Los agentes densificantes típicos incluyen los minerales barita dolomita y sales individuales para la formulación de una salmuera particular.
*Incremento de Densidad: La densidad del lodo se incrementa normalmente con la adición de más agente densificante. Las salmueras de varios tipos y densidades tienden a estar mezcladas en salmuera unificada para evitar inventarios excesivos de sal en sacos en la localización y para reducir labores de mezcladoen el equipo. Sin embargo, se debe tener cuidado que la mezcla se mantenga en solución a las temperaturas esperadas del ambient e, en el conductor submarino o en el fondo del agujero.*Reducción de DensidadUna reducción de la densidad del lodo se puede lograr por dilución o por remoción mecánica del agente densificante o de los sólidos contaminantes.· La remoción mecánicase logra con el uso de un equipo de control de sólidos eficiente como la centrifuga de decantación que es por lo general, el método preferido.· La dilución es también una manera eficiente de reducir la densidad del fluido de perforación aunque con ello se pueden afectar fácilmente otras propiedades del fluido. Con salmueras cualquier dilución deberá hacerse con agua fresca y no con agua de mar con el fin de evitar problemas potenciales.
Viscosidad de Embudo o Viscosidad Marsh.- La viscosidad de embudo es determinada empleando un Embudo de Marsh. Este valor, de acuerdo con los
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procedimientos recomendados por API, deberá ser únicamente utilizado como una guía para determinar las propiedades del flujo de fluidos de perforación de baja densidad. A medida que la densidad se incrementa, la densidad de embudo se vuelve cada vez menos confiable. No obstante, las tendencias pueden ser fácilmente establecidas y un cambio drástico en la viscosidad de embudo, podría indicar la contaminación del fluido de perforación.
Viscosidad Plástica (PV).-La viscosidad plástica (PV) se define como “la resistencia al flujo” debido a fricciones mecánicas entre las partículas sólidas suspendidas en e fluido. La PV depende principalmente del contenido de sólidos y de la formay el tamaño de estos sólidos.
Punto de Cedencia (YP).- El punto de cedencia (YP) es la “resistencia al flujo”causada más por fuerzas electroquímicas que por fricción mecánica. Estas fuerzas son el resultado de la atracción entre las cargas negativas y positivas localizadas en la superficie de las partículas. De esta forma, el punto de cedencia es una medida de estas fuerzas de atracción bajo condiciones de flujo. En fluidos de perforación no densificados el YP se mantiene al nivel requerido para una limpieza adecuada de pozo. En fluidos densificados se requiere un YP moderadamente alto para mantener en suspensión las partículas del agente densificante.
Fuerza Gel.- La fuerza gel es una medida de la habilidad del lodo para desarrollar una consistencia gelatinosa cuando esta en reposo. Esta propiedad, llamada tixotropía , evita que los recortes y agentes densificantes o de peso, tales como la barita se asienten al quedar atrapados en el fluido gelatinizado cuando el sistema de fluido se encuentra estacionario. La consistencia de gel se desarrolla debido a las mismas fuerzas de atracción que las que determinan el punto de cedencia pero se relaciona a una condición del fluido de perforación, cuando esta en descanso. Depende a la vez de la concentración y del tamaño de los sólidos suspendidos en el fluido de perforación. Las fuerzas de gel muy altas no son siempre deseables por las siguientes razones: El gas atrapado y los recortes no son fácilmente liberados a la superficie. Al arrancar las bombas de lodo para vencer las fuerzas de gel desarrolladas durante el reposo se crea una presión de surgencia que puede ser suficiente para inducir pérdidas en caso de que el gradiente del lodo esté cerca del gradiente de fractura de la formación. El incremento y la reducción de la fuerza gel se logra de la misma manera como se discutió para el Punto de Cedencia, YP.
Note: La prueba de “gel de 10 minutos” es una buena indicación de fuerza gel.
Filtración.- El ingeniero fluidos conduce pruebas de laboratorio para determinar el volumen de fase líquida del lodo que se puede filtrar hacia las formaciones permeables al entrar en contacto con ellas durante la perforación.
· La prueba estándar API de filtración es conducida a temperatura ambiente y a 100 psi de presión.
· La prueba de filtración API de alta temperatura y alta presión (HT/HP) es conducida a 500 psi de presión diferencial a través de la muestra de lodo (600 psi sobre el tope del
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fluido y 100 psi de contra presión mantenida dentro del recipiente). La temperatura de la prueba es usualmente definida por la temperatura de fondo esperada. La prueba se conduce normalmente a 25 grados F, por encima del máximo esperado.
2.6. FLUJO DE AGUAS SOMERASLos flujos de aguas someras son fluidos de arenas sobrepresionadas encontradas en profundidades someras por debajo del lecho marino, en las regiones de aguas profundas del mundo. Estos son generados por que se establece una diferencial de presión en arenas que fueron sometidas a una rápida o abrupta depositación de sedimento A veces, la arena fluye con el agua. Han sido reportados velocidades de flujo de hasta 25,000 bbls/día (~730 gal/min).
Suelen ocurrir en tirantes de agua más allá de 1,500 ft, a profundidades que van desde 300 a 3500 ft por debajo del lecho marino. Representan un fenómeno recientemente encontrado en el Golfo de México, al oeste de las islas Shetland, el Mar de Noruega, en el sur del Mar Caspio y el Mar del Norte.
Básicamente ocurren debido a que la presión en el pozo es menor que la presión en el acuífero.
La velocidad de flujo puede ser muy alta debido:
Espesores de arenas con alta permeabilidad. Baja viscosidad del agua. Diferencial de presión suficiente.
Los riesgos someros son un reto a vencer, pues sino se tiene control de los mismos, estos pueden significar la pérdida total del pozo.
Se ha sugerido que el 30 a 40% de todos los pozos de aguas profundas en el Golfo de México se encuentran con este problema. Una vez que comienza el flujo es muy difícil de detener. Esto hace que sea difícil, y a veces imposible, conseguir un buen cementado.
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La mejor manera de combatir los flujos someros, es analizar el fenómeno desde la etapa de planeación y diseño del pozo.
Para esto se utilizan;
– Trabajo en equipo.
– Análisis de los estudios sísmicos.
– Modelos de predicción de presión de poro.
La erosión del agujero y el empleo de cementos pobres pueden resultar perjudiciales en las tuberías de revestimiento, acompañados por pandeo de columnas de revestimiento interior, dando lugar a graves daños o la pérdida del bien ($
10-20 millones de dólares). En Ursa varios pozos fueron lavados, y tuvieron que ser reubicados. El costo total se estima en alrededor de $ 150 millones.
Soluciones para Flujo Somero
Incrementar la Densidad del Lodo.- Al encontrar cualquier zona sobre presionada, la práctica estándar es aumentar la densidad del fluido de perforación. Esto aumenta la presión en el pozo hasta el punto de afluencia, el (SWF) debe cesar. A veces, el aumento del peso del lodo puede conducir a la pérdida de circulación, y la afluencia continua, posiblemente se convierta en un reventón subterráneo.
Usar Diverter.- El diverter es un dispositivo, unido a la tubería, que puede poner de nuevo presión en la formación para detener el flujo de aguas someras. Es posible que funcione, si el casing se encuentra por encima del acuífero, pero puede resultar en la pérdida de circulación.
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Usar una Lechada Química.- Este tratamiento está diseñado para conectar el espacio de poro en el acuífero. También consolida la arena. Después que se solidifican los químicos, la perforación puede continuar.
Espuma de Cementación.- Cementos de espuma de baja densidad a veces han tenido éxito en detener el Flujo de aguas someras. Estos son especialmente exitosos cuando se usan en combinación con lechadas químicas.
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