MARCO TEORICO-modificado Utlimo

INDICE

CAPITULO I.....................................................................................................................................1

1.1 INTRODUCCION.............................................................................................................1

1.3 DEFINICION DEL PROBLEMA..........................................................................................2

1.3.1 Árbol de problemas.....................................................................................................3

1.3.2 Formulación del Problema.........................................................................................4

1.3.3 Objeto de estudio........................................................................................................4

1.4 OBJETIVOS...........................................................................................................................4

1.4.1 Objetivo General..........................................................................................................4

1.4.2 Objetivos Específicos..................................................................................................4

1.5 ALCANCES Y LIMITACIONES...........................................................................................5

1.5.1 Alcance Geográfico.....................................................................................................5

1.5.2 Limitaciones.................................................................................................................7

1.6.- JUSTIFICACION.................................................................................................................7

1.6.1 Justificación Técnica...................................................................................................7

1.6.2 Justificación Económica.............................................................................................7

1.7 APORTES..............................................................................................................................7

1.7.1 Aporte Académico.......................................................................................................7

1.7.2 Aporte Social................................................................................................................8

CAPITULO II....................................................................................................................................9

MARCO TEORICO..........................................................................................................................9

2.1 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DE CASING O TUBING.......................9

2.1.1 Arrastre.........................................................................................................................9

2.1.2 Torque.........................................................................................................................10

2.1.3 Torsión........................................................................................................................10

2.1.4 Desgaste.....................................................................................................................11

2.1.4.1 Desgaste adhesivo...............................................................................................11

2.1.4.2 Desgaste abrasivo................................................................................................11

2.1.5 Pandeo........................................................................................................................12

2.1.6 Fatiga..........................................................................................................................12

2.2 GEOTECTONICA...............................................................................................................13

2.2.1.- Esfuerzo...................................................................................................................14

2.2.2.- Tipos de Fuerzas....................................................................................................14

2.2.2.1.- Fuerzas del cuerpo o másicas (body forces).................................................14

2.2.2.2.- Fuerzas de superficie (surface forces)............................................................14

2.3 TUBERIA DE REVESTIMIENTO......................................................................................14

2.3.1 Proceso de fabricación de la tubería de revestimiento........................................15

2.3.2 Grado del acero para la construcción de tuberías................................................15

2.3.3 Factores de diseño....................................................................................................16

2.3.4 Efecto de cambio en la presión interna..................................................................16

2.3.5 Efecto de cambio en la presión externa.................................................................17

2.3.6 Efectos térmicos........................................................................................................17

2.3.7 Efecto de deflexión....................................................................................................18

2.3.8 Estabilidad de la tubería...........................................................................................20

2.4 METODOLOGÍA DE DISEÑO...........................................................................................21

2.4.1 Presión Interna...........................................................................................................22

2.4.2 Colapso.......................................................................................................................23

2.4.3 Tensión.......................................................................................................................24

2.4.4 Ruptura o Estallido....................................................................................................24

2.4.5 Triaxial.........................................................................................................................25

2.5 PROPIEDADES DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO............................................25

2.5.1 Diámetro exterior y grosor de la pared...................................................................25

2.5.2 Peso especifico..........................................................................................................26

2.5.3 Grado del acero.........................................................................................................26

2.5.4 Tipo de conexión.......................................................................................................27

2.5.5 Rango..........................................................................................................................28

2.5.6 Presión de reventamiento........................................................................................28

2.5.7 Resistencia al colapso bajo Esfuerzo Axial...........................................................28

2.5.8 Fuerza de cedencia del cuerpo de la Cañería.......................................................29

2.5.9 Efectos Biaxiales.......................................................................................................29

2.5.10 Método De Carga Máxima.....................................................................................30

2.5.10.1 Principios.............................................................................................................30

2.5.10.2 Criterios de Diseño.............................................................................................30

2.5.10.3 Cargas de Reventamiento (Burst)..................................................................31

2.5.10.4 Cargas de Colapso (Collapse).........................................................................31

2.5.10.5 Cargas de Tensión.............................................................................................32

2.6 TIPOS DE TUBERIAS REVESTIDORES........................................................................33

2.6.1 Tubería Conductora..................................................................................................33

2.6.2 Tubería Superficial de Revestimiento.....................................................................34

2.6.3 Tubería Intermedia de Revestimiento.....................................................................35

2.6.4 Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación.....................................37

2.6.5 "Liner” o Tubería Corta de Revestimiento..............................................................37

2.6.5.1 Los “liners” de perforación son colocados..........................................................37

2.6.5.2 Los “liners” de producción son colocados.........................................................38

2.7 TUBERIA DE REVESTIMIENTO (LINERS)....................................................................38

2.7.1.1 Tie-back liner.........................................................................................................39

2.7.1.3 Scab liner...............................................................................................................40

2.7.1.4 Scab-tie-back liner................................................................................................40

2.7.1.5 Complemento corto (STUB)................................................................................40

2.7.1.6 Liner Intermedio o Protector................................................................................40

2.7.1.7 Sin tubería de producción (Tubingless).............................................................40

2.7.4 Partes del liner...........................................................................................................44

2.7.4.1 Collar tipo L...........................................................................................................44

2.7.4.2 Collar de acoplamiento “PDC” L.........................................................................45

2.7.4.3 Tapón de liner tipo PDC......................................................................................46

2.7.4.4 Colgador mecánico tipo “J”.................................................................................47

2.7.4.5 Colgador mecánico tipo EJP...............................................................................48

2.7.4.6 Colgador hidráulico tipo IB “R”............................................................................49

2.7.4.7 Colgadores hidráulicos tipo IB-DD.....................................................................50

2.8 METODOLOGÍA PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.....................................................................................................................................................51

2.8.1 Herramienta de asentamiento tipo “LN”.................................................................52

2.8.2 Herramienta de asentamiento tipo “SJ”..................................................................53

2.8.3 Recopilación de información y graficación de parámetros..................................54

2.8.4 Márgenes de control sobre la presión de poro (mpp)...........................................55

2.9 FACTORES QUE OCASIONAN EL DETERIORO O DESGASTE DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO...............................................................................................................55

2.10 DESGASTE DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO.................................................57

2.10.1 Predicción de Desgaste de la Tubería de Revestimiento..................................57

2.10.4 Lubricación..............................................................................................................58

2.10.5 Otras consideraciones...........................................................................................59

2.11 ESFUERZOS CONOCIDOS PARA EL DISEÑO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.....................................................................................................................60

2.11.1 Esfuerzo a la Tensión.............................................................................................60

2.11.2 Esfuerzo al Colapso................................................................................................60

2.11.3 Esfuerzo al Estallido...............................................................................................60

2.12 CEMENTACIÓN DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO CORTA “TIE BACK”....60

2.12.1 Cemento portland....................................................................................................61

2.12.2 Propiedades físicas de los cementos...................................................................61

2.12.2.1 Gravedad específica (Ge).................................................................................62

2.12.2.2 Peso volumétrico (PV).......................................................................................62

2.12.2.3 Finezas de los granos del cemento.................................................................62

2.12.2.4 Requerimiento de agua normal........................................................................62

2.12.2.5 Requerimiento de agua mínima.......................................................................62

2.12.2.6 Densidad de la lechada.....................................................................................62

2.12.3 Fallas de la cementación........................................................................................63

2.12.4 Propiedades mecánicas.........................................................................................63

2.12.4.1 Estáticas..............................................................................................................63

2.12.4.2 Dinámicas............................................................................................................63

2.12.4.3 Cíclicas o de signo variable..............................................................................64

2.12.4.4 Cohesión..............................................................................................................64

2.12.4.5 Plasticidad...........................................................................................................64

2.12.4.6 Maleabilidad........................................................................................................64

2.12.4.8 Dureza.................................................................................................................64

2.12.4.9 Resistencia..........................................................................................................64

2.12.4.10 Ductilidad...........................................................................................................64

2.12.4.11 Elasticidad.........................................................................................................65

2.12.4.12 Higroscopicidad................................................................................................65

2.12.4.13 Resiliencia.........................................................................................................65

2.12.5 Propiedad elástica...................................................................................................65

2.12.5.1 Modulo de Young...............................................................................................65

2.12.6 Aditivos.....................................................................................................................65

2.12.6.1 Aditivos para lechadas de cemento convencionales.....................................66

2.12.6.1.1 Aceleradores................................................................................................66

2.12.6.1.1.1 Cloruro de calcio (CaCl2)....................................................................66

2.12.6.1.1.2 Cloruro de sodio (NaCl)......................................................................66

2.12.6.1.2 Densificantes...............................................................................................67

2.12.6.1.2.1 Barita.....................................................................................................67

2.12.6.1.3 Retardadores...............................................................................................67

2.12.6.1.4 Controladores de Pérdida de Fluido.........................................................67

2.12.6.1.5 Dispersantes o Retardadores de Fricción................................................68

2.12.6.1.6 Controlador de Gas.....................................................................................68

2.12.6.1.7 Antiespumantes...........................................................................................69

2.12.7 Pruebas para lechadas de cemento.....................................................................69

2.12.7.1 Reología...........................................................................................................70

2.12.7.1.1 Equipo para realizar la prueba..................................................................70

2.12.7.2 Tiempo de bombeo............................................................................................71


2.12.7.3 Agua libre............................................................................................................73


2.12.7.4 Pérdida de fluido por filtrado.............................................................................74


2.12.7.5 Fuerza compresiva.............................................................................................76

2.12.7.5.1 Equipos para realizar la prueba mediante el método destructivo.........76

2.12.7.5.2 Equipo para realizar la prueba mediante el método no destructivo.....76

2.12.8 Tipos de cementación.............................................................................................77

2.12.8.1 Cementación primaria........................................................................................78

2.12.8.2 Cementación secundaria...................................................................................78

2.12.8.2.1 Objetivos de la cementación secundaria.................................................78

2.12.8.2.2 Cementación forzada (squeeze)...............................................................78

2.12.8.2.3 Tapones de cemento..................................................................................79

2.12.9 Tipos de cemento....................................................................................................79

2.12.9.1 Clase A................................................................................................................79

2.12.9.2 Clase B................................................................................................................79

2.12.9.3 Clase C................................................................................................................79

2.12.9.4 Clase D................................................................................................................79

2.12.9.5 Clase E................................................................................................................80

2.12.9.6 Clase F.................................................................................................................80

2.12.9.7 Clase G y H.........................................................................................................80

2.12.10 Entre los propósitos principales de la cementación se pueden mencionar los siguientes..................................................................................................80

2.13 CORROSION....................................................................................................................80

2.13.1 Tipos de corrosión...................................................................................................81

2.13.1.1 Corrosión intergranular......................................................................................81

2.13.1.2 Por picaduras......................................................................................................81

2.13.1.3 Por esfuerzo........................................................................................................81

2.13.1.4 Corrosión galvánica...........................................................................................81

2.13.1.5 Corrosión por fatiga............................................................................................81

2.13.1.6 Por fricción..........................................................................................................82

2.13.1.6.1 Tipos de rozamiento o fricción..................................................................82

2.14 DETECCIÓN DE LA CORROSIÓN EN EL FONDO DEL POZO...............................82

2.14.1 Calibradores Mecánicos.........................................................................................83

2.14.2 Herramientas Acústicas Ultrasónicas...................................................................84

2.14.3 Herramientas Electromecánicas...........................................................................86

2.15 HERRAMIENTA (EM PIPE SCANNER)........................................................................87

2.15.1 La física de la herramienta EM PIPE SCANNER...............................................88

2.15.2 Inspección de problemas.......................................................................................90

2.16 TERMINACIÓN DE POZOS............................................................................................92

2.16.1 Terminación en Agujero Descubierto...................................................................93

2.16.2 Terminación con Agujero Revestido.....................................................................94

2.16.3 Terminación con Tubería Ranurada no Cementada..........................................96

2.16.4 Terminación sin Tubería de Producción (Tubingless)........................................98

2.17 DISPAROS......................................................................................................................100

2.17.1 Tipos de Disparo...................................................................................................100

2.17.1.1 Disparos de Bala..............................................................................................100

2.17.1.2 Disparos a Chorro............................................................................................100

2.17.1.3 Pistolas Hidráulicas..........................................................................................101

2.17.1.4 Cortadores Mecánicos.....................................................................................101

2.17.2 Código de identificación de los sistemas de disparo........................................101

2.18 FLUIDOS DE TERMINACIÓN......................................................................................102

2.18.1 Fluidos de terminación base agua......................................................................102

2.18.1.1 Salmueras.........................................................................................................102

2.18.1.1.1 Salmuera Sódica.......................................................................................102

2.18.1.1.2 Salmuera Cálcica......................................................................................103

2.18.1.1.3 Salmuera con Polímeros y Densificantes..............................................103

2.18.1.2 Fluido Bentonítico.............................................................................................103

2.18.1.2.1 Fluido bentonita-polímero-alta temperatura (ben-pol-at).....................103

2.18.1.3 Fluido Cromolignosulfonato Emulsionado....................................................103

2.18.1.4 Espumas............................................................................................................103

2.18.1.5 Agua Dulce........................................................................................................103

2.18.2 Fluidos de terminación base aceite....................................................................103

2.18.2.1 Emulsión Inversa..............................................................................................104

2.18.2.2 Emulsión Directa..............................................................................................104

2.19 TÉCNICAS DE REPARACIÓN DEL CASING............................................................104

2.19.1 Técnica del tie back..............................................................................................105

2.19.2 Short tie back.........................................................................................................106

2.19.3 Scab liner / liner packer........................................................................................106

2.19.4 Casing patch..........................................................................................................107

2.19.5 Aislamiento con empaques..................................................................................107

2.20 MARCO METODOLOGICO.........................................................................................108

2.20.1 Metodología...........................................................................................................108

2.20.3 Fuentes...................................................................................................................109

2.20.3.1 Fuentes Primarias............................................................................................109

2.20.3.2 Fuentes Secundarias.......................................................................................109

2.20.3.3 Herramientas.....................................................................................................109

CAPITULO 3................................................................................................................................110

INGENIERIA DE PROYECTO...................................................................................................110

3.1 INTRODUCCION.............................................................................................................110

3.1.1 Corrección de anomalías de tubería de revestimiento.......................................110

3.2 ANALISIS DE LAS CARACTERISTICAS LITOLOGICAS Y ESTRATIGRAFICAS DEL CAMPO BULO BULO...............................................................110

3.2.1 Prognosis estratigráfica del pozo.........................................................................112

3.2.2 Descripción de las formaciones Cajones y Yantata...........................................112

3.2.2.1 Formación Cajones............................................................................................112

3.2.2.2 Formación Yantata.............................................................................................113

3.3 DESCRIPCION DE LA SECUENCIA OPERATIVA DE LA CEMENTACION DEL TIE BACK LINER............................................................................................................................115

3.3.1 Objetivo del trabajo.................................................................................................115

3.3.2 Diseño de la cementación......................................................................................115

3.3.2.1 Diseño de Preflujos y Espaciadores................................................................115

3.3.2.1.1 Mud clean.....................................................................................................115

3.3.2.1.2 MCS Spacer.................................................................................................116

3.3.2.1.3 Sure Bond II.................................................................................................116

3.3.3 Diseño de la lechada de cemento.........................................................................116

3.3.3.1 Lechada principal................................................................................................116

3.3.3.1.1 Aditivo BA-10...............................................................................................117

3.3.3.2 Lechada de relleno.............................................................................................117

3.3.4 Calculo para determinar el número de sacos de cemento................................117

3.3.4.1 Determinación de capacidades........................................................................117

3.3.4.2 Determinación del número requerido de sacos de cemento LEAD o FILLER...........................................................................................................................................118

3.3.4.3 Determinar el número requerido de sacos de cemento TAIL o NEAT........119

3.3.4.4 Número total de sacos de cemento TAIL requeridos....................................119

3.3.4.5 Determinar la capacidad de la tubería de revestimiento hasta el cuello flotador..............................................................................................................................119

3.3.4.6 Determinar el número de embolas requerido para bombear el obturador..120

3.3.5 Cálculos para el número de pies a cementar......................................................120


3.3.5.2 Determinar el volumen de la lechada, pie3.....................................................120

3.3.5.3 Determinar la cantidad de cemento, pie3, que se debe dejar en la tubería de revestimiento....................................................................................................................121

3.3.5.4 Determinar la altura de cemento en el espacio anular – pies de cemento.121

3.3.5.5 Determinar la profundidad del tope del cemento en el espacio anular.......121

3.3.5.6 Determinar el número de barriles de lodo requeridos para desplazar el cemento............................................................................................................................122

3.3.5.7 Determinar en número de emboladas requeridas para desplazar el cemento...........................................................................................................................................122

3.3.6 Colocar un tapón de cemento balanceado..........................................................122


3.3.6.2 Determinar el número requerido de sacos de cemento para una longitud predeterminada de tapón o determinar la longitud en pies del tapón para un número determinado de sacos de cemento...............................................................................123

3.3.6.3 Determinar el volumen de espaciador (generalmente agua),bl que se debe bombear detrás de la lechada para balancear el tapón.............................................124

3.3.6.4 Determinar la longitud del tapón, pie, antes de retirar la tubería.................124

3.3.6.5 Determinar el volumen de fluido, bl, requerido para colocar el tapón.........125

3.3.7 Esfuerzos hidráulicos sobre la tubería de revestimiento....................................125

3.3.7.1 Determinar la diferencia en el gradiente de presión, psi/pie, entre el cemento y el lodo.............................................................................................................125

3.3.7.2 Determinar la presión diferencial (DP) entre el cemento y lodo...................125

3.3.7.3 Determinar el área, pulgadas cuadradas, por debajo de la zapata............125

3.3.7.4 Determinar el esfuerzo hacia arriba (F), lb. Esto es el peso, esfuerzo total que actúa en la parte inferior de la zapata...................................................................126

3.3.7.5 Determinar el esfuerzo hacia abajo (W), lb. Esto es el peso de la tubería de revestimiento....................................................................................................................126

3.3.7.6 Determinar la diferencia en esfuerzos, lb........................................................126

3.3.8 Presión requerida para equilibrar los esfuerzos para que la tubería de revestimiento no se mueva por los esfuerzos hidráulicos...........................................126

3.3.9 Incremento en peso de lodo para equilibrar la presión......................................126

3.3.10 Nuevo peso del lodo, ppg....................................................................................126

3.3.11 Verificar los esfuerzos con el nuevo peso del lodo...........................................127

3.4 CÁLCULOS DE CEMENTACIÓN...................................................................................127

3.4.1 presión hidrostática diferencial entre cemento en espacio anular y lodo dentro de la tubería de revestimiento.........................................................................................127

3.4.1.1 Calculo de número de sacos requeridos de cemento...................................127

3.4.1.2 Determinación del número requerido de sacos LEAD O FILLER................128

3.4.1.3 Determinación del número requerido de sacos TAIL O NEAD....................128

3.4.1.4 Determinación de barriles de lodo requeridos para colocar el obturador superior.............................................................................................................................129

3.4.1.5 Determinación del número de emboladas req. Para colocar el obturador superior.............................................................................................................................129

3.4.2 Cálculo del número de pies a cementar...............................................................129

3.4.2.1 Determinación del volumen de la lechada......................................................129

3.4.2.2 Determinación de la cantidad de cemento que se debe dejar en a tubería de revestimiento....................................................................................................................129

3.4.2.3 Determinación de la altura de cemento en el espacio anular – pies de cemento............................................................................................................................130

3.4.2.4 Determinación de la profundidad del tope de cemento en el espacio anular...........................................................................................................................................130

3.4.2.5 Determinación de N° de barriles de lodo requeridos para desplazar el cemento............................................................................................................................130

3.4.2.6 Determinación del N° de emboladas requeridas para desplazar el cemento...........................................................................................................................................130

3.4.3 Presión hidrostática diferencial entre cemento en espacio anular y lodo dentro de la T.R (tie back)............................................................................................................130

3.4.3.1 Determinación de la presión hidrostática total del cemento y lodo en el espacio anular..................................................................................................................131

3.4.3.2 Determinación de la presión total dentro de la tubería de revestimiento....131

3.4.4 Esfuerzos hidráulicos sobre la tubería de revestimiento (tie back)..................131

3.4.4.1 Determinación de la diferencia en el gradiente de presión...........................132

3.4.4.2 Determinación de la presión diferencial entre el cemento y el lodo............132

3.4.4.3 Determinación del área pulg2, por debajo de la zapata...............................132

3.4.4.4 Determinación del esfuerzo hacia arriba, este es el esfuerzo total que actúa en la parte inferior de la zapata.....................................................................................132

3.4.4.5 Determinación del esfuerzo hacia abajo. Peso de la TR (tie back).............132

3.4.4.6 Determinación de la diferencia en esfuerzos..................................................132

3.5 PROGRAMA TIE BACK CAÑERÍA 7.5/8” Y SU CEMENTACIÓN.............................133

POZO BBL-11..........................................................................................................................133

3.5.1 OBJETIVOS............................................................................................................133

3.5.2 MEDICIONES CONTROL DE CALIDAD.............................................................133

3.5.3 SECUENCIA OPERATIVA TIE BACK 7.5/8”......................................................134

CAPITULO I

1.1 INTRODUCCION

El mecanismo de TIE BACK es una alternativa de solución remedial a los

problemas de deterioro que se presentan en las tuberías de revestimiento. Las

compañías operadoras están optando este mecanismo por ser muy versátil y

eficaz. La importancia de utilizar nuevas técnicas de remediación radica en

disminuir el daño a la formación así como de prevenir accidentes mecánicos

durante el proceso de producción.

Las principales fallas observadas en las tuberías de revestimiento son

desprendimiento, rotura o aplastamiento (colapso). Las causas que las originan

pueden ser fatiga o desgaste del acero, efectos de corrosión o esfuerzos

excesivos de la formación sobre la tubería. Este tipo de anomalías es de alto

riesgo y pueden ocasionar la pérdida del pozo.

Los daños por rotura debido a corrosión, desgaste por viajes y rotación de tubería

durante los trabajos de reacondicionamiento y pesca hacen necesario la

reparación del casing, pues debido a esta situación se ocasiona producción de

fluidos no deseados y en algunos casos de arena afectando el sistema de

producción del pozo

La utilización de técnicas como tie back, casing patch, scabliner, aislamiento con

empaques y trabajos de cementación, hacen posible la remediación de este

problema.

El análisis del presente proyecto está enfocado a la implementación del

mecanismo del TIE BACK como técnica de remediación de sectores de tubería de

revestimiento dañados.

1.2 ANTECEDENTES

El Campo Bulo Bulo fue descubierto en 1993 e ingresó a producción en noviembre

de 2001. Después de la capitalización se perforaron dos pozos el BBL-9 y BBL-11,

y en ese momento Chaco realizó una inversión muy importante para desarrollar

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este campo y procesar la producción del Campo Bulo Bulo en la planta de

Carrasco.

Bulo Bulo es explotado por agotamiento, en este campo se perforaron 14 pozos,

actualmente 9 son productores. La producción promedio actual es de 1725 barriles

de petróleo por día, 77 millones de pies cúbicos de gas, 305 metros cúbicos de

GLP que se extraen del gas y unos 510 barriles de gasolina natural.

Con el desarrollo de la perforación y la necesidad de proteger la tubería de

revestimiento y al mismo tiempo la tubería de sondeo, creció la demanda por

herramientas de perforación que reduzcan los esfuerzos de torsión y arrastre.

La utilización de lubricantes base aceite, con bajos coeficientes de fricción, es una

innovadora respuesta a la creciente demanda industrial pero al mismo tiempo una

opción limitada por la restricción a las elevadas temperaturas y presión en el pozo.

Es por esta razón que se propone la utilización del mecanismo del TIE BACK

como herramienta de buenas propiedades mecánicas, con bajos coeficientes de

fricción y de buena resistencia al desgaste, pudiendo trabajar a elevadas

temperaturas.

1.3 DEFINICION DEL PROBLEMA

Las formaciones presentes en la geología perforada en los pozos del campo Bulo

Bulo presentan dureza, abrasividad e inestabilidad del pozo, debido a las

características de la formación y de las presiones anormales, originando

desgastes prematuros de la tubería de revestimiento y de la tubería de sondeo.

Estas características exponen a la tubería de revestimiento a ambientes agresivos,

rodeados de contaminantes y geopresiones dañinas, produciendo filtraciones de

fluidos de la formación hacia el espacio anular, entre la tubería de revestimiento y

la tubería de producción.

Por otro lado los daños también provienen desde el interior de la tubería de

revestimiento a través del arrastre de la sarta de perforación ocasionando el

desgaste de las paredes internas producto de la fricción y torsión que generan en

las labores de perforación.

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1.3.1 Árbol de problemas

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1.3.2 Formulación del Problema

¿De qué manera podemos remediar el deterioro que se presenta en la tubería de

revestimiento sin necesidad de cerrar el pozo o extraer las mismas?

1.3.3 Objeto de estudio

El objeto de estudio del presente proyecto está referido al daño o deterioro que

ocurre en las tuberías de revestimiento del pozo BBL-11.

1.4 OBJETIVOS

1.4.1 Objetivo General

Realizar un estudio técnico sobre el diseño del mecanismo del “TIE BACK” para

solucionar problemas de deterioro en la tubería de revestimiento.

1.4.2 Objetivos Específicos

-Identificar las características litológicas y estratigráficas en las zonas de

interés.

-Estimar la presión de colapso utilizando el Método de Carga Máxima

-Indicar el procedimiento de las pruebas de registro electromagnéticas

(herramienta EM PIPE SCANNER), para determinar daños en la tubería de

revestimiento.

-Describir la secuencia operativa de la cementación del TIE BACK.

1.5 ALCANCES Y LIMITACIONES

1.5.1 Alcance Geográfico

El estudio se implementara en el pozo BBL-11 ubicado dentro del campo Bulo

Bulo en la provincia de carrasco.

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Entre los datos del pozo tenemos los siguientes:

País Bolivia

Departamento Cochabamba

Provincia Carrasco

Provincia geológica Boomerang Hill

Campo Bulo Bulo

Pozo BBL-11

Coordenada X: 351 874,8

Y: 8 086 407,8

Arreglo Agujero entubado

Operador YPFB CHACO S.A.

Figura 1.1 Ubicación geográfica del campo bulo bulo-11

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Fuente. YPFB CHACO S.A Gerencia de Exploración

1.5.2 Limitaciones

La propuesta de diseño del mecanismo del TIE BACK se realizara en el pozo BBL-

11 hasta una profundidad de 4530 metros y constara de 2 componentes, uno de

ellos será la colocación y ubicación de la tubería de remediación TIE BACK y la

otra de su cementación.

1.6.- JUSTIFICACION

1.6.1 Justificación Técnica

El mecanismo del TIE BACK aplicada a pozos productores remedia el deterioro o

daño que se produce en las paredes de la tubería de revestimiento utilizando un

sistema de recubrimiento y cementación sobre las zonas afectadas durante la

etapa de perforacion.

Es una técnica efectiva y ampliamente utilizada en la industria petrolera.

1.6.2 Justificación Económica

El presente estudio tendrá un efecto positivo en la economía de la empresa

operadora porque al término de su implementación se podrá mantener los niveles

de producción establecidos sin riesgo a que sucedan accidentes mecánicos.

El reemplazo tradicional de la tubería de revestimiento deteriorado es un

procedimiento que requiere una inversión muy elevada en comparación al

mecanismo de TIE BACK que es más efectivo y requiere una inversión menor a la

tradicional.

La sarta de revestimiento representa un alto porcentaje de la inversión total de un

pozo, por lo tanto no se justifica pagar más por resistencia o calidad de lo que es

realmente necesario.

Las costosas intervenciones afectan a la rentabilidad y economía global del

proyecto, con la aplicación de este mecanismo del TIE BACK se podrá llegar a

remediar y controlar los posibles peligros ocasionados por la corrosión, así se

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obtendrá una producción optima del hidrocarburo y una buena rentabilidad para la

compañía operadora.

1.7 APORTES

1.7.1 Aporte Académico

Proponer el uso y estudiar las cualidades del mecanismo del TIE BACK en las

labores de remediación aplicando los conocimientos de las materias de

perforación 1, perforación 2, geología estructural, geología aplicada, registro de

pozos, etc.

1.7.2 Aporte Social

Al contar con un estudio y evaluación de daños en la tubería de revestimiento se

podrá prevenir el cierre prematuro de pozos. Este cierre conlleva a una pérdida de

ingresos por concepto de regalías que recibe la población aledaña al campo

petrolero o al pozo en producción, siendo este un factor determinante para su

desarrollo.

CAPITULO II

MARCO TEORICO

2.1 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DE CASING O TUBING

En la mayoría de los casos analizados para perforar con tuberías, los aspectos

técnicos y las consideraciones que se tiene en cuenta no difieren demasiado de

aquellas usadas para el diseño de un casing o tubing convencional. Datos como

gradientes porales y de fractura, gradientes de temperatura, litología del terreno

son requeridos tanto para el diseño convencional de una sarta como para el

diseño de un casing para perforar.

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La única gran diferencia que surge es la incorporación de tensiones adicionales

provenientes de efectos dinámicos, estas tensiones nos va a hacer centrar la

atención preferentemente sobre seis ítems fundamentales.

- Arrastre

- Torque

- Torsión

- Desgaste

- Pandeo

- Fatiga

2.1.1 Arrastre

Fenómeno físico producido por fricción, ineficiencia en la transferencia de peso,

tensión por causa de la fricción en la columna de perforación, las paredes del pozo

o en el interior de la cañería de revestimiento.

Figura 2.1 Arrastre de la tubería de perforación

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Fuente: diseño de casing - Schlumberger

2.1.2 Torque

Torque es la medida de la fuerza torsional que se aplica a una conexión para

asegurarse que los hombros no se separen perforando. La longitud del brazo de la

llave multiplicado por la tensión aplicada va a dar el torque expresado en pie-

libras.

2.1.3 Torsión

Torsión es la fuerza creada por una acción de torque, expresado en libras-pie.

Figura 2.2 Fuerza de torsión


2.1.4 Desgaste

El desgaste es el daño de la superficie por remoción de material de una o ambas

superficies solidas en movimiento relativo.

El contacto entre el diámetro externo de la tubería (y el diámetro externo de las

cuplas) con las paredes del pozo, hace que se deba poner especial énfasis en el

monitoreo del desgaste, sobre todo en la parte inferior de la columna y más aún si

se está perforando formaciones abrasivas.

El deslizamiento entre superficies solidas se caracteriza generalmente por un alto

coeficiente de fricción y un gran desgaste debido a las propiedades específicas de

las superficies.

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2.1.4.1 Desgaste adhesivo

Se produce por contacto de las superficies metálicas en frotamiento.

2.1.4.2 Desgaste abrasivo

A la presencia en la zona de rozamiento de partículas de tamaño y dureza

suficiente para producir arrastre.

Figura 2.3 Desgaste por efectos de torsión y arrastre (fricción)


2.1.5 Pandeo

Es una falla en la estabilidad de la tubería, es el fenómeno que se presenta en

numerosas situaciones donde existen esfuerzos de compresión, los materiales

pueden doblarse lateralmente y romperse por la acción de una carga aplicada, a

menos que estén apropiadamente diseñados, pueden deformarse gravemente por

la presión externa y asumir formas que difieren en forma notable de su

configuración geométrica original.

Figura 2.4 Pandeo estructural

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Fuente: PerfoBlogger:

2.1.6 Fatiga

Las fallas por fatiga en trabajos de perforación generalmente ocurren debido a

problemas de flexión (o bending) más que debido a problemas de torsión. Debido

a que las conexiones de las tuberías nunca antes han sido expuestas a trabajos

de fatiga.

2.2 GEOTECTONICA

Llamada también geología estructural es la ciencia que tiene por objeto el estudio

de las estructuras de la corteza terrestre, es decir los fenómenos que originan las

montañas y las depresiones, las fuerzas o sea las fuerzas que provocan los

movimientos causantes de los plegamientos, fallas, diaclasas y clivajes. Es

importante hacer notar de que las rocas en el interior de la corteza están

permanentemente sujetas a la acción de fuerzas de la más diversa índole como

ser la PRESIÓN LITOSTATICA o de confinamiento y que actúa en profundidad

cuando un cuerpo rocoso cualquiera sufre los efectos de la presión de todos sus

lados por causa del peso o del empuje de las rocas circundantes.

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http://achjij.blogspot.com/2011/05/cementacion-de-pozos-petroleros.html

Figura 2.5 Fuerzas geomecánicas

Fuente. PerfoBlogger:

2.2.1.- Esfuerzo

Se define fuerza como una magnitud vectorial que tiende a producir un cambio en

el movimiento de un cuerpo o en su estructura interna es decir, tiende a producir

una deformación.

Debido a su carácter vectorial, varias fuerzas actuando sobre un mismo punto

pueden combinarse o sumarse en una sola y similarmente una fuerza puede

considerarse que está compuesta de varias y puede descomponerse en ellas

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2.2.2.- Tipos de Fuerzas

2.2.2.1.- Fuerzas del cuerpo o másicas (body forces)

Están en relación directa con la masa del cuerpo al cual se aplican, aunque su

origen puede ser debido a causas externas. Son fuerzas del cuerpo las inducidas

por la gravedad, la centrifuga o las creadas por campos magnéticos

2.2.2.2.- Fuerzas de superficie (surface forces)

Dependen siempre de causas externas al cuerpo y no guardan ninguna relación

con la masa del mismo. Se llaman así porque se puede considerar que son

aplicadas a una superficie del cuerpo, las fuerzas de superficie se sub dividen en

simples y compuestas

2.3 TUBERIA DE REVESTIMIENTO

Se define como tubería de revestimiento o casing por su nombre en inglés, a la

tubería de acero de pared delgada, con una geometría definida por el diámetro y el

espesor del cuerpo que la conforma, generalmente sin costuras, con longitudes

que oscilan entre 16 a 40 pies, empleada para revestir los pozos de extracción de

hidrocarburos o de conocimiento geológico, con el fin de garantizar seguridad y

estabilidad al hueco realizado. Para fines prácticos se define mediante una

geometría homogénea e idealizada. Es decir un diámetro nominal y un espesor

nominal constante en toda su longitud, aunque la realidad muestra que no existe

una tubería perfecta geométricamente, adolecen de ciertas imperfecciones como

la ovalidad y la excentricidad.

2.3.1 Proceso de fabricación de la tubería de revestimiento

Las tuberías utilizadas para revestir pozos petroleros, cumplen con un proceso de

fabricación especial, con los más altos estándares de diseño, que permitan cumplir

con los requerimientos técnicos y operacionales que exigen los diferentes

escenarios a los que estará expuesta durante las operaciones de perforación y los

ambientes de producción. A continuación se describe los diferentes aspectos

importantes a considerar durante el proceso de fabricación de las tuberías de

revestimiento.

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2.3.2 Grado del acero para la construcción de tuberías

El acero es un metal refinado el cual se obtiene a partir de la fundición de hierro

con una cantidad de carbono variable entre el 0,1 y el 2,1 % en peso de su

composición, aunque normalmente estos valores se encuentran entre el 0,2% y el

0,3%. Si la aleación posee una concentración de carbono mayor a 2,0%, se

producen fundiciones que en oposición al acero, son quebradizas y no es posible

forjarlas sino que deben ser moldeadas.

Una aleación es la unión o fusión de dos o más elementos metálicos sin que haya

reacción química, pudiendo como en el caso del acero combinar metales con

elementos no metálicos como el carbono. El acero conserva las características

metálicas del hierro en estado puro, pero la adición de otros elementos tanto

metálicos como no metálicos mejora sus propiedades fisicoquímicas.

Los aceros se dividen en ordinarios y especiales. Los aceros ordinarios contiene

tres materiales principales: hierro, carbono y manganeso. El carbono y el

manganeso reunidos no presentan más del 1,5% del metal. Los aceros ordinarios

con el 0,1 a 1,5% de carbono se clasifican como aceros de bajo contenido de

carbono. Los aceros especiales se hacen como los ordinarios, pero se les agregan

otros elementos tales como: niquel, cromo, molibdeno, cobre, vanadio y tungsteno.

Tanto los aceros al carbono como los especiales (aceros inoxidables, aceros

resistentes a la corrosión y a las altas temperaturas) se producen en hornos

eléctricos.

2.3.3 Factores de diseño

Para diseñar una tubería de revestimiento debe tenerse pleno conocimiento de los

parámetros establecidos para el diseño y de los factores usados como medida de

seguridad, cualquier parámetro que escape del conocimiento del ingeniero puede

influir negativamente en el diseño.

Los datos necesarios para el diseño de tuberías son:

- Trayectoria de pozo

- Geopresiones

- Programa de lodos

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- Geometría

- Especificaciones de tuberías

- Inventario de tuberías

- Arreglos de Pozos Tipos

La fase primordial en la delicada tarea de perforar, terminar y reparar pozos, es la

de programar en forma adecuada el conjunto de variables que pueden presentarse

según sea el caso. La selección de los materiales a utilizar es de suma

importancia. De estos dependerá el éxito en el cumplimiento de los programas.

Uno de los aspectos de primer orden dentro de las operaciones que se efectúan

para perforar un pozo, es el que se refiere a la protección de las paredes del

agujero para evitar derrumbes y aislar manifestaciones de líquidos o gas. Dicha

protección se lleva a cabo mediante tuberías de revestimiento, las cuales se

introducen al pozo en forma telescopiada. Es decir, que los diámetros de las

tuberías utilizadas van del mayor al menor, por razones fundamentalmente

técnicas y económicas.

2.3.4 Efecto de cambio en la presión interna

Los cambios de presión interna pueden causar cargas importantes adicionales.

Estos pueden ocurrir durante y después que la sarta se ha cementado y asentado

en el cabezal del pozo.

Durante las operaciones de cementación, la sarta está expuesta a cambios de

presión interna debido a la presión hidrostática de la lechada del cemento y la

presión de desplazamiento. Esto no crea únicamente esfuerzo tangencial en la

pared del tubo, el cual tiende al estallamiento, sino también incrementa el esfuerzo

axial.

Mientras la tendencia al estallamiento es reconocida y mantenida dentro de los

límites, la carga axial algunas veces no se toma en cuenta. Esto puede tener

consecuencias graves, especialmente si el cemento ha comenzado a fraguar al

terminar el desplazamiento.

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2.3.5 Efecto de cambio en la presión externa

Las condiciones de carga por presión externa se basan en la densidad del lodo en

el exterior de la tubería de revestimiento durante las operaciones de cementación;

algunas veces cuando la presión externa es mayor que la causada por el lodo se

encuentran otras condiciones. Comúnmente, esto ocurre cuando la tubería se

coloca frente a secciones de formaciones plásticas (domos salinos),

eventualmente la sal transmite a la sarta la carga vertical de sobrecarga.

También puede resultar un esfuerzo axial del cambio de presión externa después

de la terminación del pozo. Un ejemplo común del cambio en presión externa se

origina por la degradación del lodo en el exterior de la tubería de revestimiento.

Un incremento en la presión externa causa un decremento en el esfuerzo

tangencial tensional (es decir, un incremento compresivo tangencial). Esto

significa que el diámetro de la tubería de revestimiento disminuye, la longitud se

incrementa y un incremento en la presión interna puede causar que la tubería se

colapse.

2.3.6 Efectos térmicos

Anteriormente, en el diseño de las tuberías de revestimiento no se consideraba el

esfuerzo axial por cambios de temperatura después de que la tubería es

cementada y colgada en el cabezal. Los cambios de temperatura encontrados

durante la vida del pozo generalmente deben desecharse. Cuando la variación de

temperatura no es mínima, debe considerarse el esfuerzo axial resultante en el

diseño de la tubería y en el procedimiento de colgado. Algunos ejemplos de pozos

en los cuales se encontraran grandes variaciones de temperatura son:

- Pozos de inyección de vapor

- Pozos geotérmicos

- Pozos en lugares fríos

- Pozos costa fuera

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- Áreas con gradientes geotérmicos anormales

2.3.7 Efecto de deflexión

En el diseño de la tubería de revestimiento debe considerarse el efecto de la

curvatura del pozo y el ángulo de desviación vertical sobre el esfuerzo axial en la

tubería y cople. Cuando la tubería es forzada a doblarse, la tensión en el lado

convexo de la curva puede incrementarse.

Por otro lado, en secciones de agujero relativamente rectas con un ángulo de

desviación vertical significativo, el esfuerzo axial provocado por el peso del tubo se

reduce. El incremento de fricción entre el tubo y la pared del pozo también afecta

significativamente al esfuerzo axial. En la práctica del diseño común se considera

el efecto perjudicial por la flexión del tubo y el efecto favorable por la desviación

del ángulo vertical no se considera. La fricción de la pared del pozo, es favorable

para el movimiento de la tubería hacia abajo y desfavorable para el movimiento

hacia arriba, generalmente se compensa por adición de un mínimo de fuerza de

jalón en la tensión axial.

Figura 2.6 Efecto de deflexión sobre la tubería de revestimiento

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Fuente. www.slideshare.net

Figura 2.7 Efecto de deflexión sobre la tubería de revestimiento

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http://www.slideshare.net/otho12/deflexiones

Fuente. www.slideshare.net

2.3.8 Estabilidad de la tubería

Si la presión solo actúa en las paredes interiores y no en el extremo inferior de un

tubo, tiende a ladearlo o pandearlo; si la presión actúa únicamente sobre la pared

exterior y no en el extremo inferior tiende a prevenir la flexión. Cuando el tubo se

cementa la presión puede causar flexión, lo cual puede prevenirse ajustando la

carga axial en el tubo, así, será igual o excederá la carga de estabilidad.

Cuando una sarta de tubería es suspendida verticalmente, pero no cementada, la

carga axial en el punto más bajo es exactamente igual a la carga de estabilidad y

la sarta es estable en este punto. Los puntos de arriba serán más estables, ya que

la carga axial es mayor debido al peso de la sarta y excederá a la carga de

estabilidad en esos puntos.

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Aunque la sarta es estable al tiempo de instalación, puede convertirse en inestable

debido a los cambios de presión y temperatura resultantes de operaciones

posteriores. Los cambios en las cargas de estabilidad y axial ocurren a causa de

dichos cambios y es posible que una carga axial llegue a ser menor que la carga

de estabilidad, con lo cual la estabilidad se pierde.

2.4 METODOLOGÍA DE DISEÑO

El objetivo de un diseño, es el seleccionar una tubería de revestimiento con un

cierto grado, peso y junta, la cual sea la más económica, y que además resista sin

falla, las fuerzas a las que estará sujeta.

Las funciones de las tuberías de revestimiento son:

- Evitar derrumbes y concavidades.

- Prevenir la contaminación de los acuíferos.

- Confinar la producción del intervalo seleccionado.

- Dar un soporte para la instalación del equipo de control superficial.

- Facilitar la instalación del equipo de terminación, así como los sistemas

artificiales de producción.

Las tuberías de revestimiento representan un costo significativo del costo total del

pozo. De aquí la importancia de optimizar los diseños a fin de seleccionar las

menos costosas, que garanticen la integridad del pozo durante la perforación y

terminación del mismo.

El diseño de una tubería de revestimiento combatiendo una gran importancia,

tanto técnica como económica, está por los altos precios de dicha TR ya que

representan de una gran inversión del pozo.

Al ser colocada dentro de un pozo, la tubería de revestimiento está sujeta a tres

fuerzas significantes durante las operaciones de perforación, terminación,

reparación o vida productiva del pozo, por lo que en su selección deben soportar

las siguientes cargas:

- Presión interna

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- Presión externa (colapso)

- Carga axial y longitudinal (tensión y compresión)

Después de que los pesos, grados y longitudes de la(s) sección(es) se

determinaron satisfaciendo los requisitos de presiones interior y exterior, se

procede a calcular la resistencia a la tensión

2.4.1 Presión Interna

La columna diseñada deberá también ofrecer la suficiente resistencia al exceso de

presión interior sobre la presión exterior que obre sobre ella. Se toma para el

cálculo el caso más severo esto es suponiendo la columna llena de gas seco o

con una presión de fondo igual a la resistencia mínima de la tubería, este esfuerzo

es el inverso del colapso y se debe a la presión que ejercen los hidrocarburos por

dentro de la tubería al tratar de liberarse, teniendo en la cabeza su máximo valor,

donde la presión hidrostática es igual a cero. La presión interior se calcula con la

fórmula de barlow’s.

Figura 2.8 Presión interna

Fuente. Oilfield Review

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2.4.2 Colapso

La tubería diseñada deberá tener una suficiente capacidad para resistir presión de

aplastamiento, igual a la diferencia entre la presión máxima ejercida por una

columna de fluido, en el exterior de la tubería y la mínima presión interna que se

puede tener en el pozo.

Debido a que la presión hidrostática de una columna de lodo aumenta con la

profundidad, la presión de colapso sobre el revestidor es máxima en el fondo y

nula en la superficie.

Figura 2.9 Presión al colapso

Fuente. Internet (catalog of oil field equipment and services)

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2.4.3 Tensión

Las columnas de tubería deberán ser calculadas para ofrecer en cada una de sus

partes suficientes resistencia a la tensión que es causado por el peso bruto de la

misma columna. El peso de la tubería colgando libremente es la condición de

tensión que se utiliza para el cálculo.

Figura 2.10 Fuerzas Tensionales

Fuente. (Escuela Superior Politécnica del litoral. “Diseño de tubería de revestimiento)

2.4.4 Ruptura o Estallido

Terminado un pozo, su tubería revestidora invariablemente se somete a presiones

de pruebas de fuga, o más a las motivadas por la maniobra de introducción

forzada de cemento en las formaciones debido a una variedad de razones

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formuladas en el programa de terminación original o de reacondicionamiento

posterior del pozo.

2.4.5 Triaxial

Las cargas de colapso, ruptura y tensión calculadas hasta ahora, todas han

asumido que los esfuerzos se encuentran en una dirección simple o uniaxial. En la

práctica, las cargas de servicio generan esfuerzos triaxiales.

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.

2.5 PROPIEDADES DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

La tubería de revestimiento viene usualmente especificada por las siguientes

propiedades:

- Tamaño: Diámetro exterior y grosor de la pared

- Peso: Peso por unidad de longitud

- Grado del acero: resistencia a la tensión

- Tipo de conexión: diseño geométrico de las roscas o acople

- Rango: Longitud de la junta

2.5.1 Diámetro exterior y grosor de la pared

El diámetro exterior se refiere al cuerpo de la tubería 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:

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2.5.2 Peso especifico

Es el peso de un pie de tubo en lb/pie. Los pesos nominales no son exactos y

están basados en el peso teórico calculado de una tubería con roscas y acoples,

de 20 pies de longitud.

Wc = Wuc x L – Wtj (Ec. 2.1)

Dónde:

Wc = peso calculado de la cañería (lb)

Wuc = peso unitario (lb/ft)

L = longitud de la cañería (ft)

Wtj = ganancia o pérdida de peso (lb)

2.5.3 Grado del acero

El grado de la tubería define las características de resistencia del material. El

código consiste en una letra seguida de un número.

- La letra es seleccionada arbitrariamente para proveer un único identificador

para cada grado

- El número en el código indica el valor de resistencia mínima a la fluencia

del acero en miles de psi. (manual de selección de casing- tenaris siderca)

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 los grados de acero para tubería de revestimiento.

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Cuadro 2.1 Manual de selección

Grado API

Esfuerzo de Cedencia (psi) Esfuerzo de

ruptura Ultimo

Min psi

Mínimo

Alargamiento

%

Mínimo Máximo

H-40 40,000.00 80,000.00 60,000.00 29.50

J-55 55,000.00 80,000.00 75,000.00 24.00

K-55 55,000.00 80,000.00 95,000.00 19.50

N-80 80,000.00 110,000.00 100,000.00 18.50

L-80 80,000.00 95,000.00 95,000.00 19.50

C-90 90,000.00 105,000.00 100,000.00 18.50

C-95 95,000.00 110,000.00 105,000.00 18.50

T-95 95,000.00 110,000.00 105,000.00 18.00

P-110 110,000.00 140,000.00 125,000.00 15.00

Q-125 125,000.00 150,000.00 135,000.00 18.00

Fuente.de casing (Tenaris Siderca)

2.5.4 Tipo de conexión

En tuberías de revestimientos superficial e intermedia si la presión diferencial a

través de la conexión es de > 7,500 psi, la opción preferente es la de utilizar

roscas Premium.

Una rosca API con un diseño de acoples mejorado puede ser utilizado, a pesar de

que sus cualidades de sellado no son muy confiables.

Se encuentra disponibles seis conexiones genéricas. Estas son:

- Api 8-redonda, stc o ltc

- Api btc

- Sello metal-con metal, con roscas y cuplas

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- Sello metal-con-metal, reforzada e integral (o acoplada)

- Sello metal-con-metal, formada e integral (descarga)

- Soldada a, reforzada e integral

2.5.5 Rango.

Las normas API reconocen tres rangos de longitud para revestidores:

- Rango 1 (R1): Incluye juntas de 16 a 25 ft.

- Rango 2 (R2): Incluye juntas de 25 a 34 ft.

- Rango 3 (R3): Incluye juntas de 34 ft. A más.

2.5.6 Presión de reventamiento

Es la presión interna que puede soportar una cañería antes de fallar, para el

cálculo se utiliza la siguiente ecuación.

(Ec. 2.2)

Dónde:

Pr = Presión de reventamiento (psi)

Yp = Mínimo esfuerzo de cedencia (psi)

T = Espesor nominal de la pared (pulg)

OD = Diámetro externo de la cañería (pulg)

2.5.7 Resistencia al colapso bajo Esfuerzo Axial

La resistencia de la cañería sometida a una carga de esfuerzo azil es calculada

por la siguiente ecuación.

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Pr=0 .875×( 2×Yp×tOD )=( psi)

(Ec. 2.3)

Sa = Esfuerzo ó carga axial positiva (psi)

Yp = Mínimo esfuerzo de cedencia (psi)

Ypa = Esfuerzo de cedencia con carga axial (psi).

2.5.8 Fuerza de cedencia del cuerpo de la Cañería.

Es la carga axial para estirar la cañería. Es igual al producto del área transversal y

el esfuerzo mínimo de cedencia de la cañería de un grado determinado:

(Ec. 2.4)

2.5.9 Efectos Biaxiales.

La resistencia al colapso y reventamiento son alterados cuando está sometida a

cargas de tensión o compresión. Estos cambios pueden ser aplicados a las

cuplas, pero no necesariamente; ya que las cuplas deben ser analizadas en base

al tipo cupla y condiciones de operación. Los cambios cualitativos generados en el

cuerpo de la cañería bajo cargas son los siguientes.

Tipo de Carga. Resultado

Tensión Reventamiento = Incrementa

Colapso = Disminuye.

Compresión Reventamiento = Disminuye

Colapso = Incrementa

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Ypa=[√1−0 ,75×( Sa/Yp)2−0,5×(Sa /Yp )]×Yp

Py=0 ,7854×(OD2−ID2 )×Yp

2.5.10 Método De Carga Máxima

2.5.10.1 Principios

Es el método diseño más ampliamente utilizado. Analiza los posibles problemas

que pueden presentar se por lo tanto la cañería es diseñada para resitir dichos

problemas.

Los problemas considerados en el diseño son:

- Amago de descontrol

- Perdidas de circulación

- Presiones diferenciales

- Pruebas de formación

- Fracturamiento hidráulico ( leak off test)

- Detección de ácido Sulfhídrico

- Detección de dióxido de carbono.

- Domos salinos

- Formaciones cavernosas.

2.5.10.2 Criterios de Diseño

Las sartas de cañerías son diseñadas para soportar :

- Reventamiento

- Colapso

- Tensión

- Efecto Biaxial

La cañería seleccionada debe soportar todas estas condiciones y ser económica.

- No diseñar sartas con más de cuatro secciones.

- Evitar usar alguna sección menor a 3000 ft de longitud.

- Un diseño de sata de cañerías con el mismo peso es más caro que uno

combinado

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2.5.10.3 Cargas de Reventamiento (Burst)

Deben ser evaluadas para asegurarse que la resistencia interna de la cañería no

sea excedida.

Estas cargas son normalmente causadas por la presión hidrostática del lodo y

alguna presión en superficie.

La presión resultante es igual a la carga interna menos la presión externa

Figura 2.11 Cargas de reventamiento

Fuente internet (https://www.google.com.bo/search?

q=diseñodetuberiaderevestimientoschlumberg

2.5.10.4 Cargas de Colapso (Collapse)

Son generadas por los fluidos ubicados en la parte externa de la cañería,

generalmente el lodo y las lechadas de cemento. El fluido de contrapresión es

considerado:

- Despreciable (pérdida total de lodo).

- Semilleno (pérdida parcial de lodo).

La resultante es calculada de la misma manera que el reventamiento.

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Figura 2.12 Cargas de colapso

Fuente internet (https://www.google.com.bo/search?


2.5.10.5 Cargas de Tensión

Cada sección de la cañería debe ser evaluada por cargas de tensión y

compresión, como también se debe hacer un análisis del efecto biaxial sobre la

resistencia al reventamiento y al colapso.

Las cargas de tensión son definidas por el cálculo de las fuerzas de flotabilidad

que están actuando sobre la cañería.

Figura 2.13 Carga de tension

Fuente: internet (https://www.google.com.bo/search?


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2.6 TIPOS DE TUBERIAS REVESTIDORES

Existen principalmente 5 tipos de tubería de revestimiento instalados en la

perforación en tierra, estas son:

- Sarta de Conducción

- Tubería Superficial de Revestimiento

- Tubería Intermedia de Revestimiento

- Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación.

- ”Liner”

Pero en la perforación de pozos costa afuera se agrega una tubería de

revestimiento más, esta es:

- Tubería “Stove”, Conductor Marino, Tubería Superficial

2.6.1 Tubería Conductora

La sarta es instalada para proteger la superficie de la erosión por el fluido de

perforación 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. En caso de que se utilicen BOP’s de superficie (es decir autoelevables) la

sarta de conducción también sostiene el cabezal de pozo, el arbolito y sartas de

revestimiento subsecuentes.

Sus principales funciones son:

- Evitar que las formaciones someras no consolidadas se derrumben dentro

del hoyo.

- Proporcionar una línea de flujo elevada para que el fluido de perforación

circule hasta los equipos de control de sólidos y a los tanques de superficie.

- Proteger formaciones de agua dulce superficiales de la contaminación por

el fluido de perforación.

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- Permite la instalación de un sistema desviador de flujo y de un impide

reventón anular.

Figura 2.14 Tubería de revestimiento conductora

Fuente: internet (tuberías de revestimiento www.petro-king.cn)

2.6.2 Tubería Superficial de Revestimiento

Provee protección contra arremetidas para la perforación más 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.

El revestimiento debe ser lo suficientemente resistente para soportar la BOP, y

capaz de resistir las presiones de gas o fluidos que puedan encontrarse cuando la

perforación vaya a mayor profundidad que este revestimiento.

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- Evitar la contaminación de yacimientos de agua dulce.

- Proporcionar un gradiente de fractura suficiente para permitir la perforación

del próximo hoyo.

- Soportar el peso del resto de las tuberías que serán colocadas en el pozo.

Por esta razón se cementan hasta superficie.

Figura 2.15 Tubería de revestimiento superficial


2.6.3 Tubería Intermedia de Revestimiento

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

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el agujero descubierto proveyendo de esta manera protección contra arremetidas.

Dependiendo de la profundidad del pozo o de los problemas que se encuentren

durante la perforación, será necesario utilizar más de una sarta de tubería de

revestimiento intermedia, que aislaran la zona problema.


- Facilita el control del pozo si se encuentran zonas de presiones anormales.

- Aísla formaciones problemáticas, lutitas deleznables, flujos de agua salada

o formaciones que contaminan el fluido de perforación.

- Permite bajar la densidad del lodo para perforar zonas de presiones

normales que se encuentran debajo de zonas presurizadas.

Figura 2.16 Tubería de revestimiento intermedia


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2.6.4 Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación

Es la última sarta de revestimiento en un pozo, usualmente puesta encima o a

través de una formación productora. Este revestimiento aísla el aceite y el gas de

fluidos indeseables de la formación de producción o de otras formaciones

perforadas por el hueco. Sirve de protección para la tubería de producción y

demás equipo utilizado en el pozo.

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

reservorio. 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.

2.6.5 "Liner” o Tubería Corta de Revestimiento

Un liner 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.Los “liners” permiten una perforación más

profunda, separar zonas productoras, de formaciones de reservorio y puede

también ser instalado para propósitos de la realización de pruebas.

Se baja en un pozo profundo para evitar pérdidas de circulación en zonas frágiles

de la parte superior mientras se perfora con lodo de peso normal para controlar

presiones normales en intervalos más profundos. Los liners protegen contra

reventones hacia formaciones normalmente presionadas cuando se perforan

zonas de presión anormal.

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2.7 TUBERIA DE REVESTIMIENTO (LINERS)

2.7.1 Liners

El liner es una tubería que no se extiende hasta la cabeza del pozo, sino que se

cuelga de otra tubería que le sigue en diámetro y ésta hasta la boca del pozo. La

tubería colgada permite reducir costos y mejorar la hidráulica en perforaciones

más profundas. Los liners pueden funcionar como tubería intermedia o de

producción, normalmente cementada en toda su longitud.

Incluyen:

Liner de perforación, liner de producción, tie-back liner, scab liner, y scab-tie back

liner.

Figura 2.17 Tipos de liner

Fuente: Tesis (cementación de pozos petroleros-

Universidad nacional autónoma de México)

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2.7.1.1 Tie-back liner

Esta es una sección del casing extendido desde el tope del liner superficial hasta

la superficie. Esta tubería es conectada al tope del liner con un especial diseño de

conexión. El liner de producción con el montaje del tie-back liner es el mas

ventajoso cuando se esta explorando abajo del intervalo productivo planeado. Este

también nos da un aumento del peso colgado en la parte más alta del pozo.

2.7.1.2 Tie Back

Es una sarta de revestimiento donde generalmente se conectan los liners de

producción hasta superficie (en el cabezal del pozo) cuando el pozo es

completado. Esta sarta se conecta al tope del liner con un conector especial. El tie

back aísla el revestidor usado que no puede resistir las posibles cargas de presión

si continúa la perforación, proporcionando integridad de presión desde el tope del

liner al cabezal del pozo. También permite aislar un revestimiento gastado que no

puede resistir incrementos de presión o aislar revestimientos intermedios en casos

de incrementos de producción.

2.7.1.3 Scab liner

Esta es una sección del casing usada para reparar existentes daños en el casing.

Este puede ser cementado o sellado con packers en el tope y en el fondo.

2.7.1.4 Scab-tie-back liner

Esta es una sección del casing extendida hacia la parte superior del liner

superficial pero el cual no alcanza a la superficie y es normalmente cementado en

el lugar.El scab-tie-back liner es utilizado comúnmente en cementaciones del

casing en paredes pesadas y duras para aislar las secciones de sal en el fondo del

pozo.

2.7.1.5 Complemento corto (STUB)

Es una sarta de tubería que funciona igual que el complemento. Proporciona

integridad por presión para extender la cima de la tubería corta. Puede

cementarse parcialmente.

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2.7.1.6 Liner Intermedio o Protector

Las camisas protectoras o intermedias son sartas que no se extienden hasta la

superficie y se cuelgan de la anterior sarta de revestimiento. El propósito de esta

sarta es prevenir problemas de pérdida de circulación cuando se requieren altos

pesos de lodo. Proporciona la misma protección que el revestidor intermedio.

2.7.1.7 Sin tubería de producción (Tubingless)

Es una tubería de producción que se extiende hasta la superficie y se la utiliza

como tubería de producción para explotar los hidrocarburos

La mayor ventaja de los liners es que reducen la fuerza y acortan el diámetro del

casing resultando un más económico diseño de casing que de otra forma no podía

ser y ellos reducen la capacidad del equipo de perforación

Figura 2.18 Esquemas representativos del uso de las tuberías de revestimiento

Fuente. (Advanced Oil Well Drilling Engineering-Handbook)

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2.7.2 Porque correr un liner

- Reducir costos en tubería

- Cubrir agujero abierto por debajo de un revestimiento anterior

- Aislar zonas problemas

- Controlar formaciones inconsolidadas o plásticas

- Reparar daños en revestimiento intermedios

- Cuando la cementación no es posible hacerla convencionalmente

Figura 2.19 Aplicación secuencial del liner

Fuente: revestimiento y cementación (Schlumberger)

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2.7.3 Información necesaria para correr un liner

- Diámetros, peso, grado de acero y profundidad del casing

- Diámetros, peso, grado de acero, tipo de rosca y profundidades del liner

- Temperatura del pozo a la profundidad del liner

- Tipo de lodo

- Tipo de completacion

- Tamaño, condición y desviación del pozo

Figura 2.21 Extensión parcial “stub liner” y ensamble “scab liner”

Fuente: revestimiento y cementación (Schlumberger)

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2.7.4 Partes del liner

2.7.4.1 Collar tipo L

El collar de asentamiento tipo L es básicamente una rosca liberadora para

posicionar el liner dentro del pozo. Esta rosca permite la fácil liberación de la

herramienta con vueltas hacia la derecha.

Figura 2.22 Collar tipo L

Fuente: internet (casing and tubing selection guidelines.pdf)

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2.7.4.2 Collar de acoplamiento “PDC” L

El collar de acoplamiento tiene inserto de aluminio con engranajes

antirotacionales. Este suministra un asiento interno y candado para el

acoplamiento del tapón del liner.

- Provee un asiento para el tapón del liner

- Provee un sello positivo

- Diseño anti-rotacional que ayude perforarlo

- Construido en material perforable

Figura 2.23 Collar de acoplamiento PDC


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2.7.4.3 Tapón de liner tipo PDC

Está diseñado para engranar dentro del engranaje del collar, evitando así la

rotación de los tapones durante la perforación.

- Recibe el tapón de la TP

- Muestra el comportamiento del desplazamiento

- Construido en materiales perforables

- Diseño anti-rotacional que ayude a perforarlos

- Cubierto internamente con una película de cerámica/metal que evita la

corrosión durante la circulación

Figura 2.24 Tapón de liner tipo PDC


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2.7.4.4 Colgador mecánico tipo “J”

El colgador tipo J es usado para suspender el liner en el fondo con o sin cemento.

Para sentarlo es necesario levantar el liner y girarlo para desenjotarlo, el liner

entonces se baja moviendo los conos hacia abajo hasta que las cuñas hacen

contacto con las paredes internas del casing.

- Reusable

- No costoso

Figura 2.25 Colgador mecánico tipo “J”


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2.7.4.5 Colgador mecánico tipo EJP

Es usado para suspender el liner cementado y no cementado. Cuando se esta

corriendo un liner dentro de otro liner y donde las tolerancias entre las sartas son

muy pequeñas, la “J” encapsulada del colgador limita el viaje de las cuñas y

suministra una máxima área de flujo.

- Limita viaje de las cuñas

- Conos ranurados mejoran el área de flujo

- Disponible para sentar con giros hacia la derecha o hacia la izquierda

Figura 2.26 Colgador mecánico tipo EJP


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2.7.4.6 Colgador hidráulico tipo IB “R”

El colgador hidráulico tipo IB “R” tiene un comportamiento confiable especialmente

con liner largos y pesados. Construido sobre el barril integral, eliminando cualquier

conexión interna ofreciendo una máxima integridad de presión y capacidad de

torque. Su mecanismo de activación es aplicando presión sobre el piston, el cual

corta los pines de cizallamiento permitiendo que las cuñas se deslicen hasta los

conos; sentando el colgador

Figura 2.27 Colgador hidráulico tipo IB “R”


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2.7.4.7 Colgadores hidráulicos tipo IB-DD

Los colgadores hidráulicos tipo IB-DD es un diseño de barril integral perforador

que permite al operador la habilidad de rotar y/o reciprocar el liner en el fondo sin

preocuparse por la activación prematura de las cuñas.

- Pistón, camisa de asentamiento y flejes protegidos que previenen

acumulación de ripios alrededor de ellos evitando una posible falla en el

colgamiento.

- Las cuñas están encapsulados dentro de un bolsillo, manteniéndose en su

lugar.

- Con las cuñas, flejes y camisas protegidas el colgador puede entrar en

cabezas de pozo submarinas sin dificultad.

Figura 2.28 Colgadores hidráulicos tipo IB-TC-DD


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2.8 METODOLOGÍA PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE

REVESTIMIENTO

- Asentamiento de la TR de Explotación

- Asentamiento de la TR Intermedia

- Asentamiento de la TR Superficial

- Esquema ajustado de asentamiento

2.8.1 Herramienta de asentamiento tipo “LN”

Diseñada para correr y sentar liners, esta herramienta tiene una tuerca o rosca

que suelta hacia la derecha, la cual permite posicionar el liner a la profundidad

deseada.

- El rodamiento de la herramienta facilita su liberación

- Un resorte soporta la tuerca para su conexión

Figura 2.29 Herramienta de asentamiento tipo “LN”


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2.8.2 Herramienta de asentamiento tipo “SJ”

La herramienta tipo SL está diseñada para soportar altos torques de rotación

requeridos para rotar y sentar liner pesados en pozos de alto ángulo o desviados.

También es recomendada para ser usada con colgadores mecánicos derechos.

- Incorpora un cojinete de bolas para liberación fácil

- Un resorte soporta el sistema de enganche

- Exclusiva característica de No-re-enganche

- Puede ser ajustada para diferentes valores de liberación con peso con los

pines de corte

Figura 2.30 Herramienta de asentamiento tipo “SJ”


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Figura 2.31 Herramientas de asentamiento


2.8.3 Recopilación de información y graficación de parámetros

Para la planeación del asentamiento de TR’s es necesario considerar la siguiente

información:

- Diámetro de la T.R. de producción o del agujero en la última etapa.

- Trayectoria programada.

- Columna geológica programada

- Sección estructural

- Presión de poro y de fractura.

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- Márgenes de viaje empleados durante el movimiento de tuberías

- Margen del fluido de perforación para control de posible brotes.

- Densidades del fluido de control

2.9 FACTORES QUE OCASIONAN EL DETERIORO O DESGASTE

DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO

Cuadro 2.2 Fallas de la tubería de revestimiento

TIPOS DE FALLAS PORCENTAJE “%”

Corrosión 33

Fatiga 18

Daño mecánico 14

Fractura frágil 9

Defecto de fabricación 9

Defecto de soldadura 7

Otros 10

Fuente. Elaboración propia

Debido a este alto porcentaje es esencial que se tenga un conocimiento del

fenómeno de corrosión.

El fenómeno de la corrosión es en el peor de los casos, la destrucción total de un

componente pero también da lugar a otros problemas, que por menos

contundentes no dejan de ser perjudiciales y en algunos casos peligrosos para la

seguridad de las personas. Por citar algunos se podría hablar de inicios de

fractura, fugas en tanques o en partes de máquina, desviaciones del

funcionamiento normal de equipos, contaminación debido a las sustancias que se Página 52 de 148

producen en la corrosión y perjuicio en el aspecto estético, las condiciones de

operación en la que se efectúa además lo más importante es prevenir estas

situaciones mediante diferentes sistemas o técnicas para proteger los equipos de

este fenómeno.

A su vez, el tipo de corrosión que ocurre se distribuye aproximadamente de la

siguiente forma:

Cuadro 2.3 Corrosión en la tubería de revestimiento

Tipos de fallas Porcentaje “%”

Por CO2 28

Por H2S 18

En soldadura 18

Picadura 12

Corrosión erosión 9

Galvánica 6

Grietas 6

Impacto 3

Fuente: elaboración propia

Dentro de la industria del petróleo los dos principales elementos corrosivos

asociados con el petróleo y el agua son el sulfuro de hidrogeno y el dióxido de

carbono.

El oxígeno también es corrosivo especialmente cuando se produce o inyecta agua

y esta está en medio ambiente abierto o en contacto con el aire. Existen muchas

condiciones o ambientes de operación donde la corrosión puede ocurrir, una de

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ellas es la relación electroquímica que es una causa fundamental en estos

procesos de corrosión.

2.10 DESGASTE DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO

Tener conocimiento de la causa del desgaste de la tubería de revestimiento,

permitirá al planificador del pozo optimizar el diseño de pozo y las especificaciones

de tubería de perforación, para así reducir su acontecimiento, a un mínimo. El

desgaste de la tubería de revestimiento toma la forma de un surco de desgaste

generado por una sarta de perforación en rotación que es forzada dentro de la

pared de la tubería de revestimiento. Altas fuerzas de paredes laterales y contacto

extendido con una sarta de perforación en rotación, desgastara esta sección. Las

áreas que son comúnmente identificadas con desgaste de tubería de

revestimiento, incluyen puntos de influjos y patas de perro. Las implicaciones de

desgaste de tubería de revestimiento, puede ser reconocidas como:

- Reducción en la integridad de presión debido al (a) surco de desgaste,

reduciendo los valores de ruptura/colapso.

- Reparaciones costosas a la banda dura de la tubería de perforación.

- La fricción (torsión de superficie) puede ser alta.

- El surco de desgaste puede actuar como un punto de partida para futura

corrosión.

2.10.1 Predicción de Desgaste de la Tubería de Revestimiento

Los mecanismos de desgaste de tubería de revestimiento pueden ser identificados

antes de comenzar un pozo y es el control de los mecanismos el que disminuye la

cantidad de desgaste de la tubería de revestimiento.

2.10.2 Patas de Perro

Las patas de perro son ineludibles en muchos de los pozos, y cuando se diseña

un pozo es importante entender su efecto en el desgaste de tubería de

revestimiento. Mientras se perfora las patas de perro, es importante mantener los

parámetros de perforación lo más constantes posibles, para controlar la severidad

de las patas de perro. Alisar el perfil de las patas de perro, también puede tener un Página 54 de 148

impacto en la reducción de desgaste y es altamente recomendable. Implementar

una inducción profunda, disminuirá la cantidad de fuerzas laterales de pared

ejercidas en la tubería de revestimiento.

2.10.3 Control de Desgaste de Tubería de Revestimiento

Ciertas áreas han sido identificadas y requieren ser consideradas durante la

planificación de pozo para minimizar el desgaste de tubería de revestimiento. En el

campo se puede correr un registro MFCT (probador de presiones de formación

compact) antes y después de que el desgaste este predicho, para que mida la

extensión del daño.

2.10.4 Lubricación

Consiste en la interposición y/o aplicación de una capa de un producto que

reduzca el coeficiente de fricción entre 2 superficies en rozamiento. Su efecto

depende de las condiciones de superficie de la tubería de revestimiento/junta y las

cantidades de sólidos en el sistema. Los lubricantes producen una película que

yace sobre la tubería de revestimiento y la junta, proveendo una superficie de baja

resistencia. Sin embargo el contenido de solidos penetrara la película rindiendo el

lubricante de manera inefectiva, el control de solidos pasara a ser de alta

prioridad.

Efectos del arrastre de la sarta durante las labores de perforación:

- Desgaste en las conexiones de las tuberías de perforación

- Desgaste en las tuberías de perforación

El desgaste de la tubería interna de la tubería de revestimiento es ocasionado en

algunos casos por el arrastre, debido a la fricción existente en la perforación, entre

la pared interna de la cañería de revestimiento y la pared externa de la tubería de

sondeo.

El desgaste al interior de la tubería de revestimiento y de la tubería de sondeo se

muestra en superficie en el equipo de control de solidos como presencia de virutas

de metal en el tamiz de la zaranda vibratoria.

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2.10.5 Otras consideraciones

El costo de futuras intervenciones para ejecutar reparaciones de pozos es otra

consideración importante que se debe tener en cuenta en el momento de diseñar

o seleccionar las operaciones de control.

La capacidad de la sarta seleccionada para resistir esfuerzos y cargas bajo

determinadas condiciones es un factor muy importante para la seguridad y

economía en la perforación y posterior producción del pozo.

Figura 2.32 Detalle de Revestimientos Colocados en un Pozo Petrolero

Fuente: Metodología para Analizar y Resolver Problemas de Perforación

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2.11 ESFUERZOS CONOCIDOS PARA EL DISEÑO DE TUBERÍAS

DE REVESTIMIENTO

Para diseñar la tubería de revestimiento deben conocerse los esfuerzos a la cual

estará sometida y las diferentes características del tipo de tubería a usarse.

Al introducir una tubería en el hueco, estará sometida simultáneamente a tres

esfuerzos principales, los cuales son:

2.11.1 Esfuerzo a la Tensión

Originado por el peso que ejerce la sarta.

2.11.2 Esfuerzo al Colapso

Originado por la presión de la columna hidrostática ejercida hacia la tubería.

2.11.3 Esfuerzo al Estallido

Originada por la presión del fluido en el interior de la tubería. Habrá que tomar en

cuenta además los factores de diseño, conocidos como factores de seguridad, y

que varían según el área y el criterio del diseñador. Lo que se debe tener siempre

en mente es que por lo menos el diseño sea seguro. El rango de valores usados

en la industria como factores de diseño es:

- Para tensión de 1.6 a 2.0

- Para colapso de 1.1 a 1.33

- Para estallido de 1.0 a 1.25

Usar un factor para la tensión de 2.0 previene al diseñador de cualquier esfuerzo

de tensión que se presenta en el momento de introducir la Tubería de

Revestimiento.

2.12 CEMENTACIÓN DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO

CORTA “TIE BACK”

Tiene una gran importancia en la vida del pozo, ya que los trabajos de una buena

completación dependen directamente de una buena cementación.

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El proceso consiste en mezclar cemento seco y ciertos aditivos con agua, para

formar una lechada que es bombeada al pozo a través de la sarta de revestimiento

y colocarlo en el espacio anular entre el hoyo y el diámetro externo del revestidor.

El volumen a bombear es predeterminado para alcanzar las zonas críticas

(alrededor del fondo de la zapata, espacio anular, formación permeable, hoyo

desnudo). Luego se deja fraguar y endurecer formando una barrera permanente e

impermeable al movimiento de fluidos detrás del revestidor.

2.12.1 Cemento portland

Es una mezcla compleja de caliza (u otros materiales con alto contenido de

carbonato de calcio), sílice, hierro y arcilla, molidos y calcinados, que fragua y se

endurece al reaccionar con el agua.

Los componentes que forman el cemento son óxidos superiores de oxidación

lenta. Esto significa que terminan su grado de oxidación al estar en contacto con el

aire al enfriarse.

El cemento Portland es, además, el ejemplo típico de un cemento hidráulico;

fragua y desarrolla resistencias a la compresión como resultado de la hidratación,

la cual involucra reacciones químicas entre el agua y los componentes presentes

en el cemento.

De todos los cementos, el Portland es el más importante en cuanto a términos de

calidad, desarrollo de resistencia a la compresión, tensión y a los sulfatos; por lo

cual es el material idóneo para las operaciones de cementación de pozos

petroleros.

2.12.2 Propiedades físicas de los cementos

Las propiedades de los cementos usados en diferentes campos de petróleos

varían de acuerdo a los siguientes factores:

- Ubicación geográfica

- Condiciones del fondo del pozo

- Tipo de trabajo de cementación

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- Tipo de lechada

Algunas de sus propiedades físicas son:

2.12.2.1 Gravedad específica (Ge)

Denota el peso por unidad de volumen, sin tomar en consideración otros

materiales, tales como el aire o el agua , es decir el peso en gramos del cemento

específicamente; sus unidades g/cm3, kg/L, ton/m3.

2.12.2.2 Peso volumétrico (PV)

Denota el volumen por unidad de masa. Se toma en consideración el aire

contenido entre los gramos de cemento; sus unidades g/cm3, kg/L, ton/m3.

2.12.2.3 Finezas de los granos del cemento

Indica el tamaño de los granos del cemento. Su mayor influencia se da sobre el

requerimiento de agua para la preparación de la lechada. Esta característica es un

factor determinante, pero no único, para la clasificación de los cementos. Sus

unidades son cm2/g, m2/kg. Representa el área expuesta al contacto con el agua

y se determina como una función de permeabilidad al aire.

2.12.2.4 Requerimiento de agua normal

Es el agua necesaria para la lechada con cemento solo. Debe dar 11 unidades de

consistencia Bearden (Bc) a los 20 minutos de agitarse en el consistómetro de

presión atmosférica a temperatura ambiente; se expresa en por ciento por peso de

cemento.

2.12.2.5 Requerimiento de agua mínima

Denota el agua necesaria para la lechada de cemento. Debe dar 30 Bc a los 20

minutos de agitarse en el consistómetro de presión atmosférica a temperatura

ambiente; se expresa en por ciento por peso de cemento.

2.12.2.6 Densidad de la lechada

Es la relación entre la masa de la lechada de cemento y su volumen, y está en

función de la cantidad de agua requerida; sus unidades g/cm3, lbs/gal, ton/m3.

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2.12.3 Fallas de la cementación

Las cementaciones de los pozos pueden fallar, por las siguientes razones:

- Contaminación del agua de mezcla con materiales orgánicos o inorgánicos.

- Temperaturas de circulación de fondo de pozo (BHCT) estimadas

incorrectamente.

- Falta de homogeneidad de la mezcla entre cementos y aditivos.

- Falta o concentración inadecuada de aditivos para el control de tiempo de

bombeabilidad, filtrado, reología, etc.

- Volúmenes de pre flujos, lavadores químicos y espaciadores insuficientes

para la limpieza adecuada y eliminación del lodo de perforación.

- Tapones de goma mal ubicados.

- Diseño de la lechada no adecuado para controlar las presiones porales

elevadas.

- Fallas de los equipos de mezcla de superficie y bombeo de pozo.

- Deshidratación prematura de la mezcla de cemento.

- Gelificación del cemento por contaminación.

- Densidad equivalente de circulación elevada que fractura la formación y

ocasiona pérdidas.

2.12.4 Aditivos

La temperatura y presión a la cual está sometido un pozo, son algunos de los

parámetros que influyen en el diseño de una lechada que sea capaz de adecuarse

a las condiciones de un pozo específico. Para adecuarlas existen compuestos que

se agregan a la mezcla y que modifican las propiedades de la misma. A estos

compuestos se les llama aditivos, que permiten que la lechada llegue a la zona de

interés, y que el cemento cumpla con la función para la cual fue diseñado.

A continuación se mencionaran algunos de los aditivos más utilizados en la

industria petrolera.

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2.12.4.1 Aditivos para lechadas de cemento convencionales

Este tipo de aditivos son utilizados para obtener lechadas de cemento que nos

permitan cubrir los requerimientos de un pozo.

Las características más comunes a ser afectadas por estos aditivos son:

- Densidad

- Resistencia a la compresión

- Propiedades de fluido (reología)

- Agua libre

- Pérdida de fluido

2.12.4.1.1 Aceleradores

Los aditivos aceleradores de cemento cumplen con la función de acortar el tiempo

de fraguado y reducir el tiempo de espera para el fraguado del cemento (WOC).

Los aceleradores son ampliamente usados en tuberías superficiales, pozos poco

profundos y tapones de cemento. Los más comunes son:

2.12.4.1.1.1 Cloruro de calcio (CaCl2)

- El más comúnmente usado

- De un 2 a 4% por peso de cemento

- Resiste temperatura circulante de 50 a 100 °F

- En bajas concentraciones disminuye la viscosidad

- Incrementa la viscosidad y la pérdida por filtrado a altas concentraciones

2.12.4.1.1.2 Cloruro de sodio (NaCl)

- Resiste temperaturas circulante de 50 a 120 °F

- 1 a 5% por peso de cemento

- Incrementa pérdida por filtrado

- Reduce la viscosidad

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2.12.4.1.2 Densificantes

El propósito de los densificantes es el contrarrestar altas presiones de formación.

Estos aditivos son utilizados para obtener lechadas con densidades mayores a 18

lb/gal las cuales tienen un bajo requerimiento de agua y tienen tamaño de

partícula uniforme. Los densificantes son aditivos químicamente inertes y

compatibles con otros aditivos.

2.12.4.1.2.1 Barita

- Requiere agua adicional de mezcla (0.0264 gal/lb)

- Resiste temperaturas de 80 a 500 °F

- Puede causar asentamiento e incremento de la viscosidad

- Reduce la resistencia a la compresión.

2.12.4.1.3 Retardadores

En algunos pozos profundos y de altas temperaturas, el fraguado puede ocurrir

antes de llegar a la zona de interés; para evitar esto, se agregan retardadores que

hacen que la lechada fragüe en tiempos más largos; aunque reducen la

resistencia a la compresión.

Algunas de las características que pueden tener este tipo de aditivos son:

- Ambientalmente amigable

- Buen desarrollo de resistencia temprana

- Mejora el control de filtrado a altas temperaturas

- Resiste un rango de temperatura de 80 a 220 °F

- Concentraciones de entre 0.1 a 2% BWOC

2.12.4.1.4 Controladores de Pérdida de Fluido

Este tipo de aditivos tiene como propósito evitar la deshidratación de la lechada de

cemento durante el bombeo cuando pasa frente a zonas permeables, donde se

presenta el proceso de filtración.

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Estos aditivos funcionan evitando el flujo de agua desde la lechada hacia la

formación.

Algunas características de estos aditivos son:

- Efectivo a altas temperaturas

- Biodegradable

- Resiste temperaturas de entre 100 y 400 °F

- Viscosifica ligeramente

2.12.4.1.5 Dispersantes o Retardadores de Fricción

Este tipo de aditivos son diseñados para mejorar la lechada de cemento y mejorar

las propiedades de flujo. Bajan la viscosidad y pueden ser bombeados en régimen

turbulento a bajas presiones. Con esto se minimiza la potencia requerida y se

disminuyen las posibilidades de pérdida de circulación y deshidratación prematura.

Algunas de las propiedades que poseen estos aditivos son:

- Reduce la viscosidad aparente y mejora las propiedades reológicas

- Concentraciones entre 0.3-1% BWOC

- Resiste un rango de temperatura mayor a 60°F

- Biodegradable

- Puede producir segregación

2.12.4.1.6 Controlador de Gas

Una de las preocupaciones es la migración de gas a través del cemento. Las

lechadas de cemento son capaces de transmitir presión hidrostática y mantener el

control de presiones mientras está en estado fluido. El cemento tiende a tomar una

consistencia de gel cuando se encuentra en estado estático y antes de

endurecerse podría también perder una cantidad pequeña de filtrado en zonas

porosas resultado de una reducción de volumen. El camino de esta migración de

gas es permanente y existe incluso después de que el cemento se haya

endurecido totalmente.

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Para combatir este problema se adicionan a la lechada este tipo de aditivos con la

finalidad de minimizar el tiempo en el que el cemento se encuentra en estado de

gel.

Algunas de las propiedades de este aditivo son:

- Resiste temperaturas entre 60 y 230°F

- Disminuye la pérdida de filtrado

- Aumenta ligeramente la viscosidad

2.12.4.1.7 Antiespumantes

Este tipo de aditivos es utilizado para evitar la formación de espuma, la cual

aparece durante la agitación mientras se está preparando la lechada de cemento.

Este aditivo es capaz de funcionar a altas temperaturas.

Algunas de las propiedades de estos aditivos son:

- Ayuda a controla la formación de espuma en las lechadas de cemento

- Puede emplearse en cementos con látex

- Concentraciones de 0.005 gal/sk

2.12.5 Pruebas para lechadas de cemento

Las pruebas que se realizan a lechadas convencionales para determinar sus

propiedades son desarrolladas de acuerdo con la norma API 10B, estas son:

- Reología

- Tiempo de bombeo

- Pérdida de fluido

- Agua libre

- Fuerza compresiva

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2.12.5.1 Reología

La reología es la parte de la física que estudia la relación entre el esfuerzo y la

deformación en los materiales que son capaces de fluir. La reología es una parte

de la mecánica de medios continuos.

Las propiedades mecánicas estudiadas por la reología se pueden medir mediante

reómetros, aparatos que permiten someter al material a diferentes tipos de

deformaciones controladas y medir los esfuerzos o viceversa. Algunas de las

propiedades reológicas más importantes son:

- Viscosidad aparente (relación entre esfuerzo de corte y velocidad de corte).

- Coeficientes de esfuerzos normales

- Viscosidad compleja (respuesta ante esfuerzos de corte oscilatorio)

- Módulo de almacenamiento y módulo de pérdidas (comportamiento

viscoelástico lineal)

- Funciones complejas de viscoelasticidad no lineal

2.12.5.2 Cementación primaria

Es la técnica utilizada para colocar lechadas de cemento en el espacio anular

entre el revestidor y las paredes del hoyo. El cemento se endurece y forma un

sello hidráulico en el hoyo, evitando la migración de fluidos de la formación hacia

el espacio anular, hacia yacimientos de menor presión o hacia la supercicie.

La cementación primaria es por consiguiente una de las etapas más críticas

durante la perforación y completación de un pozo. Este procedimiento debe ser

cuidadosamente planificado y ejecutado, debido a que hay una sola oportunidad

para realizar el trabajo exitosamente.

2.12.5.3 Cementación secundaria

Es el proceso de forzamiento de la lechada de cemento en el pozo, que se realiza

principalmente en reparaciones y reacondicionamientos o en tareas de

terminación de pozos.

- Forzamientos

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- Tapones

2.12.5.3.1 Objetivos de la cementación secundaria

- Reparar trabajos de cementación primaria deficientes

- Reducir altas producciones de agua y/o gas

- Reparar filtraciones causadas por fallas del revestidor

- Abandonar zonas no productoras o agotadas

- Sellar zonas de pérdidas de circulación

- Proteger la migración de fluido hacia zonas productoras

2.12.5.3.2 Cementación forzada (squeeze)

Una cementación forzada es el proceso de forzamiento de la lechada de cemento

bajo presión a través de las perforaciones o huecos del revestidor, con el propósito

de construir nodos de buena calidad que permitan aislar o eliminar la producción

de fluidos indeseables y/o eliminar comunicaciones por problemas en la

cementación primaria.

2.12.5.3.3 Tapones de cemento

Operación que consiste en colocar una columna de cemento en un hoyo abierto o

revestido con cualquiera de los siguientes objetivos:

- Aislar una zona productora agotada

- Pérdida de control de circulación

- Perforación direccional

- Abandono de pozo seco o agotado

2.12.6 Tipos de cemento

Los cementos tienen ciertas características físicas y químicas y en base al uso

que se les puede dar en cuanto a rango de profundidad, presiones y temperaturas

a soportar, etc. Según el API, los cementos pueden ser clasificados en:

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2.12.6.1 Clase A

Usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’, cuando no se

requieren propiedades especiales. La relación agua/cemento recomendada es 5.2

gal/sxs.

2.12.6.2 Clase B

Usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’, cuando hay

condiciones moderadas a altas resistencia al sulfato. La relación agua/cemento

recomendada es 5.2 gal/sxs.

2.12.6.3 Clase C

Usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’, cuando se

requieren condiciones de alto esfuerzo. La relación agua/cemento recomendada

es 6.3 gal/sxs.

2.12.6.4 Clase D

Usado generalmente para pozos desde 6000’ hasta 10000’, para condiciones

moderadas de presión y temperatura. Está disponible para esfuerzos moderados a

altos. La relación agua/cemento recomendada es 4.3 gal/sxs.

2.12.6.5 Clase E


altas de presión y temperatura. La relación agua/cemento recomendada es 4.3

gal/sxs.

2.12.6.6 Clase F


extremas de presión y temperatura. Está disponible para esfuerzos moderados a

altos. La relación agua/cemento recomendada es 4.3 gal/sxs.

2.12.6.7 Clase G y H

Usado generalmente para pozos desde superficie hasta 8000’ o puedan ser

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usados con aceleradores o retardadores para cubrir una amplia variedad de

rangos de presión y temperatura. La relación agua/cemento recomendada es 5,0

gal/sxs.

2.12.7 Entre los propósitos principales de la cementación se pueden

mencionar los siguientes

- Proteger y asegurar la tubería de revestimiento en el hoyo.

- Aislar zonas de diferentes fluidos.

- Aislar zonas de agua superficial y evitar la contaminación de las mismas por

el fluido de perforación o por los fluidos del pozo.

- Evitar o resolver problemas de pérdida de circulación y pega de tuberías.

- Reparar pozos por problemas de canalización de fluidos.

- Reparar fugas en el revestidor.

2.12.8 Formulas para el cálculo de la cementación

2.12.8.1 Calculo para determinar el número de sacos de cemento

PASO 1

Determinación de capacidades

a) Capacidad anular (pies3/pie)

Dh, pulg2−Dp , pulg2

183,35 (Ec. 2.5)

Dónde:

Dh = Diámetro del hoyo

Dp = Diámetro ext. de la tub. de revest.

b) Capacidad de la tubería de revestimiento (pies3/pie)

Página 68 de 148

Diametrointerno (ID ) , pulg2

183,35 (Ec. 2.6)

c) Capacidad de la tubería de revestimiento (bl/pie)


1029,4 (Ec. 2.7)

PASO 2

Determinación del número requerido de sacos de cemento LEAD o FILLER

= x x

÷

PASO 3

Determinar el número requerido de sacos de cemento TAIL o NEAT

= x x

÷

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Sacos requeridos para espacio anular

Rendimiento, pie3/saco de cemento TAIL

ExcesoCapacidad anular, pie3/pie

Pies a cementar

Rendimiento, pie3/saco de cemento LEAD

ExcesoCapacidad

anular, pie3/pieSacos requeridos Pies a cementar

= x x

÷

Número total de sacos de cemento TAIL requeridos

= +

PASO 4

Determinar la capacidad de la tubería de revestimiento hasta el cuello flotador

= x

PASO 5

Determinar el número de embolas requerido para bombear el obturador

= ÷

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Capacidad de tub. de revest., pie3/pie

N° de pies entre cuello y zapata flotadora

Sacos requeridos para tub. de revestimiento

Rendimiento, pie3/caso de cemento TAIL

Exceso

Sacos requeridos en la tubería de revestimiento

Sacos requeridos en el espacio anular

Sacos

Pies de tub. de revest. Hasta el cuello flotador

Capacidad de tub. de revest, bl/pie

Capacidad de tub. de revest., bl

Flujo de salida de la bomba, bl/emb.

Capacidad de tub. de revest., bl

Embolas

2.12.8.2 Cálculos para el número de pies a cementarConociendo el número de sacos de cemento

PASO 1




183,35 (Ec. 2.8)

b) Capacidad de la tubería de revestimiento (pies3/pie)


183,35 (Ec. 2.9)

PASO 2

Determinar el volumen de la lechada, pie3

= x

PASO 3

Determinar la cantidad de cemento, pie3, que se debe dejar en la tubería de revestimiento

= – x

PASO 5

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Rendimiento de lechada, pie3/saco

Número de sacos de cemento a utilizar

Vol. De lechada, pie3

Capacidad de tub. de revest., pie3/pie

Prof. de asent. de herramienta de cementación, pie

Pies de tub. de revest

Cemento en tub. de revest., pie3

Determinar la profundidad del tope del cemento en el espacio anular

= –

PASO 6

Determinar el número de barriles de lodo requeridos para desplazar el cemento

= x

PASO 7

Determinar en número de emboladas requeridas para desplazar el cemento

= ÷

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Pies de cemento en espacio anular

Profundidad de asentamiento de tub. de revest. Pie

Profundidad, pie

Capacidad de tubería de perforación, bl/pie

Pies de tubería de perforación

Barriles

Flujo de salida de bomba, bl/emb.

Barriles requeridos para desplazar cemento

Emboladas

2.12.8.3 Colocar un tapón de cemento balanceado

PASO 1




183,35 (Ec. 2.10)

b) Capacidad anular, pie/bl, entre tubería y hoyo

1029,4

Dh, pulg2−Dp , pulg2 (Ec. 2.11)

c) Capacidad del hoyo o de la tubería de revestimiento, pies3/pie


183,35 (Ec. 2.12)

d) Capacidad de la tubería de perforación o de revestimiento, pies3/pie


183,35 (Ec. 2.13)

e) Capacidad de la tubería de perforación o de revestimiento, bl/pie


1029,4 (Ec. 2.14)

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2.13 CORROSION

Se define la corrosión como el deterioro que sufren los metales cuando interactúan

con el medio en el que trabajan.

La corrosión es la disolución o deterioro de un metal en un medio determinado, los

átomos del metal se disuelven en forma de iones.

2.13.1 Tipos de corrosión

No todos los fenómenos corrosivos son idénticos, debido a que existen varios

tipos de corrosión, podemos distinguir: Corrosión intergranulada, por picaduras,

por esfuerzo, galvánica, por fatiga y por fricción:

2.13.1.1 Corrosión intergranular

Se produce en los límites de los granos de una aleación o metal. Cuando es fuerte

presenta una pérdida de resistencia y de dùctibilidad del material.

2.13.1.2 Por picaduras

Se produce en zonas muy localizadas de una superficie metálica y da como

resultado el desarrollo de cavidades y agujeros. La utilización de inhibidores

resulta muy útil para evitar este tipo de corrosión.

2.13.1.3 Por esfuerzo

Se refiere a las tensiones internas luego de una deformación en frio. Es posible q

ocurra debido al cloruro en el acero inoxidables ausenticos cuando los cloruros se

concentran en la superficie metálica a una temperatura aproximada a 60ºC o

mayor.

2.13.1.4 Corrosión galvánica

Es la más común de todas y se establece cuando dos metales distintos entre si

actúan uno de ellos como ánodo y el otro como cátodo. Para reducir este tipo de

corrosión se puede utilizar películas protectoras de óxidos también aislando un

metal de otro.

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http://www.monografias.com/trabajos10/coma/coma.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/hidra/hidra.shtml#fa

http://www.monografias.com/trabajos12/desorgan/desorgan.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/restat/restat.shtml

http://www.monografias.com/trabajos6/lide/lide.shtml

2.13.1.5 Corrosión por fatiga

Es una reducción de la capacidad de un metal para soportar esfuerzos cíclicos o

repetidos, los cuales producen la rotura de las películas de protección de óxidos

que evitan la corrosión con una mayor rapidez. Tiene como consecuencia la

formación anódica en los puntos de rotura; esas zonas producen además

picaduras que sirven como punto de concentración del esfuerzo para el origen de

grietas que provocan fallos finales.

2.13.1.6 Por fricción

Es la que se produce por el movimiento relativamente pequeño (como una

vibración) de 2 sustancias en contacto, de las que una o ambas son metales. Este

movimiento genera una serie de picaduras en la superficie del metal, las que son

ocultadas por los productos de la corrosión y sólo son visibles cuando ésta es

removida.

2.13.1.6.1 Tipos de rozamiento o fricción

Existen dos tipos de rozamiento o fricción.

- Rozamiento o fricción estático

- Rozamiento o fricción dinámico

El primero es una resistencia, la cual se debe superar para poner en movimiento

un cuerpo con respecto a otro que se encuentra en contacto.

El segundo es una fuerza de magnitud constate que se opone al movimiento una

vez este ya comenzó. En resumen lo que diferencia a un roce con el otro es que el

estático actúa cuando el cuerpo está en reposo y el dinámico cuando está en

movimiento.

El roce estático es siempre menor o igual al coeficiente de rozamiento entre los

dos objetos (número que se mide experimentalmente y esta tabulado) multiplicado

por la fuerza normal. El roce cinético en cambio es igual al coeficiente de

rozamiento denotado por la letra griega “µ”, por la normal en todo instante.

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http://www.monografias.com/trabajos12/elproduc/elproduc.shtml

http://www.monografias.com/trabajos15/kinesiologia-biomecanica/kinesiologia-biomecanica.shtml

2.14 DETECCIÓN DE LA CORROSIÓN EN EL FONDO DEL POZO

La corrosión y las picaduras de corrosión en las tuberías de fondo de pozo pueden

monitorearse empleando herramientas de inducción electromagnética. Utilizando

una combinación de sensores, una nueva herramienta de monitoreo de la

corrosión provee mediciones del espesor promedio de las tuberías e imágenes

bidimensionales de las paredes de las tuberías para diferenciar el daño interno del

externo. Esta herramienta ofrece además una medición cualitativa de la pérdida de

metal en las sartas de revestimiento externas.

La corrosión es causada por diversos mecanismos, incluyendo los efectos

electroquímicos, químicos y mecánicos. Una forma de mitigar esta acción consiste

en utilizar aleaciones resistentes a la corrosión, tales como el acero al cromo en

lugar del acero al carbono. Otra consiste en utilizar un cubrimiento, cuya forma

más simple es la pintura. Un diseño puede requerir protección catódica que

trasfiere el efecto corrosivo de los componentes estructurales esenciales a una

pieza de metal no esencial de sacrificio. Este enfoque también puede lograrse

para las estructuras grandes mediante el suministro de una corriente continua

(CC).

Un elemento fundamental en la lucha contra la corrosión es el MONITOREO.

Además de mitigar los costos directos, el monitoreo de la corrosión reduce los

riesgos para la seguridad y el medio ambiente mediante la detección de puntos

débiles antes de que fallen o presenten fugas. En la superficie, el monitoreo a

veces puede efectuarse visualmente pero además existen herramientas diseñadas

para detectar pérdidas ocultas en metales debidas a la corrosión. En cuanto a las

sartas de revestimiento y tuberías de producción de fondo de pozo, las

herramientas de adquisición de registros constituyen la única forma de monitoreo.

Hoy, los cuatro tipos principales de herramientas de adquisición de registros y

monitoreo de la corrosión son:

- Los calibradores mecánicos

- Las herramientas acústicas ultrasónicas

- Las cámaras de fondo de pozo

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- Las herramientas electromagnéticas (EM).

2.14.1 Calibradores Mecánicos

Los calibradores de brazos múltiples son herramientas bien establecidas para

evaluar problemas internos pero no proveen datos sobre la corrosión externa y se

ven afectados por los depósitos de incrustaciones acumulados en la pared interna.

2.14.2 Herramientas Acústicas Ultrasónicas

Las mediciones ultrasónicas proporcionan información excelente sobre el espesor

de las cañerías de una sola sarta de revestimiento y poseen resolución acimutal

superior.

No obstante, las herramientas ultrasónicas no pueden operar en pozos de gas ni a

través de restricciones estrechas o con monocables, y sus mediciones pueden ser

alteradas por la rugosidad de las tuberías y el exceso de corrosión. Además,

pueden utilizarse cámaras de fondo de pozo para la detección de la corrosión si el

pozo está lleno de gas u otro fluido cristalino.

Figura 2.38 Registro de amplitud de onda sónica vista exterior

Fuente: http://www.slb.com/ perfilaje sónico-fundamentos básicos sobre detección

de corrosión - PEMEX

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Figura 2.39 Registro de amplitud de onda sónica vista interior



Figura 2.40 Registro de amplitud de onda sónica vista transversal



Página 78 de 148

Figura 2.41 Registro de amplitud de onda sónica vista superior



2.14.3 Herramientas Electromecánicas

Las herramientas EM de monitoreo de la corrosión que se utilizan hoy en día, se

basan en uno de dos principios físicos: pérdida de flujo e inducción

electromagnética.

Una herramienta de detección de pérdida de flujo utiliza un imán permanente o un

electroimán para magnetizar la tubería hasta alcanzar prácticamente el nivel de

saturación. Cerca de una picadura, agujero o zona de corrosión, parte del flujo

magnético se pierde fuera del metal; esta pérdida de flujo es detectada por las

bobinas de los sensores de la herramienta montados sobre patines. Una

herramienta de detección de pérdidas de flujo detecta los defectos presentes en el

interior o en el exterior de la tubería de revestimiento, pero dado que el imán debe

estar lo más cerca posible de la tubería para examinar la tubería de revestimiento,

se requiere que los operadores extraigan la tubería de producción del pozo. Por

otro lado, las herramientas de detección de pérdidas de flujo son eficaces para

medir los cambios repentinos de espesor, pero carecen de eficacia si la corrosión

es constante o varía lentamente a lo largo de todo un tramo de tubería.Página 79 de 148

2.15 HERRAMIENTA (EM PIPE SCANNER)

La probeta de inducción EM más reciente de Schlumberger para el monitoreo de

la corrosión, es la herramienta EM Pipe Scanner. Esta herramienta posee

excelente resolución vertical y buena resolución del espesor, si bien el nivel de

resolución acimutal no es tan alto como el de las mediciones ultrasónicas.

La herramienta detecta la pérdida de metal, tanto dentro como fuera de la tubería

de revestimiento además de la pérdida proveniente de una sarta de revestimiento

externa si existen múltiples sartas presentes. Puede operar en cualquier fluido,

correr con monocables y atravesar restricciones pequeñas.

Figura 2.42 Calibración del Equipo EM pipe scanner

Fuente: (EM Pipe Scanner

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Electromagnetic casing – Schlumberger)

2.15.1 La física de la herramienta EM PIPE SCANNER

La herramienta EM Pipe Scanner provee el servicio de inspección no destructiva

de la tubería de revestimiento mediante inducción electromagnética. Su principio

de operación es similar al de un transformador con pérdidas. La bobina primaria

de un transformador genera un campo magnético variable en el tiempo que fluye a

través de un núcleo magnético para inducir un voltaje en su bobina secundaria. En

comparación, la bobina de transmisión de la herramienta que actúa como una

bobina primaria genera un campo magnético cuyo flujo es guiado por la tubería de

revestimiento; este flujo magnético induce un voltaje en una bobina secundaria o

bobina de recepción.

La guía de flujo representada por la tubería de revestimiento es disipativa, la

energía se pierde o se disipa en el medio debido a las corrientes inducidas en el

metal de la tubería de revestimiento.

La herramienta mide estas pérdidas para determinar las propiedades geométricas,

eléctricas y magnéticas de la tubería de revestimiento, incluyendo la corrosión o

picaduras de corrosión en la tubería.

La física EM básica es la misma para todos los pares de transmisor-receptor, pero

las respuestas difieren debido a la frecuencia de la señal y al espaciamiento entre

transmisores y receptores.

Los aspectos generales de la física de la inducción EM se describen a

continuación y luego se tratan las aplicaciones específicas de la herramienta.

Cuando una onda EM variable en el tiempo penetra en un cuerpo conductivo, tal

como el conducto de acero de la tubería de producción o la tubería de

revestimiento, su magnitud decae exponencialmente.

La tasa de decaimiento depende de la conductividad del cuerpo y de la

permeabilidad magnética y la frecuencia de la onda; la tasa de decaimiento se

caracteriza por una longitud denominada profundidad de penetración efectiva (skin

depth) de una onda electromagnética (abajo).

La fase de la onda también cambia conforme ésta atraviesa el conductor,

propiedad que es útil para medir el espesor del material.

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Si la tubería presenta un defecto, como el causado por un proceso de corrosión o

picadura por corrosión, la corriente parásita ya no puede formar una lámina

cerrada porque se ve obligada a pasar por alto el defecto. Este comportamiento es

como el del agua en una corriente que fluye alrededor de una roca en su recorrido.

El campo EM de respuesta es alterado por este trayecto de flujo anómalo.

Figura 2.43 Corrida de Equipo EM pipe scanner y evidencia de perdida de metal

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2.15.2 Inspección de problemas

La corrosión no cesa de corroer los metales hasta que no queda nada para

consumir. Independientemente de los esfuerzos de los ingenieros para tratar de

contenerla, es implacable y aprovecha cualquier oportunidad que se presente. El

proceso de monitoreo de la corrosión provee seguridad en el éxito de los

esfuerzos de mitigación o rastrea el avance de la corrosión cuando dichos

esfuerzos no prosperan.

Figura 2.44 Configuración de las bobinas de Equipo EM pipe scanner

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Figura 2.45 Configuración de las bobinas de Equipo EM pipe scanner

Página 84 de 148



La herramienta EM Pipe Scanner es la herramienta de inducción más nueva de

Schlumberger para el monitoreo del estado de la tubería de revestimiento. Su

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combinación de mediciones permite la evaluación cuantitativa del espesor de la

tubería en sartas de revestimiento individuales.

Las capacidades de generación de imágenes 2D indican la extensión de la

corrosión o de las picaduras de corrosión, y si se están produciendo en el interior o

en el exterior de la tubería de revestimiento. En las sartas múltiples, la herramienta

es cualitativa ya que las características EM de la tubería externa no pueden ser

evaluadas en sitio.

El agregado de la dimensión de tiempo a través de los levantamientos de

repetición permite la determinación del avance de la corrosión. Esto proporciona a

un operador la información necesaria para optar entre reemplazar y reparar los

elementos tubulares, o seguir operando un pozo si su operación es segura. Si bien

se están registrando avances en materia de metalurgia, revestimientos y diseños

de equipos, los métodos básicos de control de la corrosión han permanecido

invariables. La lucha para vencer la corrosión sigue desafiando en grado máximo a

los ingenieros, y el monitoreo que utiliza equipos tales como el servicio EM Pipe

Scanner constituye una herramienta importante del arsenal con que cuentan para

evaluar la integridad de la infraestructura.

2.16 TERMINACIÓN DE POZOS

La terminación de un pozo es esencial para la productividad del mismo, ya que es

la que comunica el yacimiento con el pozo, por lo tanto es muy importante

seleccionar la terminación que de la mayor productividad debido a las diferentes

características del yacimiento, y evitar el daño al pozo y al yacimiento. Hay

disponible muchos tipos de terminación y cada una satisface dIferentes

necesidades, por este motivo se da la clasificación siguiente:

- Terminación en agujero descubierto

- Terminación con agujero revestido

- Terminación con tubería ranurada no cementada

- Terminación sin tubería de producción (tubingless)Página 86 de 148

2.16.1 Terminación en Agujero Descubierto

En esta terminación la zona productora es perforada después de cementar la

última tubería de revestimiento o liner en la cima del intervalo productor, por lo

tanto la producción sale directamente del yacimiento al pozo lo que causa ciertas

ventajas y desventajas al usar este tipo de terminación:

Ventajas:

- Esta terminación es operacionalmente simple y de bajo costo

- El flujo hacia el pozo es a través de los 360°

- Buen acceso a las fracturas

Desventajas:

- El enjarre puede afectar la productividad a menos que se lave la zona

- La producción tiene que pasar por cualquier zona dañada

- No hay protección contra el colapso del pozo

- No se pueden aislar zonas

- Esta terminación es para formaciones no deleznables (principalmente

calizas y dolomías)

- Problemas con los contactos gas-aceite y/o agua-aceite

La terminación de pozos en agujero descubierto se usa en una sola zona

productora que además este bien consolidada o con un método de control de

arena, como lo es el empacamiento de grava y donde no haya problemas de

contacto gas-aceite y/o agua aceite. Por lo general se utiliza en formaciones de

baja presión donde el intervalo de aceite es considerablemente grande.

Figura 2.46 Terminación en Agujero Descubierto

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Fuente. Intenet (www.blogpetrolero.com)

2.16.2 Terminación con Agujero Revestido

Después que la zona productora es perforada, una tubería de revestimiento o liner

es introducida y cementada. Posteriormente se introducen pistolas las cuales son

las que hacen el conducto entre el yacimiento y el pozo. Estas perforaciones

deben de atravesar la tubería de revestimiento, el cemento y preferentemente la

zona invadida del fluido de perforación, así se evitará que el flujo de hidrocarburos

pase por una zona dañada, por lo tanto no perjudicará su productividad.

Ventajas:

- No se necesita limpiar el enjarre

- Los disparos atraviesan la zona invadida

- Se pueden aislar zonas

- Se pueden producir varios intervalos de interés

- Buena integridad del pozo si es cementado adecuadamentePágina 88 de 148

- Protección contra el colapso

- Se pude utilizar para cualquier formación

- Control de pozos con problemas en contacto gas-aceite y/o agua-aceite

- Provee cierto control de arenamiento en el pozo

Desventajas:

- Mayor costo y operacionalmente más difícil

- Mayor tiempo para poner en producción el pozo

- Es menor el flujo del yacimiento al pozo

- Se genera un daño adicional por los disparos

Figura 2.47 Terminación con Agujero Revestido


Esta terminación nos brinda una mejor selectividad entre intervalos y fluidos

producidos, la única condición es lograr una buena cementación entre el

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yacimiento y la tubería de revestimiento, ya que si esta es inadecuada pone en

peligro la integridad del pozo.

Actualmente este tipo de terminación es el mejor y más usado, ya que ofrece

mayores posibilidades para efectuar reparaciones posteriores. Se utiliza también

en problemas de contacto gas-aceite y/o agua-aceite y/o cuando hay diferentes

intervalos productores además de que se pueden probar las zonas de interés.

2.16.3 Terminación con Tubería Ranurada no Cementada

Después de haber perforado el intervalo productor se introduce una tubería

ranurada o liner ranurado que se ancla por medio de un empacador cerca de la

zapata de la tubería de revestimiento que por lo general se encuentra en la cima

del intervalo productor. Esta tubería no es cementada, esto quiere decir, que no se

necesitan pistolas para perforar la zona productora.

Ventajas:

- Costo menor a la terminación con agujero revestido

- El pozo queda en contacto directo con el yacimiento

- El flujo es radial hacia el pozo a través de los 360°

- Buen acceso a las fracturas

- Las ranuras proveen cierto control de arenamiento en el pozo

- El liner provee protección contra el colapso del pozo

- La zapata de la tubería de revestimiento puede colocarse en la cima del

intervalo productor

- Se puede proveer aislamiento de zonas instalando empacadores entre el

liner y la formación

Desventajas:

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- El enjarre puede afectar la productividad a menos que se lave la zona

- La producción tiene que pasar por cualquier zona dañada

- Incrementa la dificultad en la estimulación y el fracturamiento del pozo

Este tipo de terminación nos permite aislar zonas del intervalo productor,

instalando empacadores entre el liner ranurado y la formación así podemos evitar

problemas con los contactos o conificación de agua y/o gas. Además de ser una

terminación menos costosa que la terminación con agujero revestido también nos

ahorra tiempo en poner en producción el pozo.

Las desventajas mencionadas anteriormente se pueden eliminar, (el enjarre puede

eliminarse lavando bien la zona y el daño por fluidos de perforación se puede

eliminar por procesos de estimulación) la principal debilidad de esta terminación es

el fracturamiento y la estimulación del pozo, ya que no se tiene un buen control en

los volúmenes e inyección de los fluidos para dichos tratamientos.

Esta terminación en conjunto con los empacadores hinchables nos proporcionan

un método efectivo y rápido de producción, una de las ventajas es la reducción del

daño a la formación, que se traducirá en un aumento en el índice de productividad,

ya que por medio del uso de los empacadores hinchables se elimina la

cementación, y con la tubería ranurada se evitan los disparos hacia la formación.

Estos empacadores hinchables trabajan por medio de la absorción de

hidrocarburos y/o agua, mediante un proceso termodinámico en donde se

presenta una atracción entre moléculas, lo cual causa que la estructura molecular

cambie, ocasionando que el aceite o agua forme parte de ella y expanda su

volumen.

La función principal de estos empacadores junto con esta terminación, es

proporcionar aislamiento entre zonas, donde se puede evitar zonas fracturadas en

las cuales se pueda producir agua, o simplemente aislar contactos agua-aceite y/o

gas-aceite, realizando una explotación selectiva.

Figura 2.48 Terminación con Tubería Ranurada no Cementada

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2.16.4 Terminación sin Tubería de Producción (Tubingless)

Este tipo de terminación se puede realizar como cualquiera de las terminaciones

antes mencionadas. Pero a diferencia de las demás esta terminación se realiza

como su nombre lo indica sin tubería de producción, es decir que la producción de

hidrocarburos es por la tubería de revestimiento.

Ventajas:

- Costó inicial mucho menor que la terminación con agujero descubierto

- Tiempo menor para poner en producción el pozo

Desventajas:

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- Corrosión en la TR

- Poco eficiente para controlar el pozo en caso de algún descontrol

- Dificultad para hacer reparaciones al pozo

- Dificultad para instalar algún sistema artificial de producción

La terminación sin tubería de producción solo se usa en ciertas condiciones, ya

que la producción fluye por la tubería de revestimiento y si el hidrocarburo

presenta algún componente que favorece a la corrosión o simplemente arena en el

flujo podría presentar abrasión lo que debilitaría la tubería y podría ocasionar

fugas hacia otras formaciones lo cual disminuiría la producción e inclusive podría

ocasionar la pérdida del pozo.

Generalmente este tipo de terminación se utiliza en yacimientos donde la vida del

mismo es relativamente corta y el hidrocarburo es limpio.

Figura 2.49 Terminación con tubería de revestimiento convencional y con tubería

de revestimiento corta (liner)

Fuente. Diseño de revestimiento escuela superior de ingeniería IPN

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2.17 FLUIDOS DE TERMINACIÓN

El fluido de terminación es aquel en el que se realiza la operación de hacer

producir el pozo y si es el caso donde se lleva a cabo los disparos (estará en

contacto con la formación). Este fluido debe cumplir con la función de no afectar (o

hacerlo lo mínimo posible) la formación productora y mantener el control del pozo.

Los fluidos de terminación pueden clasificarse de acuerdo en su constituyente

principal (fase continua):

- Base agua

- Base aceite

2.17.1 Fluidos de terminación base agua

2.17.1.1 Salmueras

Dentro de la industria son las más utilizadas ya que causan un menor daño a la

formación y se dividen en tres grupos principalmente que son:

2.17.1.1.1 Salmuera Sódica

Se constituye principalmente de agua y cloruro de sodio por lo que aumenta

ligeramente la densidad. Esta salmuera presenta un nulo poder de arrastre debido

a que no contiene sólidos en suspensión y llega a ser corrosiva con la tubería.

2.17.1.1.2 Salmuera Cálcica

Al igual que la salmuera sódica presenta baja densidad pero en esta salmuera el

densificante es el cloruro de calcio, también llega a ser corrosiva.

2.17.1.1.3 Salmuera con Polímeros y Densificantes

A esta salmuera se le agregan diferentes densificantes y viscosificantes por lo que

es más costosa pero mejora el control del pozo y el arrastre.

2.17.1.2 Fluido Bentonítico

Posee un gran poder de arrastre y suspensión de sólidos debido a que se realiza

con bentonita y cloruros que también hace que presente un enjarre que evita que

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los fluidos se filtren a la formación y sirve para un mayor control del pozo aunque

no es recomendable a temperaturas superiores a los 180 °C.

2.17.1.2.1 Fluido bentonita-polímero-alta temperatura (ben-pol-at)

Como su nombre lo indica se ocupa para altas temperaturas y a diferencia del

fluido bentonítico presenta un enjarre fino que es fácilmente lavable.

2.17.1.3 Fluido Cromolignosulfonato Emulsionado

Los componentes de este tipo de fluido hacen que sea muy estable a altas

presiones y temperaturas aunque la filtración del fluido puede dañar la formación.

2.17.1.4 Espumas

Sus componentes hacen que este fluido reduzca mucho su densidad y viscosidad

y son utilizados principalmente para poner en producción el pozo.

2.17.1.5 Agua Dulce

Este tipo de fluido de terminación no presenta componente alguno por lo que se

utilizan para zonas de baja presión.

2.17.2 Fluidos de terminación base aceite

Este tipo de fluidos de terminación son más costosos y se utilizan generalmente

cuando los fluidos base agua no se pueden usar, como por ejemplo cuando hay

presencia de lutitas hidrófilas que se hinchan con presencia del agua y causa

problemas en el pozo.

2.17.2.1 Emulsión Inversa

Sus componentes hacen que sea muy estable a altas temperaturas y que no

dañen la formación, tiene un amplio rango de densidad por lo que se puede

ocupar en pozos de baja o de alta presión.

2.17.2.2 Emulsión Directa

También es muy estable a altas temperaturas pero se utiliza en pozos de baja

presión.

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2.18 TÉCNICAS DE REPARACIÓN DEL CASING

Actualmente se dispone de gran variedad de herramientas y técnicas para la

reparación de casing, debido al sistema de producción empleado y completacion

del pozo intervenido se debe escoger la mejor con el fin de mejorar el estado

mecánico y garantizar la continuidad operativa de los mismos.

El acondicionamiento del pozo depende principalmente del tipo de reparación a

efectuarse, la magnitud del daño, estabilidad del tramo de formación desprotegido

por casing, cementación del casing y completacion del pozo.

Dentro de los factores que inciden en el daño del casing se encuentran:

- Diseño del pozo

- Geometría del pozo

- Metalurgia del casing

- Fricción por viaje y rotación de tubería

- Trabajos de pesca y molienda

- Presencia de fluidos corrosivos

- Inadecuada cementación

2.18.1 Técnica del tie back

Esta técnica de reparación consiste en conectar casing al colgador de liner y

extenderlo hasta la superficie, cementando el espacio anular entre el casing

intermedio y el casing instalado

El tie back permite cubrir el tramo de casing intermedio. Cuando se aplica esta

técnica se debe instalar en el cabezal de pozo un carrete colgador para el casing

instalado. Esta reparación no limita la profundidad de instalación si se tiene

bombas electro-sumergibles como sistema de levantamiento artificial.

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Figura 2.50 Técnica tie back

Fuente. http://levelift.com/index.phppage=chb-tie-backs

La calibración del casing del pozo antes de bajar herramientas de reparación o

instalación permanente es muy importante, dependiendo del estado del pozo se

pueden emplear herramientas para su rectificación y calibración como el casing

roller, string, taper mil, scraper, entre otras. En pozos que presentan inestabilidad

de la formación del tramo desprotegido con casing, la clase de fluido a emplear en

la reparación depende del estado del pozo, pero generalmente se emplean fluidos

densificados y viscosificados.

2.18.2 Short tie back

Esta técnica consiste en conectar el colgador de liner y extenderlo hasta cubrir las

zonas dañadas instalando un nuevo colgador de liner, cementando el espacio

anular entre el casing intermedio y el casing instalado. Esta técnica es utilizada

cuando la zona dañada del casing intermedio se encuentra cerca al tope de liner.

2.18.3 Scab liner / liner packer

Consiste en instalar un casing de menor diámetro cubriendo el intervalo de casing

intermedio dañado, el casing instalado se fija con empaques hidráulicos, los

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mismos que aíslan la zona dañada. Es necesario instalar una guía en el tope y el

fondo de esta instalación para permitir el paso de herramientas.

Figura 2.51 Técnica scab liner

Fuente. http://www.tamintl.com//index.phpoption=com_content&task=view&id=29&itemid=4

5

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2.18.4 Casing patch

Esta técnica se aplica en pozos donde el casing en mal estado no está

cementado, consiste en retirar el casing en mal estado y reemplazarlo con casing

nuevo. La unión entre el casing del pozo y el casing instalado es por medio del

casing patch lead seal, el espacio anular puede ser cementado a superficie. Al

aplicar esta técnica se debe instalar en el cabezal de pozo un carretel colgador

para el casing instalado.

Figura 2.52 Técnica casing patch

Fuente. www.spe.org/jpt/2006/11/tubing-patch-is-now-gas-tight

2.20 MARCO METODOLOGICO

2.20.1 Metodología

En el contexto de la investigación son muchas las metodologías que son posibles

de seguir, sin embargo existen 2 grandes grupos que incluyen a otras más

específicas. Se trata de la metodología de investigación cuantitativa y cualitativa.

La metodología cuantitativa es aquella que permite la obtención de información a

partir de la cuantificación de los datos sobre las variables, mientras que la

metodología cualitativa, evitando la cuantificación de los datos produce registros

narrativos de los fenómenos investigados.

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Como vemos, la diferencia más importante entre la metodología cuantitativa y la

cualitativa radica en que la primera logra sus conclusiones a través de la

correlación entre variables cuantificadas y así poder producir datos objetivos,

mientras la segunda estudia la relación entre las variables obtenidas a partir de la

observación.

En el presente proyecto se emplea la metodología cuantitativa es decir un estudio

correlacional, el cual tiene como propósito conocer y proponer una alternativa de

solución a los problemas de deterioro que se producen en las tuberías de

revestimiento.

2.20.2 Tipo de investigación

Descriptivo porque se trabaja sobre la realidad de los hechos y su característica

esencial es la interpretación correctiva. Este tipo de investigación comprende la

descripción, registro, análisis e interpretación del objeto de estudio (liner tie back),

su meta no se limita a la recolección de datos, sino a la identificación de las

relaciones que existen entre las ellas y los resultados q se obtendran.

Es propositivo porque realiza una actuación crítica y creativa caracterizada por

plantear opciones o alternativas de solución utilizando técnicas y procedimientos

con un nivel alto de eficiencia.

2.20.3 Fuentes

2.20.3.1 Fuentes Primarias

- Reportes e información técnica de la empresa Chaco s.a

- Boletines estadísticos del ministerio de hidrocarburos y YPFB corporación

- Libros con relación directa al tema

2.20.3.2 Fuentes Secundarias

- Revistas

- Artículos

- Publicaciones científicas

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2.20.3.3 Herramientas

- Libros, Manuales, Diapositivas

- Sitios web de internet

CAPITULO 3

INGENIERIA DE PROYECTO

3.1 INTRODUCCION

3.1.1 Corrección de anomalías de tubería de revestimiento

Existen dos formas de resolver este problema

A.- Efectuar una recementación a la anomalía con un empacador recuperable o un

retenedor de cemento, rebajando y finalmente probando hasta asegurar que esta

obturado.

B.- Aislando la anomalía con una tubería de revestimiento cementada de menor

diámetro (tie back liner)

(Para el presente trabajo de investigación se eligió la opción B)

3.2 ANALISIS DE LAS CARACTERISTICAS LITOLOGICAS Y ESTRATIGRAFICAS DEL CAMPO BULO BULO

De acuerdo a estudios realizados por YPFB, muestra una serie de estructuras

geológicas tanto en superficie como en el subsuelo, que manifiesta el grado de

deformación que tuvieron las rocas durante los procesos geológicos de formación

de la cadena montañosa del Subandino.

Para este estudio sólo se consideran aquellas que revisten importancia para la

investigación, entre éstas se encuentran sedimentos Cuaternarios, las

formaciones del Grupo Chaco del sistema Terciario y las formaciones Cajones,

Yantata e Ichoa del sistema Cretácico. Las rocas del Cretácico afloran en la zona

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occidental en el extremo sur del área, las Formaciones Cajones, Yantata e Ichoa,

las mismas que forman un conjunto de anticlinales y sinclinales angostos, cuya

composición litológica predominante está compuesta por areniscas y areniscas

calcáreas intercaladas con lutitas hacia el tope.

Figura 3.1 Corte estructural pozo BBL-11

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Fuente. YPFB Chaco S.A

3.2.1 Prognosis estratigráfica del pozo

A continuación se muestra una tabla que muestra la profundidad y el espesor de

las formaciones que atraviesa el pozo BBL-11.

Cuadro 3.1 Prognosis estratigráfica del pozo BBL-11

FORMACION

PROFUNDIDAD ESPESOR COORDENADAS

m MD m TVD m TVDSS m X Y

Guandacay Superficie 316 316 769.8

Tariquía 769.8 769.8 -448.5 396

Yecua 1165.8 1165.8 -843.6 174.4

Petaca 1340.2 1340.2 -1017.8 110.5

Mbo. Naranjillos 1450.7 1450.7 -1128.2 107.3

Cajones 1558 1558 -1235.4 45.3 351 952 8 086 461

Yantata 1603.3 1603.3 -1280.6 118.6 351 957 8 086 464

Ichoa 1721.9 1721.9 -1398.9 358.5


Podemos identificar que las formaciones con potencial hidrocarburifero del pozo

bulo bulo-11 son la formación Cajones y Yantata y se encuentran a una

profundidad promedio de 1550 metros hasta los 1720 metros.

3.2.2 Descripción de las formaciones Cajones y Yantata

3.2.2.1 Formación Cajones

Se encuentra en el sistema Cretácico, tiene un espesor aproximado entre 50 a 300

metros, formada por capas de areniscas calcáreas, calizas arenosas, intercaladas

con delgadas lentes de lutitas.

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3.2.2.2 Formación Yantata

Ubicado también dentro del sistema cretácico, con un espesor promedio de 110 a

240 metros, con una predominancia de granos gruesos a medios subredondeados

y de buena selección, friables, porosas y permeables; con escaso matrix limoso,

color amarillento.

Figura 3.3 Ubicación de las formaciones porosas

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Figura 3.4 Trayectoria del pozo BBL-11

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Figura 3.5 Zonas de interés - Fm. Cajones y Fm. Yantata


Se puede observar que estas dos formaciones tienen un alto contenido de

ARENISCA, CALIZA Y ARCILITA , lo que hace posible identificar las condiciones

óptimas para el almacenamiento de hidrocarburos.

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3.3 FUNCIONAMIENTO DE LA HERRAMIENTA EM PIPE SCANNER PARA DETERMINAR DAÑOS EN LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO

La herramienta EM PIPE SCANNER provee el servicio de inspección no

destructiva de la tubería de revestimiento mediante inducción electromagnética.

-La bobina primaria de un transformador genera un campo magnético variable en

el tiempo que fluye a través de un núcleo magnético para inducir un voltaje en su

bobina secundaria.

-El campo magnético generado por la bobina primaria es guiado por la tubería de

revestimiento, y este flujo magnético induce un voltaje en una bobina secundaria o

bobina de recepción.

-La guía de flujo representada por la tubería de revestimiento es disipada, la

energía se pierde o se disipa en el medio debido a las corrientes inducidas en el

metal de la tubería de revestimiento.

-La herramienta mide estas pérdidas para determinar las propiedades

geométricas, eléctricas y magnéticas de la tubería de revestimiento, incluyendo la

corrosión o picaduras de corrosión en la tubería

-El decaimiento de la señal EM resulta de las Corrientes de respuesta

denominadas Corrientes parasitas.

-Si la tubería presenta un defecto como el causado por un proceso de corrosión, la

corriente parasita ya no puede formar una lámina cerrada porque se ve obligada a

pasar por alto el defecto.

-Las capacidades de generación de imágenes 2D indican la extensión de la

corrosión o de otros daños, y si se están produciendo en el interior o en el exterior

de la tubería de revestimiento.

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Figura. Ondas electromagnéticas dentro de la tubería de revestimiento

Fuente. (EM Pipe Scanner y PS Platform de Schlumberger)

Este registro claramente nos muestra una significativa perdida de metal (carril 6,

color rojo) entre los intervalos (X,Y15) y (X,Y60) en la pared interna de la tubería

de revestimiento.

-Las señales de color rojo nos indican en qué grado de deterioro se encuentra el

metal y en este caso la estructura de la tubería de revestimiento

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Figura. Muestra de perdida de metal en la tubería de revestimiento según el EM PIPE SCANNER

Fuente. (EM Pipe Scanner y PS Platform de Schlumberger)

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3.4 DISEÑO DE LA CEMENTACION DEL TIE BACK LINER

3.4.1 Objetivo del trabajo

Proveer integridad y sello hidráulico a todo el tramo a cementar, debido a que en

esta fase se encuentran las zonas de interés (tubería de revestimiento con

mayores daños)

3.4.2 Diseño de la cementación

El diseño de la operación de cementación de la tubería de revestimiento (liner – tie

back) de 7 5/8”. está orientado a garantizar una óptima limpieza, con el fin de

obtener un anillo de cemento integro a lo largo de columna que la lechada ocupe.

Para esto y en función a la experiencia de cementación del mismo pozo BBL-11

en zonas anteriormente cementadas, se recomienda la aplicación de la siguiente

secuencia de preflujos y espaciadores.

3.4.2.1 Diseño de Preflujos y Espaciadores

El diseño de preflujos está orientado a una limpieza óptima del espacio anular

para la colocación de las lechadas de cemento. Para esto se recomienda la

utilización de lo siguiente.

3.4.2.1.1 Mud clean

Es un colchón químico base agua, está provisto de fuerte acción surfactante e

importante acuohumectacion obtenida a partir de modificaciones a nivel de tensión

superficial del fluido a contactar.

El volumen de este colchón (de densidad 8.34 ppg) está determinado en función

de los resultados conseguidos en laboratorio y el tiempo de contacto mínimo

recomendado para una efectiva limpieza. El Mud Clean es un excelente

dispersante que minimiza la floculación de los componentes del lodo, cuando hace

contacto con el cemento.

Al ser un fluido newtoniano puede ser densificado hasta 9.3 ppg con el uso de KCl

para fines de control de pozo.

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3.4.2.1.2 MCS Spacer

Es un espaciador base agua no acido desarrollado para desplazar los fluidos de

perforación delante de la columna de cemento. Es compatible con todos los

sistemas de lodos, incluyendo base agua, los de emulsión inversa y lodos base

aceite. Además tiene incorporado dentro de su formulación, surfactantes que

dejan a la formación fuertemente acuo-humectada.

Este colchón puede densificarse hasta 22 ppg. En esta ocasión se va a densificar

con baritina hasta 12 ppg.

3.4.3 Diseño de la lechada de cemento

El diseño de la lechada a utilizar se realizó con el objeto de tener un sello óptimo

detrás de la cañería. En esta se recomienda el uso de dos lechadas, la principal y

la de relleno.

De los registros de “Fluid Caliper” proporcionados por CHACO, se ha considerado

un exceso de 10% en las dos lechadas.

Los diseños de las lechadas de cementación son descritos a continuación.

3.4.3.1 Lechada principal

Es una lechada de muy buenas características reológicas que cuenta en su

composición con un excelente reductor de filtrado FL-66L. No posee agua libre y

tiene un bajo valor de filtrado menor a 30 cc. Su baja reologia permiten bombearla

a buen régimen, lográndose una buena colocación de la misma en la zona de

interés, contiene además un antiespumante liquido (FP-7LB), para minimizar la

formación de espuma durante la etapa de mezcla de la lechada.

3.4.3.1.1 Aditivo BA-10

Aditivo agente de control de flujo de gas de la matriz de la formación, puede ser

usado en lechadas livianas, estándar o densificadas. También provee buenas

propiedades de adherencia a la lechada. Se usa en concentraciones entre 0.5 y

2% WOC. Para este caso se diseñó la lechada con 1%.

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3.4.3.2 Lechada de relleno

La lechada está extendida con bentonita al 0.5%. Contiene además un

antiespumante líquido (FP-7LB), para minimizar la formación de espuma durante

la etapa de mezcla de la lechada. También se agregará el BJ Fiber, que es un

aditivo para controlar algunas pérdidas que se pudiesen dar.

3.4.4 Cálculos De Cementación

A.- CAPACIDADES

DETALLE MEDIDA

ID Cañeria 9.5/8" (pulg) 8.535

ID Cañeria 7.5/8" (pulg) 6.375

OD Cañeria 7.5/8" (pulg) 7.625

Diámetro Hueco (pulg) 0

Densidad Lodo Despl.(ppg) 18.0

Densidad de Lodo (ppg) 16.0

EA 9.5/8"-7.5/8" (bbl/m) 0.0469

EA Hueco-7" (bbl/m)

Cap. Cañeria 7.5/8" (bbl/m) 0.1295

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B.- VOLUMEN DE CEMENTO REQUERIDO

Volumen total de lechada = Prof. Tope liner TIE BACK (m) X EA ¿

Volumen total de lechada = 4530 m x 0.0469 ¿

Volumen total de lechada = 212.32 (bbl)

C.- CANTIDAD DE SACOS DE CEMENTO PARA PREPARAR LECHADA

PRINCIPAL

Cantidad de sacos de cemento = Volumen totalde lechada(bbl)

Rendimiento delcemento ( bblsc

)

Cantidad de sacos de cemento = 212.32(bbl)

0.3143( bblsc

)

Cantidad de sacos de cemento = 676 (sc)

Agua requerida = Req .deagua¿¿

Agua requerida = 7.39¿¿

Agua requerida = 119 (gal)

D.- DESPLAZAMIENTO

Compresibilidad del lodo ¿ = 0.0000061 x75+00000029x 25+0.0000002 x0¿ ¿100

Compresibilidad del lodo = 0.0000053 ¿

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Presión hidrostática (psi) = 4530(m)x 18( ppg) x1.42

8.33

Presión hidrostática = 13900 (psi)

Presión media sometida lodo dentro de la cañería =

Presion hidrostatica ( psi )+Presiondif . collar ( psi)2

Presión media sometida lodo dentro de la cañería = 13900 ( psi )+350( psi)

2

Presión media sometida lodo dentro de la cañería = 7125 (psi)

Volumen de desplazamiento corregido (bbl) = vol. de desplazamiento + VC

Volumen de desplazamiento corregido = 212.32 (bbl) + 8 (bbl)

Volumen de desplazamiento corregido = 220.33 (bbl)

Vcsg = Prof. Collar flotador (m) x Cap. Cañeria ¿

Vcsg = 4530 (m) x 0.1295 ¿

Vcsg = 586.76 (bbl)

Volumen total del pozo = Vol. Tot. De lechada (bbl) + Vol. De desplazamiento

corregido (bbl) + Vcsg (bbl)

Volumen total del pozo = 212.32 (bbl) + 220.33 (bbl) + 586.76 (bbl)

Volumen total del pozo = 1019.42 (bbl)

E.- PESO DE LA CAÑERIA EN EL AIRE

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Pra = Tramo medido (m) x Peso cañeria ¿ x 3.281

Pra = 4530 (m) x 47.1 ¿ x 3.281

Pra = 700044 (lb)

F.- PESO DE LA CAÑERIA EN EL LODO

Factor de flotación = 1- (0.015 x densidad del lodo (ppg))

Factor de flotación = 1 – (0.015 x 13.5)

Factor de flotación = 0.7975

Prl = Peso de la cañeria en el aire (lb) x Factor de flotación

Prl = 700044 (lb) x 0.7975

Prl = 558285 (lb)

G.- VOLUMEN DESPLAZADO POR LA CAÑERIA

Desplazamiento ¿ = 0.0557

Vdr = Tramo medido (m) x Desplazamiento ¿

Vdr = 4530 (m) x 0.0557 ¿

Vdr = 252 (bbl)

H.- CALCULO DE PRESIONES

DETALLE MEDIDA

ID 7.5/8" 47.1 (ppg) 6.375

Densidad de la lechada principal (ppg) 17

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Tope lechada principal tvd (m) 3456

Dens. Lodo n° 1 (ppg) 16

Prof.total tvd (m) 4273

Profundidad baffle tvd (m) 4273

Factor flotacion 0.760

Turbo-solvent 40

Densidad turbo solvent(ppg) 14.0

Mud clean (bbl) 20

Densidad mud clean(ppg) 8.4

Capacidad csg 7.5/8"(bbl/m) 0.1295

Ea.csg 9.5/8-7.5/8 (bbl/m) 0.0469

Altura turbo solvent (m) 309

Altura mud clean (m) 154

Dens. Lodo n° 2 (ppg) 18

I.- PRESION HIDROSTATICA ANULAR

Pha = 0.052 x 3.281 x (densidad del lodo #2 x tope lechada principal TVD +

densidad lechada principal x (prof. Total TVD – tope lechada principal TVD)

Pha = 0052 x 3.281 x (18 ppg x 3456 m + 17 ppg x (4273 m – 3456 m)

Pha = 12983 (psi)

J.- PRESION HIDROSTATICA DENTRO DE LA CAÑERIA Y SONDEO

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Phr = 0.052 x 3.281 x (altura MUD CLEAN x densidad MUD CLEAN + altura turbo

solvente x densidad turbo solvente + (prof. Total TVD – altura turbo solvente –

altura MUD CLEAN) x densidad lodo #1)

Phr = 0.052 x 3.281 x (154 m x 8.4 ppg + 309 m x 14 ppg + (4273 m – 309 m –

154 m) x 16 ppg)

Phr = 11359 (psi)

K.- DIFERENCIAL DE PRESION

Dp = Presión hidrostática Anular (psi) – Presión hidrostática dentro de la cañería y

sondeo

Dp = 12983 (psi) – 11359 (psi)

Dp = 1624 (psi)

L.- PRESION EQUIVALENTE DE CIRCULACION EN EL FONDO

Pfricción = 0.00000014327 xdensidad lodo xVA x VA x Prof . totalTIE BACK TVD

ID cañeria 9 5/8 - OD cañeria 7 5/8

Pfricción = 0.00000014327 x16 ( ppg ) x222 ( ppm) x222 ( ppm ) x 4273(m)

8.535 ( pulg )−7.625( pulg)

Pfricción = 531 (psi)

PCF = Pha (psi) + Pfricción (psi)

PCF = 12983 (psi) + 531 (psi)

PCF = 13514 (psi)

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M.- MAXIMA PRESION SUPERFICIAL EN EL DESPLAZAMIENTO

Psup = PCF (psi) – Phr (psi)

Psup = 13514 (psi) – 11359 (psi)

Psup = 2155 (psi)

N.- DENSIDAD EQUIVALENTE EN EL FONDO AL FINAL DEL

DESPLAZAMIENTO DEL CEMENTO

D(equiv.) = Pha( psi)

0.052x prof . totalTIE BACK TVD

D(equiv.) = 12983( psi)

0.052x 4273 (m ) x3.281

D(equiv.) = 17.8 (ppg)

O.- FACTOR DE FLOTACION EQUIVALENTE EN EL DESPLAZAMIENTO

FFequiv. = 1 – (0.015 x Deqiv. (ppg))

FFequiv. = 1 – (0.015 x 17.7 ppg)

FFequiv. = 0.7329 (ppg)

RESUMEN DE LA CEMENTACION TIE BACK 7.5/8"

1.- CAPACIDADES

ID Cañeria 9.5/8" (pulg) 8.535 EA 9.5/8"-7.5/8" (bbl/m) 0.0469ID Cañeria 7.5/8" (pulg) 6.375 EA Hueco-7" (bbl/m)

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OD Cañeria 7.5/8" (pulg) 7.625Cap. Cañeria 7.5/8" (bbl/m) 0.1295

Diámetro Hueco (pulg) 0 EA 9.5/8"-5" (bbl/m)Densidad Lodo Despl.(ppg) 18.0 Cap. T.P. 5" (bbl/m)Densidad de Lodo (ppg) 16.0

2.- VOLUMEN CEMENTO REQUERIDO

Lechada de CementoDensidad (ppg) 17.0Prof. Collar Flotador 7.5/8" (m) 4530Prof. Tope Liner 7" (m) 4530Prof. Tope Cemento (m) 3547Volúmen Total de Lechada (bbl) 212.32

3.- CANTIDAD SACOS PARA PREPARAR LECHADA PRINCIPAL

Rendimiento cemento (bbl/sc) 0.3143Requerimiento agua (gal/sc) 7.39Cantidad sacos cemento (sc) 676Agua requerida (bbl) 119

4.- DESPLAZAMIENTO

Vd (bbl) 212.32Vd = Volumen de desplazamiento (bbl) 212.32Vc = Volumen por efecto de compresibilidad (bbl) Vc=CL*Pm*V4Factor compresibilidad, 1/psi: Aceite 0.0000061 Retorta: 75

Sólidos 0.0000029 25Agua 0.0000002 0

CL = Compresibilidad Lodo (1/psi) 0.0000053PH = presión hidrostática (psi) 13900DP = presión diferencial collar (psi) 350Pm = presión media sometida lodo dentro cañería (psi)Pm (psi) 7125Vc (bbl) 8

Vdc = Volumen desplazamiento corregido (bbl)Vdc = Vd+Vc = 220.33

Vcsg = (bbl) 586.76Vt = Volumén Total del Pozo (bbl) 1019.42

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5.- PESO DE LA CAÑERIA EN EL AIRE

Tramo Medido (m) 4530Peso cañería 7" (lb/pie) 47.1Densidad lodo (ppg) 13.5Pra = Peso de cañería en el aire (lb) = 700044

6.- PESO DE LA CAÑERIA EN EL LODO

Factor flotación 0.7975Prl = Peso canería en el lodo (lb) 558285

7.- VOLUMEN DESPLAZADO POR LA CAÑERIA

Desplazamiento 7", 32 lb/ft (bbl/m) 0.0557Vdr = Volumen desplazado por la cañeria (bbl) 252

8.- CALCULO DE PRESIONES

DI 7.5/8" 47.1 (ppg) 6.375DENSIDAD DE LA LECHADA PRINCIPAL (ppg) 17TOPE LECHADA PRINCIPAL TVD (m) 3456DENS. LODO N° 1 (ppg) 16 DENS. LODO N° 2 (ppg) 18PROF.TOTAL TVD (m) 4273PROFUNDIDAD BAFFLE TVD (m) 4273FACTOR FLOTACION 0.760TURBO-SOLVENT 40DENSIDAD TURBO SOLVENT(ppg) 14.0MUD CLEAN (bbl) 20DENSIDAD MUD CLEAN(ppg) 8.4CAPACIDAD CSG 7.5/8"(bbl/m) 0.1295EA.CSG 9.5/8-7.5/8 (bbl/m) 0.0469ALTURA TURBO SOLVENT (m) 309ALTURA MUD CLEAN (m) 154ALTURA OB MUD SWEEP (m)

9.- PRESION HIDROSTATICA ANULAR

Pha (psi) = 12983

10.- PRESION HIDROSTATICA DENTRO DE LA CAÑERIA 7" Y SONDEO 5"

Phr (psi) = 11359

11.- DIFERENCIAL DE PRESION

Dp (psi) = 1624

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12.- PRESION EQUIVALENTE DE CIRCULACION EN EL FONDO

Pfriccion (psi) = 531 V.A.(ppm) = 222PCF = Pha+PfriccionPCF (psi) = 13514

13.- MAXIMA PRESION SUPERFICIAL EN EL DESPLAZAMIENTO

PSup = PCF-Phr = Pha-Phr+PfriccionPSup (psi) = 2155

14.- DENSIDAD EQUIVALENTE EN EL FONDO AL FINAL DESPLAZAMIENTO DEL CEMENTO

Deq = Pha/(0.052*Prof:Total)Deq (ppg) = 17.8

15.- FACTOR DE FLOTACION EQUIVALENTE EN EL DESPLAZAMIENTO

Ffequiv. = 1-(0.015*Deq)Ffequiv.= 0.7329

3.5 PROGRAMA DE CORRIDA Y CEMENTACION DE LA CAÑERIA TIE BACK DE 7.5/8”

3.5.1 OBJETIVOS

- Empalmar el tope del Liner de 7” con Tie Back hasta superficie con cañería

de 7.5/8”, 47.1 lb/pie, P-110, conexión NJO. De este modo, extendiendo la

CSG de 7.5/8” hasta superficie, obtener los rangos requeridos en

reventamiento y colapso para solucionar los daños detectados.

- Proveer cemento competente para soportar el Tie Back y la tensión

calculada al jalar el Tie Back sobre el peso neutro de la sarta.

3.5.2 MEDICIONES CONTROL DE CALIDAD

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- Debe disponerse de una balanza presurizada para los trabajos de

cementación. La calibración se realizará con agua de 8.3 ppg.

- Obtener dos (2) muestras de cemento seco por cada lechada a ser

bombeada. Recuperar un (1) galón de muestra de lechada por cada

lechada bombeada.

- Muestras de cemento de campo deben ser enviados conjuntamente con

agua de preparado y lodo de pozo a BJ-Boliviana para ensayos de la

lechada y compatibilidad deben realizarse en el laboratorio de la compañía.

- Mantener un mínimo de 500 sacos de cemento clase “G” para casos de

emergencia.

3.5.3 SECUENCIA OPERATIVA TIE BACK 7.5/8”

1. Armar Mill (freza) pulidora y bajar en el pozo para acondicionar la camisa Tie

Back hasta +/- 4530 m. Circular y acondicionar el lodo en preparación a la

carrera del Tie Back y procedimiento de cementación.

2. Sacar del pozo la freza pulidora, proceder al montaje para la carrera de Tie

Back. Desarmar el BHA y asegurarse que el Wear Bushing este fuera del

cabezal del pozo. Conejear y registrar la cañería antes de correr el Tie Back.

Notas:

a. Disponer, numerar y registrar la cañería 7.5/8”, P-110, NJO. Remover los

protectores de roscas, limpiar e inspeccionar y engrasar. El drift de la

cañería es de 6.25”. Todas las piezas deben ser medidas por el Ingeniero

de Perforación.

b. Inspeccionar el orificio del flotador de Baker y vástago del Tie Back con

sellos por daño u obstrucción y la adecuada operación.

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c. Tener Lift Nubbings para cañería de 7.5/8”, P-110, NJO, grampas de

seguridad, XO de circulación con válvula, probando el funcionamiento de la

misma. Sacar el Wear Bushing y cambiar los ramos para cañería de 7.5/8”.

d. Chequear las especificaciones del cable para la resistencia a la tensión.

Cortar y correr cable para el trabajo de cañería.

e. NJO es una conexión premium y asegurarse que la compañía que correrá

la cañería este familiarizado con el ajuste de esta conexión. Adicionalmente

asegurarse que se dispone del XO para la cabeza de circulación.

f. Estar seguro de que la máquina para levantar y desarmar tenga un gancho

aceptable o cubeta para manejar la cañería P-110.

3. Realizar una reunión de seguridad previa al inicio del trabajo con el personal

necesario para correr cañería, herramientas, unidad de torque de giro y PU/LD

machine correr el Tie Back 7.5/8”. Correr la cañería como sigue:

A. Especificaciones Cañería Tie Back 7.5/8”:

Longitud, m 4530 Libraje, lb/pie 47.10

Tamaño, pulg 7.5/8 Tipo P-110

Conexión NJO Costo, $US/pie 30.0

ID, pug 6.825 Drift, pulg 6.25

Burst, psi 15780 Collapse, psi 16650

Joint Strength, Klb 1298 Minimum Yield, Klb 1512

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Capacidad, bbl/pie 0.0453 Conn. OD, pulg 7.931

B. Torque de ajuste Cañería Tie Back 7.5/8”

Minimum Torque, lb.pie Optimum Torque, lb.pie Máximo Torque, lb.pie

15000 16200 17300

C. El Orden de Corrida:

a) Ensamblar el vástago sello con 7.5/8” 47.1 lb/pie NJO con el box

arriba.

b) Una pieza de cañería 7.5/8” con rosca cerrada como primera pieza.

c) Collar Flotador Orificio 7.5/8” 47.10 lb/pie Box x Pin.?

d) El restante de la cañería Tie Back 7.5/8” P-110.

Notas:

Correr el tie back lentamente debido al mínimo espacio entre la cañería de OD

7.5/8” y el ID de 8.535” de la cañería de 9.5/8”. Esto en previsión a minimizar las

presiones de pistoneo (surge), usando el trip tank para monitorear los volúmenes

de retorno.

4. Ingresar en el tope liner lentamente. Ubicarse en la camisa del tie back. Cerrar

el anular y probar el sello con 500 psi en el espacio anular de 7.5/8” – 9.5/8”.

Liberar la presión y levantar lentamente de la camisa el tie back circulando y

acondicionando el lodo y preparar para la cementación.

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5. Cementar la cañería 7.5/8” como sigue: Pruebe las líneas con 5000 psi de

presión. Realizar una reunión de seguridad previa al inicio del trabajo.

a) Bombear 40 bbl del espaciador Turbo Solvent (14.00 ppg) a un régimen de

3.0 bpm.

b) Bombear 20 bbl de Mud Clean (8.4 ppg) a un régimen de 3.0 bpm.

6. Mezclar y bombear lechada de cemento clase “G”, con un régimen de 3.0 bpm.

Esta lechada será preparada en el Batch Mixer

7. Asentar el ensamblaje de los sellos del Tieback de 7 5/8” con compresión

cuidadosamente. Estar seguro de que los sellos estén trabajando

completamente.

8. Frague de cemento por 5 horas con tensión en la CSG 7 5/8”. Halar 50.000 lbs

sobre el peso del punto neutro, asentar las cuñas de la cañería, armar el DSA

11” – 15000 psi y armar las BOP’s de 15000 psi.

9. Cortar la cañería 7.5/8” y alinear la cañería.

10. Armar las BOP’s de 15000 psi y hacer prueba de presión con 15000 psi.

11. Armar el BHA con trépano de 6” y bajar para limpiar el cemento del interior de

la cañería hasta el interior del liner Tie Back. Armar y realizar la prueba

positiva del Liner /Tie Back con 2000 psi arriba de peso lodo de 18.00 ppg.

Asegúrese que este abierto el espacio anular entre 9.5/8”-7.5/8” para

monitorear la presión durante la prueba.

CAPITULO 4

4.1 CONCLUSIONES

1.- De acuerdo al estudio y al análisis cromatografico de la formación en la que se

perforo el pozo BBL-11 del campo Bulo Bulo, se determinó que la formación

es altamente corrosiva y por este motivo se asume que la tubería de

revestimiento instalada inicialmente sufrió deterioro prematuro en varias

zonas.

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2.- Se asume que la tubería de revestimiento inicial no fue lo suficientemente

adecuada para mantener aislado al pozo y a la formación, por lo que se

identificaron filtraciones hacia el interior del pozo.

3.- La herramienta EM PIPE SCANNER será la que nos ayudara a identificar las

ubicaciones exactas y la gravedad de los daños ocasionados en la tubería de

revestimiento inicial a través de la emisión de ondas electromagnéticas.

4.- Considerando las condiciones a las que el pozo está expuesto y a los daños

que se identificaron en la tubería de revestimiento, se determinó utilizar el

mecanismo del TIE BACK LINER como método adecuado de remediación,

para lo cual se hicieron los cálculos requeridos llegando a obtener como mejor

opción el liner con las características siguientes: 7.5/8”, 47.1 lb/pie, P-110,

conexión NJO

5.- Para el cálculo de la cementación del TIE BACK se consideró las presiones a

las que estará expuesta el proceso y a las profundidades de trabajo, la

elección que se hizo fue de trabajar con cemento clase “G” con Bentonita, por

su alta eficiencia en trabajos a esa profundidad.

6.- Una característica muy importante del proceso de cementación fue que ya no

se trabajó con el pozo expuesto hacia la formación porque se tiene la tubería

de revestimiento que fue instalada inicialmente, esto nos ayuda a manejar de

mejor manera las presiones de la formación.

7.- En base a los estudios técnicos y a una buena implementación de este

mecanismo de remediación denominado TIE BACK LINER, se puede asegurar

la integridad y la vida útil productiva del pozo BBL-11.

4.2 RECOMENDACIONES GENERALES

1.- Se recomienda conseguir la mayor cantidad de datos medidos y calculados

para minimizar la incertidumbre al momento de diseñar e implementar este

mecanismo.

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2.- Es importante considerar las características de las formaciones debido a que

ellas contienen diferentes sustancias corrosivas que dañan la tubería de

revestimiento.

3.- No es recomendable la utilización de herramientas acústicas ultrasónicas para

detectar daños en la tubería de revestimiento, porque se limitan a trabajar en

pozos de baja profundidad por las excesivas presiones que se presentan a

profundidades mayores.

4.- La cementación del TIE BACK LINER es uno de los procesos más importantes

dentro de este método de remediación porque sellara y fijara la nueva tubería

de revestimiento hacia las paredes del pozo completando el proceso de

remediación.

5.- Otro motivo importante por el cual las formaciones son uno de los causales del

deterioro de las tuberías de revestimiento son las geopresiones que estos

ejercen sobre los pozos de producción ocasionando deformaciones a la

estructura original.

6.- El usar factores de diseño mayores a los requeridos, incrementa el costo de

las sartas de tuberías de revestimiento. Por lo cual, se recomienda

estandarizar estos factores de diseño a los valores recomendados.

7.- La selección de tuberías de revestimiento y roscas debe apegarse al diseño,

respetando el criterio de selección, esto evita costos excesivos y problemas de

logística para su introducción.

4.2.1 Recomendaciones Básicas de manipulación del TIE BACK LINER

1.- Manipular los tubos con suavidad, con los protectores de rosca colocados.

2.- Identificar las conexiones y los accesorios, asegurarse de que sean

compatibles.

3.- Planificar previamente las operaciones a realizar.

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4.- Controlar el equipamiento a ser utilizado en la operación, controlar la

alineación del aparejo respecto del pozo.

5.- Limpiar los tubos e inspeccionar visualmente.

6.- Reinstalar los protectores limpios antes de que los tubos sean levantados

hacia la boca del pozo, o usar protectores especiales.

7.- Utilizar compuesto lubricante API para roscas (API 5A3).

8.- Realizar el acople con sumo cuidado. En conexiones con sello metálico se

deberá utilizar guía de emboque tanto en la bajada como en la extracción de la

columna.

9.- Utilizar la velocidad de rotación (rpm) adecuada, de acuerdo con las

recomendaciones.

10.- Ajustar por torque-posición las uniones API. Utilizar el torque adecuado de

acuerdo con las recomendaciones para otras uniones.

11.- Controlar que todos los instrumentos de medición estén calibrados

(torquimetro, indicador de peso etc).

12.- Asegurarse de que la tensión aplicada sobre el tubo o la conexión este dentro

de los límites de resistencia de los mismos. Usar factor de seguridad.

4.2.2 Recomendaciones de almacenaje del TIE BACK LINER

1.- Los tubos deben de estar sobre caballetes. La primera hilera de tubos no debe

estar a menos de 46 cm del piso, de manera que no se vean afectados por la

humedad y el polvo.

2.- Si se utilizan espaciadores sin la protección de una lámina plástica, el área en

contacto debe inspeccionarse periódicamente.

3.- Colocar listones espaciadores en ángulo recto con respecto a los tubos y

directamente encima de los listones y soportes inferiores, para evitar flexiones.

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4.- En el caso de las aleaciones resistentes a la corrosión (CRA). Cuando se

requiera almacenarlos durante periodos prolongados, es aconsejable hacerlo

en lugares cerrados con circulación de aire para evitar la condensación de

agua. Deben de ser apoyados sobre soportes no metálicos.

5.- Cuando se utilizan espaciadores de madera en el estibado de (CRA), se

recomienda recurrir con una pintura plástica la parte de madera que quede en

contacto con el tubo. Por lo general la madera contiene cloruros, por lo que

pueden producirse picaduras.

6.- Para casos de almacenamiento en bancal temporario y a fin de facilitar las

tareas de inspección y manipuleo, se recomienda no colocar más de cinco

hileras de tubos.

GLOSARIO

CORROSION: Se define como el deterioro de un material a consecuencia de un

ataque electroquímico por su entorno. De manera más general,

puede entenderse como la tendencia general que tienen los

materiales a buscar su forma más estable o de menor energía

interna

ARRASTRE : Es una fuerza mecánica, generada por la interacción entre un

cuerpo rigido y un fluido. Para que exista arrastre el cuerpo debe

estar en contacto con el fluido y debe de haber un movimiento

relativo entre el fluido y el sólido. Fricción al movimiento de la

columna de perforación.

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FILTRACIÓN : Se denomina filtración al proceso unitario de separación de sólidos

en suspensión en un líquido mediante un medio poroso, que

retiene los sólidos y permite el pasaje del líquido

WORK OVER : El termino work over se utiliza para referirse a cualquier tipo de

intervención con técnicas invasivas en pozos de petróleo, como

wireline, coiled tubing. Más específicamente se referirá al costoso

proceso de tirar y remplazar una completacion de pozo.

FATIGA : Fenómeno que conduce a la rotura de una pieza mecánica a causa de

solicitaciones repetidas. Puede comprobarse con facilidad

doblando alternativamente un alambre en un sentido y en otro. En

un instante determinado la rotura se produce incluso con

esfuerzos muy pequeños.

AGRIETAMIENTO : Es una hendidura alargada que se produce en un cuerpo

solido, dicha abertura o fisura tiene lugar cuando se separa dos

materiales.

DETERIORO : Es la acción que se define como el desgaste del mismo a

consecuencia de un fenómeno ambiental o quimico, también

puede ser provocado por la acción del hombre sometiendo a

esfuerzos y se da por la siguientes razones: oxidación, corrosión,

desgaste, erosion, materiales sometidos a esfuerzos.

VERSATIL: Capacidad de algo a adaptarse con rapidez y facilidad a distintas

funciones.

LIFT NUBBINGS : Se utilizan para las herramientas y productos tubulares de

elevación durante la fabricación, el transporte o en el sitio de

perforación. Están fabricadas en fundición de acero. Se

fabrican de acuerdo con las especificaciones API 7.

WEAR BUSHING (Buje de desgaste) : Se hizo para proteger la cubierta de la

cabeza del casing durante las operaciones de perforación, es

decir, prevenir el daño que podría causar la sarta de

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perforación al roce con esta, asi como el daño que podrían

causar las particulas abrasivas propias del fluido de

perforación. Una operación muy repetida cada vez que se va a

realizar la cementación de un revestimiento en un pozo, es la

llamada pesca del Wear Bushing

TRIP TANK (Tanque control de viaje): Es un equipamiento imprescindible en

perforación sirve para controlar los volúmenes de fluidos

desplazados o inyectados al pozo mientras se hace una

maniobra con los tubulares.

MUD CLEAN (limpiador de lodo) : Es una combinación de desarenadores y / o

desilters para eliminar los sólidos perforados de barro.

BATCH MIXER : Mezclador de cement de alta precision con dos tolvas

independientes con posibilidad de mezclar en uno o dos

compartimentos.

BOP (Preventor de reventon del pozo) : Para evitar que ocurran reventones se

utiliza un conjunto de válvulas preventoras (BOPs)

directamente conectado a la cabeza del pozo. Este debe ser

capaz de cerrar la cabeza del pozo evitando que fluido escape

a la superficie, dejar salir fluidos del pozo bajo condiciones

controladas seguramente, habilitar que pueda ser bombeado

fluido de perforación hacia el pozo bajo condiciones

controladas para balancear las presiones del pozo y evitar

influjo mayor (matar el pozo), y permitir el movimiento de la

cañería sin perder presión en el pozo.

DRIFT : Diámetro interno mínimo de la tubería de revestimiento

ABREVIACIONES Y NOMENCLATURAS

ID : Diámetro Interno de la tubería

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OD : Diámetro Externo de la tubería

EA : Espacio Anular

sc : sacos

PSI : Pound per Square Inch (libra por pulgada cuadrada)

Bbl : barriles

m : metro

lb : libra

Pra : Peso de la cañería en el aire

Prl : Peso de la cañería en el lodo

Pha : Presión hidrostática anular

Vdr : Volumen desplazado por el lodo

Dp : Diferencial de presión

PCF : Presión equivalente de circulación en el fondo

TVD : Total Vertical Depth (profundidad vertical total)

TAIL : Lechada de cemento pesada o de fondo

WOC : Weight of Cement (peso de cemento)

MD : Measured depth (Medida de profundidad)

LEAD : Lechada de cemento liviana o de tope

ppg : pounds per galon (libra por galon)

bbl/sc : Barril por saco

gal/sc : Galón por saco

lb/pie : libra por pie

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bpm : barril por minuto

ANEXOS

- Mill (freza)

- Wear Bushing

- BHA

- drift

- Lift Nubbings

- trip tank

-Bach Mixer

BIBLIOGRAFIA

YPFB CHACO S.A GERENCIA DE EXPLORACIÓN

DISEÑO DE CASING - SCHLUMBERGER

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TESIS (CEMENTACIÓN DE POZOS PETROLEROS- UNIVERSIDAD

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DRILLING ENGINEERING (ADAMS CHARIER)

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MARCO TEORICO-modificado Utlimo