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3ER PARCIAL

PROBLEMAS DE PERFORACIÓN

FM geopresionada: si

la formación no es

permeable, ocurre

desmoronamiento. Si

es permeable, sólo

aporta fluidos al pozo.

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Formaciones móviles: la presión de sobrecarga genera que la formación plástica se deforme. El pozo se cierra

después de la perforación. Ej: domos salinos y algunos tipos de arcilla.

Principales problemas:

1) Aprisionamientos

2) Pérdida de Circulación.

3) Restricciones en la Columna Perforadora.

4) Surgencia

5) Lavado de la Barra de Sondeo (Washout).

1) APRISIONAMIENTO

Puede darse por presión diferencial, geometría del pozo o deficiente limpieza del pozo.

- Aprisionamiento por presión diferencial:

Cuando la presión ejercida por la columna de lodo es mayor que la presión

poral se genera una diferencial Dp

Esta presión Dp aplicada sobre una superficie de apoyo con la formación de

un portamechas o barra de sondeo produce una fuerza que puede superar

la capacidad de tracción de las barras de sondeo.

Para liberarlo, se bombea un colchón lavador por sobre la capa de baja

presión de forma tal de disminuir la presión de lodo. Este fluido posee

además lubricantes y modificadores de revoque (para resquebrajarlo).

Para prevenir el aprisionamiento por Presión Diferencial:

1. Utilice la mínima densidad de lodo posible.

2. Mantenga la columna en movimiento en las zonas de posible pegado del BHA.

3. Minimice las pérdidas de filtrado en zonas de baja presión (revoque más chico).

4. Use Portamechas espiralados.

- Aprisionamiento por geometría del pozo:

El diámetro del pozo, ángulo y la rigidez pueden no permitir el paso de la columna perforadora.

1. Ojo de llave Ocurre en un punto donde se presenta una “pata de perro”. Al rotar las barras se cava una

canaleta en la pared del pozo. Cuando los portamechas (de mayor diámetro) pasan hacia arriba quedan

aprisionados.

2. Microdoglegs

3. Salientes, Escalonamientos

4. Conjunto Rígido

5. Formaciones Móviles

6. Pozo de menor Calibre

- Aprisionamiento por limpieza del pozo poco efectiva:

Una limpieza deficiente genera:

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.

Factores que afectan la limpieza del pozo:

1. Transporte de Recortes.

2. Reología.

3. Caudal de Bomba. Tiempo de Circulación.

4. Geometría del Pozo.

5. Densidad del Lodo.

6. Estabilidad del Pozo.

7. Propiedades de los Recortes.

8. Velocidad de Penetración.

9. Rotación del Sondeo.

Problemas que causa la INESTABILIDAD de la ARCILLAS:

1. Agrandamiento del Pozo

2. Densidad de Lodo inadecuada

3. Aprisionamiento Sondeo

4. Anillamientos y llenados en maniobras.

5. Aumento de volumen y costo de tratamientos.

6. Cementadas Pobres y aumento de cemento.

7. Problemas en Perfilajes.

8. Limitada recuperación de Testigos laterales.

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9. Pozos apretados.

2) PERDIDAS DE CIRCULACIÓN

PREVENCIÓN de PÉRDIDAS de CIRCULACIÓN:

1. Mínima Densidad de Lodo.

2. Utilizar material Obturante.

3. Mantener valores reológicos bajos, suficientes para limpiar pozo.

4. Rotar sondeo al comenzar circulación, ayuda a romper geles y minimizar picos de presiones de arranque de

bombas.

5. Comenzar Circulación lentamente.

6. Usar mínimo Caudal posible.

7. Perforar en forma controlada para evitar cargar anular.

8. Reducir velocidades de maniobras, arranque y frenadas para minimizar presiones Pistoneo y Surgencia.

ANÁLISIS DE TIEMPOS DE LA PERFORACIÓN

• Tiempos problema: cuando las operaciones de perforación son interrumpidas para solucionar problemas de

pozo. Ej: Aprisionamiento

• Tiempo Improductivo: cuando el objetivo no puede ser alcanzado debido a demoras o mal funcionamiento del

equipamiento. Ej: fallas del equipamiento de superficie; fallas en el pozo; espera de arribo de equipamiento;

• Pérdidas de tiempo invisibles: es el más difícil de evaluar y analizar. Ej: Alto tiempo de agregado de barras;

perforar con menor caudal debido a falla en una bomba.

Límite técnico (operación de excelencia): es una herramienta de mejora continua para maximizar la eficiencia

en la perforación. Implica determinar las condiciones y prácticas de ingeniería que conducirán al tiempo mínimo

y/o costo mínimo.

Pasos para obtener el valor del límite técnico:

• Incorporar las mejores prácticas Operativas

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• Identificar lo que habitualmente está mal

• Identificar ineficiencias en las operaciones

• Identificar lo que puede ser suprimido

• Documentar un plan para alcanzar el LT.

Valor del Limite Técnico = Valor de Tiempo Histórico – Tiempos Problema – Tiempo Improductivo - Pérdidas de

Tiempo Invisibles

Aplicación del límite técnico:

Al aplicar el LT, se logra un mayor retorno sobre la inversión (costo del pozo menor al presupuestado), mejores

tiempos de perforación, mejores indicadores de seguridad. Cultura de mejoramiento contínuo y aprendizaje.

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PESCAS

Se pueden dar tres situaciones:

1) La herramienta esta aprisionada pero aún está íntegra.

2) La herramienta está cortada.

3) Lo que quedó en pesca son trozos indeterminados de material ferroso.

Para determinar aproximadamente el punto de aprisionamiento se utiliza la Ley de Hooke midiendo el

estiramiento al aplicar una carga conocida:

Es importante asegurarse que las tensiones sean efectivas, es decir que el punto neutro se encuentre por debajo

del punto de aprisionamiento.

Este método no es exacto. Para mejor precisión debe recurrirse a:

FREE POINT Y BACK OFF

Se baja una sonda que se adhiere por diferentes métodos (magnéticos o mecánicos) al interior de la sarta de

perforación y se mide la deflexión entre dos puntos fijos al moverse relativamente uno respecto al otro.

Una vez definida la conexión libre, se ubica el punto neutro sobre la conexión elegida y se desenrosca con una

carga explosiva detonada con la sarta en ligera tensión y esfuerzo torsional izquierdo.

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DRILLING Y FISHING JARS: hidráulicas y mecánicas; automáticas y manuales

Tijera golpeadora: (“Martillo/tijera/jar”) Se libera rápidamente la energía elástica acumulada para desarrollar

una alta fuerza de impacto.

La intensidad del impacto es función de la velocidad y de la masa en movimiento.

COLCHONES LIBRADORES – LUBRICANTES – SOLVENTES – ÁCIDOS

Un recurso para intentar librar una herramienta atascada puede ser utilizando algún tipo de colchón librador.

Cuando el aprisionamiento es por presión diferencial, rompe el revoque que genera la caída de presión entre la

formación y el interior del pozo (que en definitiva es la responsable del aprisionamiento), también funciona

como lubricante y en menor medida reduce la presión hidrostática.

Basándose en este concepto también puede aplicarse el principio del tubo en U o la inyección lisa y llana de un

colchón de N2 para que, luego al purgarlo, se produzca el desbalance necesario para que se libere la

herramienta.

Cuando el aprisionamiento es por un key seat u ojo de llave, si bien generalmente es necesario golpear hacia

abajo la herramienta atascada, también ayuda colocar lodo cuyas propiedades ayuden a que lubrique y dificulte

la adherencia de las arcillas a la columna perforadora. Estos colchones son generalmente de base hidrocarburo o

directamente de petróleo con tensoactivos.

A veces como último recurso se usan colchones ácidos o con solventes con el fin de realizar un lavado ácido

(calizas) o a secciones de sal (halita).

Pescadores overshot pescadores para exterior. Son quizás la herramienta más común utilizada en maniobras

de pesca. Se baja el pescador hasta que el extremo de la pesca se introduce hasta la zona de mordazas. Al

traccionar la columna, las mordazas se ajustan sobre el extremo de la pesca y la columna total puede extraerse

del pozo.

Casing patch Es un tipo especial de overshot de muy poco espesor cuya función es prolongar un casing

dañado. Luego de haber cortado y recuperada la porción defectuosa de casing, se baja un nuevo casing con el

pescador en el extremo inferior y se empalma a la sección inferior.

Estos diseños no disminuyen el diámetro interno del pozo. Cuando no se puede recuperar el tramo dañado,

existen parches deformables que cubren internamente pero reducen el diámetro interno según su espesor.

ARBOL DE DECISIÓN

Es un diagrama que representa en modo organizado, las decisiones y los eventos externos que introducen

incertidumbre y los posibles resultados de las decisiones y los eventos. Ayuda a construir una imagen

balanceada de riesgos y recompensas asociados con cada posible curso de acción.

El Valor Esperado es un promedio de los resultados que se esperan en el futuro. (VE=SUMA Valor*Probabilidad).

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PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Dado que con técnica de perforación rotativa los pozos no eran verticales, se desarrollaron herramientas que

medían el ángulo con respecto a la vertical:

TOTCO

Marca, gira 120° y vuelve a marcar.

Instrumentos posteriores tomaban una fotografía y además al poseer un compás indicaban también el rumbo

según el norte magnético. Teniendo en cuenta la deflexión magnética se podían trazar gráficos que representen

la trayectoria del pozo.

Razones de la perforación direccional:

1) Localizaciones inaccesibles

2) Alcanzar yacimientos marinos desde la costa

3) Perforar varios pozos desde una plataforma en el mar

4) Perforación en domos salinos

5) controlar un pozo surgente desde una distancia prudente.

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Pozo tipo I distancia horizontal grande

Pozo tipo II entrada vertical al objetivo

Pozo tipo III distancia horizontal pequeña

INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN

Se debe medir:

Azimut: rumbo o dirección con respecto al Norte.

Inclinación: ángulo con respecto a la vertical del pozo

Declinación: es la diferencia entre el polo Norte magnético y el polo Norte geográfico.

- Registro de inclinación y registro azimutal (mecánico): TOTCO. La acción de un péndulo registra el

apartamiento de la vertical. El azimut puede medirse fotografiando una brújula colocada en el

instrumento. Esta mediciones pueden conocerse solo cuando la herramienta es vuelta a superficie.

- Registro de inclinación y rumbo: se utilizan acelerómetros (corta las líneas de gravedad) y

magnetómetros (corta las líneas de campo magnético).

La desviación de la vertical se obtiene midiendo las componentes de la gravedad en dos direcciones

ortogonales con los acelerómetros y uno estacionario girando con su eje coincidente con el del pozo.

El ángulo azimutal se mide calculando la resultante del campo magnético terrestre según las tres

direcciones ortogonales XY y Z.

Sistema de medición MWD: toma las mediciones mediante instrumentos colocados por encima del trépano y

convierte la información mediante pulsos de presión. Estos pulsos al llegar a superficie son convertidos en

señales eléctricas por un transductor de presión en el stand pipe, que mediante una computadora se

transforman en información digital. Permite conocer la trayectoria del pozo en tiempo real.

Ventajas: se reduce el tiempo de perforación, ahorro en costos de operación, permite la toma de decisiones en

tiempo real, operaciones más seguras, minimización de riesgos potenciales durante la perforación.

Telemetría de pulsos positivos: usa una válvula de dardo para restringir momentáneamente el flujo de lodo a

través de un orificio en el “pulser”, generando una onda de presión que viaja hasta superficie.

Telemetría de pulsos negativos: usa una válvula de control para ventear momentáneamente el lodo desde el

interior de la herramienta hacia el espacio anular.

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También existen generadores de onda contínua.

Ventajas de la telemetría de pulsos: posee una mecánica simple de operación. Es confiable si se lo mantiene

adecuadamente.

Desventajas: el medio de transmisión debe ser incompresible (no debe hacer aire!). Velocidad de transmisión

lenta. Se necesitan de técnicas de procesamiento para reducir los ruidos.

Telemetría electromagnética: una antena emisora inyecta corriente eléctrica en la formación creando ondas

electromagnéticas que se propaga por la formación. Los datos se transmiten modulando la corriente.

Ventajas: no hay restricciones en las características del fluido. Reduce el tiempo de registro-conexión (no

necesita de ciclos de bomba para activar o desactivar la herramienta). No tiene partes móviles.

Desventajas: transmisión lenta. Fuertes atenuaciones de la señal a grandes profundidades.

Drill pipe conductor: es un sistema de telemetría de alta velocidad a tiempo real en la tubería de perforación.

Cada tubular incluye un cable coaxial de alta velocidad y alta resistencia encapsulado dentro de un conducto de

acero inoxidable que corre por el diámetro interior de cada tubería.

DEFINICIONES:

- DLS Dog Leg Severity: variación del ángulo del pozo (desviación y azimut) por cada 100 ft. Es una

medida de la curvatura de la desviación.

- KOP Kick Of Point: punto donde se comienza a realizar la curva.

- BUR Build Up Rate: crecimiento en grados de desviación por cada 100ft perforados.

MÉTODOS PARA DIRECCIONAR UN POZO

CUÑAS actualmente son muy utilizados para abrir ventanas en pozos entubados.

JETTING sólo funciona cuando la formación es poco consolidada.

BHA (conjunto de fondo) se denomina al conjunto de trépano, portamechas, estabilizadores, rectificadores,

reducciones y otras herramientas especiales.

ESTABILIZADORES DE DIAMETRO VARIABLE

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La carga no se aplica en la dirección del pozo, sino en la dirección del eje de la

columna. Lo que le confiere una tendencia determinada.

FR = Fb+Fp+Fd

Fb = fuerza debida a la inclinación del portamechas

Fp = fuerza de restitución por efecto péndulo

Fd= tendencia de una formación de desviar

Cuando la “dureza” (perforabilidad) de las formaciones aumenta con la

profundidad y la inclinación de las capas es:

- < 45° los pozos se desvían pendiente arriba

- >65° los pozos se desvían acompañando la desviación.

- Valores intermedios comportamiento incierto.

ESTABILIZADORES

Se usan los estabilizadores con el fin de buscar maximizar un determinado comportamiento del BHA. Basan su

efecto en el principio de palanca incrementando Fb o Fp.

Ej: colocando un estabilizador cerca del trépano, éste actúa como punto de apoyo de una PALANCA aumentando

el ángulo:

Se puede logar bajar el ángulo mediante la acción de PÉNDULO:

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Los conjuntos para mantener el ángulo utilizan los estabilizadores más cerca entre sí para darle rigidez a la

columna y disminuir las fuerzas desviadoras.

En resumen, los Rotary BHA no son demasiado eficientes en el manejo de las desviaciones pues se requieren

muchos viajes para cambiar posiciones de los estabilizadores y para reemplazarlos por pérdida de calibre.

Aunque aún se continúan usando por su bajo costo, simpleza y razonable efectividad.

MOTORES O TURBINAS EN LA COLUMNA

Las turbinas no son demasiado utilizadas para la perforación direccional. Poseen muy alta velocidad de rotación,

su aplicación más importante es cuando la temperatura excede los límites de los motores de desplazamiento

positivo.

Los motores de desplazamiento positivo convierten HP Hidráulicos (Q y P) en HP Mecánicos (RPM Y Torque).

Permiten seleccionar la mejor relación torque-velocidad en función de la formación a perforar, según el n° de

lóbulos y el n° de etapas: > n° de lóbulos mayor torque menor RPM; > n° de etapas mayor potencia).

El conjunto está formado por una válvula de descarga, sección de transmisión de energía (motor), codo

desviador ajustable (1 a 3 grados) y una sección de cojinetes y estabilizadores.

Perforación deslizando vs rotando:

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ROTARY STERABLE SISTEM (SISTEMA ROTATIVO DIRECCIONAL)

Se puede direccionar el pozo sin necesidad de deslizar, es decir se realiza 100% con rotación. Basan su

funcionamiento en dos principios: empujan y apuntan al trépano. Poseen pistones cerca del trépano que

empujan contra la pared del pozo.

Las limitaciones para el deslizamiento eran:

Arrastre del pozo; dificultad para mantener la orientación a medida que se profundiza por el uso de barras más

delgadas; pobre limpieza del pozo (la rotación ayuda mucho en este propósito); mayor tortuosidad del pozo;

peligro de pegamiento por presión diferencial; etc.

Evolución de la perforación direccional:

POZOS HORIZONTALES

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Objetivos:

1) Limitar la producción de fluidos indeseados

2) Maximizar la producción al contactar mayor área.

3) Penetrar fracturas verticales

4) Incrementar la producción en arenas de baja permeabilidad o baja presión.

TUBERÍAS PARA POZOS - DISEÑO Para caracterizar un tubular:

Diámetro – Espesor/Peso unitario – Grado de acero – Conexión – Longitud NORMA API 5 CT

La resistencia mecánica, dureza y ductilidad se logran mediante una determinada composición química y

tratamiento térmico. La conexión entre casing puede ser por cuplas o directamente la rosca se encuentra en la

tubería (conexión flash).

Tolerancia al diámetro: -0,5% y +1% para diámetro de 4 ½” o mayores. +-0,79mm para diámetros menores.

Tolerancia al espesor: -12,5% como máximo.

Para un grado de acero, el espesor determina las principales características de resistencia.

Diámetro Drift: corresponde al diámetro del mandril que pasa por el interior de la cañería. No es el diámetro

interno, es el diámetro por el que estoy seguro que pasa el trépano.

GRUPO 1 comunes

GRUPO 2 para corrosión

GRUPO 3 de alta resistencia

GRUPO 4 de muy alta resistencia

Q: templado y revenido

n° indica la resistencia a la tensión de fluencia.

Corresponde a la mínima tensión de fluencia.

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En la planificación de un pozo, primero se debe conocer la presión de formación. El gradiente de fractura puede

estimarse a partir de la presión de formación. Luego se selecciona la cañería y se diseña desde el fondo hacia

arriba telescópicamente comenzando por el diámetro del tubing. La cantidad de tuberías está determinada por

el número de formaciones con diferentes presiones o características que son atravesadas.

Objetivo de un diseño de casing: proveer de suficiente integridad mecánica al pozo de manera de permitir que

los objetivos de perforación, workover y producción sean cumplidos a lo largo de la vida del pozo.

Efecto de la temperatura sobre la tensión

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La fuerza será compresiva (-) para DeltaT > 0 y de tracción (+) para DeltaT < 0.

Una curvatura importante en tensión genera una apertura considerable de filetes (del lado en tracción).

Pandeo en tuberías

Puede ocurrir, por el efecto de la temperatura, que la cañería pandee.

Las condiciones luego de haber fijado la tubería (Presión y Temperatura) pueden tornar inestables las cañerías.

Los factores que incrementan la tendencia al pandeo son aumento de Presión Interna, de Temperatura,

aumento de la fuerza compresiva.

Formas de eliminar/minimizar el Pandeo:

Levantar el anillo de cemento inmediatamente arriba del punto neutro.

Cementar la tubería presurizada internamente (solo en caso extremo)

“Colgar” la tubería con una fuerza axial de manera que la sección no cementada de la columna se encuentre

siempre bajo carga axial positiva (para la peor Hipótesis de carga asumida): mantener tensionada la columna.

Características mecánicas de las tuberías

Resistencia al estallido (elemento tubular conteniendo un fluido a presión)

Hay tres modos diferentes de falla debido a presión interna: Estallido del cuerpo de la tubería, Falla de

la conexión (Desenchufe o rotura), Fuga de fluidos.

Resistencia al colapso (“aplastamiento de la columna”)

La norma API 5C3 tiene 4 formulas diferentes de acuerdo a la relación OD/Espesor de la tubería.

Resistencia a la tensión axial

El casing puede fallar de tres diferentes modos: Desenchufe o rotura de la conexión, o Rotura en el

cuerpo del tubo.

Principales funciones del casing

1) Prevenir la contaminación de acuíferos

2) Proveer un medio de control de fluidos y prevenir surgencias

3) Aislar formaciones productivas

4) Soportar el equipo de cabeza de pozo

5) Medio de anclaje de la BOP para mantener el control del pozo durante la perforación

6) Dar estabilidad al pozo

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Tipos de casing

- Casing conductor: permitir el retorno del fluido de perforación evitando pérdidas y desmoronamiento

en las capas superficiales.

- Casing de superficie: aislar napas de agua potable y, soportar la BOP y el peso de las tuberías siguientes.

- Casing intermedio: aislar zonas con problemas, es decir incompatibles con las densidades de lodo a usar

posteriormente.

- Casing de producción: aislar zonas productivas y contener la instalación de producción.

- Tubing: conducir los fluidos producidos a superficie o inyectar otros a la formación.

Típico conjunto de cabeza de pozo

El cabezal del casing se coloca por sobre la cañería de seguridad. El colgador de casing (mordazas) se coloca

dentro del cabezal para sostener la cañería intermedia. Se pone una brida colgadora y con otro colgador de

casing se sostiene la cañería de producción. Por último, el cabezal de tubing y un colgador de tubing sostienen al

tubing.

Métodos de diseño

El método mono-axial no considera la interacción entre los esfuerzos.

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Diagrama “X” técnica gráfica de resolver el diseño, basado en la resistencia a la presión.

- La línea de colapso se obtiene calculando la presión externa

hidrostática debida al lodo (suponiendo que la tubería está vacía

internamente).

- La línea de estallido se obtiene como la resta entre la presión de

formación y el gradiente de agua actuando en el exterior del

casing.

Efecto de la presión en el esfuerzo axial:

PRESIÓN EXTERNA: disminuye el diámetro del casing e incrementa su longitud.

PRESIÓN INTERNA: aumenta el diámetro del casing disminuyen su longitud.

El método bi-axial tiene en cuenta la reducción de la resistencia al colapso provocada por la tensión.

El método triaxial considera los esfuerzos axiales, tangenciales y radiales actuando simultáneamente.

Aplicándose el criterio de Von Mises, la resistencia responde a una elipse.

Casos de carga típicos:

- Columna evacuada parcialmente

- Columna evacuada totalmente

- Columna parcialmente reemplazada por gas

- Pérdida en la parte superior del tubing

- Cierre de tubing en boca

- Tubing totalmente evacuado

CEMENTACIONES Objetivos de la cementación primaria:

• Soportar el Casing

• Proteger el Casing

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– Soportar los esfuerzos ocasionados por formaciones tectónicamente activas o no consolidadas.

– Prevenir su corrosión por fluidos agresivos (sal, CO2, H2S, etc)

• Proveer Aislación Hidraúlica

– Prevenir la comunicación entre zonas productoras

– Asegurar una mejor eficiencia en las estimulaciones

Lechada básica: AGUA+CEMENTO+ADITIVOS

Se agregan aditivos para modificar sus propiedades físicas tiempo de bombeo, densidad, control de filtrado,

reología, desarrollo de resistencia compresiva, evitar migración de gas, ductilidad-resilencia.

Elementos usados

– Zapatos

– Collares su función es brindar el asiento a los tapones de cementación. Además posee válvulas retenedoras

para evitar el retorno del cemento.

– Centralizadores (rígidos y flexibles) se colocan en el exterior de la cañería para mantenerla centralizada y

obtener una cementación más homogénea.

– Canastas

– Rascadores cepillos metálicos que ayudan a limpiar las paredes del pozo.

– Cabezal de Cementación

- Tapones de desplazamiento (tapón fusible y tapón ciego)

Colchones lavadores:

Deben ser compatibles con los fluidos del pozo, separar los fluidos (lodo-lechada cementadora), ayudar a la

remoción del revoque, proteger a la fm y suspender los sólidos.

Dos tipos:

QUÍMICOS: usualmente de baja viscosidad, con solventes, ácidos, etc.

MECÁNICOS: usualmente de alta viscosidad y/o densidad.

COMBINACIÓN

Reciprocar: mover lentamente en forma vertical la cañería y rotar lentamente. Ayuda a remover el revoque y

lodo gelificado.

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Ventajas de cementación en una etapa:

• Reducción de costo y tiempo de equipo dado que toda la operación es realizada en una etapa

• Menos volúmenes de lavadores y espaciadores

• Permite reciprocación de la cañería durante toda la operación

• Operación de fácil ejecución.

Razones por qué utilizar múltiples etapas:

– Formaciones débiles (bajo gradiente de fractura)

– Reducción de costos, cuando hay que dejar un intervalo intermedio sin cementar.

– Formaciones que requieren sistemas especiales (ej. Salinas, gasíferas)

Se necesitan de elementos de entubación especiales collar de doble etapa.

Cementación secundaria:

Cementación selectiva de capas (zonas depletadas, agua, etc)

Anillos auxiliares (correctivos) de cemento

Reparaciones de cañería (Roturas, etc).

Zonas no aisladas durante la cementación primaria

Herramientas para evaluar la calidad del cemento:

CBL (Cement Bond Log): es un promedio circunferencial de la presencia del cemento. Permite ver la adherencia

del cemento al casing, y la adherencia del cemento a la formación.

CONTRATOS Y COSTOS DE PERFORACIÓN

Tipos de contrato:

1) TARIFA MÉTRICA: se le paga a la compañía perforadora por metro perforado.

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2) TARIFA MÉTRICA MODIFICADA: se alienta al contratista a alcanzar una determinada profundidad en un cierto

tiempo.

3) TARIFA HORARIA: se pagan por hora de utilización del equipo de perforación, de acuerdo a la tarea realizada.

4) LLAVE EN MANO: se paga al contratista por la realización total del pozo, incluyendo materiales. Todo corre

por su cuenta y riesgo operativo.

5) COMBINACIONES: a veces se contrata en tarifa métrica hasta llegar a la zona productiva para luego seguir en

tarifa horaria las maniobras de perforación, perfilaje, ensayos de pozo, entubación y cementación.

El CONTRATISTA siempre tiene el control y dirección técnica del Equipo y su personal.

El OPERADOR da instrucciones, inspecciona y supervisa para un mejor desempeño.

Obligaciones técnicas del CONTRATISTA:

a) Provisionar el equipo de perforación

b) Provisionar materiales y servicios: mantenimiento y reparación; movilidad, alojamiento y alimentación para

su personal; combustibles; carga y descarga de los materiales provistos por el OPERADOR.

c) Los componentes estructurales del equipo, el sondeo, herramientas y equipamiento de seguridad provistos

por el CONTRATISTA deberán poseer certificados de inspección reconocidos por el OPERADOR. Si el OPERADOR

realiza inspecciones al equipo, el tiempo de espera se cobra como tarifa “B”.

d) Las reparaciones y/o reemplazos de elementos producto de las inspecciones serán a cargo del CONTRATISTA.

PLANIFICACIÓN DE UN POZO

Indicadores:

VEA Valor Económico Agregado. Es un indicador de rendimiento financiero que ofrece a la dirección los

incentivos adecuados para generar valor añadido para los accionistas. Este metodología de evaluación permite

medir cuanta riqueza es creada o destruida en cada período.

PLAN DE IMPLEMENTACIÓN DE UN PROYECTO

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