Cemetacion De Pozos

PRESIÓN DE POROS NORMAL.- La presión Normal de poros es la presión hidrostática de una columna de fluido de la formación que se extiende desde la superficie hasta la formación en el subsuelo. La magnitud de la Presión Normal varía según la concentración de sales disueltas en el fluido de formación, tipo de fluido, gas presente y gradiente de temperatura. Gradiente de Presión Nnormal = 0.465 psi/ft PRESIÓN ANORMAL DE POROS.- Se define como cualquier presión del poro que sea mayor que la presión hidrostática Normal del agua de la formación (de salinidad normal promedio) que ocupa el espacio poroso. Las causas de la presión anormal se atribuyen a la combinación de varios eventos geológicos, geoquímicos, geotérmicos y mecánicos. Presión Anormal de Poros > 0.465 psi/ft PRESIÓN SUBNORMAL DE POROS.- Se define como cualquier presión de poros que sea menor a la correspondiente presión hidrostática NORMAL (de una columna de fluido de salinidad Normal promedia) a una profundidad dada. Ocurre con menor frecuencia que las presiones anormales. Pudiera tener causas naturales relacionadas con el historial estratigráfico, tectónico o geoquímico del área. Presión Subnormal del Poro < 0.465 psi/ft PRESION DE FORMACION.- Es aquella presión resultado de la carga litostatica que actúa sobre al formación y la presión de los fluidos de formación. PRESION HIDROSTATICA.- Es la presión ejercida por una columna de fluido de determinada densidad. DENSIDAD DE AHOGO.- Es la densidad necesaria para que la columna hidrostática de ese fluido produzca una presión tal que confine a los fluidos de formación en su respectiva formación y evite que estos vuelvan a producir un descontrol, es igual a la presión de cierre mas la presión hidrostática en la operación de cierre. PRESION DE FRACTURA.- Es la presión a la cual la formación sufre una deformación permanente, podemos conocer su valor gracias al LOT (donde será igual a la presión del LOT mas la presión del fluido durante la prueba). DENSIDAD DE FRACTURA.- Es la densidad que debe tener un fluido para que a determinada profundidad la presión hidrostática que ejerza ocasiones una deformación permanente de la formación ubicada a esa profundidad. RESISTENCIA AL COLAPSO.- Es la resistencia que presenta un elemento tubular a que las presiones (esfuerzos generados de afuera hacia adentro) a las que esta sometido, ocasionen su colapso. RESISTENCIA AL REVENTAMIENTO.- Es la resistencia que presenta un elemento tubular a que las presiones interiores a las que esta sometido ocasionen su reventamiento o estallido (esfuerzos generados de adentro hacia afuera que generan deformación). RESISTENCIA A LA TENSION.- Es la resistencia de un elemento tubular a que el esfuerzo de tensión al que esta sometido ocasionen una deformación permanente en el mismo (esfuerzos de elongación y estiramiento verticalmente de arriba hacia abajo que generan deformación). CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE LA CAÑERÍA EN ELTRAMO DE PRODUCCION.- Para la selección de la cañería en el tramo de producción debemos considerar durante el diseño que la cañería este completamente llena de gas y que además la tubería de producción presenta fugas de gas, esto para evitar que si en algún momento se decide producir con gas lift esto produzca el reventamiento de la cañería. En cuanto al diseño al colapso consideramos la producción de gas y detrás de la cañería se encuentra el lodo con el que se perforo ese tramo. SECUENCIA OPERACIONAL DE LA CEMENTACION POR CIRCULACION Y SOLUCION DEL CASO.- En este caso realizamos el baleo del casing en una longitud de 1 ft a 3751 m y 3954 m bajamos tubería cola con niple, asiento y pk (mecánico) a 3590 m aproximadamente anclamos pk con 4 vueltas a la derecha y asentamos peso, también hacemos prueba de presión al pk con 1000 psi para luego efectuar prueba de bombeabilidad y comprobar que existe circulación. En este vaso de que el fluido de terminación regrese con recortes o algún tipo de suciedad se manda con colchón acido que también nos ayudara a remover algo de cemento que este en espacio casing – hole y que puede afectar a la cementación, luego procedemos a bajar el arreglo con el que vamos a cementar que consiste en tubería cola, niple asiento, tapón recuperable, tubería, pk y drill pipe, enviamos la lechada y lo desplazamos con fluido de terminación elevamos el arreglo y hacemos circulación por inversa (para limpiar el interior de la tubería) y esperamos a que se cumpla el tiempo de bombeabilidad y que el cemento fragüe para correr CBL y BDL y continuar las operaciones. ESFUERZOS A LOS QUE ESTA SOMETIDA LA CANERIA DE REVESTIMIENTO DURANTE LA PRODUCCION El casing de producción está sometido a tres esfuerzos: TENSION.- Esfuerzo longitudinal al que está sometido la cañería (fuerzas de abajo hacia arriba). COLAPSO.- Es el tipo de esfuerzo debido a las fuerzas externas que pueden dañar la tubería (de afuera hacia adentro). REVENTAMIENTO.- Esfuerzo que es debido a las fuerzas internas que actúan sobre la cañería y que provocan su deterioro (de adentro hacia afuera). SECUENCIA DE CEMENTACION PARA UN ARREGLO DOBLE SELECTIVO Luego de concluir con terminación, bajar trepano escareador y cambiar el lodo por fluido de terminación, procedemos a bajar el cañón de 12 balas por pie wire line (correlacionando esta, bajando con gamma ray a pozo abierto y entubado). Para la arena A1 (3790 – 3805 m) bajamos cañón de 7 m en 3 carreras y para A2 en una en una sola oportunidad, luego procedemos a bajar el arreglo de prueba que consiste en una pieza de tubing de 2 7/8”, niple asiento, pk, una pieza de tubing de 2 7/8”, junta de circulación y tubing de 2 7/8” hasta superficie. La punta del tubing debe estar a 3785 m aproximadamente para evitar que el fluido choque directamente con la punta y la arena pueda taponar el fluido, anclamos pk (4 vueltas a la derecha, asentamos peso y efectuar prueba con 1000 psi), realizamos prueba de hermeticidad y luego ponemos el pozo en surgencia (podemos efectuar pistoneo si es necesario) primero al choque libre al choque de 12/64” por un tiempo, luego ahogamos el pozo mediante buil heading (Pcierre > Psurgencia) y sacamos el arreglo de prueba, aislamos a uno y efectuamos el mismo procedimiento para A2 procurando que la cola este a 3735 m aproximadamente, ahogamos y sacamos el arreglo para luego retirar el tapón que aislo A1 y bajar el arrglo final de producción y en este caso se cumplirá un arreglo doble selectivo. EN FUNCIÓN A QUE PARÁMETROS SE SELECCIONA EL EQUIPO DE PERFORACION Conocer qué tipo de operación se va efectuar (limpieza de fondo de pozo, cambio d elementos tubulares, etc.) el fluido que se va a usar, la presión de formación, el peso que deberá soportar el equipo, volúmenes de fluido de intervención a utilizar, herramientas que se van a emplear, programa de intervención. El equipo se selecciona en base a la carga máxima que deberá soportar durante las operaciones, los volúmenes y presiones de inyección del fluido de intervención y el peso de las herramientas que se van a emplear, así como la profundidad a la que se efectuara la intervención. CUIDADOS Se debe engrasar las cuplas efectuar un tril correcto, colocar (estiber) las camadas de cañería y tubería adecuadamente, limpiar con cepillo de cerdas plásticas, proteger las cuplas, evitar golpes en el elemento tubular, transportar solamente una camada a la vez y no tener más de tres camadas a la vez en el pozo, manipular ya sea con grúa o con un montacargas especial cuidando la cañería y evitando golpes, realizar la limpieza y lubricación con el material adecuado. CUALES SON LAS RECOMENDACINES PARA PERFORAR POZOS DE ALTO ANGULO U HORIZONTALES PARA QUE LA LIMPIEZA DEL HUECO SEA EFICIENTE El tipo recomendable para pozos de alto ángulo u horizontales son los lodos base aceite ya que permiten un desplazamiento con fricción mínima. Las propiedades mas importantes es tener datos adecuado de yield point o punto cedente, densidad, geles, un caudal optimo y viscosidad plástica adecuada. LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN EN BASE DE ACEITE SON: • Altamente inhibidos, • Resistentes a contaminaciones, • Estables a altas temperaturas y presiones, • De alta lubricidad, • No corrosivos. PRUEBA DE ADMISION (LOT).- La prueba de admisión nos muestra la presión a la que la formación comienza a adquirir liquido y fracturarse. En otras palabras el valor medido por el LOT es el de la presión de una columna de lodo necesaria para causar la real fractura de la formación y que comienza a adquirir todo el lodo. Procedimiento.- Bombear fluido a una velocidad lenta y controlada para aumentar la presión contra la cara de la formación hasta crear una trayectoria de inyección de fluido en la roca, lo cual indica la presión de ruptura de la formación expresada en densidad de fluido equivalente, lbs/gal. PRUEBA DE INTEGRIDAD (FIT).- Esta prueba se realiza cuando es inaceptable producir una fractura o un daño a la formación, en esta prueba el pozo se presuriza hasta un nivel de presión predeterminada o hasta una determinada densidad de fluido, si la P se mantiene cte la prueba se considera correcta. En este prueba la formación no es fracturada por lo que no se determina la presión máxima antes que la formación comience a aceptar fluido. Procedimiento Presurizar la columna de fluido hasta un límite predeterminado que mostrará una presión hidrostática de fluido de densidad equivalente hasta la cual el fluido no tendrá fuga hacia la formación ni la quebrará. • Note: una FIT no dará información para calcular la máxima Presión Anular Permisible MAASP correcta o la Tolerancia al Influjo. PRUEBA DE BOMBEABILIDAD.- PRUEBA DE INYECTIBIDAD.- PEGAMIENTO DEBIDO A DIFERENCIAL.- El pegamiento debido a la diferencial se da cuando durante la perforación se atraviesan formaciones permeables,

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