Cementacion pozos no convencionales yeison almarza

1. POZOS NO CONVENCIONALES
Realizado por:
Yeison Almarza
CI: 25659943

2. CEMENTACION EN POZOS
HORIZONTALES
Una de las finalidades de cementar pozos horizontales es la de evitar la
inestabilidad mecánica y fisicoquímica del pozo, además de aislar zonas para
que no haya comunicación de fluidos. En pozos horizontales, uno de los
problemas que afectan la cementación en el depósito de los recortes del lodo
de perforación en la parte baja del pozo. Esto se puede evitar haciendo un
buen diseño del lodo, específicamente en el punto de cedencia. El depósito
de solidos evita el desplazamiento y frustra el propósito de la cementación
rodear completamente y homogéneamente la tubería de revestimiento con
una envoltura de cemento y afianzarla a la formación. Otro aspecto muy
importante es centrar la tubería de revestimiento para mejorar el
desplazamiento del lodo. Para lograr una buena cementación es muy
importante colocar uniformemente la lechada de cementación en el espacio
anular, y que en el diseño de la lechada de cemento no hay agua libre y no se
asienten partículas. Dentro de los pozos horizontales existen las variables de
pozos de alcance extendido y pozos multilaterales

3. CEMENTACION EN POZOS
HORIZONTALES
En el caso de los pozos horizontales, las propiedades más importantes de la lechada
de cemento son la estabilidad y la pérdida de filtrado. La estabilidad de la lechada de
cemento es siempre importante pero, aún más, en un pozo desviado. Hay dos
propiedades que la determinan: el agua libre y la sedimentación. El agua libre esa
importante debido a que puede migrar a la parte superior del agujero y crear un canal
abierto a través del cual los fluidos del pozo pueden viajar; la sedimentación puede
causar un cemento poroso de baja resistencia en la parte superior del pozo. Por
consiguiente, deben llevarse a cabo pruebas de laboratorio para asegurarse que lo
anterior no ocurrirá a medida que el ángulo aumenta. El agua libre debe mantenerse
en cero y puede prevenirse junto con la sedimentación por medios químicos tales
como la adición de agentes viscosificante y/o sales metálicas que forman hidróxilos
complejos. El control de la pérdida de fluido es particularmente importante en pozos
horizontales, debido a que la lechada de cemento está expuesta a secciones
permeables más largas que en los pozos verticales. Los ritmos bajos de pérdida de
fluido son necesarios para preservar las propiedades reológicas cuidadosamente
diseñadas de la lechada de cemento. El ritmo de pérdida de fluido siempre debe ser
menor a 50 ml/30 min. Otras propiedades en la lechada de cemento son el control de
la densidad y las concentraciones uniformes de aditivos, las cuales son
particularmente importantes para asegurar que las propiedades del cemento sean
consistentes en todas partes del intervalo cementado.

4. CEMENTACION EN POZOS
HORIZONTALES
La lechada de cemento deberá ser mezclada en su totalidad,
antes de ser bombeada, siempre que esto sea posible. Una
vez que la lechada, los gastos de flujo deberán ser verificados
en un simulador. Esto es importante para poder verificar que
no se excedan las presiones de fractura de la formación.
Basados en investigaciones y en la experiencia de campo, las
principales claves para el éxito en la cementación horizontal
pueden resumirse como: - Prevenir el asentamiento de los
sólidos del fluido de perforación - Optimizar las propiedades
de la lechada - Optimar el claro entre la tubería y las paredes
del pozo - Circular el lodo, al menos, en un volumen del
agujero - Mover la tubería tanto en rotación como
reciprocante - Mezclar en recirculador y control automático de
densidad

5. CEMENTACION EN POZOS ALTAMENTE
INCLINADOS
En forma segura y exitosa ha sido implementada una nueva estrategia
operacional de completación y cementación de pozos altamente inclinados en
el oriente del país por PDVSA con un elevado componente tecnológico y con
miras a la incorporación oportuna y altamente rentable de nuevas fuentes de
generación de potencial y reservas, en el Campo Santa Rosa, perteneciente al
Área Mayor de Anaco, en la Cuenca Oriental de Venezuela. El primer pozo
somero altamente inclinado fue completado y cementado probado en la
arena MOI. La profundidad final fue de 3340/2630 pies con un Angulo de
inclinación final de 78 grados. La sección “navegada” de arena reservorio fue
de 202 pies y la sección vertical izada es de 53 pies. por lo complejo de la
formación productora y las características del pozo en la sección productora
fue considerada la implementación de técnicas novedosas de completación y
arranque del pozo.
Los resultados obtenidos en la evaluación del pozo, muestran una excelente
productivas con tasas desarrolladas de mas de 9.4 MMPCN de gas
relativamente seco con tasas de liquido menor a 10BND asociada a la
producción de gas.

6. PARAMETROS PARA OPTIMIZAR EL
PROCESO DE CEMENTACION DE POZOS
Para optimizar el proceso de cementación se debe tener en cuenta
– Tener la densidad apropiada.
– Ser fácilmente mezclable en superficie.
– Tener propiedades reológicas óptimas para remover el lodo.
– Mantener sus propiedades físicas y químicas mientras se está
colocando.
– Ser impermeable al gas en el anular, si estuviese presente.
– Desarrollar esfuerzo lo más rápido posible una vez que ha sido
bombeado.
– Desarrollar una buena adherencia entre revestidor y formación.
– Tener una permeabilidad lo más baja posible.
– Mantener todas sus propiedades bajo condiciones severas de
presión y temperatura.

7. PARAMETROS GENERALES DE UNA
CEMENTACION
– Referencia de pozos vecinos.
– Geometría del hoyo (diámetro/forma).
– Tipo de fluido de perforación existente en el sistema.
– Problemas presentados durante la perforación.
– Tipo de cemento, lechada y aditivos a utilizar por la compañía.
– Efectuar pruebas API para cada una de las lechadas de
cemento.
– Equipos y herramientas a utilizar por la compañía de
cementación.
– Centralización del revestidor.

8. FLUIDOS DE PERFORACION
El Fluido de Perforación es un fluido de características químicas y
físicas apropiadas, que puede ser aire o gas, agua, petróleo y
combinaciones de agua y aceite con diferente contenido de sólidos. No
debe ser tóxico, corrosivo ni inflamable, pero sí inerte a las
contaminaciones de sales solubles o minerales y además, estable a
altas temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las
exigencias de las operaciones y debe ser inmune al desarrollo de
bacterias.
El objetivo principal que se desea lograr con un fluido de perforación,
es garantizar la seguridad y rapidez del proceso de perforación,
mediante su tratamiento a medida que se profundizan las formaciones
de altas presiones, la circulación de dicho fluido se inicia al comenzar
la perforación y sólo debe interrumpirse al agregar cada tubo, o
durante el tiempo que dure el viaje que se genere por el cambio de la
mecha.

9. FLUIDOS DE COMPLETACION
Un fluido de completación es un fluido que mantiene en el pozo las presiones
de formación a fin de evitar un posible influjo incontrolado desde el pozo a
superficie, otra función es minimizar cualquier daño a la formación así como
para evitar la corrosión de los equipos.
Los fluidos de terminación o completación son:
a) agua y base aceite, lodos
b) agua tratada, agua producida (agua salada)
c) petróleo crudo muerto
d) petróleo refinados como diesel
e) agua con 2% a 4% de KCI, y
f) nitrógeno.
El fluido de completación se puede dejar en el espacio anular entre el tubing
y el casing.

10. CENTRALIZADORES
Es un dispositivo provisto de un collar articulado y
centralizadores flexibles o de fleje para mantener la
tubería de revestimiento o la tubería de
revestimiento corta (liner) en el centro del pozo con
el fin de asegurar el emplazamiento eficiente del
cemento alrededor de la sarta de revestimiento. Si
las sartas de revestimiento se cementan
descentradas, existe un alto riesgo de que quede un
canal de fluido de perforación o cemento
contaminado donde la tubería de revestimiento se
encuentra en contacto con la formación,
generándose un sello imperfecto.

11. TAPONES
Es un tapón de caucho utilizado para separar la lechada de
cemento de otros fluidos, reduciendo la contaminación y
manteniendo un rendimiento predecible de la lechada. En una
operación de cementación, se utilizan generalmente dos tipos
de tapones de cementación. El tapón inferior se lanza
adelante de la lechada de cemento para minimizar la
contaminación con los fluidos que se encuentran dentro de la
tubería de revestimiento previo a la cementación. Un
diafragma instalado en el cuerpo del tapón se rompe para
permitir el pasaje de la lechada de cemento después que el
tapón alcanza el collar de asentamiento. El tapón superior
posee un cuerpo sólido que proporciona una indicación
positiva del contacto con el collar de asentamiento y el tapón
inferior a través de un incremento de la presión de bombeo.

12. DESPLAZAMIENTO
La expulsión de una lechada de cemento que ha sido
bombeada hacia el interior de una sarta de revestimiento o
una sarta de perforación por el extremo inferior de la sarta de
revestimiento o de la sarta de perforación, mediante el
bombeo de otro fluido detrás de ésta. El desplazamiento del
cemento es similar a la definición 5 precedente, con la notable
excepción que la lechada de cemento normalmente no se
bombearía fuera del extremo superior del espacio anular sino
que se emplazaría en un lugar determinado del espacio
anular. Este lugar podría ser el espacio anular entero en el
caso de una sarta de revestimiento corta, o sólo una porción
inferior de la sarta de revestimiento en las sartas de
revestimiento más largas.

13. MEZCLA DE CEMENTOS
La cementación de un pozo petrolero es el
procedimiento que consiste en mezclar
cemento, aditivos y agua, por medio de equipos
especiales de mezclado, y bombearlo a través
del casing o del sondeo hacia puntos críticos del
anillo formado entre el pozo y la cañería, o
también a pozo abierto o entubado en una
sección pre-establecida y hay varias técnica
utilizadas en la industria petrolera para realizar
este proceso