1. Técnico petrolero
Mención:
niversidad del Zulia
Perforación,
petróleo y gas
Perforación I
Tema I: Generalidades. 1ª
parte
Abril de 2009

2. Daño a la formación
 El
daño a la formación es una condición que
origina una reducción del flujo de hidrocarburos
en la cercanía al pozo, obteniéndose una
producción menor a la esperada
 Este
puede ocurrir en cualquier fase de la
construcción y puesta en producción.
 El
daño se da en la mayoría de los casos por el
bloqueo por solidos y la interacción fluido-fluido y
fluido roca.

3. 1- Daño a la formación durante la perforación
Se puede producir un daño a la formación
debido a los componentes del fluido:
-Taponamiento por sólidos
-Invasión por filtración
-Pérdida de circulación
-Bloqueo por emulsiones

4. 2- Daño a la formación durante la cementación
Durante la cementación se utilizan lavadores
que remueven el revoque facilitando la invasión de
fluidos. El agua libre del cemento puede invadir la
zona productora.
Durante la cementación se puede inducir la
formación o apertura de fracturas que pueden
facilitar la invasión de cemento y fluidos que se
encuentran en el pozo.

5. 3- Daño a la formación durante la completación
o rehabilitación
La remoción del revoque puede causar
contaminación al invadir el fluido de
completación la zona productora

6. 4- Daño a la formación durante la producción
El flujo dentro de los poros puede inducir la
migración de finos (coloidales hasta 40 micrones)
Precipitados de asfalténos que taponan las
gargantas porales
Bloqueo por agua que se filtra a la formación
Daño por bacterias anaeróbicas en pozos
inyectados con agua

7. Prevención del daño a la formación
-Realizar estudios de compatibilidad entre los
fluidos de la formación y el fluido de perforación
-Determinar el tamaño y distribución del espacio
poral y la garganta poral a fin de seleccionar el
material obturante adecuado para cada formación.
-Utilizar fluidos Drill- in para minizar la invasión
de los fluidos de perforación.

8. Corrida de Revestidores
Es la introducción dentro del hoyo de tubería
. revestidora o casing Durante la corrida de los
revestidores en el hoyo ésta puede atascarse y
ocasionar serios problemas que pueden poner en
peligro la integridad y utilidad del hoyo. Durante
la cementación de los revestidores se puede
presentar pérdida de circulación.

9. Funciones de los revestidores.
1- Evitar derrumbes de estratos superiores no
consolidados
2- Impedir contaminación de acuíferos.
3- Soportar equipos impidereventones
4- Eliminar problemas incurables de perdida de
circulación.
5- Aislar zonas de altas presiones anormales
6- Separar yacimientos de crudo agua y gas
7- Explotar selectivamente yacimientos de
hidrocarburos

10. El primer revestidor
Su diámetro será mayor que los otros. Su longitud
es corta en comparación con las otros del mismo
pozo. Sin embargo, su longitud puede variar en
ciertos sectores del mismo campo, de uno a otro
campo o región petrolera, de acuerdo con las
condiciones que presenta el subsuelo superior.

11. Esta revestidor primario es muy importante por
las siguientes razones:
Sirve para contener las formaciones someras
inestables
Impide la contaminación de mantos de agua
dulce, que pueden ser aprovechados para el
consumo humano y/o industrial
Juega papel importante como asiento del equipo
de control del hoyo (impiderreventones)
Sirve para la instalación del equipo de control
(cabezal) del pozo productor.

12. Los revestidores intermedios
A medida que se profundiza el hoyo se pueden
presentar estratos inestables que a mediana
profundidad pueden comprometer la estabilidad
del hoyo. Puede también ocurrir la presencia de
estratos cargados de fluidos a cierta presión que
podrían impedir la seguridad y el avance de la
perforación. Algunas veces los fluidos también
pueden ser corrosivos
Por todo esto, se procede entonces a la selección e
inserción de un segundo revestidor.

13. El número de revestidores intermedios difiere de
un campo a otro. Puede que una sea suficiente o
que dos sean requeridas. Hay que recordar que el
número de sartas implica cambios de diámetros de
barrena para cada etapa del hoyo, y que el
diámetro interno de la sarta a su vez y en su
oportunidad es el que limita la escogencia del
diámetro
de
ciertas
herramientas
que
necesariamente hay que meter por la tubería para
lograr la profundidad final programada.

14. El revestidor final y de producción
Este revestidor tiene el múltiple fin de proteger los
estratos productores de hidrocarburos contra
derrumbes, de evitar mediante la adecuada
cementación la comunicación entre el intervalo
petrolífero y estratos gasíferos suprayacentes o
estratos acuíferos subyacentes.

15. Características físicas de la tubería revestidora
La fabricación de la tubería de revestimientos, se
ciñe a las especificaciones fijadas por el American
Petroleum Institute (API). Los revestidores son del
tipo sin costura, utilizando aceros que deben
ajustarse a exigentes especificaciones físicas y
químicas.

16. Elongación
El primer tubo revestidor, o sea el del extremo
superior de la sarta, soporta el peso total de la misma

17. Aplastamiento
Es la presión aplastante que la tubería debe resistir.
La presión ejercida por la columna de fluido de
perforación en el espacio anular, y la presión de
las formaciones perforadas, tienen que ser
contrapesadas por la columna del fluido que está
dentro de la tubería y por la resistencia de los tubos
mismos al aplastamiento.

18. 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
formuladas en el programa de terminación
original o de reacondicionamiento posterior del
pozo. Por tanto, la resistencia de la sarta a
presiones de este género es cualidad importante,
puesto que evita que los tubos estallen durante
alguno de los varios trabajos de cementación
forzada que el pozo pueda requerir.

20. La zapata de cementación
Al primer tubo que va en el hoyo se le enrosca
una zapata de cementación. La zapata sirve para
guiar la tubería en su descenso hasta la
profundidad donde se va a cementar. En su parte
interna lleva un mecanismo de obturación que
actúa como una válvula de un solo paso, la cual
no permite que el fluido de perforación en el hoyo
entre en la sarta pero sí que el fluido que se ponga
en la sarta pueda bombearse hacia el espacio
anular.

23. La unión o cuello flotador
Para reforzar la función de la zapata y coadyuvar en la
mecánica de la cementación, a cierta distancia del primer
tubo se coloque entre dos tubos una unión o cuello
flotador. Esta permite el flujo por la tubería hacia el hoyo
pero impide, por el mecanismo de su válvula de un solo
paso, que fluidos del hoyo entren a la tubería. La unión
tiene un asiento que sirve para asentar un tapón que se
inserta en la tubería detrás del último saco de cemento
bombeado. Este al llegar al cuello flotador, no puede pasar
y el aumento de presión en la sarta indica que ya todo el
cemento pasó por el cuello y ha concluido el
desplazamiento.

25. Centralizadores
Para que la sarta quede bien centrada en el
hoyo, y a objeto de evitar que se recueste contra
la pared del hoyo, ocasionando luego defectos
en la continuidad del cemento en el espacio
anular, se le instalan a la sarta centralizadores en
aquellos puntos que se consideren necesarios.

27. Video de bajada de revestidores