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Cementacion de pozos - Coggle Diagram

- - - - Es la unidad utilizada para bombear la lechada de cemento hasta su ubicación final en el pozo. Este equipo cuenta con dos bombas triple que proporcionan la presión necesaria para impulsar el cemento hacia el hoyo a el caudal requerido, además posee tres bombas centrifugas usadas en la alimentación de las triples, en la succión de agua al equipo y en la recirculación respectivamente. Para la mezcla de la lechada esta unida posee una tina de mezcla de 8 barriles de capacidad y para el desplazamiento dos tanques de 15 barriles cada uno
    - - Equipo utilizado para la premezcla de la lechada y la densificación de los espaciadores antes de ser bombeada al hoyo por el cementador en los casos que se requiera; para ello esta unidad cuenta con dos tanques de 50 barriles cada uno y una tina de mezcla de 8 barriles.
    - - Es un equipo utilizado para el transportar el cemento silica y/o carbonato hasta el lugar de destino, posee un sistema de dos o tres recipientes o bolas con sus respectivas líneas de aire, carga , descarga y venteo con un compresor integrado que genera la presión de aire.
    - - Esta unidad se utiliza en ciertos trabajos cuando se requiere la succión de cualquier cantidad de lechada que retorne a superficie. Consta básicamente de un tanque cilíndrico con un compresor, el cual produce vacío en el interior del tanque induciendo la succión por diferencia de presiones.
- - - - Longitud varía desde 40 a 500 ft onshore y hasta 1000 ft offshore
      - OD varían entre 7" a 20". De 16" para pozos someros y 20" para pozos profundos
      - Es el que aguanta formaciones superficiales no consolidada ya que pueden derrumbarse o son muy permeables. es cementado hasta la superficie y es cortado una vez es instalado el casing superficial
      - Funciones:
        
        Permite la instalación de un sistema desviador de flujo y de un reventón
        
        Protege formaciones de agua dulce superficiales del fluido de perforación
        
        Evitar que formaciones someraa no consolidadas se derrumben
        
        Brinda una línea de flujo elevada para que el fluido circule a todos los equipos incluyendo tanques de superficie
    - - Es el que soporta formaciones superficiales no consolidadas y se encarga de aislar formaciones de agua fresca. En pozos onshore se cementa hasta la superficie y en pozos offshore hasta el KOP (Kick off point)
      - Longitud desde los cientos de pies hasta 5000 ft
      - OD desde 7" a 16" siendo 10 3/4 y 13 3/8
      - Funciones
        
        Minimiza perdida de circulacion en zonas permeables
        
        Sirve como base para la instalacion del cabezal de pozo y BOP
        
        Brinda un gradiente de fractura para permitir la perforacion del proximo hoyo
        
        Soporta el peso del resto de las tuberías, por eso se comenta hasta superficie
    - - Longitud de 7000 ft a 15000 ft
      - OD entre 7 a 11 3/4
      - Es el que aísla formaciones problemáticas como por ejemplo formaciones con lutitas, domos salinos y arcillas radioactivas y proporciona integridad de presión durante las operaciones siguientes y no se cementan hasta superficie
      - Funciones:
        
        Aislar formaciones
        
        Facilitar el control del pozo en caso de zonas de presiones anormales
        
        Permite bajar la densidad del lodo para perforar zonas de presiones normales bajo de zonas presurizadas
    - - OD de 4 hasta 9 5/8
      - Funciones
        
        Provee proteccion en caso que el tubing falle
        
        Evita la migracion del fluido entre zonas
        
        Sirve de aislamiento al equipo de control instalado para la producción del pozo
      - Es la tubería mediante la cual se completa, produce y controla el pozo durante su vida productiva. Está fijado en la zona de producción y tiene que aguantar la máxima presión de cierre de la formación productora. Es cementada hasta la profundidad suficiente arriba de la zona productora
    - - Son cañerías que no alcanzan la superficie y son suspendidas desde el fondo del casing anterior. Sirve para sellar zonas problemáticas o para producción como alternativa económica
      - Tipos de liner
        
        Liner de perforación
        
        Sección de casing suspendida de un casing anterior existente. Se lo baja al fondo. de 200 a 400 ft
        
        Liner de producción
        
        Bajado en vez del casing de producción a través de las zonas de inyección
    - - Sección de casing que se extiende desde el fondo del liner existente a superficie. Es utilizado cuando esta en duda la integridad del casing intermedio y cuando se planea perforar debajo del intervalo productor
- - - - Fija la tubería de revestimiento con la formación
      - Aísla la zapata de revestimiento
      - Evita surgencias descontroladas
      - Evita el flujo de fluidos entre formaciones
      - Previene el flujo cruzado entre intervalos a diferentes presiones aislando formaciones
    - - Cementación en una etapa: Es la mas sencilla. La lechada de cemento es ubicada en el espacio anular de forma completa desde el fondo hasta la profundidad deseada, esto requiere presiones de bombeo altas, para esto las formaciones mas profundas deben tener presiones de formación y fracturas altas sin permitir pérdidas de circulación. esta técnica es para pozos poco profundos
      - Cementación en dos etapas:Consiste en ubicar la lechada de cemento en la parte inferior del espacio anular y luego en la parte superior a través de un dispositivo desviador
        
        Se utiliza cuando:
        
        Las zonas de interés están separadas entre si para cementarlas
        
        Pozos profundos y calientes requieren lechadas diferentes
      - Cementación de liner
        
        Una sarta de liner incluye una zapata, collar flotador junto con una tubería de revestimiento mas larga y un colgador de liner de manera hidraulica o mecanica para asegurar la parte superior, todo el ensamblaje es corrido con la tuberia de perforacion y luego se coloca el colgador dentro de la tubería de revestimiento
  - - - Reduce la relacion gas petroleo de la producción a través del asilamiento de la zona de gas del intervalo de petróleo adyacente
      - reparar tuberías fracturadas por corrosión
      - Sellar zonas por perdidas de circulación
      - Abandonar una zona no productiva
      - Eliminar intrusión de agua dentro de la zona de hidrocarburos
- - - - Clase A Utilizado en operaciones superficiales
      - Clase G y H: utilizados en cementaciones profundas, pueden ser utilizados con aceleradores y retardadores para cubrir un amplio rango de profundidades
    - - Se utilizan para variar la densidad de la mezcla, la resistencia a la compresión, controlar la filtración y reducir la viscosidad
        
        Tipos
        
        Retardadores: prolongar el tiempo de fraguado
        
        Densificantes: Incrementar la densidad de los sistemas de cemento
        
        Aceleradores: Para reducir el tiempo de fraguado
        
        Dispersantes: Reducir la viscosidad de las lechadas de cemento
        
        Extendedores: Disminuir la densidad de los sistemas de cemento
        
        Agentes de control de pérdida de fluido; Controlar la pérdida de la fase acuosa de la lechada hacia la formación
        
        Agentes de pérdida de circulación: Controlar la perdida de cemento hacia zonas débiles o fracturas