COMPLETACIÓN DE POZOS La completación de pozos envuelve un proceso que se extiende mucho más allá que la instalación de tubería y equipos en el pozo . Completación: Es el diseño, selección e instalación de tubulares. Herramientas y equipos en un pozo con el propósito de converger. converger. Bombear y controlar controlar la producción o inyección de fluidos
Investigar: Historia y evolución de completaciones completaciones de gas y/o petróleo
COMPLETACIÓN DE POZOS La completación de pozos tiene como objetivo fundamental dotar al pozo del equipo necesario y adecuado a fin de producirlo en forma optima de una manera segura y rentable •
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La completación del pozo abarca desde la terminación de la perforación del pozo hasta que se instala a la producción La completación debe ser optima de tal manera que alargue la vida útil del pozo y evitar reparaciones
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La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de los pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño operativo, productivo y desarrollo de un Campo.
La eficiencia y la seguridad del vínculo establecido entre el yacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratégica disposición de todos los parámetros que lo conforman, de esta manera podría hablarse de la productividad del pozo en función de la completación, que incluye un análisis de sus condiciones mecánicas y la rentabilidad económica que justifique su existencia
COMPONENTES DE LA CONFIGURA CONFIGURACIÓN CIÓN MECÁNICA DEL POZOS ( EQUIPOS DE SUB-SUELO) Tubería (sarta ) de producción o inyección La función de la tubería de producción es llevar al fluido de la formación productora hasta el cabezal del pozo. Su diseño es similar al del revestidor (estallido, (estallido, tensión y colapso). Los grados de acero recomendable en las especificaciones API para tuberías de producción son J-55, C-75,C-95,N-80,P-105 Cuando se requieren tuberías que deben soportar mayores esfuerzos que una de grado J-55 se puede usar C-75 ó C-95. la tubería de grado C recibe tratamiento térmico para darle mayor dureza. Las especificaciones API relacionadas con las propiedades físicas de la tubería miden: - Valor alores es máxi máximo moss y mín mínim imos os - Valore aloress míni mínimos mos de pre presió sión n inter interna na ceden cedente te
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Valores de dureza Torque recomendad dado
Toda tubería que se va a colocar dentro del pozo debe ser inspeccionada siguiendo los siguientes criterios: tipos de inspección: visual, prueba hidrostática, hidrostática, electromagnética, mediante partículas magnéticas
Empacadura de producción (obturador) Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería de producción y el revestidor, a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio anular, hacia arriba. Las empacaduras se seleccionan según la presión, la temperatura, tipo de completación, mecanismo de producción, trabajos futuros, costos, etc. Estas empacaduras son utilizadas bajo las siguientes condiciones: •
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Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción o presiones de inyección. Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos. Para aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones múltiples.
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En instalaciones de levantamiento artificial por gas. Para proteger la tubería de revestimiento del colapso, mediante el empleo de un fluido sobre la empacadura en el espacio anular entre la tubería eductora y el revestimiento de producción.
Elementos básicos de la empacadura cuñas
Elemento sellante
Dispositivos de fricción Anclas hidráulicas
Para que una empacadura realice el trabajo para el cual ha sido diseñada, dos cosas deben suceder: primero un cono debe ser empujado hacia las cuñas a fin de que ellas se peguen a la pared del revestidor y segundo el elemento de empaque (gomas) debe ser comprimido y efectuar un sello contra la pared del revestidor. Sus componentes básicos son:
Elementos sellantes: Estos elementos son normalmente construidos de un producto de goma de nitrilo y se usan en aplicaciones tales como: instalaciones térmicas, pozos cretácicos y pozos productores de gas seco. Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime de manera tal que forma un sello contra la pared de la tubería de revestimiento. Durante esta compresión, el elemento de goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la tubería. Esta expansión junto con la maleabilidad del mencionado elemento ayudan a que estos vuelvan a su forma original al ser eliminada la compresión sobre la empacadura.
Cuñas: Las cuñas existen en una gran variedad de formas. Es deseable que posean un área superficial adecuada para mantener la empacadura en posición, bajo los diferenciales de presión previstos a través de esta. Las cuñas deben ser reemplazadas si ya se han utilizado una vez en el pozo.
Elementos de asentamiento y desasentamiento: El mecanismo más simple de asentamiento y desasentamiento es el arreglo de cerrojo en "J" y pasador de cizallamiento que requiere solamente una ligera rotación de la tubería de producción al nivel de la empacadura para el asentamiento y puede, generalmente, ser desasentada por un simple levantamiento sobre la empacadura. Este procedimiento es aplicable a las empacaduras recuperables.
Dispositivos de fricción: Los elementos de fricción son una parte esencial de muchos tipos de empacaduras para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas. Pueden ser flejes, en resortes o bloque de fricción, y si están diseñados apropiadamente, cada uno de estos proporciona la fuerza necesaria para asentar la empacadura.
Anclas hidráulicas: Las anclas hidráulicas o sostenedores hidráulicos proporcionan un método confiable para prevenir el movimiento que tiende a producirse al presentarse una fuerza en la dirección opuesta de las cuñas principales. Por ejemplo, una empacadura de cuñas simples que se asiente con peso puede moverse hacia arriba en el hoyo, cuando se lleva a cabo una acidificación o fractura, sin embargo, este movimiento se puede evitar mediante el uso de sostenedores hidráulicos o de una ancla hidráulica.
Tipos de Empacadura De esta forma se tienen: Recuperables, Permanentes, Permanentes Recuperables. –
Existen alrededor de 10 fabricantes de empacaduras, sin embargo, en la industria petrolera nacional las más utilizadas son de las marcas, Baker, Otis, Camco, en diámetros de 4 ½, 5½, 7 y 9 5/8 pulgadas.
Tipos de Empacadura EMPACADURA RECUPERABLE Son aquellas que se bajan con la tubería de producción o tubería de perforación y se pueden asentar: por compresión, mecánicamente e hidráulicamente. Después de asentadas pueden ser desasentadas y recuperadas con la misma tubería. Las empacaduras recuperables son parte integral de la sarta de producción, por lo tanto, al sacar la tubería es necesario sacar la empacadura. Esta a su vez puede clasificarse según la dirección de diferencial de presión:
Empacaduras de recuperables compresión: Sus características particulares las hacen apropiadas para resistir diferenciales de presión hacia abajo. Son principalmente utilizadas en pozos verticales, relativamente someros y de baja presión. Pueden soportar presiones diferenciales desde abajo si se les incorpora un anclaje hidráulico de fondo dentro del ensamblaje de la empacadura.
TIPOS DE EMPACADURA RECUPERABLE Empacaduras recuperables de tensión: Son usadas preferiblemente en pozos de inyección de agua y en pozos someros, donde el peso de la tubería de producción no es suficiente para comprimir el elemento sellante de una empacadura de asentamiento por peso o empacadura a compresión.
Empacaduras recuperables de compresión – tensión: Estas empacaduras se asientan por rotación de la tubería más peso o con rotación solamente. No se desasientan por presiones aplicadas en cualquier dirección, por lo tanto pueden soportar un diferencial de presión desde arriba o desde abajo.
Empacaduras recuperables sencillas y duales de asentamiento hidráulico: Estas empacaduras son particularmente apropiadas en pozos altamente desviados donde la manipulación de la tubería de producción puede presentar dificultades. Las empacaduras duales se utilizan en completaciones múltiples cuando se requiere producir una o más arenas.
EMPACADURAS PERMANENTES .
Estas se pueden correr con la tubería de producción o se pueden colocar con equipos de guaya fina. En este último caso, se toman como referencia los cuellos registrados en el perfil de cementación para obtener un asentamiento preciso. Una vez asentada la empacadura, se desasienta el asentador hidráulico y se saca la tubería junto con la tubería de producción. Las empacaduras permanentes se pueden considerar como una parte integrante de la tubería de revestimiento, ya que la tubería de producción se puede sacar y dejar la empacadura permanente asentada en el revestidor. Usualmente para destruirla es necesario fresarla, por lo que frecuentemente se denomina empacadura perforable.
SELECCIÓN DE EMPACADURA Para la selección de empacaduras es necesario considerar diversos factores tanto técnicos como económicos. por ejemplo, las empacaduras más económicas son generalmente las de compresión y las de tensión. Las empacaduras hidráulicas suelen ser las más costosas. Es necesario tomar en cuenta facilidades de reparación y disponibilidad. Las empacaduras con sistemas complejos para el asentamiento y desasentamiento deben evitarse, así por ejemplo, las empacaduras recuperables que se liberan con simple tensión son deseables en muchos casos. Para una correcta selección se verificar que la empacadura seleccionada cumpla con cada uno de los siguientes aspectos: Tipo de empacadura (Recuperable, Permanentes, Permanentes Recuperables). Tipo de completación. Dirección de la presión. Procedimiento de asentamiento de la empacadura. Procedimiento de desasentamiento de la empacadura. –
EQUIPOS DE SUBSUELO Son aquellos que se bajan con la tubería de producción y permiten llevar a cabo trabajos de mantenimiento en subsuelo, sin tener que matar el pozo o sacar la tubería de producción.
CLASIFICACION DE TIPOS DE EQUIPOS SUBSUELOS Niples de asiento. Niples pulidos. Tapones recuperable de eductos. Mangas deslizante. Mandriles con bolsillo lateral.
Niples de Asientos: Son dispositivos tubulares insertados en la
tubería de producción y comunes en el pozo a una determinada profundidad. Internamente son diseñados para alojar un dispositivo de cierre para controlar la producción de la tubería. Los niples de asiento están disponibles en dos tipos básicos que son:
Niples de asientos selectivos. Niples de asientos no selectivos.
Niples de asientos selectivos: Su principio de funcionamiento está basado en la comparación del perfil del niples, con un juego de llaves colocado en un mandril de cierre. Pueden ser colocados más de uno en una corrida de tubería de producción, siempre que tenga la misma dimensión interna. Las ventajas de este tipo de niples son: Taponar el pozo hacia arriba o hacia abajo o en ambas direcciones. Permite probar la tubería de producción. Permite colocar válvulas de seguridad. Permite colocar reguladores en fondo. Permite colocar un niples de parada. Permite colocar empacaduras hidráulicas. Existen básicamente dos tipos de niples de asiento selectivo: Niples de asiento selectivo por la herramienta de corrida. •
Niples de asiento no selectivo: Este tipo de niples es un receptor para dispositivos de cierre. Su principio de funcionamiento es de impedir el paso de herramientas de diámetro no deseado a través de él ("NO-GO"), para localizar los dispositivos de cierre, por lo tanto el diámetro exterior del dispositivo debe ser ligeramente mayor que el diámetro interno más pequeño del niples. Estos niples son colocados, generalmente, en el punto más profundo de la tubería de producción.
Niples Pulidos. Son pequeños niples tubulares construidos del mismo material que el niples de asiento, el cual no tiene receptáculo de cierre pero es pulido internamente para recibir una sección de sellos. Estos niples pueden ser usados al mismo tiempo que los niples de asiento, las camisas deslizantes, juntas de erosión y otros equipos de completación. Su función primordial radica en la posibilidad de aislar en caso de filtraciones en la junta de erosión, haciendo uso de herramientas de guaya fina y mediante un ensamblaje.
Tapones Recuperables de Eductor. Son empleados para taponar la tubería de producción y tener la posibilidad de realizar así trabajos de mantenimiento y reparación de subsuelo. Existen tres tipos básicos de tapones recuperables, los cuales son asentados en niples o en la tubería de producción. Estos tres tipos se clasifican según la dirección en que son capaces de soportar presión. a.Los que son capaces de soportar presión por encima o en sentido descendente. b.Los que soportan presión en sentido ascendente o por debajo. c.Los que soportan presión en ambas direcciones, bajo condiciones de operación.
Mangas Deslizantes. Son equipos de comunicación o separación, los cuales son instalados en la tubería de producción. Pueden ser abiertos o cerrados mediante guaya fina. Entre las funciones que cumplen estos dispositivos tenemos: a.Traer pozos a producción. b.Matar pozos. c.Lavar arena. d.Producción de pozos en múltiples zonas. Existe una gran variedad de estos equipos con diferentes aplicaciones, pero con un mismo principio de funcionamiento. Entre ellos tenemos: a.Tubería de producción con orificios. b.Con receptáculos de asiento y ancla para mandril. c.Con una sección de sello. d.Con camisa recuperable con guaya. e.Con válvula recuperable con guaya.
Mandriles con Bolsillo Lateral. Estos son diseñados para instalarse en los controles de flujo, como válvulas para levantamiento artificial con gas, en la tubería de producción. Existen dos tipos básicos de estos mandriles. El primer tipo, consiste en un mandril estándar, con perforaciones en el lado exterior de la camisa hacia el revestidor y el fondo de la misma está comunicado con la tubería de producción. En el segundo tipo, las perforaciones están en el interior hacia la tubería de producción y el fondo de la misma está en contacto con el espacio anular. Las válvulas que se instalan en estos mandriles se clasifican en dos grupos: Recuperables con guaya fina No recuperables con guaya fina.
Las no recuperables con guaya son poco usadas debido a que el reemplazo de alguna de ellas ameritaría sacar la tubería de producción, sustituirla y luego introducirla de nuevo en el pozo.
FACTORES QUE DETERMINAN EL TIPO DE COMPLETACIÓN La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de completación y los trabajos efectuados durante la misma. La selección de la completación tiene como principal objetivo obtener la máxima producción en la forma más eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los factores que determinan dicha selección, tales como:
Ambientales
Entorno (Pozo)
Recursos disponible
Factores ambientales: Son aquellos factores que influyen en el sistema o que lo limitan, pero no se puede modificar
Ubicación del pozo Presión ,temperatura y profundidad del yacimiento Tipo de formación Configuración y mecanismo de producción Características de los fluidos/roca
Restricciones del entorno: Son factores que impiden que el sistema funciones bien todo el tiempo
Cementación primaria Daño de formación Conificación de agua o gas Corrosión
Recursos disponible: Son los elementos que ayudan a que el sistema logre sus objetivos. Los recursos pueden mejorarse Disposición del equipo Tasa de producción Método de producción Trabajos futuros Estimulaciones futuras Equipos de seguridad Métodos de reparaciones futuras Posibilidad de inyección de fluidos
SELECCIÓN DE INTERVALOS A COMPLETAR PARA LA EXPLOTACIÓN OPTIMA DE LOS YACIMIENTOS
La selección de los intervalos a completar en un pozo depende principalmente del resultado del análisis de su perforación, de los perfiles a hoyo abierto, de la comparación con sus pozos vecinos, así como también de los datos geológicos, petrofísicos y de yacimientos estimados ( lo que soportaron la propuesta de perforación) Vs la información real. Igualmente del análisis de cada una de las arenas-yacimiento atravesados o encontrados en dicho pozo. Se debe analizar la siguiente data/ información disponible
A. Data de perforación - Ripios - Fluidos de perforación - Desviación del pozo - Presión de poros - Perdida de circulación - Cementación
B. Data geológica Verificar datos geológicos del pozo perforado Vs. Pronostico ( topes de los estratos, profundidades de las perforaciones/arenas) C. Data petrofísica - Evaluación petrofísica de los perfiles corrido a hoyo abierto - Determinación de Oe, Sw,Vsh, K ANP, ANE, etc. - Verificar estimados Vs real, realizando mapas de isopropiedades, saturación - Determinar arenas/lentes prospectivos petrofísicamente D. Data del yacimiento D1- Análisis del comportamiento (modelo) estático del yacimiento: analizar el modelo estructural, estratigráfico, secciones de correlaciones actualizadas para cada arena/yacimiento D2- Analizar el modelo ( Comportamiento ) dinámico del yacimiento Análisis del comportamiento actualizado del yacimiento. De acuerdo al estado de sus fluidos (saturado, sub-saturado, gas, condesado) y al mecanismo de producción.
Análisis de información actualizada de cada yacimiento desde el punto de vista de presión, producción, inyección. Se debe identificar todos los pozos-zonas que pertenecen al yacimiento: - Distribución de fluidos producidos/ inyectados por región y unidad de flujo - Dirección de canales distributarios ( según sedimentología) - Análisis de pozos inyectores - Análisis de la frecuencia de reparación/reacondicionamiento de pozos causados por comportamiento del yacimiento
TIPOS DE COMPLETACIÓN
SELECCIÓN DEL COMPLETAMIENTO SEGÚN LA EDAD GEOLÓGICA
TIPOS DE COMPLETACION Básicamente existen tres tipos de completaciones de acuerdo a las características del pozo: Completación Hoyo Abierto ó Desnudo. (no revestido) Este tipo de completación se realiza en zonas donde la formación está altamente compactada, siendo el intervalo de completación o producción normalmente grande (100 a 400 pies) y homogéneo en toda su longitud. Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completación se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se espera producción de agua/gas ni producción de arena ó derrumbes de la formación
VENTAJAS DE LA COMPLETACION A HOYO ABIERTO •
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El asentamiento del revestidor en el tope de la zona productora permite la utilización de técnicas especiales de perforación, que minimizan el a daño a la formación Todo el diámetro del hoyo esta disponible para el fujo Generalmente no se requiere cañoneo. Algunas veces se utiliza el cañoneo en hoyo desnudo debido al daño severo de la formación El hoyo se puede profundizar o cambiar a una completación con forro y empacar con grava
DESVENTAJAS DE LA COMPLETACION A HOYO ABIERTO •
No hay formas de regular el flujo hacia el hueco
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No se puede controlar efectivamente la producción de gas o agua
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Es difícil tratar los intervalos productores en forma selectiva
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Puede requerirse la limpieza periódica del hoyo
NOTA: la completación a hoyo abierto permite empacar el pozo con grava, con ello aumenta su productividad o controla la producción de arena en formaciones no consolidadas. La completación a hoyo abierto tiene mayor aplicación en formaciones de caliza, debido a su consolidación.
Completación a Hoyo Abierto ó Desnudo con Forro o Tubería Ranurada / Empacado con grava.
Este tipo de completación se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido a problemas de producción de fragmentos de rocas y de la formación, donde se produce generalmente petróleos pesados. En una completación con forro, el revestidor se asienta en el tope de la formación productora y se coloca un forro en el intervalo correspondiente a la formación productiva.
VENTAJAS DE LA COMPLETACIÓN CON TUBERÍA RANURADA •
Disminución del daño de la formación mientras se perfora la zona productora.
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Eliminación del costo del cañoneo.
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Posibilidad de usar técnicas especiales de control de arena.
DESVENTAJAS •
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Dificultad para controlar la producción de gas o agua. El resvetidor de producción es asentado antes de perforar el horizonte objetivo. Imposibilidad de una estimulación selectiva.
Completación a Hoyo revestido y cañoneado Es el tipo de completación que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o más). Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la tubería de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar, cañoneando selectivamente frente a las zonas de interés para establecer comunicación entre la formación y el hoyo del pozo.
Ventajas de la completación a hoyo revestido y cañoneado •
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Existen facilidades para completación selectiva y para reparaciones en los intervalos productores. Mediante el cañonea selectivo se puede controlar con efectividad la producción de gas y agua. La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad.
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Es posible hacer completaciones múltiples.
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Se pueden realizar estimulaciones selectivas.
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Se puede hacer adaptaciones para control de arena utilizando camisas. ranuradas y empaque con grava.
DESVENTAJAS: las desventajas de este tipo completación son pocas, pero importantes. Se requiere análisis preciso de los registros y muy buen control de la profundidad del hoyo. •
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El cañoneo de zonas de gran espesor puede ser costoso. Se puede incurrir en reducción del diámetro efectivo del hoyo y de la productividad del pozo. Se requiere un buen trabajo de cementación a través de los intervalos productores
Las completaciones a hoyo revestido y cañoneado pueden ser Completación sencilla Completación múltiple
- Completación sencilla: es que aquella que tiene como objetivo fundamental producir una sola formación. Este tipo de completación puede ser sencilla sin empacaduras y sencillas con empacaduras - Completación a hoyo revestido y cañoneado sencilla selectiva: es aquella que tiene como objetivo poner a producir dos o mas yacimientos, en el mismo pozo y sin que se mezclen los fluidos de los diferentes yacimientos. - Completación múltiple: este tipo de completación utiliza dos tuberías de producción y tres empacaduras Selectiva
MAS DE 1 EMPACADURA
Simple única, no selectiva
1 EMPACADURA
Múltiple
VARIAS TUBERÍAS
Sencilla
# SARTAS
1
2
3
UNIDAD II REGISTROS DE INTERPRETACIÓN DE LA CALIDAD DEL CEMENTO
REGISTROS DE CEMENTACIÓN Los registros de cementación poseen propiedades acústicas en función de la profundidad y sin lugar a duda es el método mas eficiente y ampliamente usado para la evaluación de los trabajos de cementación . Para lograr una interpretación significativa del registro, se debe tener en cuenta los siguientes parámetros: Buen control de calidad del procedimiento para correr registro Conocimiento de las condiciones del pozo y del revestidor Conocimientos de los eventos de los trabajos de cementación Conocimientos o buen estimado de las propiedades del cemento Conocimiento de la historia del pozo previo y después del trabajo de
cementación
REGISTROS DE CEMENTACIÓN
Función
Determinar Cuantitativamente y cualitativamente el estado de la cementación, tanto a la tubería como a la formación
TIPOS DE REGISTROS DE CEMENTACIÓN CBL ( Cement Bond Log) VDL ( Variable Density Log)
y registros modernos como: SBT ( Segmented Bond Toll) Baker Hughes CET ( Cement Evaluation Tol) Schlumberger USI ( Ultrasonic imager) Schlumberger CAST-V ( Circumferential Acoustic Scanning Tool Visualization)
Halliburton
OBJETIVOS DEL CONTROL DE CALIDAD DE LA CEMENTACIÓN Confirmar que el cemento esta presenta para suministrar soporte al
revestidor. Requiere la presencia de cualquier material en el anular, que cubra alrededor de 100% de la circunferencia revestidor-hoyo.
Asegurar que las zonas de interés estén hidráulicamente aisladas. Requiere
el 100%del anular lleno del material no permeable.
CONSIDERACIONES QUE DEBEN TOMAR EN CUENTA AL EVALUAR UN REGISTRO DE CEMENTACION. Tipo de cemento utilizado en la cementación del revestidor de
producción. Calibración de la herramienta. Ubicación de los intervalos cañoneados y zonas que presenten
prospectividad futura de producción. Correlacionar profundidades con los registros hoyos desnudo. Tope de cemento. Presiones.
Temperatura. Reporte operacionales y post operacionales de cada trabajo de
cementación, así también de los reportes de laboratorio de cementación. Combinación de registro de cementación tomados en el pozo. Inclinación de hoyo. Dimensiones de hoyos y revestidores. Características del fluidos de perforación y completación.
REGISTRO DE CEMENTACION CBL (CEMENT BOND LOG) El CBL es un registro continuo de la amplitud de la primera onda que sale de un transmisor, emitida periódicamente con una frecuencia entre 20-25 KHZ que llega al receptor ubicado a 3 pies del transmisor, a través de la tubería. Esta amplitud viene dada en milivoltios.
(Permite la evaluación cuantitativa del estado de la cementación en la tubería). TIEMPO DE TRANSITO TT Tiempo requerido por la onda para viaje desde el transmisor, a través del fluido, al o largo del revestimiento nuevamente a través del fluidos para entrar al receptor.
REGISTRO DE CEMENTACION VDL (VARIABLE DENSITY LOG) Perfil de densidad acústicas que representa el comportamiento de la atenuación de la amplitud del tren de onda recibidas. La amplitud de la primera onda varia según las condiciones de la adherencia del cemento al revestidor, es máxima en presencia de tubería libre y mínima frente a una tubería perfectamente cementada.
El VDL es muy útil para confirmar interpretación del CBL y para reconocer condiciones en las que con el CBL es difícil o imposible
Por ejemplo: La primera onda que llega
al receptor de 3 pies, proviene de la formación y no del revestidor, lo que ocurre cuando la velocidad del sonido en la formación es mayor que en la tubería. Existe
un micro anillo entre la tubería y el cemento (el CBL es pesimista en estos casos)
Existe
una
pobre adherencia entre el cemento y la formación
INDICE DE ADHERENCIA Es el parámetro básico para evaluar equitativamente la calidad de la cementación de la tubería y la existencia de un aislamiento. Si la fuerza compresiva es constante a lo largo del intervalo registrado, la fracción del anular lleno de cemento se denomina, índice de adherencia; el parámetro básico para evaluar equitativamente la calidad de la cementación de la tubería y la existencia de un buen aislamiento es el índice de adherencia
registrado por el perfil CBL. Relación entre la atenuación en la zona de interés dividido entre atenuación zona 100% cementada expresada en db/pie. ECUACION IA= ATENUACION ZONA INTERES (DB/PIE) ATENUACION ZONA 100% CEMENTADA (DB/PIE)
Para obtener el valor de la zona de interés, se lee la curva promedio del registro CBL en la zona de interés que se va a evaluar, esta se debe evaluar por encima y por debajo de dicha zona cuya longitud dependerá del diámetro del revestidor. (tabla de revestidores y long. Mínima requerida o grafica (a) en la que se representa la longitud mínima requerida para considerar un buen sello hidráulico. El valor de la zona de interés esta expresado en mv y se debe convertir en unidades de decibeles-pies(dp) (grafica) y para obtener el índice de adherencia en la zona 100% cementada (dp) se puede utilizar la grafica la cual esta en función del espesor del revestidor y la resistencia a la compresión
SELLOS HIDAULICOS Buenas adherencia del cemento hacia el revestidor. Buenas adherencia del cemento hacia la formación. Longitud mínima vertical.
Revestidor 9 – 7/8” 7”
5 – ½ (menores)
Longitud Mínima 15 pies 10 pies 5pies
