2. Básico De Perforación Y Cementación De Pozos Petroleros 4p1b1b

Básico de Perforación y Cementación de Pozos Petroleros

TUBERIAS DE REVESTIMIENTO

175

Básico de Perforación y Cementación de Pozos Petroleros Proceso de Revestir

Tubería de revestimiento: El programa de revestidores y la cementación de estos, es uno de los procesos de perforación mas ligado a la seguridad del hoyo durante las operaciones y posteriormente durante las tareas de completación y vida productiva del pozo.

Funciones mas importantes: 

Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación



Evitar contaminación de aguas superficiales



Permitir un mejor control de la presiones de formación



Permite al cemento, aislar la comunicación de las formaciones



Sirve de punto de apoyo en el trabajo



Permite facilidades de producción 176


Tubería de revestimiento: Tubo Conductor (30”) Revestidor de Superficie (20”) Revestidor Intermedio (13 3/8”) Colgador

Liner de Producción (7”)

177


Puntos de asentamiento. Rev. Conductor (100’- 500’) ☞Evitar erosión sedimentos sup. Rev. de Superficie (1000’- 3500’) ☞ evitar contaminación de acuíferos

Rev. Intermedio. (7000’- 8000’) ☞ Aislar formaciones problemáticas

Rev. de Prod. (10000’- 12000’) ☞Aislar yacimientos productores Liner de Prod. (12000’- 15000’) ☞ Proteger zonas productoras

178


Tipos de tubería de revestimiento Conductor: Tubo guía de diámetro grande ( 16” - 30” ), que se hinca hidráulicamente con un martillo hidráulico a profundidades entre 100’ y 500’



Proporciona una línea de flujo elevada para que el fluido de

perforación

circule hasta los equipos de control de sólidos y tanques de superficie 

Protege de la corrosión al resto de la sarta de revestimiento



Soporta cargas en el cabezal del pozo



Permite la instalación de un sistema desviador de flujo (Diverter) y de un impiderreventón anular

179


Revestimiento de superficie: Tubería especial que se asienta entre 1000’ y 3500’, dependiendo del área operacional, con la finalidad de proteger las formaciones superficiales de las condiciones de perforación mas profundas



Protege las arenas de agua dulce de la contaminación de los fluidos de perforación mientras se perfora



Proporciona un gradiente de fractura suficiente para

permitir la

. perforación del próximo hoyo 

Permite colocar los sistemas de Impiderreventones para en control del pozo contra posibles arremetidas



Debe soportar la máxima carga de todas las tuberías que serán colocadas en el pozo

. 180


Revestimiento intermedio:

Proceso de Revestir

Tubería especial utilizada para proteger las formaciones de altas densidades del lodo y evita contaminaciones del fluido de perforación cuando existen zonas presurizadas mas profundas



Proporciona al hoyo integridad durante las operaciones de perforación.



Permite control del pozo si se encuentran zonas de presiones anormales y ocurre una arremetida.



Permite el control del pozo si durante un viaje de tubería se generan presiones de succión.



Aísla formaciones con problemas de inestabilidad de lutitas, flujos de agua salada o formaciones contaminantes



Permite bajar la densidad del lodo para perforar zonas agotadas que se encuentren debajo de zonas presurizadas

181


Revestimiento de producción : Tubería especial utilizada para cubrir las formaciones

productivas y

proporcionar refuerzo para la tubería de producción durante las operaciones

de producción del pozo  Debe resistir presión máxima de cierre en superficie, si ocurren problemas en la tubería de producción.

 Debe permitir el control del pozo al desasentar la empacadura y la tubería de producción en los trabajos de reacondicionamiento  Debe aislar yacimientos productivos para evitar migración de fluidos entre zonas

 Debe servir de aislamiento al equipo de control que se instalará para manejar la producción del pozo

182


Camisa o liner de producción : Tubería especial que no se extiende hasta la superficie y se cuelga de la anterior sarta de revestimiento



Permite evitar problemas de pérdida de circulación luego de perforar la zona de transición de presión anormal a normal.



Debido a su longitud, es la sarta mas económica que se introduce en el

hoyo.

183


Características de los revestidores Diámetro nominal:

Varía entre 4 1/2 ” y 20 “ 4 1/2” - 5”- 5 1/2” - 6 5/8” - 7” - 7 5/8” - 8 5/8” - 9 5/8” - 10 3/4” 11 3/8” -13 3/8” - 16” - 18 5/8” - 20”

Longitud : Rango R-1 R-2 R-3

Longitud (pies) 16 - 25 26 - 34 35 - 48

Long. promedio (pies) 22 31 42 184


Grado del acero : Definen las características de resistencia de las tuberías. Consiste en una letra seguida por un numero que es el punto cedente mínimo del material en niveles de lbs/pulg2

Punto de cedencia mínimo: esfuerzo de tensión requerido para producir una elongación total de 0.005 pulg/pie de longitud sobre una prueba normal de muestra

Grado Resist Mín API ( Lpc)

Cedente Máx ( Lpc)

Res. Final ( Lpc)

Elong. Mínima ( %)

J-55

55000

80000

75000

24.0

N-80

80000

110000

100000

18.5

P-110

110000

140000

125000

15.0

185


Peso nominal: Se expresa en lbs/pie y se usa para referirse al peso de los revestidores. El peso unitario se debe tomar como el peso de un tubo con una conexión enroscada en uno de sus extremos dividido entre su longitud

Diámetro interno mínimo (Drift): Es el mínimo diámetro de un mandril que puede pasar a través del revestidor sin ninguna obstrucción. La longitud de los mandriles es variable pero no garantiza la rectitud de la tubería, pero si asegura el paso de una mecha con diámetro igual o menor que el diámetro libre

186


Esfuerzos ejercidos sobre la tubería de revestimiento



Colapso



Estallido



Tensión 187


Esfuerzo de colapso

Presión Hidrostática Formación

Rc

Profundidad

 

Presión colapso 188


Esfuerzo de colapso

Ph

Pc  0.052  dlodo  h  Fsc

Ph

Aplastamiento 189


Esfuerzo de estallido

Presión

Profundidad

Re

Presion estallido 190


Esfuerzo de estallido

Ph

Pi > Ph + Ri

Presión Pi Ruptura 191


Rt Peso

Profundidad

Esfuerzo de tensión

Tensión 192


Esfuerzo de tensión

Tensión

lodo   Punto neutro   1  h 65.4  

Compresión

193


Diseño de revestidores: 

Ubicación geográfica del pozo



Información geológica



Tipo de perforación (horizontal o vertical)



Diámetro del revestidor de producción a usar

Selección de la profundidad de asentamiento Es necesario conocer: 

Presión de poros



Gradiente de fractura



Densidad de los lodos usados en pozos vecinos



Problemas observados en pozos vecinos

194


De las unidades de mud logging y de los registros eléctricos se puede determinar la presión de poros y el gradiente de presión de poros a través de todo el pozo. Estas informaciones serán:

      

Porosidad de lutitas Factor de formación Exponente “d” y “dc” Sísmica Registro sónico Resistividad en lutitas Densidad de lutitas

El gradiente de fractura se puede determinar utilizando cualquiera de las correlaciones usadas universalmente:

 

Matthews y Kelly Hubert y Willis

 

Eaton Otras 195


Estos datos se expresan en densidad equivalente del lodo y se grafican contra profundidad DENSIDAD EQUIVALENTE DEL LODO

GRADIENTE DE FRACTURA

CONDUCTOR

SUPERFICIE

d

MARGEN DE ARREMETIDA

c

INTERMEDIO

bb PRESIÓN DE POROS DENSIDAD DEL LODO

a

PRODUCCIÓIN

PROFUNDIDAD OBJETIVO

196


Existen otros factores que deben de tomarse en cuenta en el momento de seleccionar los puntos de asentamiento y son:

 Existencia de acuíferos de agua dulce 

Zonas agotadas de baja presión (pega de tubería)



Domos salinos (problemas con el lodo de perforación)



Zonas de pérdida de circulación



Regulaciones del M.P.P.P.M

197


Selección del diámetro de revestidores y mechas La figura siguiente muestra un diagrama de los diámetros de mecha usadas para perforar hoyos donde se han colocado sarta de revestimiento en forma satisfactoria

198


Cementación Primaria y de Reparación

199

Básico de Perforación y Cementación de Pozos Petroleros Procesos de Cementación

Definición Operación en la cual una mezcla de agua, cemento y aditivos se coloca en el espacio anular a una profundidad determinada para que cumpla con los siguientes objetivos: 

Anclar y soportar la tubería de revestimiento y el hoyo



Proteger al revestidor de presiones externas (formación)



Aislar zonas de diferentes fluidos



Proteger la tubería de revestimiento de la corrosión



Evitar migración de fluidos entre diferentes zonas



Controlar pérdidas de circulación



Sellar zonas de fluidos no deseables

200


SECCIONES SIN PROTECCIÓN

YAC-1 COMUNICACIÓN ENTRE FORMACIONES

DAÑO A LA FORMACIÓN

YAC-2

“GARANTIZAR EL AISLAMIENTO ZONAL, NO SOLO POSTERIOR A LA CEMENTACIÓN, SINO TAMBIÉN EN EL TRANSCURSO DE LA VIDA PRODUCTIVA DE LOS POZOS”

201


 Función del Proceso de la Cementación de Pozos  La función principal es la fijación del revestidor a las paredes del hoyo para garantizar la perforación de la próxima fase, cumpliendo algunas de las siguientes razones:  Proteger y asegurar la tubería en el hoyo  Aislar zonas de agua superficial y evitar contaminación de las mismas  Aislar zonas indeseables y zonas de diferentes fluidos  Evitar o resolver problemas de pérdidas de circulación, pegas de tubería, abandono de zonas no productoras

 Tipos de Cementación  Primaria  Secundaria

202


 Tipos de Cementación  Primaria  Una vez bajado los diferentes revestidores se realiza una Cementación convencional, utilizando para ello un procedimiento que involucra: tapones, espaciadores, lechadas (barrido y/o cola), aditivos generales de acuerdo al tipo de pozo, fluido de desplazamiento

 Secundaria  Este tipo de Cementación se puede describir como el proceso de forzamiento de lechadas de cemento, debido a un defecto de la Cementación primaria o por sellar, abandonar o proteger la migración de fluidos.  Este tipo de Cementación conlleva a unos procedimientos más especializado para la solución de problemas existentes.

203


Cementación primaria: Planificación: Es necesario conocer:      

Condiciones del hoyo Temperatura de circulación en el fondo del pozo Temperatura de registros (extrapoladas) Presiones que serán impuestas sobre la lechada Zonas de pérdida de circulación, arenas permeables Tipo de fluido de perforación

Propiedades de la lechada:

 Tiempo de espesamiento o bombeabilidad  Resistencia a la compresión  Aditivos  Materiales de pérdida  Propiedades del flujo  Calidad de agua de la mezcla  Densidad de la lechada  Pérdida de fluido 204


 Tipos de Cementación  En la perforación de un pozo se efectúan por lo menos dos cementaciones, sin embargo en la historia de un pozo petrolero pueden ser muchas las que pueden efectuarse:  Cementación de todo el espacio anular entre el hoyo y la tubería de revestimiento (Revestimiento superficial)  Cementación del espacio anular, solamente en una sección inferior (Revestimiento Intermedio o de Producción)  Cementación de intervalos de espacio anular en pozos relativamente profundos o de características especiales (Cementación por etapas)  Cementación en zonas bien definidas para excluir producción de agua ,gas o para abandonamiento (Cementación forzada).  Cementación para formar puentes que obstruyan totalmente ciertos intervalos

205


 Fases de la Perforación  Son todas aquellas etapas necesarias para poder alcanzar la zona productora de hidrocarburos seleccionada. Dependiendo de ciertas características del yacimiento algunos pozos se perforan en dos o más fases

Fases Convencionales  Fase I

Hoyo Piloto

36”

 Fase II

Hoyo Conductor

26”

 Fase III

Hoyo Superficial

17 ½”

 Fase IV

Hoyo Intermedio

12 ¼”

 Fase V

Hoyo Producción

8 ½” 206


Fases de hoyos más comunes 26”

17 1/2”

Hoyo Conductor

Hoyo de Superficie

12 1/4” Hoyo Intermedio

8 1/2” Hoyo de producción 207


 Objetivo de los Revestidores:  Algunos de los objetivos generales de los revestidores que conformarían las Fases antes mencionadas son:

 Piloto:  Es una tuberia hincada o pilote marino (percusiòn). Guía

 Conductor:  Reduce al mínimo la pérdida de circulación a poca profundidad  Conducto por donde el lodo regresa a la superficie al comienzo de la perforación  Minimiza la erosión de sedimentos superficiales debajo del taladro  Protege de la erosión las tuberías de revestimiento subsiguientes  Sirve de soporte para el sistema desviador en caso de afluencia inesperada a poca profundidad

208


 Objetivo de los Revestidores:  Superficial:  Soporta el resto de los revestidores  Protege de la corrosión cualquier tramo de tubería de revestimiento subsiguiente  Previene los derrumbes de los sedimentos no consolidados, más debilitados, que se hallan próximos a la superficie  Protege de la contaminación las arenas someras que contienen agua dulce

 Proporciona resistencia a las arremetidas para poder perforar a mayor profundidad  Sirve de apoyo primario para los preventores (BOP´s) 209


 Objetivo de los Revestidores:  Intermedio:  Permite utilizar grandes pesos de lodo sin dañar las formaciones superficiales  Controla las zonas de sal y las lutitas desmoronables de fácil desprendimiento

 Producción / Camisas de Producción  Protege el ambiente en caso de una falla de tubería  Permite cambiar o reparar la tubería de producción  Aísla la zona productora de las demás formaciones  Crea un conducto de paso de dimensiones conocidas 210


Arreglos más comunes

Conductor

Revestidor superficial

Revestidor Intermedio Tieback de producción

Tubería de producción

Camisa de producción

211


Sarta de Revestimiento más común 20” Conductor 13 3/8” Superficial

9 5/8”

Intermedio

7”

Liner

212


Fases de la Cementación Lechada de Barrido: Cemento clase “H” Volumen: 408 BLS Densidad: 98 lbs/pc (13.1 lbs/gal) Lechada de Anclaje: Cemento clase “H” Volumen: 154 BLS Densidad: 121 lbs/pc (16.2 lbs/gal)

Lechada de Anclaje: Cemento clase “H”+Aditivos Volumen: 204 BLS Densidad: 121 lbs/pc (16.2 lbs/gal)

Lechada de Anclaje: Cemento clase “H”+Aditivos Volumen: 68 BLS Densidad: 121 lbs/pc (16.2 lbs/gal)

213


Cementación primaria Etapa # 1 Circulación del Lodo (Acondicionamiento del lodo)

Etapa # 2 Bombeo de Espaciador y Lechada de Cemento

Etapa # 3 Desplazamiento de la Lechada

Etapa # 4 Estado final del pozo

Cuello Flotador

Zapata

Fluido de perforación Espaciador Lechada de cemento

Tapón inferior Tapón superior

214


Naturaleza del Cemento

215


 Cemento. Definición  Los materiales para cementación o adherencia, tales como rocas, piedras, arcillas o barros, son conocidos desde las más remotas civilizaciones  Restos de esos materiales aún pueden localizarse en todos los continentes del mundo, siendo el buen estado en el cual se encuentran las estructuras con esos materiales construidos, la mejor carta de presentación de su calidad y durabilidad 

De esos materiales aglomerantes, el cemento Portland es el más importante en términos de cantidad



La tecnología de cementación avanza muy lentamente en la edad media e históricamente se le atribuye el crédito del descubrimiento del Cemento Portland a Joseph Aspdin, quien creo una patente en 1824

216


 Cemento. Definición  Se define como Cemento Portland al material compuesto principalmente de Silicato tricálcico, Silicato Dicálcico, Aluminato tricálcico y Ferroaluminato Tetracálcico

 Esta composición, es capaz de endurecer en presencia de agua, de allí su nombre, y que una vez endurecido genera resistencia a la compresión, como resultado de la hidratación que tiene lugar, que involucra reacciones químicas entre el agua y los compuestos químicos presentes, y no por un proceso de deshidratación como generalmente se cree.  El desarrollo de su resistencia es predecible, uniforme y rápido, generándose un cuerpo sólido con una baja permeabilidad, e insoluble en el agua, propiedades estas que le permiten lograr y mantener el aislamiento zonal, que es el objetivo principal de una Cementación.

217


PROCESO DE MANUFACTURA DEL CEMENTO

218


PROCESO GLOBAL DE CEMENTACIÓN ALMACEN DE ADITIVOS

Fabrica de cemento

LABORATORIO PRUEBA PILOTO

TOLVAS DE CEMENTO, SILICA, BENTONITA... RECOLECTOR DE POLVO BALANZA ADITIVOS

FILTRO TANQUE DE MEZCLADO

AIRE

POZO

COMPRESOR PRUEBA DE TANQUE

219


 Composición Química del Cemento  Los materiales básicos son:  Piedra Caliza (Carbonato de Calcio)  Arcilla  Aluminatos y Sílice  Óxidos de hierro  Componentes químicos principales  Silicato tricálcico (C3S)  Ca3OSiO5 ó 3CaO.SiO2  Silicato Dicálcico (C2S)  Ca2OSiO2 ó 2CaO.SiO2  Aluminato Dicálcio (C3A)  3CaO.Al2O3  Ferroaluminato Tetracálcio (C4AF) 4CaOAl2OFe3O4

220


 Componentes del Cemento (Análisis de Oxidación) 1. SILICATO TRICALCICO

C3S= 4.07x(%CaO)-7.60x(%SiO2)-6.72x(%Al2SO3)-1.42x(%Fe2O3)-2.85x(%SO3) 2. SILICATO DICALCICO C2S = 2.876x(%SiO2)-0.744x(%C3S)

3. ALUMINATOTRICALCICO C3A= 2.65x(%Al2O3)-1.69x(%Fe2O3)

4. FERROALUMINATO TETRACALCICO C4AF=3.04x(%Fe2O3)

221


 Mezcla del Cemento 

Mezcla de piedra Caliza y otros materiales ricos en Carbonato de Calcio con Arcilla y algo de Oxido de Hierro y Aluminio

Materiales Iniciales

CaO (Caliza)

+

Calor ( 2600-3000 ºF )

Clinker

+ Yeso (4-8%)

SiO2 ( Sílice ) Al2O3 ( Arcilla ) Fe2O3 ( Oxido Férrico )

Cemento Portland 50% Silicato Tricálcico (3CaO.SiO2) 25% Silicato Dicálcico ( 2CaO.SiO2) 4% Aluminato Tricálcico (3CaO.Al2O3) 13% Ferro Aluminato Tricálcico o Tetracálcico ( 4CaO.Al2O3.Fe2O3) 3% Sulfato de Calcio ( CaSO4) 3% Otros (MgO, Cal libre, Alcalis, Anhidrido Sulfurico)

222


Composición Química del Cemento CLASE API

COMPONENTES (%) C3S

C2S

C3A

C4AF

A

53

24

8

8

B

47

32

5

12

C

58

16

8

8

DyE

26

54

2

12

GyH

50

30

5

12

223


 Influencia de los Componentes en las Propiedades de la Mezcla Agua-Cemento REQUERIMIENTOS

COMO OBTENERLOS

1. FRAGUADO RAPIDO

AUMENTANDO EL % DE C3S

2. FRAGUADO LENTO

DECRECIENDO EL % DE C3S

3. BAJO CALOR DE HIDRATACION

LIMITANDO EL C3S Y C3A

4. RESISTENCIA A LOS SULFATOS

LIMITANDO EL C3A

224


 Características del Cemento  El cemento es un material fino con grandes propiedades de endurecimiento que resulta de pulverizar la escoria que se produce de calcinar materiales calcáreos con cierto porcentaje de arcilla.  Tiene una gravedad específica de 3,14 ,y en o con el agua forma una mezcla espesa que lentamente va endureciendo hasta formar un sólido fuerte y compacto. La solidificación de la mezcla ocurre en tres etapas : - a. Fraguado rápido : de 2 a 3 horas - b. Endurecimiento : de 18 a 24 horas - c. Solidificación : después de 24 horas  El Instituto Americano del Petróleo (API), ha especificado los tipos de cemento que deben usarse y las características que debe tener la mezcla agua cemento 225


Clasificación API del Cemento Clase de Cemento

Requerimiento de Agua (gal/sxs)

Densidad de la mezcla (ppg)

Profundidad recomendada (pies)

Temperatura estática de fondo º F

A B C D E F G H

5,2 5,2 6,3 4,3 4,3 4,3 5,0 4,3

15,6 15,6 14,8 16,4 16,4 16,4 15,8 16,4

6.000 6.000 6.000 12.000 14.000 16.000 8.000 8.000

80 - 170 80 - 170 80 - 170 170 - 230 170 - 230 230 - 320 80 - 200 80 - 200 226


Tipos de cemento: Clase

Características

A

Sin condiciones específicas.

B

Resistente a sulfatos

C

Rápida resistencia.

D

Alta presión y alta temp

E

Alta presión y alta temp

F

Cond. ext. presión y temp.

G

Cementos básicos

H

Cementos básicos

227


 Propiedades Físicas de los Cementos API PROPIEDADES FISICAS DE LOS CEMENTOS API PROPIEDADES

CLASE A-B

CLASE C

CLASE G-H

CLASE D-E

GRAVEDAD ESPECIFICA (Promedio)

3.14

3.14

3.15

3.16

AREA SUPERFICIAL (cm2/gr.)

1500 – 1900

2000 – 2800

1400 – 1700

1200 – 1600

PESO POR SACO (libras)

94

94

94

94

VOLUMEN BRUTO (pie cubico)

1

1

1

1

3.6

3.6

3.58

3.57

VOLUMEN ABSOLUTO (galones)

228


 Pruebas del Cemento  Al realizar una mezcla agua cemento se requiere conocer sus propiedades para una eficaz cementación, por lo que se realizan las pruebas siguientes :  Relación Agua-cemento  Filtración  Densidad  Tiempo de Espesamiento  Resistencia a la Compresión  Permeabilidad del Cemento  Calor de hidratación  Porcentaje de cal libre (Efecto del sulfato)  Reología  Relación Agua-Cemento: El API, recomienda usar 5,2 galones de agua por saco de cemento. 229


 Calidad del Agua de Mezcla  Siempre es recomendable el uso de agua potable si está disponible. Sin embargo, en un taladro el agua se obtiene de una fosa abierta, un pozo perforado o una laguna. Esta agua puede contener contaminantes que pueden producir fallas en la cementación  Entre estos contaminantes están:  Fertilizantes disueltos en el agua de lluvia  Desperdicios en los causes  Productos de agricultura solubles (caña de azúcar, remolachas, etc )  Vegetación descompuesta que produce Ácido Húmico, los cuales reducen el tiempo de espesamiento del cemento  Todas las pruebas de laboratorio al cemento a usar, deben hacerse con el agua de campo que será utilizada al momento de la cementación 230


 Filtración: La filtración del cemento puro es alta, unos 1000 cc en un filtro prensa a 1000 lpc y durante 30 minutos usando una malla N. 323. Para una cementación primaria debe reducirse a un rango de 150 a 400 cc o menos.

231


 Densidad: La relación entre el peso de la mezcla y su volumen. La densidad de la mezcla agua cemento varia de acuerdo a los aditivos usados. Se mide con la balanza de lodos

232


 Tiempo de Espesamiento Se considera la mezcla no fraguada mientras mantenga su condición de bombeabilidad . El API considera el tiempo de espesamiento, al tiempo que transcurre desde su preparación hasta que alcance una viscosidad de 100 poises, se mide con un “Consistómetro”, donde se pueden simular las condiciones de hoyo

233


 Resistencia a la Compresión: El API recomienda que la resistencia a la compresión de un cemento después de 24 horas de fraguado no debe ser menor de 500 psi. El cemento puro ofrece mayor resistencia que lo especificado, pero al usar aditivos se deben realizar pruebas porque estos reducen este parámetro. Analizador Ultrasónico de Cemento ( U.C.A )

234


 Permeabilidad: La permeabilidad de un núcleo de cemento fraguado, se determina midiendo la tasa de flujo a través del núcleo, a un diferencial de presión dado a través de la longitud del núcleo

235


 Calor de hidratación: Al mezclarse el cemento con el agua, ocurre una reacción exotérmica con una considerable liberación de calor. Mientras mayor sea la cantidad de cemento, mayor es la liberación de calor.

 Porcentaje de cal libre: El agua sulfatada es muy

destructiva para los cementos Portland, el deterioro se caracteriza por la expansión, perdida de resistencia, agrietamiento y falla del cemento

236


 Reología: La reología de cementación es determinada utilizando un reómetro de seis velocidades equipado con la manga de rotor apropiada y el muelle de torsión y “bob”. Después de grabar las lecturas de dial correspondientes a las seis velocidades rotarias preseleccionadas (600, 300, 200, 100, 6 y 3 rpm), los diferentes parámetros reológicos pueden ser calculados – valores Vp, Pc, n y K

237


 Ejercicios de Diseño:  A partir de los datos anexos en la tabla calcule:  C 2S  C 3S  C 3A  C4AF Interprete los Resultados

Muestra

A (%)

B (%)

C (%)

Fe2O3

3.74

3.69

3.72

CaO

66.13

65.58

65.85

K2O

0.11

0.12

0.11

SiO2

23.71

23.99

23.83

Al2O3

4.12

4.12

4.15

MgO

0.40

0.38

0.42 238


Aditivos utilizados para el Diseño de la Lechada 239


Diseño de la lechada Para realizar el diseño de las lechadas se recomienda seguir los siguientes pasos: 

determinar la geometría del hoyo perforado, el peso y tipo del lodo, la altura de la columna de cemento y los tipos de formaciones expuestas.



determinar la presión de fractura en el fondo para seleccionar la densidad máxima de la lechada y la tasa máxima de bombeo.



determinar la temperatura estática y circulante de fondo (BHST, BHCT)



determinar si existen condiciones específicas que requieran del control de

pérdida de fluido, prevención de la migración de gas, etc. 

estimar el tiempo de bombeo, el factor de seguridad y régimen de flujo



realizar el diseño inicial de la lechada para las pruebas de laboratorio

240


 Aditivos del Cemento

 Todas las mezclas agua - cemento usadas en la industria petrolera, contienen algún aditivo para variar alguna propiedad de la mezcla original. Estos son utilizados para: 

Variar la densidad de la mezcla



Variar la resistencia a la compresión



Variar el tiempo de fraguado



Controlar la filtración



Reducir la viscosidad

241


 Aditivos del Cemento  Generalmente, se reconocen ocho (8) categorías de aditivos:  Aceleradores: reducen el tiempo de espesamiento de la lechada, y ayudan a aumentar la tasa de desarrollo de la resistencia de compresión.  Retardadores: incrementan el tiempo de espesamiento de la lechada.  Extendedores: bajan la densidad de la lechada, y/o reducen la cantidad de cemento por unidad de volumen de la lechada.

242




Densificantes: aumentan la densidad de la lechada.

 Dispersantes: reducen la viscosidad operante de la lechada.

 Agentes de control de pérdida de fluido: controlan la pérdida de la fase acuosa de la lechada hacia la formación.  Agentes de control de pérdida de circulación: controlan la pérdida de la lechada hacia formaciones débiles.

 Aditivos especiales: son controladores de gas, antiespumantes, fibras, etc.

243


Muestra de Aditivos del Cemento

244


 Definiciones Generales  Gravedad Especifica:  Se define como la relación entre la densidad de un fluido cualquiera y la densidad de un fluido patrón, siendo para el caso de los líquidos el agua. También puede obtenerse a partir de la relación de los gradientes de presión.

 Requerimiento de Agua:  Es el volumen expresado en galones por cada saco de cemento necesario para preparar una mezcla agua-cemento con una determinada relación agua-cemento.

 Relación agua-cemento RAC:  Es el porcentaje de agua necesario para preparar una mezcla nítida de acuerdo con el tipo de cemento. 245


 Definiciones Generales  Rendimiento:  El rendimiento del cemento en pies cúbicos por saco, es el volumen que será ocupado por el cemento, el agua de mezcla y los aditivos una vez que la lechada este mezclada. Esto variará dependiendo de la clase de cemento.

 Mezcla Nítida:  Es la mezcla agua-cemento sin aditivos.

 Densidad de la lechada:  Una mezcla estándar que comprenda 5 galones de agua y 94 libras (1 saco) de cemento, creará una lechada con una densidad de 15.8 lpg. La densidad de la lechada es ajustada variando, ya sea la proporción del agua de mezcla o el uso de aditivos. La mayoría de las densidades de lechada se encuentran en un rango 11-18.5 lpg

246


 Definiciones Generales  Volumen bulk:  Es el volumen ocupado por un cierto peso de

material seco incluyendo espacios vacíos entre las partículas sólidas.

 Volumen absoluto:  Es el volumen ocupado por el mismo peso de material menos los espacios vacíos entre las partículas.

247


 Propiedades de la mezcla agua-cemento Clase de cemento Agua Mezclada API % Gal/Saco

Densidad de la Lechada Lbs/Gal

Rendimiento de la lechada Pie3/Saco

A

5.2

46

15.6

1.18

B

5.2

46

15.6

1.18

C

6.3

56

14.8

1.32

G

5.0

44

15.8

1.15

H

4.3

38

16.4

1.06

D,E,F

4.3

38

16.4

1.06

248


Equipos de Cementación

249


 Equipos de Cementación  Se utilizan herramientas sencillas y con una función específica, estas son :

 Zapata Guía: es un niple colocado en la parte inferior del primer tubo, para permitir una libre introducción de la tubería en el hoyo. Su forma esférica en la parte inferior hace que el o con la pared del hoyo sea lo mas suave posible y permita la bajada del revestidor

 Zapata Diferencial: sirve de zapata guía y de flotador. Tiene un dispositivo que permite el llenado de la tubería, de esta forma ejerce una flotación y ayuda con el peso de la tubería, este dispositivo interno puede convertirse en una válvula de retención

250


Zapata flotadora

Cabezal de cementación

Tapones de desplazamiento

Cuello flotador

Centralizadores 251


Cementación del Pozo

Lodo base aceite

LODO

Pc5

p5

p = Densidad Pc = Punto Cedente

Lavador base aceite

p4

Pc4

p1 > p2 > p3 > p4 > p5 Pc1 > Pc2 > Pc3 > Pc4> Pc5

Espaciador base aceite

p3

Pc3

Espaciador base agua

Lechada de cemento

p2

Pc2

p1

Pc1

252


 Equipos de Cementación

 Cuello Flotador: se coloca en el extremo superior del primer tubo (en ocasiones del segundo tubo). Sirve de elemento de flotación y puede transformarse por medios mecánicos en una válvula de retención, permitiendo que el fluido circule de la tubería al espacio anular, pero no anular a tubería, así la mezcla agua cemento se queda en el anular y no regresa a la tubería. También sirve de soporte a los tapones de cementación  Cabezal de Cementación: se coloca en la parte superior del tubo que asoma a la superficie. Se conecta por medio de “mangueras de acero” a los sistemas de mezclado y bombeo. Posee dos cámaras de alojamiento para los tapones de cementación (blando y duro) y válvulas que permiten la operación completa 253


Tipos de Válvulas Flotadoras

Válvula de Lengüeta

Válvula de Pistón

Válvula de Bola 254


Cabezal de Cementación

255


Tipos de Cabezales de Cementación

Cabezal para un solo Tapón

Cabezal para dos tapones

256


 Equipos de Cementación  Tapones de Cementación : se introducen en la tubería de revestimiento durante la operación del bombeo y desplazamiento, se utilizan dos tapones durante el proceso:

 Tapón Inferior: separa la mezcla agua cemento del fluido en el pozo y limpia la pared de la tubería del fluido en el pozo, esta diseñado de manera que a presiones de 300 a 400 lpc se rompe un diafragma y permite la continuación del flujo de cemento al llegar al cuello flotador.

 Tapón Superior: separa la mezcla agua cemento del fluido desplazante ,y limpia la tubería de la mezcla agua cemento . Es una pieza casi sólida y al llegar al cuello flotador obstruye el flujo, lo que indica que la mezcla agua cemento ha sido colocada en su sitio.

257



 Tapón Inferior:

Tapón Superior:

258


Bombeo de Cemento con Tapones Superior é Inferior Desplazamiento



Método preferido.



Tapón Inferior barre la película del fluido del ID del revestidor.



Indicación

en

superficie

de

la

colocación del cemento. 

Máxima separación cemento / fluido.

259



 Centralizadores:

se colocan en la tubería de revestimiento para mantenerla centralizada en el hoyo y permitir que el espesor de cemento sea uniforme alrededor de toda la tubería, se colocan así:

- El primero, entre la zapata y el cuello flotador - El segundo, en la unión del segundo tubo con el tercer tubo - De allí en adelante, un centralizador cada dos tubos, hasta 40 pies por debajo del tope del cemento o según diseño



Raspadores: se colocan en la tubería de revestimiento con el objeto de limpiar el revoque que se ha formado en la pared del pozo.

260


Tipos de Centralizadores

 Centralizadores Inductores de Turbulencia:  Son equipos que se colocan en el revestimiento, los cuales no solamente centralizan, sino que también mejoran enormemente el éxito de la cementación.

261



Centralizadores de Flejes

Centralizador de Fleje c/Turbo-aleta Instalado sobre Anillo Tope

Centralizador de Fleje Instalado sobre Collar del Revestidor

262



Centralizadores Rígidos

Centralizador Rígido

Centralizador para Hoyo Reducido

263


 Definición de Standoff:  Separación mínima permitida entre el hoyo y el revestidor para garantizar una buena cementación. Según API el valor recomendado es 67 % Formación

Lodo

C

B

A

% Standoff = C x 100 (A – B )

Revestidor Cemento

264


EQUIPOS DE CEMENTACIÓN Tipos de Raspadores Raspadores de Pared Rotatorios

265


 Espaciadores y Lavadores  La contaminación de la lechada de cemento por el fluido de perforación, puede producir una interface incompatible, exhibiendo un incremento en la viscosidad y en la presión de bombeo.  En casos extremos pueden resultar en la suspensión del trabajo de cementación sin terminar el desplazamiento de la lechada o la fractura de la formación.  Por estas razones, se requiere el uso de Espaciadores y/o Preflujos diseñados, para separar el fluido de perforación de la lechada de cemento y/o lavar o diluir el fluido de perforación en el hoyo y acondicionarlo para la lechada de cemento respectivamente.  Para la selección adecuada de un Espaciador o Preflujo se deben realizar las pruebas de compatibilidad del mismo con el fluido y la lechada de cemento. 266


 Espaciadores y Lavadores

- Características: 

Compatibilidad de Fluidos.



Separación de Fluidos.



Mejora

la

Eficiencia

de

Desplazamiento de Lodo. 

Protección de Formación.



Suspensión de Sólidos.

267


Tipos y Diseños de las Lechadas de Cemento 268


 Pasos a seguir para el diseño de lechadas de cemento  Determinar la geometría del hoyo perforado, peso del lodo, tipo de lodo, altura de la columna de cemento y los tipos de formaciones expuestas.  Determinar la presión de fractura en el fondo (Densidad y Tasa de Bombeo Máxima).  Determinar la temperatura estática y circulante de fondo (BHST, BHCT).  Determinar si existen condiciones especiales que requieran del control de perdidas de fluido, prevención de la migración de gas, etc.

269


 Pasos a seguir para el diseño de lechadas de cemento  Estimar el tiempo de bombeo, el factor de seguridad y el régimen de flujo.  Seleccionar el diseño inicial de la lechada para la prueba.  Es importante hacer un breve repaso de los aspectos reológicos presentes en el Diseño de una Lechada de Cemento, así mismo los distintos Tipos de Regímenes de Flujo

270


 Reología del Cemento  Tipos de Fluidos  Newtoniano: o Proporcionalidad directa y constante entre la velocidad de corte y el esfuerzo de corte. Viscosidad independiente de la velocidad de corte, comienza a fluir inmediatamente de aplicado un esfuerzo

 No Newtonianos o No presentan proporcionalidad directa entre fuerza y flujo a presión y temperatura constante, necesitan de un esfuerzo adicional para comenzar a fluir

271


Esfuerzo de Corte lbs/100 pies2)

 Reología del Cemento

No- Newtonianos

Newtonianos

Velocidad de Corte R.P.M. (FANN)

Las Lechadas Newtonianos

de

Cemento

son

Fluidos

No

272


 Regímenes de Flujo Flujo Turbulento

95 % remoción del lodo

Flujo Laminar


Flujo Tapón


273


 Mecanismos de desplazamiento  Reglas Operacionales  Mover tubería para mejorar desplazamiento del fluido en el espacio anular. De no ser posible usar centralizadores inductores de turbulencia  Con el revestidor en el fondo iniciar movimiento de tubería (siempre que este se posible) y acondicionamiento del fluido de perforación  La velocidad de reciprocación del revestidor debe abarcar unos 15 pie en tres minutos aproximadamente  De rotarse la tubería hacerlo entre 3 y 10 RPM.  Las propiedades del fluido de perforación deben ser bajas sin producir sedimentación. 274


 Mecanismos de desplazamiento  Reglas Operacionales  Acondicione el hoyo con altas tasas de circulación del fluido de perforación.

 Utilice píldora indicadora para verificar área de flujo, el 95% del hoyo debe estar en circulación.  Controle los parámetros de Cementación en tiempo real.  Observe retorno de pre-flujo del Cemento a la superficie. Mantener control sobre la viscosidad embudo y la densidad.  No sobre desplace.  Luego de asentar tapón de tope, libere la presión y mida el volumen de reflujo para verificar equipo de flotación 275


 Mecanismos de desplazamiento  Reglas Operacionales  Realice el reporte de trabajo de Cementación, incluyendo:  Volumen  Densidad  Tasa de flujo  Presión en el cabezal de cada uno de los fluidos bombeados  Colocación de los rios del revestidor como: centralizadores, raspadores, anillo y zapata  Herramienta de doble etapa, etc  Registro de presiones de la secuencia operacional  Mezcladores  Movimiento de tubería (tipo, tasa y tiempo real) 276


 Otros factores a considerar  Antes de correr el revestidor  Acondicionamiento del hoyo con viajes cortos  Registro de calibración (caliper) para calcular el volumen de llenado.

 Durante la corrida del revestidor  Correr el revestidor a 1000 pie/hr en formaciones no consolidadas y 2000 pie/hr en rocas duras (calizas/dolomitas)  Romper circulación cada 1000 a 3000 pies (remover revoque)  Centrar revestidor en la mesa rotaria  Inspeccionar daños de cuñas y llaves  Asentar el revestidor cuando el tapón de desplazamiento llegue al fondo  Circular el hoyo antes de la Cementación 277


 Equipos de Flotación y Tapones de Desplazamiento  Equipos de flotación  Van en la sección inferior del revestidor para reducir la carga.  La zapata guía dirige el revestidor a lo largo del hoyo  Se combinan zapata guía y cuello flotador y se establece circulación cuando el revestidor llegue al fondo.  La válvula de contra presión previene que el cemento se regrese hacia el revestidor

 Tapones de desplazamiento 

Para minimizar la contaminación de la interfase entre el lodo y el cemento se usa un tapón inferior.  El tapón de desplazamiento superior evita que el fluido de desplazamiento se canalice a través del cemento y contamine la lechada.

278


 Consideraciones del tiempo de espera de espesamiento  Obtener una resistencia a la compresión sin que el cemento fragüe el lodo.

 El calor de hidratación del cemento es un factor influyente.  Una resistencia a la compresión de 500 lpc es generalmente aceptada en la mayoría de las operaciones.

279


FORMULACIONES

Formulario General .- Capacidad interna (Cap. int.) en bls / pie Cap. int. = ID ² / 1029.4 .- Capacidad anular (Cap. anu.) en bls / pie Cap. anu. = [ID ² - OD ² ] / 1029.4 .- Volumen interno (Vol. int.) en barriles (bls) Vol. int. = Cap. int. x Long. interna seleccionada .- Volumen anular (Vol. anu.) en barriles (bls) Vol. anu. = Cap. anu. x Long. anular seleccionada .- Volumen de la lechada (VL) en galones / sks VL = (Peso: Cemento + Aditivos + Agua) (lbs/sks) x Vol.absoluto (gal/lbs) Nota: Calcular en forma individual y luego sumar. Volumen absoluto = 1 / (SG cemento o aditivos x 8,33) = gal / lbs 280


FORMULACIONES .- Densidad de la mezcla (Dm) en lbs / gal Dm = Peso (lbs/Sk): (Cemento + Aditivos + Agua) VL

.- Volumen Total de Cemento (Vtc) en pie ³ Vtc = Vol. interno + Vol. anular = bls

1 bls = 5.615 pie ³

.- Rendimiento de la mezcla (Rm) en pie ³ / sks Rm = VL (gal / sks) / 7.48 (gal / pie ³) Nota: Cada cemento mezclado API tendrá un % de Agua por Peso de Cemento (BWOC) a menos que se especifique otro tipo de mezcla (mezcla no API)

.- Requerimiento de Agua (Ragua) en gal / sks Ragua = Peso del agua requerida (lbs/sks) x Vol. absoluto del agua (gal / lbs) Nota: Peso del agua requerida incluye Cemento y Aditivos. Volumen absoluto del agua (1 / 8.33 = 0.12) 281


FORMULACIONES .- Número de Sacos de Cemento (No. sks)

No. sks. = Vtc (pie ³) / Rm (pie ³ / sks) = sks .- Requerimiento Total de Agua (Rt agua) en bls Rt agua = Ragua (gal / sks) x No. sks = bls 42 gal / bls

.- Velocidad anular (Vel. anu.) en pie / min Vel. anu. = (24.5 x Q) / (DM ² - dm ²) = pie / min donde: DM = Diámetro mayor en uso, pulgadas, Dm = Diámetro menor en uso, pulgadas. Q = Gasto o Caudal, gal / min

.- Desplazamiento de la Bomba Triplex (Db) en gal / emboladas Db = 0,0102 x Dc ² x Lc x % EV donde: Dc = Diámetro de la camisa de la bomba, pulgs, Lc = Largo de la carrera o vástago, pulgs, % EV = % de Eficiencia Volumétrica, fracción 282


FORMULACIONES .- Fuerzas hacia arriba (F↑) en libras (lbs) F ↑ = (Long. TR x Cap. Ext. TR x Dm ) x 42 donde: Cap. Ext. TR = OD ² del TR/ 1029.4 = bls / pie .- Fuerzas hacia abajo (F↓) en libras (lbs) F ↓ = (Long. Sup – CF x Df x Cap. int.) x 42 + (Peso TR x Long. TR)

donde: Df = Densidad del fluido en lbs / gal

.- Presion interna (Pr. int) en lpc Pr. int. = (0,052 x Dm x h zap-cf) + (0,052 x Df x h sup-cf) .- Presion anular (Pr. anu.) en lpc Pr. anu. = (0,052 x Dm x h cemento) + (0,052 x Df x h fluido) .- ΔP = Panular – Pinterna en lpc 283


FORMULACIONES .- Factor de seguridad al colapso (Fsc)

Fsc = Resistencia al Colapso (psi) ∆P (psi) .- Factor de seguridad a estallido (Fse) Fse = Resistencia al estallido (psi) ∆P (psi) .- Tiempo de colocacion de la lechada (Tc) en minutos Tc = Td + Tm = minutos

donde: Td = Tiempo de Desplazamiento del Tapon Superior a la tasa de desplazamiento seleccionada, en min Tm = Tiempo de mezclado de la lechada de cemento a la tasa de mezclado seleccionada, en min. 284


Perforación Direccional

285


 Actualmente la mayoría de los pozos que se perforan alrededor del mundo, es la Perforación Direccional o Desviada  Para tal efecto, se hará un análisis general de este Tópico, el cual sería de gran interés para el Ingeniero de Diseño y/o Planificación y que a su vez pueda incrementar su experticia en las labores de Operaciones y de Ingeniería  Es importante recordar que esta actividad direccional directamente recae en una empresa contratista especializada y el papel del Ingeniero de Diseño y/o Planificación se basa en la Supervisión de la labor, más no de la ejecución en sí

286


Perforación Direccional. La perforación direccional es la técnica de la desviación de la trayectoria del pozo a lo largo de su curso hacía un objetivo que se encuentra en el subsuelo de cuya localización, a una distancia lateral y dirección vertical dada. Objetivos de la Perforación Direccional.            

Aumentar el volumen de reservas recuperables. Aumento de la rentabilidad. Evitar atravesar formaciones difíciles. Incrementar la tasa de producción de los pozos. Controlar severos problemas de conificación de agua y gas. Aprovechar los diferentes mecanismos de producción de los yacimientos. Reactivar pozos en yacimientos marginalmente económicos. Explotar yacimientos de arenas de espesores menores de 20 pies. Accesar reservas en yacimientos heterogéneos o de poca continuidad lateral. Acelerar e incrementar el recobro final de los pozos. Alcanzar yacimientos que se consideraban económicamente no explotables. Reducir costos en perforación costa afuera.

287


Causas que originan la Perforación Direccional. 

Localizaciones inaccesibles.



Domos de sal.



Formaciones con fallas.



Múltiples pozos con una misma plataforma.



Pozo de alivio.



Desvío de un hoyo perforado originalmente.



Pozos verticales (control de desviación).



Pozos geotérmicos



Diferentes arenas múltiples.



Aprovechamiento de mayor espesor del yacimiento.



Desarrollo múltiple de un yacimiento.



Perforaciones económicas o costa afuera.

288


PARÁMETROS DIRECCIONALES PROFUNDIDAD MEDIDA (MD)

PROFUNDIDAD VERDADERA (TVD)

PROFUNDIDAD DE ARRANQUE (KOP)

289


PARÁMETROS DIRECCIONALES FINAL DE LA SECCIÓN DE CONSTRUCCIÓN

SECCIÓN TANGENCIAL INICIO DE LA SECCIÓN DE DISMINUCIÓN

290


PARÁMETROS DIRECCIONALES FINAL DE LA SECCIÓN DE DISMINUCIÓN

DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL ÁNGULO DE INCLINACIÓN

291


PARÁMETROS DIRECCIONALES DIRECCIÓN O AZIMUT

OBJETIVO (TARGET)

292


En el mercado existen una gran variedad de herramientas que son útiles en la perforación direccional, las clasificaremos en la forma siguiente: a. Herramientas deflectoras. b. Herramientas de medición. c. Herramientas auxiliares.

Son aquellas que se encargan de dirigir el hoyo en el sentido que se tenga predeterminado. Entre ellos se tienen: a. Mechas de perforación. b. Cucharas deflectoras (guíasonda) c. Junta articulada d. Motor de fondo e. Sistemas de Perforación Direccional Rotatoria, RSS

293


Son herramientas con cuerpo de acero, cuya forma asemeja una cuchara punteada y que es asentada dentro del pozo con el objeto de desviar el hoyo de su trayectoria original. La cuchara puede ser orientada en una dirección específica, si esto es requerido. Existen tres diseños de cucharas deflectoras: a. Cuchara recuperable (guíasonda standard) b. Cuchara de circulación c. Cuchara permanente

294


Es una herramienta en la cual al circular en su interior el fluido de perforación proporciona rotación a la mecha independientemente de la sarta de perforación. El funcionamiento del mismo consiste en hacer girar la mecha con un determinado torque independientemente del resto de la sarta, el motor de fondo consta de 3 secciones: la de potencia, cardánica y de rodamiento. Los motores de fondo se dividen en alto y bajo torque, utilizándose los primeros en la construcción de los pozos horizontales. Se pueden conseguir en los siguientes tipos: 1. Turbina 2. Motor de desplazamiento positivo (mdp)

295


La perforación con motor direccional Se logra de 2 modos: ACTIVIDADES DE UN MOTOR DE FONDO

Rotación: la totalidad de la sarta de perforación rota (igual que en la perforación convencional) y tiende a perforar hacia delante. Desplazamiento: para iniciar un cambio en la dirección del pozo, se detiene la columna de perforación en una posición tal que la sección curva del motor se encuentre ubicada en la dirección de la nueva trayectoria. Se refiere al hecho de que la porción de la sarta que no rota se desliza por detrás del conjunto direccional.

Deslizando

Rotando

296


Son herramientas que tienen la capacidad de perforar pozos direccionales con una rotación continua de la sarta, eliminando la necesidad de deslizar un motor de fondo direccional, lo que genera una mejor transferencia de peso al sistema y por ende una mejor tasa de penetración. En la actualidad, la industria petrolera clasifica los sistemas rotativos direccionales en dos grupos: Apuntar la Mecha (Point the Bit) Empujar la Mecha (Push the Bit)

297


Apuntar la Mecha (Point the Bit) Consiste en dirigir la mecha de manera que su eje quede alineado con el de la dirección deseada del hoyo. La mecha corta con la cara solamente.

Empujar la Mecha (Push the Bit) Consiste en empujar la mecha hacia los laterales. En donde, el eje de la mecha esta desalineado con el eje que se desea obtener del hoyo. La mecha corta lateralmente y con la cara.

298


Estos equipos o instrumentos sirven para localizar posibles “pata de perro” o excesivas curvaturas. Para los instrumentos y métodos actuales son un medio rápido, preciso y económico de vigilar el fondo del pozo. Los instrumentos más utilizados son: a. Péndulo invertido (Totco) b. Toma sencilla (Single shot) c. Tomas múltiples (Multi shot) d. Orientación giroscópica de toma sencilla. e. Orientación direccional (DOT) f. Mediciones durante la perforación (MWD) g. Logging while drilling (LWD)

299


300


Consiste en obtener mediciones de la formación al mismo tiempo que se perfora. Al disponer de la información en tiempo real, se pueden tomar decisiones inmediatas respecto a los programas de revestimiento y la toma de núcleos, a la selección de los intervalos de completación y a los requerimientos de operaciones de perfilaje a realizarse. HERRAMIENTA DE RESISTIVIDAD DUAL COMPENSADA (CDR*)

301


Son herramientas que forman parte del ensamblaje de fondo, su utilización y posición, dependen del efecto que se desee lograr durante la construcción de la trayectoria del pozo. Algunas herramientas auxiliares son: a. b. c. d. e. f. g. h. i. j.

Estabilizadores Barra de perforación (Drill Collars) Martillo (Drilling Jar) Barra antimagnética (K- monel) Tubería pesada o de transición (Heavy Weight Drill Pipe) Transmiter- Sub Cross- Over, Bit Sub. (Sustitutos) Bent sub Acelerador (Drilling Acelerator) Amortiguador (Sock Absorber)

302


Estabilizadores

Martillo (Drilling Jar)

Barra de perforación (Drill Collars)

Barra antimagnética (K- monel)

303


Tubería pesada o de transición (Heavy Weight Drill Pipe)

Transmiter- Sub

Cross- Over

304


Componentes del Ensamblaje de Fondo 

  

  

 

Proporcionar el peso requerido por la mecha para maximizar la tasa de penetración Producir hoyos en calibre Evitar la formación de desviaciones tipo "pata de perro" y ojos de llave Minimizar las vibraciones y la posibilidad de atascamientos diferenciales Proteger la sarta de perforación del pandeo y torsión excesiva. Controlar la dirección e inclinación del hoyo. Asegurar la corrida del revestidor (casing) en el hoyo. Incrementar el rendimiento de la mecha. Servir como herramienta en operaciones de pesca, pruebas y reparación de pozos.

 Barras de perforación (Drill Collars) 

Tubería de perforación pesada



Estabilizadores



Amortiguadores



Vibradores (martillos)



Substitutos



Crossover



Motores de fondo



Herramientas de medición

305

Básico de Perforación y Cementación de Pozos Petroleros  Tipos de pozos direccionales  Los tipos de pozos direccionales dependerán de las razón o causa por la cual se decidió perforar direccionalmente y de algunas condiciones de las formaciones a atravesar. Entre ellos están: Tipo Slant o Tangencial, Tipo “S”, Tipo “S” Especial, Pozos Horizontales, Pozos Multilaterales, Pozos desviados con un taladro inclinado  Los pozos direccionales se clasifican dependiendo de su objetivo operacional y de la trayectoria y de su ángulo de inclinación, su clasificación más común es la siguiente: Según su objetivo Operacional: • Pozo Side Track. • Pozo de Reentrada (Reentry).

• Pozo Grass Root. Según su trayectoria y ángulo de inclinación: • Tipo Tangencial (Tipo J). • Tipo “S”. • Tipo “S” Especial. • Pozos Inclinados. • Pozo Horizontal. 306


TIPOS DE POZOS DIRECCIONALES •

Según su trayectoria: – Tangencial (J) – Tipo S – Tipo S espiral

•

Según su ángulo final: 

Vertical: 0-10º



Inclinado: 10-30º



Desviado: 30-60º



Altamente desviado: 60-75º



Horizontal: 75-90º

Según su radio: – Largo: 0-7º /100

Según su profundidad (TVD): 

Somero hasta 6.000 pies



Mediano hasta 10.000 pies

– Radio corto: 36-90º /100



Profundo hasta 15.000 pies

– Ultra corto > 91º /100



Extraprofundo mas de 15.000 pies

– Medio: 8-35º /100

307


TIPOS DE POZOS DIRECCIONALES

308


Al final de cada survey exitoso (ejemplo: single-shot, multishot, steering tool, surface readout gyro, MWD) la siguiente data es medida: a. Profundidad medida del survey b. Inclinación del pozo c. Azimuth del pozo (corregido al norte real) La data mencionada deberá entonces posible conocer la posición en el fondo del pozo al último survey point para ser calculado con exactitud en términos de: 1. 2. 3. 4. 5.

TVD Norte Este Sección Vertical Severidad de Pata de Perro

La data calculada es luego ploteada en un gráfico de pozo direccional (TVD vs Sección Vertical en un plano vertical, Coordenadas rectangulares N/S vs E/W en un plano horizontal) 309


Los métodos de cálculos de trayectorias direccionales nos permiten visualizar en tres dimensiones el comportamiento de la trayectoria del pozo en función de las medidas de las herramientas direccionales, tales como Profundidad Medida (MD), Inclinación del pozo (α) y Dirección o Azimut. Los métodos de estudios direccionales son:    

Método Tangencial Método de Ángulo Promedio Método de Radio de Curvatura Método de Curvatura Mínima

310


Métodos Matemáticos para Calculo de Trayectorias  Tangencial : una recta entre surveys inclinada al ángulo inicial  Angulo promedio: una recta entre surveys promediando sus inclinaciones  Tangencial balanceado: dos rectas entre surveys inclinadas al ángulo final e inicial.  Radio Curvatura: simula los surveys como parte de la superficie de un cilindro.  Curvatura Mínima: simula los surveys como la superficie de una esfera.

311


El método más simple usado por años ha sido el método tangencial. La derivación original o presentación a la industria es desconocido. Las matemáticas usan la inclinación y dirección de la última estación de survey y asume los ángulos proyectados constantes sobre la longitud del curso precedente DM2 a A2. Los ángulos como A1 no son considerados. Este método se basa en la suposición de que el pozo mantiene la misma inclinación y el mismo rumbo entre 2 estaciones, es fácil de calcular, es impreciso, especialmente en pozos de configuración tipo sección aumentada y tangencial y el tipo “S” en los que indica menos desplazamiento vertical y más horizontal de los que realmente hay en el pozo.

312


Puede ser mostrada que la coordenada o latitud N/S (denotada como L) es calculada para cada tramo DM (Donde i es el ángulo de inclinación y i su dirección)

Li  DMi * Sen i * Cos i  La coordenada E/W (denotada como M) es calculada para cada tramo DM

M i  DMi * Sen i * Sen i 

El segmento TVD es calculado como:

TVDi  DMi * Cos i 

El desplazamiento calculado como:

horizontal

D

es

Di  DMi * Sen i 

Para calcular las coordenadas totales N/S y E/W, y el valor de TVD se usan las siguientes ecuaciones: n

Li   Li i 1

n

M i   M i i 1

n

TVDi   TVDi i 1

313


Éste método intenta hacer una aproximación cerrada de la trayectoria del pozo usando los resultados obtenidos en el survey actual y anterior. Efectivamente, la longitud del curso entre dos survey points es dividido entre dos, igual longitud, segmentos de línea recta. En este caso: Coordenada N/S (denotada como L)

Li 

DMi * Sen i 1 * Cos i 1   Sen i * Cos i  2

Coordenada E/W (denotada como M)

M i  El segmento TVD es calculado como:

TVDi 

DMi * Cos i 1   Cos i  2

DMi * Sen i 1 * Sen i 1   Sen i * Sen i  2 El desplazamiento calculado como:

Di 

horizontal

D

es

DMi * Sen i 1   Sen i  2 314


Es reconocido que el método tangencial causa un considerable error por no considerar el ángulo de inclinación y la dirección previa. El ángulo promedio y el método del ángulo promedio considera los promedios de los ángulos 1 y 1 y 2 y 2. Se basa en la suposición de que el recinto del pozo es paralelo al promedio sencillo de los ángulos de inclinación y dirección entre 2 estaciones.

315


La coordenada N/S (denotada como L) es calculada para cada tramo DM (Donde i es el ángulo de inclinación y i su dirección) como:

    i 1      i 1  Li  DMi * Sen i  * Cos i  2 2    

La coordenada E/W (denotada como M) es calculada para cada tramo DM

    i 1    i   i 1  M i  DMi * Sen i * Sen    2 2     El segmento TVD es calculado como:

    i 1  TVDi  DMi * Cos i  2   El desplazamiento horizontal D es calculado como:

  i   i 1  Di  DMi * Sen  2   316


Este método se basa en la suposición de que el recinto del pozo es un arco parejo y esférico entre estaciones o puntos de estudios. Es teóricamente sensato y es muy preciso. Este método usa los ángulos del tope y la base para generar una curva en el espacio teniendo la forma de un arco esférico a la cual pasa a través de 2 estaciones (puntos). Cada longitud del curso es asumida a ser un arco circular en ambos planos (horizontal y vertical).

317


El segmento de incremento de TVD es calculado como:

TVDi 

360 * MDi * Sen i   Sen i 1  2  i   i 1 

Donde MD es el incremento de longitud, 1 y 2 son los ángulos de inclinación en los puntos 1 y 2, respectivamente. El incremento en la coordenada N/S (denotada como L) es calculada para cada tramo DM (Donde i es el ángulo de inclinación y i su dirección) como:

3602 * MDi * Cos i 1   Cos i * Sen i   Sen i 1  Li  4 2  i   i 1  i   i 1  El incremento en la coordenada E/W (denotada como M) es calculada para cada tramo DM

3602 * MDi * Cos i 1   Cos i * Cos i 1   Cos i  M i  4 2  i   i 1  i   i 1 

NOTA: si el ángulo de inclinación o el azimuth no cambian entre 2 estaciones o puntos entonces estas ecuaciones no son aplicables debido a que resultan una división entre cero. 318


Presupone que el pozo es un arco esférico con mínimo de curvatura; que hay máximo radio de curvatura entre puntos o estaciones. Es el de mejor justificación teórica y por consiguiente el más aplicable a casi cualquier pozo. Este método ajusta efectivamente un arco esférico en dos puntos de surveys. Para ser más específicos, este toma los vectores en el espacio definidos por la inclinación y azimuth a cada punto de survey y suavizar estos en el pozo usando un factor de radio la cual es definido por la curvatura en la sección del hoyo. Un factor de radio (RF) es usado para suavizar los vectores en la curva del pozo. Esta curvatura es conocida como pata de perro (dog leg)

319


320


La Severidad de la Pata de Perro es una medida de la cantidad de cambio en la inclinación y/o dirección de un hoyo, usualmente expresada en grados por cada 100 pies de longitud en curso (°/100pies). Existen varias ecuaciones para calcular el efecto total del cambio en inclinación y azimuth. El ángulo de pata de perro (DL) en grados viene dada por:

CosDLi   Cos i   i 1   Sen i 1 * Sen i * 1  Cos i   i 1  La Severidad de la Pata de Perro (DLS) viene dada por:

   100   DLS  * ArcCosCos i   i 1   Sen i 1 * Sen i * 1  Cos i   i 1   100 ft  MD

321


Primero se calcula el factor de relación (RF) El segmento de incremento de TVD es calculado como:

TVDi 

RF 

360  DL  * Tan   * DL  2 

MDi * RF * Cos i 1   Cos i  2

Donde MD es el incremento de longitud, 1 y 2 son los ángulos de inclinación en los puntos 1 y 2, respectivamente. El incremento en la coordenada N/S (denotada como DL) es calculada para cada tramo DM (Donde i es el ángulo de inclinación y i su dirección) como:

Li 

MDi * RF * Sen i 1 * Cos i 1   Sen i * Cos i  2

El incremento en la coordenada E/W (denotada como M) es calculada para cada tramo DM

MDi M i  * RF * Sen i 1 * Sen i 1   Sen i * Sen i  2 322


La data a continuación se refiere a un pozo perforado direccionalmente: a. TVD en el punto 1: 1150 pies b. Coordenadas N/S en el punto 1: 350 pies c. Coordenadas E/W en el punto 1: 550 pies d. Rumbo del Objetivo: 65° La data del survey en 2 puntos son las siguientes: Punto 1 2

MD, Inclinación, pies grados 1200 1400

15 19

Azimuth Corregido, grados 45 55

Sección Vertical, pies 646,3

Use el método de radio de curvatura para calcular la trayectoria del pozo entre los puntos 1 y 2, y la severidad de la pata de perro. 323


Antes de hacer los cálculos es necesario corregir el ángulo de dirección a la dirección real, ya que todos los instrumentos de estudios magnéticos están diseñados para apuntar hacía el norte magnético, a tiempo que los planos direccionales se grafican con relación al norte real. El grado de corrección necesaria varía de sitio a sitio. Las variaciones se indican en gran número de gráficos que se denominan “isogónicos”. En Venezuela podemos mencionar que en (1993), estamos considerando para el Lago de Maracaibo una declinación de 6˚ Oeste y para el Oriente del país una declinación de 11˚ Oeste.

324


325


DIRECCIÓN LEÍDA

DECLINACIÓN ESTE

DECLINACIÓN OESTE

NE

SUMAR A LA LECTURA

RESTAR A LA LECTURA

SE

RESTAR A LA LECTURA

SUMAR A LA LECTURA

NW

RESTAR A LA LECTURA

SUMAR A LA LECTURA

SW

SUMAR A LA LECTURA

RESTAR A LA LECTURA

326


Azimuth El azimuth de un pozo a cualquier punto es definido como la dirección del hoyo en un plano horizontal medido en la dirección de las agujas del reloj desde un norte de referencia. Usualmente es expresado en ángulos que varían de 0º a 360º, medidos desde el norte, o en sistemas de cuadrantes de 0º a 90º medidos desde el norte en el cuadrante noreste y desde el sur en el cuadrante sureste. Todas las herramientas magnéticas (MWD, otros ) dan lecturas referido al Norte Magnético; asi que esta medida debe ser corregida con la declinación magnética del área donde se trabaja.

327


328


Medición de Dirección – Referencia de Azimuth – Medición en Cuadrantes

329


Ejemplo. Cálculos de Azimuth Determine el azimuth con respecto al norte verdadero de los siguientes pozos:

Pozo

Azimuth Observado Declinación respecto al norte magnético

1

N 45º E

3º West

2

N 45º E

3º East

3

S 80º W

5º West

TrueNorth  MagneticNorth  Declinació n PozoN º1 Cuadrante1  N 45º E   3º   N 42º E

PozoN º 2 Cuadrante2  N 45º E   3º   N 48º E

Azimuth1  42º

Azimuth2  48º

PozoN º3 Cuadrante3  S 80º W   5º   S 75º W Azimuth3  180º 75º  255º 330


Prevención de Arremetidas y Control de Pozos Operaciones de Pesca. 331


332


333


334


 Técnicas para la detección de presiones anormales de la formación

y

estimación

 Métodos predictivos (datos sísmicos, correlaciones de datos de pozos vecinos)  Métodos disponibles mientras se perfora  Métodos de verificación

335


336


Presión de Circulación Es la presión necesaria para vencer la fricción entre el fluido de perforación y cualquier superficie con la cual está en o durante su movimiento en la tubería, en la mecha y el espacio anular.

337


Presión de Fractura: Es la presión necesaria para inyectar fluido a un yacimiento, fracturándolo. Para que ocurra la fractura es necesario que la presión ejercida sobre la formación sea mayor que la suma de la presión de poros mas la componente horizontal de la presión de sobrecarga. Se puede también determinar mediante la prueba de integridad

de presión

338


Formaciones de Presión Anormal: Son presiones de formación con valores mayores a 0.465 lpc/pie. Generalmente estos valores de gradiente corresponden a yacimientos aislados o entrampados.

Origen: * Compactación anormal de sedimentos

Mecanismos que provocan presiones anormales: Efectos de compactación, Diagenéticos, de densidad diferencial y de migración de fluidos

339


Formaciones de Presión Anormal:

¿ Como se detectan ? Antes, durante o después de la perforación

Registro Sísmico Perfil de velocidades de reflexión de las ondas

Interpretación de datos  . Velocidad de penetración  . Exponente “d ”  . Cambio de las prop. del lodo  . Temperatura del lodo  . Análisis de muestras  . Densidad de lutita

Registro eléctricos . Resistividad . Sónico . Conductividad

340


Formaciones de Presión Anormal: Exponente “ d ”: D = log (R/N) / log (12W/106 D) Donde: R = Tasa de penetración N = Revoluciones por minuto de la mesa W = Peso sobre la mecha D = Diámetro de la mecha 60 = factor de conversión de rpm a rph 106 = factor de escala

341


 Métodos del exponente “d” modificado

342


Gradiente de Presión Es la variación de la presión por unidad de profundidad y viene dado en psi/pie. GP = 0.052 * Dlodo (lbs/gal).

Gradiente de Fractura: Variación del valor de la presión de fractura por unidad de profundidad del hoyo

Gradiente de Presión de Sobrecarga : Variación del valor de la presión de sobrecarga por unidad de profundidad del hoyo

343


Relación entre presiones: Ph < Pf La presión hidrostática siempre debe ser menor que la presión de fractura para evitar perdidas de circulación

Ph > Py La presión hidrostática siempre debe ser mayor que la presión de yacimiento (presión de formación), para evitar el flujo de fluidos desde el yacimiento hacia el hoyo

Sobrebalance: Es la diferencia que debe existir entre la presión hidrostática de una columna de fluido y la presión del yacimiento a la misma profundidad. 344


Arremetida Se puede definir como el flujo

“AT”

de fluidos desde la formación

“AC”

hacia el pozo, ocasionado por un

desbalance

presión

entre

hidrostática

de

la la

columna de lodo y la presión

del yacimiento (Ph>Py).

345


Reventón Es uno de los riesgos más temidos y potencialmente el más costoso de los que puede suceder durante la perforación. Puede generarse lentamente mediante arremetidas leves o severas, o un drástico y violento desequilibrio entre la presión de formación y la que ejerce la columna de lodo, lo cual permite que los fluidos de la perforación irrumpan velozmente hacia el pozo y lleguen a la superficie sin que el personal del taladro tenga tiempo para controlar el flujo.

“AT”

“AC”

346


Causas que pueden originar

una arremetida

347


* Llenado inadecuado del hoyo

348


* Densidad insuficiente del lodo DENSIDAD INADECUADA

Ph < Py

Ph >> Py

Invasión de fluidos al pozo

. Exceder gradiente de fractura . Pega diferencial . Reducción de la tasa de penetración

349


* Suabeo (succión – achique)

350


* Perdida de circulación

Yacimientos fracturados

NATURAL

Yacimientos agotados

TIPOS INDUCIDA Densidades de lodo inadecuadas

Efecto pistón

351


* Lodo cortado por gas:

Lodo

Reducción de la densidad

Disminución de Hidrostática

GAS Gas de viaje

Gas de Conexión

Arremetida

Lutitas Presurizadas Arenas productoras 352


*

Perforación

de

formaciones

con

Presiones

Anormales

1

2

Punto de Presión anormal

Punto de Presión normal

353


Indicadores de una Arremetida

354


PERFORANDO: * Aumento de flujo en la línea de retorno * Aumento de volumen en los tanques * Aumento de la velocidad de penetración * Incremento de las unidades de gas * Lodo contaminado con agua salada * Disminución de presión de circulación y aumento de

las emboladas de la bomba * Pozo fluye con las bombas paradas 355


DURANTE UN VIAJE :

* El pozo no toma volumen de lodo adecuado

Tanque de viaje

356


Procedimientos de cierre del pozo TIPOS DURO OPERACIONES DE REHABILITACION Y REPARACION DE POZOS

SUAVE PERFORANDO DURANTE UN VIAJE 357


PERFORANDO Perforando Activar Rotaria

No

Indicadores de Arremetidas Si Parar Mesa Rotaria y Levantar Cuadrante

Encender Bombas y Bajar Cuadrante Tomar Acción

Parar Bombas Analizar Causa Indicador Flujo con las bombas apagadas Si

No

Verificar Alineación del Pozo

Abrir HCR, cerrar la Válvula esférica y el estrangulador

Anotar Presiones y volumen de ganancia en los tanques Seleccionar método de control

358


DURANTE UN VIAJE Viaje No

Indicadores de Arremetidas Si Poner ultimo tubo a tiro de cuña

Retirar elevador

Instalar “ Inside Preventer”

Instalar válvula de seguridad del cuadrante abierta

Abrir válvula de seguridad

Cerrar válvula de seguridad Flujo?

Bajar sarta por parejas

No

Si

No Si

Flujo?

Abrir HCR, cerrar la Válvula Esférica y el Estrangulador

No

Fondo ?

Si Circular

Conectar Cuadrante Abrir valvula de seguridad

Leer presiones de cierre y ganancia en los tanques

Seleccionar método control

359


Prueba de Integridad de Presión Procedimiento operacional que permite, una vez realizada, evitar problemas de perdida de circulación por fractura de la formación , al utilizarse altas densidades de lodos. También es necesario conocer la presión de fractura para determinar la Máxima Presión Anular Permisible en la Superficie (MPAPS)

360


Prueba de Integridad de Presión Preparativos para realizar la P.I.P: 1. Realizar la prueba de presión al revestidor Presión de Bomba

361


Prueba de Integridad de Presión Preparativos para realizar la P.I.P: 2. Perforar Cuello flotador, cemento y zapata

362


Prueba de Integridad de Presión Preparativos para realizar la P.I.P: 3. Perforar 30 pies de hoyo nuevo debajo de la zapata y circular hasta obtener retornos limpios

363


Prueba de Integridad de Presión Preparativos para realizar la P.I.P: 4. Levantar la tubería hasta que la mecha quede encima de la zapata y luego cerrar impidereventón anular Presión

364


Prueba de Integridad de Presión Realización de la P.I.P: Etapa A: se bombea lentamente al pozo a una tasa pre-seleccionada de lodo de ¼ a ½ barriles por minuto. Al comienza del bombeo el sistema se compensara. Luego se observara un aumento constante de presión por cada volumen de lodo bombeado Etapa B: se procede a construir una grafica donde se registren los de aumentos de presión con el volumen bombeado acumulado Etapa C: cando los puntos graficados comienzan a apartarse de la recta, se ha encontrado el limite de la prueba de integridad. En este punto la formación ha comenzado a ceder y se nota menos incremento de presión correspondiente a un volumen constante Etapa D: se detiene la bomba y se observa el pozo por un tiempo prudencial 365


Prueba de Integridad de Presión

C

BOMBAS PARADAS FIN DE LA PRUEBA

B

D LIMITE ANTICIPADO DE LA PRUEBA

DLE= Peso del lodo en el hoyo + Limite PIP/ 0.052 * Prof. Zapata

A

366


Hoja de calculo para el control de arremetidas Información que se debe pre-registrar: .- Máxima Presión Anular Permitida en Superficie ( MPAPS ) MPAPS = Pf – Ph zapata MPAPS = 0.052 * ( DEL – D lodo ) * H zapata

(LPPC)

.- Presión de la bomba a velocidades reducidas .- Capacidad de mezcla de Barita en el taladro

.- Capacidades internas de la sarta como del anular 367


Hoja de calculo para el control de arremetidas Calculo de los parámetros : .- Presión de Cierre de Tubería (PCT) y en revestidor (PCR)

.- Ganancia en los tanques .- Densidad del lodo para controlar Dc = Do + PCT/ 0.052 * PVV PVV: Prof. Vertical verdadera

.- Cantidad de material densificante requerido Sx = 1470 (Dc-Do) / 35.5 - Dc Sc = numero de sacos de Barita / 100 Bls lodo Dc = densidad de control (lpg) Do = densidad original (lpg) 35.5 = densidad de la Barita (lpg) 368


Hoja de calculo para el control de arremetidas Calculo de los parámetros : .- Velocidad reducida .- Presión inicial de circulación PIC = PCT + PRB PRB = Presión reducida de bombeo

.- Tiempo recorrido por el lodo desde superficie a la mecha tsup-mecha = Emb. sup-mecha Emb sup - mecha = numero de emboladas sup-mecha tb = tasa de bombeo (Emb/min)

369


Hoja de calculo para el control de arremetidas Calculo de los parámetros : .- Tiempo de bombeo y volumen para que el tope del influjo llegue a la zapata del revestidor t1 = V m-z/ tasa de bombeo (bls/min) V m-z = volumen desde la mecha hasta la zapata (bls) .- Tiempo desde la zapata hasta el estrangulador o superficie t2 = V z – e / tasa de bombeo (bls/min)

V z - e = volumen desde la zapata hasta el estrangulador (bls)

.- Tiempo total de bombeo Ttb = tb + t1 + t2 370


Hoja de calculo para el control de arremetidas Calculo de los parámetros : .- Gradiente y altura del influjo h inf = ganancia / Capacidad G inf = Go * (PCR - PCT) / h inf G inf : Gradiente de influjo (lppc) Go : Gradiente de lodo original (lppc) h inf:Altura del influjo (pies) Cap : Capacidad anular donde se encuentra el influjo (bls/pie)

.- Presión final de circulación PFC = PRB * Dc / Do Dc = Densidad del lodo de control (lpg) Do = Densidad del lodo original (lpg) 371


372


Métodos de Control de Arremetidas

Convencionales: .- Método del Perforador .- Método del Ingeniero .- Método Concurrente No -convencionales:

373


Método del Perforador: Se realiza en dos ciclos de circulación: La primera circulación desplaza el fluido infiltrado y lo conduce por el espacio anular hacia la superficie. Esta circulación se efectúa empleando el mismo lodo de perforación utilizado cuando surgió la arremetida

La segunda circulación consiste en hacer circular lodo mas denso para contener la presión de la formación, reemplazando al fluido existente en el pozo

374


Método del Ingeniero : Llamado también método de esperar y pesar, es una variante del método del perforador y esta basado en el caso de que se pueda preparar el nuevo fluido con la densidad requerida en corto tiempo mientras se mantiene el pozo cerrado. No se da inicio a la circulación hasta que se densifique el lodo en los tanques

Este método realiza una única circulación, para introducir el lodo de mayor densidad y eliminar el influjo de gas, petróleo o agua salada

375


Método Concurrente : También conocido como Método de Densificar por etapas, consiste en comenzar de inmediato la circulación ajustando gradualmente la densidad del lodo de acuerdo a un programa determinado

En este método es necesario calcular los ciclos de bombeo requeridos para circular el lodo hasta el fondo de la sarta de perforación para los incrementos de densidad del lodo seleccionado

376


377


En operaciones de perforación el termino pesca es aquel que se aplica a los intentos de recuperar objetos perdidos en el pozo. Es necesario antes de tomar una decisión de pesca, de desvío o de abandono de un pozo, hacer una evaluación económica Lo primero que un Ingeniero de perforación debe hacer cuando se presenta un trabajo de pesca es hacer un listado de ciertas condiciones como:  configuración completa del diámetro del pozo  descripción del pez incluyendo diámetro interno, diámetro externo  longitud y localización  profundidad y presión en formaciones permeables 378


* Sarta de perforación atascada * Adherencia por diferencial de presión Hoyo de diámetro inferior al perforado * Deformación o asentamiento tipo llave * Hoyo ahusado * Objetos que caen a lo largo de la sarta de perforación * Limpieza inadecuada del pozo

* Pez perdido en el pozo * Falla por fatiga * Objetos extraños en el pozo

379


Pesca de tubería de perforación * Esfuerzos preliminares para liberar la tubería atascada PEGA DIFERENCIAL Coeficiente de adherencia del revoque

Aumenta con el tiempo

Área de o (constante)

Diferencia de presión

Disminución de la densidad del lodo

Mayor fuerza para desprender la tubería

380


Determinación del Punto Libre Cuando se trata de tubería atascada y no se puede desatascar, es posible aplicar otros métodos o sistemas, loa cuales facilitan mediante el conocimiento de la profundidad, donde se atasco la tubería * Método de estiramiento de la tubería • Se aplica al tubo una fuerza hacia arriba, la cual debe ser mayor que el peso total de la tubería para asegurarse de que toda la sarta está en tensión • Se marca un punto de referencia en la tubería en superficie. Normalmente se hace esto en el tope de la mesa rotaria • Se aplica una fuerza hacia arriba para hacer que la parte no atascada de la tubería de perforación se estire. El estiraje se mide con el punto de referencia. Por supuesto está limitada por la resistencia cedente de la la tubería 381


Determinación del Punto Libre * Indicadores del Punto Libre Se puede obtener con instrumentos electromagnéticos (electroimanes), conectados con una junta telescópica y bajados en un cable eléctrico hasta un punto conocido

Se conecta la corriente eléctrica y los dos imanes se adhieren al interior de las paredes de la tubería

Se ejerce tensión en la superficie y el tubo se estira sobre el atascamiento, alargandose la distancia entre los imanes

Si los imanes están debajo del punto de atascamiento, no ocurre entre ellos ningún estiraje. Se repite la operación y se tiene definido el punto libre 382


Determinación del Punto Libre * Registro de recuperación de tubería de perforación Prueba acústica que se utiliza para determinar los puntos atascados en la tubería de perforación, portamechas y tuberías de revestimiento. Se realiza cuando el pez tiene longitud excesiva, indica la posibilidad de pescar o iniciar el desvío

Técnicas de desenroscamiento * Desenroscamiento controlado Después de localizar el punto libre, la tubería se desenrosca inmediatamente por encima del punto de atascamiento Una carga explosiva, la cual se baja en un cable eléctrico por dentro de la tubería junto con el indicador de punto libre y el localizador de cuellos. Se coloca en el cuello inmediato encima del punto de atascamiento y se dispara mediante un impulso eléctrico desde la superficie 383


Técnicas de desenroscamiento * Desenroscamiento a ciegas Cuando los desenroscamientos controlados no tienen éxito o no se pueden llevar a cabo debido a las condiciones de la sarta de perforación, lo que se hace es levantar el peso hasta la profundidad deseada y luego se aplica torsión hacia la izquierda a la tubería hasta que una de las uniones se deserosque. La profundidad de desenroscamiento se puede estimar con el indicador de peso

Técnicas de corte * Cortadores de línea eléctrica Se utilizan cuando las condiciones no se prestan para desenroscar a la profundidad requerida Existen dos tipos básicos de cortadores: a chorro y químico Químico: Tuberías desde 1” hasta 4 ½” A chorro: Tuberías con un diámetro de 1 ½” o mas 384


Análisis de las condiciones . Diámetro interior de la tubería de revestimiento . Diámetro interno y externo del pescado . Profundidad del tope del pez . Forma del tope del pez . Diámetro interior del revestidor o liner, en caso de que el pez se encuentre dentro de el

385


. Forma del tope del pez Es importante conocer la forma que presenta el tope del pescado para seleccionar el pescante adecuado. La manera mas practica de conocer este detalle es mediante una impresión tomada con una “camarita de plomo”

La “camarita” o bloque de impresión Consiste en una pieza de plomo de fondo plano circular completamente lisa, acoplada a un niple de 2 3/8” o 2 7/8” de tubería de producción. El objetivo de ésta es tomar una impresión aproximada del tope del pescado. La forma viene impresa en el plomo y su interpretación queda a juicio.

386


. Herramientas de pesca interna . Pescante tipo arpón (Spear ) Esta diseñado para agarrar internamente cualquier tipo de tubería a excepción de aquellas que tienen un diámetro interno muy pequeño. Esta constituido por un mandril al cual se le coloca una grapa (spear grape). El mandril tiene forma de spiral cónica, la grapa internamente presenta la misma configuración paro a la inversa para que pueda encajar con el mandril. La superficie de la grapa externamente esta configurada por una serie de hilos filosos, a través de los cuales puede adherirse a las paredes del pescado. 387


. Herramientas de pesca interna . Pescante tipo Rabo e´rata ( Taper Tap ) Es una de las herramientas mas antiguas usadas en pesca durante la perforación. Es un cono dentado muy resistente que al rotarlo abre surcos y se enrosca en el tope del pescado.

Se utiliza para pescar por el diámetro interno: tapones, empacaduras y especialmente secciones de tubería que no ofrezca resistencia a la tensión. Una vez que esta se ha unido al pez no se puede recuperar, en caso de atascamiento. En las casos que se cree que va ha ser usado con tensión es necesario utilizar una junta de seguridad 388


. Herramientas de pesca externa . Pescante tipo Over shot Se utiliza para la recuperación de herramientas atascadas. Esta constituida por una guía original que permite localizar y centralizar el pescado para hacer que este penetre en él, engancharlo y posteriormente recuperarlo. El “bowl” es la sección en la cual esta contenida la grapa con sus respectivos controles. La forma interna del “bowl” es cónica y espiral. Posee además un ”top sub” que es la parte superior del “overshot” y sirve de enganche para la tubería con que se combina la herramienta para bajar

389


. Herramientas de pesca externa . Pescante de agarre corto (Short Catch ) Es una variedad del “overshot” se utiliza cuando los puntos de pesca tienen una longitud crítica (corta). A diferencia del “overshot” solamente esta compuesto de un “bowl” y un “top sub”. La configuración interna del “bowl” es cónica con espirales y al momento de la tensión éste se contrae para adherirse al pescado.

390


. Herramientas de pesca externa . Pescante tipo Tarraja Hembra ( Die Collar )

Es una herramienta para pesca externa en su parte inferior es cónica de afuera hacia adentro. Su configuración interna es en forma de terraja permite pescar externamente en diámetros no definidos. Existen dos tipos: el tipo “A” al cual no se le puede adaptar campanas y el tipo “B” el cual tiene rosca en su parte inferior para adaptarle una campana. 391


. Herramientas de corte Son aquellas herramientas que se utilizan para cortar todo tipo de tuberías, tales como: “casing”, “liners”, “tubing” y ensamblaje de perforación o reparación. Estas herramientas se clasifican de acuerdo al tipo de pesca: corte interno y corte externo.

Se distinguen dos tipos de herramientas de corte interno: mecánicas, hidráulicas y químicas.

Herramientas Mecánicas de Corte Interno Existen diferentes variedades según el fabricante, pero en general se utilizan para realizar cortes internos. Una vez que se han alcanzado la profundidad de corte la herramienta se opera girando a la derecha para que el cono de cuña impulse las cuchillas hacia arriba y afuera, de esta forma se adhieren las tuberías. Estas cuchillas realizan el corte mediante la aplicación de peso y rotación hacia la derecha. Para liberarlas se levanta la sarta y al contraerse volverán las cuchillas a su posición original. 392


. Herramientas de corte interno hidráulica El cortador interno hidráulico es una herramienta que se emplea para la mayoría de las operaciones de corte simple de tubería de revestimiento a profundidades de precisión. El cortador esta ubicado con cuchillas ubicadas hidráulicamente para cortes suaves y eficientes, y un indicador integral el cual indica cuando el corte se ha completado El cortador se conecta a la sarta y se baja a la profundidad de corte. Con la herramienta en posición, la mesa rotatoria se gira a la velocidad de corte sugerida para establecer una figura de torsión libre. La rotación continua y se inicia la circulación a través de la herramienta. La circulación se aumenta en forma gradual hasta que las cuñas del estabilizador sujetan la herramienta en la tubería de revestimiento 393


. Herramientas de corte interno Química Este cortador de tubería utiliza una descarga de ácido muy fuerte para hacer un corte suave sin reborde ni distorsión del metal. La acción del corte es estrechamente controlada; por lo tanto, una sarta de tubería de producción exterior o de revestimiento no se dañará cuando se corta una sarta interior.

Ninguna parte del dispositivo de corte se deja en el hoyo, haciendo que la operación se realice libre de desperdicios. Este corte al igual que el corte hidráulico no requiere que sea aplicada torsión, lo cual permite una operación mas segura con mayores probabilidades de que el corte sea realizado en el punto deseado de la sarta

394


. Herramientas de corte externo Se utiliza para realizar un corte externo a cualquier tubería en el pozo. Para operar esta herramienta es necesario primero localizar la profundidad de juntas por debajo de las cuales se realizará el corte mediante un movimiento de rotación.

395


. Herramientas para fresar Las herramientas de fresado se utilizan para eliminar o corregir todas aquellas superficies que obstaculicen la operación en el pozo. Existen en el mercado variedad de diseños, según la situación de pesca, entre ellos se describen los siguientes:

Fresadora Piloto Este tipo de fresadoras se utiliza para fresar tuberías de lavado, tuberías de revestimiento o tuberías de perforación y aun juntas de seguridad. Acondicionadas con aleaciones especiales las fresadoras de tungsteno piloto eliminan el costo y el tiempo requerido para hacer cortes internos e instalar arpones y martillos. 396


. Herramientas para fresar Fresadora Ahusada Estas herramientas se utilizan para preparar el tope de un pescado tubular, para la entrada de otro tipo de herramientas. Entre sus usos se encuentran tuberías de revestimientos hundidos, abolladas y golpeadas en ciertas áreas, además de remover residuos metálicos adheridos a las ventanas cuando se ins ´ talan desviadores permanentes. Aunque las fresadoras ahusadas no deberán usarse para abrir tubería o para fresar una tubería de revestimiento aplastada

397


. Herramientas para fresar Fresadora Plana Este tipo de fresadora utiliza mechas con las cuales puede operar sobre tapones de puente, rocas, herramientas de compresión, juntas de herramientas revestidas y cualquier otro tipo de residuo metálico. Además también despejan las herramientas de aplicación de cemento que se hayan atascado o pegado en el hoyo y tuberías de revestimiento o perforación.

Aunque es muy simple su apariencia las fresadoras planas requieren un buen juicio y experiencia para obtener los mejores resultados.


. Tubería de Lavado ( Wash Pipe ) Son tuberías que combinadas con zapatas permiten el lavado de tuberías y herramientas atascadas por derrumbe o arenamiento para facilitar su recuperación desplazándose a medida que la arena va saliendo por efecto de bombeo de fluido y la rotación de la tubería de lavado. Estas herramientas consisten de una herramienta conectora de lavado y desenrosque, varias juntas de tubería de lavado (cuyo diámetro deberá ser ligeramente inferior que el del hoyo) y una zapata rotatoria que va colocada al final de la junta inferior de la tubería de lavado. 399


. Herramientas para la recuperación de empacaduras Son herramientas combinadas que fresan la empacadura liberándola del anclaje que la sostiene del revestidor y a la vez recuperarla por cuanto la herramienta posee un “arpón” para enganchar la empacadura El procedimiento para operar con esta herramienta es el siguiente: se baja la herramienta localizando la empacadura fija o permanente, se rota a la derecha para fresar las cuñas de la empacadura y al quedar ésta libre es recuperada por el arpón a través de sus cuñas. El mercado presenta una gran variedad de este tipo de herramienta. La operación es particular a cada diseño y aplicación. La figura a continuación presenta un modelo para la recuperación de empacaduras. 400


Optimización de la Perforación.

401


Optimización de la Perforación:  Gran cantidad de variables involucradas en la optimización de la planificación de un pozo.  Se deben establecer ciertos criterios mínimos con el fin de minimizar la exposición al riesgo, y asegurarse el mínimo de costos y tiempo en la ejecución de la construcción.  Será siempre responsabilidad de los ingenieros de perforación de la operadora así como del personal supervisor de las compañías de servicios.

 Las reseñas dadas aquí son solamente con un fin orientador y no pretenden dejar plasmado un programa de perforación directamente.

402


403


Planificación del pozo  Las actividades de perforación se llevan a cabo en concordancia con las normativas y leyes gubernamentales existentes, de asociaciones de empresas y otros.

 Los pozos deben ser planificados de acuerdo a las normativas y estándares de la compañía.  Debe hacerse en base a una secuencia de tiempo.

 Los departamentos y organizaciones más importantes deberán estar involucrados en la toma de decisiones del proceso.  Se deberá disponer de los suficientes recursos necesitados en el lugar o localmente.  La implementación deberá llevarse a cabo de manera segura, eficiente y de forma tal que cualquier desviación pueda ser claramente definida. 404


Antecedentes a una perforación Generalmente personal de ingeniería de petróleo es el que se encargará de dar la justificación y buscar la aprobación de los recursos para lograrse la perforación del pozo. Los mismos deberán pertenecer al año fiscal en curso. Las secciones de operaciones de perforación y de ingeniería de perforación serán las encargadas de suministrar un plan detallado para la perforación de un pozo. En él se entregarán en forma estimada el tiempo y los costos en concordancia con las gerencias de presupuesto. También gerencias como materiales, seguridad y otras deberán estar involucradas en esta fase del plan.

405


406


Antecedentes a una perforación En esta fase del proceso de preparación el programa deberá ser visto por todas estas organizaciones las cuales irán dando sus aprobaciones o haciendo sus recomendaciones de cambio de acuerdo a lo más conveniente para la corporación. Entre las cosas que entran en consideración inicialmente está la búsqueda de información adicional para la toma de decisiones como son disponibilidades de equipos de perforación compañías de servicios a las que pertenecen, o en el caso de ser propios a quien sería asignado dependiendo de la modalidad utilizada.

407


Pasos de la planificación La propuesta de perforación: En esta los geólogos, junto con los ingenieros de yacimiento dan la descripción del propósito de la perforación:  objetivos,  razones  información de los yacimientos.  recomendar la trayectoria provisional del pozo  prognosis  topes de las formaciones a ser atravesadas  horizontes geológicos  profundidades verticales verdaderas  distancias de desviación respecto al sitio de localización del equipo de perforación.  indicios de los métodos de producción a utilizar.

408


Pasos de la planificación El mínimo de información que deberá estar presente en la propuesta será la siguiente:  socios en la inversión  objetivos del pozo  clasificación del pozo, nombre, área, bloque, designación  localización  pozos vecinos cercanos, distancias a ellos y coordenadas  profundidad del agua  ventana preferible para iniciar la perforación  fecha estimada más próxima para iniciar la perforación  profundidad final propuesta, profundidad de los objetivos y su desplazamiento  tolerancia en superficie y en el fondo de aproximación al objetivo  diámetro mínimo del hueco a través de los objetivos  peligros potenciales a la perforación  requerimiento de evaluación tales como registros, toma de núcleos y otros  prognosis litológica, y perfiles de presión 409


Pasos de la planificación        

prognosis litológica, y perfiles de presión reporte del registro sísmico información del yacimiento y arena objetivo información direccional restricciones impuestas por contratos leyes tiempo licencias, y otros contingencias referencias números de o

410


Pasos de la planificación Adicionalmente:            

prueba de pozo si es requerida número y por profundidades de zonas a ser probadas intervalos previstos a ser probados presiones de fondo y temperaturas de fondo previstas tasas de flujo previstas duración de los períodos de flujo relación gas petróleo y relación de gas condensado propiedades del fluido a producirse información sobre posible formaciones hidratables potencial de producción de arena posibilidad de producción de dióxido de carbono co2 potencial producción de sulfuro de hidrógeno

411


412


Pasos de la planificación Es esencial que el ingeniero de perforación tenga disponible toda la información que se requerirá.

    

objetivos concretamente establecidos sinergia con los departamentos involucrados evitar el re trabajo abierto a cambios en los objetivos durante el diseño del pozo. relación de trabajo cercana con los geólogos y los ingenieros de yacimiento  mayor conocimiento de las características de los yacimientos y políticas de la empresa y restricciones gubernamentales  borrador del programa

413


Pasos de la planificación Una vez que el ingeniero de perforación tiene la propuesta de perforación disponible y ha confirmado que todos datos son correctos, el borrador del programa puede ser preparado. Se deben incluir las lecciones aprendidas

Se requiere un bosquejo preliminar del plan con un estimado inicial del tiempo a emplear en la perforación y los primeros montos de los costos. 414


Diseño de los revestidores Establecida la trayectoria del pozo se podrá comenzar con el diseño de los revestidores.

415


Programa de perforación El programa de perforación detallado comienza con los siguientes aspectos críticos:  preparación y aprobación para importantes condiciones de riesgo  reparación para desempeño en situaciones importantes de riesgo.  preparación detallada del programa de revestimiento  preparación aprobación y autorización para gastos.  preparación para la selección y la reservación de renglones previstos  preparación de notificaciones para las autoridades gubernamentales, tales como ministerios de agencia de energía a agencias relacionadas con el medio ambiente sindicato asociaciones laborales permiso de tránsito etc.  preparación de toda documentación necesaria asociada

416


Programa de perforación

417


Estimación de costos En lo relativo al costo cuando se prepare el estimado final se deberán incluir la experiencia relacionada con las perforaciones en el área realizadas anteriormente. De ser posible utilice diagramas de distribución ya que estos darán la posibilidad de tener estimados de mediana y de alta presión, los cuales podrán ser facilitados a la alta gerencia indicando una cota de los posibles costos a estar involucrados, y las necesidades presupuestarias y financieras.

Con esta herramienta se podrá tomar una última decisión de autorizar la ejecución de la obra postergarla o cancelarla. Esto también proveerá a los tenedores de contrato de información para tomar previsión de los márgenes de gastos posibles dentro de un contrato específico.

418

Básico de Perforación y Cementación de Pozos Petroleros Proceso de Perforación

Costo por pie Es el criterio de selección de mechas de mayor validez, sobre todo en áreas conocidas. Se calcula comparando el comportamiento de las mechas en una misma sección del hoyo en diferentes pozos o en mechas sucesivas en el mismo pozo

El costo por pie se calcula con la siguiente ecuación

Donde

Cm  Ce  Tv  Tp   Pp

: costo de perforación por pie, (Bs/pie) Cm: costo de la mecha, (Bs) Ce: costo de operación fijo del equipo de perforación, (Bs/hr) Tv: tiempo de viaje, (hrs) Tp: tiempo perforando, (hrs) Pp: pies perforados por la mecha, (pies) 419


Costo por pie 35

Costo por pie

30

20 Costo/ pie total

10 Costos/ pie perforación

0 0

100

200

300

400

500

Pies Perforados 420


Ejemplo: Se requiere preparar un programa de mecha para perforar un pozo en un área de desarrollo, utilizando el comportamiento de la mecha en pozos vecinos. En la tabla se muestra el comportamiento de 3 mechas utilizadas para perforar una caliza gruesa a 9000’. Determine cual mecha tiene menor costo por pie, si el costo de operación del taladro es 1000 $/hr, el tiempo de conexión es de 1 minuto por conexión y el tiempo de viaje es de 7 hrs.

Mechas

Costo Mecha ($)

A B C

800 4900 4500

Tiempo Rotando (hrs) 14.8 57.7 95.8

Tasa de Penetración (pie/hr) 13.8 12.6 10.2 421


“Los procesos de perforación exigen cada día de mayores conocimientos en el campo de la ingeniería”

422

2. Básico De Perforación Y Cementación De Pozos Petroleros 4p1b1b

Overview 3e4r5l

More details w3441

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