PERFORACIÓN ROTATORIA: FUNDAMENTOS Y DISEÑOS
CARLOS MARIO SIERRA RESTREPO
UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA FACULTAD DE MINAS UNIDAD DE PETRÓLEOS Y GAS NATURAL
MEDELLÍN 1999 1
PERFORACIÓN ROTATORIA: FUNDAMENTOS Y DISEÑOS
CARLOS MARIO SIERRA RESTREPO
Trabajo presentado para promoción a Profesor Asociado
UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA FACULTAD DE MINAS UNIDAD DE PETRÓLEOS Y GAS NATURAL
MEDELLÍN 1999 2
CONTENIDO Pág. LISTA DE TABLAS
9
LISTA DE FIGURAS
10
INTRODUCCIÓN
13
1. GENERALIDADES
14
1.1 ¿DONDE PODEMOS ENCONTRAR PETRÓLEO?
14
1.2 LOCALIZACIÓN DEL PETRÓLEO.
17
1.3 PERFORACIÓN DE UN POZO.
17
1.4 PERFORACIÓN CON EL MÉTODO DE PERCUSIÓN O CABLE.
20
2. PERFORACIÓN ROTATORIA
21
2.1 INTRODUCCIÓN.
21
2.2 EQUIPOS DE PERFORACIÓN ROTATORIA.
22
2.2.1 Equipos de perforación en tierra ("land rigs").
22
2.2.1.1 Equipos convencionales.
22
2.2.1.2 Equipos móviles.
24
2.2.2 Equipos de perforación en agua.
24
2.2.2.1 Equipos soportados en el fondo.
25
2.2.2.2 Equipos flotantes.
27
2.3 PARTES BÁSICAS DE UN EQUIPO DE PERFORACIÓN
28
2.3.1 Generadores de potencia.
29
2.3.2 Sistema de levantamiento.
32 3
2.3.2.1 La torre ("Derrick").
32
2.3.2.2 La subestructura.
35
2.3.2.3 El malacate ("Draw-works").
36
2.3.2.4 Juego de poleas.
37
2.3.2.5 Elevador.
42
2.3.2.6 Cálculos necesarios sobre el sistema de levantamiento.
42
2.3.3 Sistema circulatorio de lodo.
46
2.3.3.1 Bombas de lodo ("Mud Pumps").
48
2.3.3.2 Conductos en superficie.
52
2.3.3.3 Tanques de Lodo ("Mud tanks").
53
2.3.4 Sistema rotatorio
56
2.3.4.1 La “Swivel”.
56
2.3.4.2 La “kelly” .
57
2.3.4.3 Mesa rotaria (“Rotary table”).
57
2.3.4.4 La sarta de perforación (”Drill String”)”.
58
2.3.4.5 Manejo de tubería.
67
2.3.4.6 Cálculos y Diseños.
68
2.3.4.6.1 Capacidad de un tubo
68
2.3.4.6.2 Capacidad anular
68
2.3.4.6.3 Desplazamiento
69
2.3.4.6.4 Diseño de la sarta de perforación
71
2.3.5 Sistema de Control de Pozos.
76
2.3.5.1 Prevención de un flujo imprevisto.
78
4
2.3.5.2 Detección de un “Kick”.
78
2.3.5.3 Control de un “Kick”.
78
2.3.6 Sistema de monitoria del pozo.
83
2.4. OTROS SISTEMAS DE ROTACIÓN.
84
2.4.1. Sistema “Top Drive”.
84
2.4.2. Motores de fondo.
86
3. BROCAS PARA PERFORACIÓN ROTATORIA.
87
3.1 TIPOS DE BROCAS.
87
3.1.1 Brocas de conos.
87
3.1.2 Brocas de arrastre ó de fricción.
88
3.1.2.1 Brocas de paletas.
89
3.1.2.2 Brocas de diamante natural.
89
3.1.2.3 Brocas de diamante policristalino (PDC).
90
3.1.2.4 Brocas de Diamante Policristalino Termoestable (TSP).
91
3.2 CLASIFICACIÓN IADC DE LAS BROCAS.
91
3.2.1 Clasificación IADC de brocas de conos.
91
3.2.2 Clasificación IADC de brocas de arrastre.
92
3.3 SELECCIÓN Y EVALUACIÓN DE LA BROCA.
93
3.4 FACTORES QUE AFECTAN LA TASA DE PENETRACIÓN.
95
3.4.1 Tipo de broca.
96
3.4.2 Tipo de formación.
96
3.4.3 Fluido de perforación.
96
3.4.4 Condiciones de operación.
96
3.4.5 Hidráulica de la broca.
97 5
3.5 GENERALIDADES PARA LA SELECCIÓN DE BROCAS.
97
4. REVESTIMIENTO DE POZOS.
98
4.1 ESPECIFICACIÓN DEL REVESTIMIENTO.
99
4.2 TIPOS DE REVESTIMIENTO.
104
4.2.1 Revestimiento de Superficie.
104
4.2.2 Revestimiento Intermedio.
105
4.2.3 Revestimiento de Producción.
106
4.2.4 Revestimien tos Auxiliares (“Liners”).
106
4.2.5 Tubo Conductor.
107
4.3 PARÁMETROS IMPORTANTES.
108
4.3.1 Resistencia a la Tensión.
108
4.3.2 Resistencia a las Presiones Externas.
113
4.3.3 Resistencia a las Presiones Internas.
121
4.4 DISEÑO DE SARTAS DE REVESTIMIENTO.
124
4.4.1 Programa de Revestimientos y Brocas
124
4.4.2 Factores de seguridad.
127
4.4.3 Diseño de sartas sencillas.
129
4.4.4 Diseño de las sartas combinadas.
132
5. CEMENTACIÓN DE POZOS.
137
5.1 MATERIALES USADOS EN LA CEMENTACIÓN DE POZOS.
138
5.1.1 Requisitos de los Cementos.
139
5.1.2 Cemento Básico.
141
5.1.3 Aditivos para el Cemento.
143 6
5.1.4 Cementos Especiales.
145
5.1.5 Fluidos Espaciadores.
146
5.2 EQUIPO BÁSICO DE CEMENTACIÓN.
147
5.2.1 Equipo de Superficie.
147
5.2.2 Zapato Guía.
148
5.2.3 Collar Flotador.
148
5.2.4 Cabeza de Cementación.
149
5.2.5 Tapones de cementación.
149
5.2.6 Centralizadores.
150
5.2.7 Raspadores.
150
5.3 TIPOS DE CEMENTACIÓN.
151
5.3.1 Cementación Primaria.
151
5.3.2 Cementación Secundaria.
153
5.4 PRUEBAS DEL CEMENTO.
153
5.5 CÁLCULOS BÁSICOS EN UNA CEMENTACIÓN.
155
5.5.1 Volumen de Lechada.
155
5.5.2 Rendimiento del Cemento.
157
5.5.3 Número de Sacos de Cemento Requeridos.
158
5.5.4 Cálculo del Desplazamiento.
158
5. 5.5 Requerimiento total de Agua.
159
5.5.6 Cálculo de la Cantidad de Aditivos Requeridos.
159
5.5.7 Tiempo de Operación.
159
5.6 PROGRAMA PARA BAJAR REVESTIMIENTO Y CEMENTAR.
160
5.7 CEMENTACIONES CON PROCEDIMIENTOS ESPECIALES.
162
7
5.7.1 Cementación con tubería de perforación.
162
5.7.2 Cementación por etapas.
163
5.7.3 Cementación de revestimientos auxiliares
164
5.7.4 Cementaciones remédiales.
166
5.8 TAPONES BALANCEADOS DE CEMENTO.
166
5.8.1 Uso de los Tapones de Cemento.
166
5.8.2 Métodos de Colocación.
167
5.8.3. Cálculos Tapón Balanceado.
168
5.8.4. Programa de Trabajo.
171
BIBLIOGRAFÍA
173
ANEXO: Problemas
175
8
LISTA DE TABLAS Pág. Tabla 1.
Propiedades de algunos combustibles.
30
Tabla 2.
Propiedades de los cables de perforación más usados (6 x 19).
40
Tabla 3.
Eficiencia promedio del juego de poleas.
44
Tabla 4.
Distribución de cargas en las patas de la torre.
46
Tabla 5.
Resistencia a los esfuerzos de tubos de perforación API.
61
Tabla 6.
Dimensiones de los principales tubos de perforación API.
62
Tabla 7.
Peso en lbf /Pie de diversos tipos de collares de perforación.
63
Tabla 8.
Desplazamiento promedio de tubería de perforación. Rango 2.
70
Tabla 9.
Graduación del desgaste de las brocas.
93
Tabla 10.
Grados de acero reconocidos por el API
101
Tabla 11.
Dimensiones de los tubos de revestimiento más usados.
102
Tabla 12.
Propiedades de “Liners” API.
107
Tabla 13.
Constantes utilizadas en las ecuaciones 25 y 26.
110
Tabla 14.
Resistencia a la tensión en las uniones, de revestimientos API.
111
Tabla 15.
Resistencia a cargas axiales de revestimientos API.
114
Tabla 16.
Datos necesarios para el cálculo de PC
117
Tabla 17.
Resistencia al colapso de revestimientos API.
119
Tabla 18.
Resistencia a la presión interna de revestimientos API.
122
Tabla 19.
Tamaños de brocas recomendadas para correr revestimientos API.
126
Clasificación API de los cementos.
142
Tabla 20.
9
LISTA DE FIGURAS Pág. Figura 1. Trampa estructural tipo falla y trampa estructural combinada
14
Figura 2. Ejemplos de trampas estratigráficas
15
Figura 3. Locación del pozo
17
Figura 4. Pozo en perforación
18
Figura 5. Contrapozo
18
Figura 6. Perforación por percusión o cable
19
Figura 7.
Equipo de perforación rotatoria
22
Figura 8.
Proceso de instalación de torre levadiza
23
Figura 9.
Plataforma Jack-up y plataforma enteriza
25
Figura 10.
Plataforma semisumergible
27
Figura 11.
Buque perforador
27
Figura 12.
Partes básicas de un equipo de perforación
27
Figura 13.
Componentes del sistema de levantamiento
31
Figura 14.
Algunos ejemplos de torres
32
Figura 15.
Subestructura
34
Figura 16.
Malacate y sus partes
36
Figura 17.
Componentes del juego de poleas
36
Figura 18.
Partes del cable de perforación
37
Figura 19.
Diagramas de cargas del bloque viajero y el bloque corona
42
Figura 20.
Distribución de las cargas en la subestructura
45
Figura 21.
Sistema circulatorio del fluido de perforación
46
10
Figura 22.
Bomba de lodo “triplex”
49
Figura 23. Shale shaker
53
Figura 24. Desilter & Mud Cleaner
53
Figura 25. Piscinas de desecho
54
Figura 26.
Sistema rotatorio
55
Figura 27.
Mesa rotaria
57
Figura 28.
Sarta de perforación
59
Figura 29. Tubería de perforación pesada
63
Figura 30. Estabilizadores
64
Figura 31.
65
Llaves manuales y de potencia para tubería de perforación
Figura 32. Cuñas para tubería de perforación
65
Figura 33. Esquema del sistema de control de pozo
76
Figura 34. Válvula tipo ariete
79
Figura 35. Válvula tipo anular
80
Figura 36. Ejemplo de sistema “Top Drive”
84
Figura 37. Partes del motor de fondo
85
Figura 38. Brocas tricónicas. (a) de dientes. (b) de insertos
87
Figura 39. Brocas PDC
90
Figura 40. Esquemas de sartas de revestimiento
97
Figura 41. Ensamblaje de Cabeza de Pozo
104
Figura 42. Ejemplo de programa de revestimiento y brocas
124
Figura 43. Equipo de cementación
137
Figura 44. Equipo de superficie
147 11
Figura 45. Cabeza de cementación
148
Figura 46. Centralizadores
149
Figura 47. Raspadores
150
Figura 48. Balance de presiones en el pozo durante cementación primaria
151
Figura 49. Esquema para el cálculo del volumen de lechada
155
Figura 50. Estado de las columnas de fluidos, mientras se coloca el tapón y después de retirar la tubería de trabajo.
168
12
INTRODUCCIÓN
Este trabajo tiene por objeto proponer un texto guía que sirva de base para la asignatura Perforación I, perteneciente al núcleo básico profesional del programa curricular de Ingeniería de Petróleos.
Las operaciones y variables que se
involucran en la perforación de un pozo
son muchas; acá se desarrollan
únicamente los conceptos básicos que debe manejar un estudiante de pregrado tomando como referencia el programa de Perforación I, aprobado por la Facultad de Minas de la Universidad Nacional de Colombia. Temas tan importantes como los fluidos de perforación y la perforación dirigida, entre otros, se dejan para ser trabajados en los cursos Fluidos de Perforación y Perforación II, pertenecientes al mencionado plan de estudios. Los temas cubiertos en este texto son: Equipos para perforación rotatoria, revestimiento de pozos, cementación de pozos y brocas usadas en la perforación rotatoria.
En el último capítulo aparecen una serie de ejercicios para ser
planteados y resueltos durante el desarrollo del curso. Este texto se debe complementar con el trabajo (7) “Hidráulica de la Perforación Rotatoria”, para un
mejor cubrimiento del curso. El texto trata de recoger todas las experiencias académicas ganadas por parte del autor durante diez años de trabajo como profesor del área de Perforación, tiempo durante el cual se ha tenido además la oportunidad de asistir a diferentes cursos y realizar varias pasantías en compañías petroleras. Cabe aclarar que a través de los diferentes capítulos se maneja tanto el sistema práctico de unidades como el Sistema Internacional. Las unidades y constantes que aparecen entre paréntesis, en cada una de las ecuaciones, son las que se deben usar cuando se trabaje con el Sistema Internacional.
13
1. GENERALIDADES Los hidrocarburos (líquidos, sólidos o gaseosos) son compuestos orgánicos y naturales constituidos por átomos de carbono e hidrógeno. El petróleo en su estado natural es una mezcla compleja de hidrocarburos de diferentes tipos, acompañados de algunos contaminantes que le inducen malas propiedades (azufre, vanadio, etc.). Después de ser extraídos, esos diferentes hidrocarburos, son sometidos a procesos de separación de los que se obtienen diversos productos cada uno con propiedades y usos especiales. El petróleo se formó hace millones de años como resultado de la transformación de materia orgánica (restos de organismos terrestres y acuáticos) que se acumuló en el fondo de océanos y lagos, y que al mismo tiempo fue recubierta por partículas de lodo, arcilla y arena traídos por los ríos desde los continentes. Al mismo tiempo que la materia orgánica se transformó en petróleo, los sedimentos sueltos se transformaron en roca dura. La transformación de la materia orgánica en petróleo se dio a través del tiempo debido a factores físico - químico y bacteriológico, acompañados de efectos de presión y temperatura. La presión se debió al peso creciente de los sedimentos que poco a poco se acumulaban sobre la materia orgánica.
1.1 ¿DONDE PODEMOS ENCONTRAR PETRÓLEO? La acumulación y el peso de los sedimentos que se depositaron en los océanos y los lagos, hicieron que los más profundos se compactaran y se convirtieran en las rocas que hoy existen en forma de capas o estratos; las rocas así formadas se llaman "sedimentarias". En casi todas las rocas sedimentarias (areniscas, calizas, 14
etc.) Hay espacios vacíos llamados poros, en los que puede existir petróleo, pero si además esos poros son numerosos (la roca es porosa) e interconectados entre sí (la roca es permeable) la estructura será propicia para la acumulación de hidrocarburos. La roca en la cual se formó originalmente el petróleo, bajo las condiciones ya descritas, se denomina "roca madre". Una vez se formó el petróleo, y asistido de su estado natural fluido, la presión ejercida por los estratos o rocas superiores lo expulsó a través de los poros de las rocas y lo desplazó hacia sedimentos de más baja presión que se encontraban más cerca de la superficie terrestre.
Este fenómeno es conocido como
"migración" del petróleo. La migración del petróleo se llevó a cabo a través de las rocas porosas y permeables que se encontraban cerca al sitio de origen, o a lo largo de grietas y fracturas en las rocas no permeables. Dicha migración pudo alcanzar distancias más o menos grandes, según los espesores de las rocas y el medio a través del cual fluyó. En ocasiones llegó hasta la superficie, donde paulatinamente se transformó en asfalto a medida que se evaporaron sus componentes más volátiles.
Figura 1. Trampa estructural tipo falla y trampa estructural combinada Cuando el petróleo que fluye queda impedido de seguir adelante en su migración, empieza a acumularse en una roca especial, tipo sedimentaria, denominada "roca acumuladora". Para ello debe existir una trampa subterránea, lo cual se produce si el reservorio encuentra una barrera impermeable. Hay muchas clases de trampas de petróleo, pero se les clasifica en general en trampas estructurales y trampas 15
estratigráficas. Las estructurales son el producto de alguna deformación local (como plegamientos, fallas o combinación de las dos) del reservorio y de la cubierta.
Las trampas estratigráficas se forman por procesos distintos de la
deformación estructural: Los restos de un arrecife coralino sepultados por sedimentos permeables pueden formar una trampa; las capas sedimentarias pueden cambiar lateralmente en composición litológica, o pueden desaparecer para aparecer en otra parte como un diferente tipo de roca, tales cambios causan a menudo una disminución en la porosidad creando posiblemente una trampa. Otra roca impermeable denominada "roca cubierta" termina de cerrar el reservorio. La combinación de la roca acumuladora, la trampa y la roca cubierta forma el "yacimiento". Para que el yacimiento sea valioso, no basta con que el petróleo se acumule, es preciso que éste se encuentre en cantidades comercialmente explotables.
Figura 2. Ejemplos de trampas estratigráficas
16
El petróleo se encuentra generalmente acompañado por gas (mezcla de hidrocarburos livianos) y agua. Debido a la diferencia de densidades, en un yacimiento el gas se concentra en la parte superior, el petróleo en la parte intermedia y el agua en el fondo.
1.2 LOCALIZACIÓN DEL PETRÓLEO. Saber que existen trampas de petróleo es una cosa, localizarlas es otra. Los más importantes métodos para localizar petróleo son: el levantamiento aéreo, la exploración geológica y la exploración geofísica. Los levantamientos aéreos se usan para obtener un cuadro general del área a explorar. Estructuras importantes de superficie como anticlinales y fallas se pueden ver fácilmente. La exploración geológica toma como base observaciones hechas sobre el afloramiento de capas de roca en el área potencialmente productiva de hidrocarburos. Partiendo de esas observaciones se hacen mapas geológicos detallados, en los cuales se muestra la posición y forma de los afloramientos, así como descripciones de las características físicas y contenido de fluidos en los lechos expuestos. El tercer método de exploración es el más efectivo. La exploración geofísica implica el uso de equipo de superficie para buscar estructuras subterráneas que puedan contener petróleo. La principal de estas técnicas es la sísmica, la cual usa ondas de impacto dirigidas desde superficie para localizar y describir formaciones subterráneas.
Otros métodos que existen, dependen de las propiedades
gravimétricas o magnéticas de la tierra.
1.3 PERFORACIÓN DE UN POZO. Una vez que existe la posibilidad de que haya petróleo en cierto lugar, la única forma de verificar su existencia y extraerlo es perforando. La mayoría de las inversiones requeridas para perforar son hechas por grandes compañías 17
petroleras, siendo la inversión tal, que en muchas ocasiones se requiere la asociación de varias empresas especializadas en diferentes aspectos de la perforación. Los pasos a seguir son: Localizar donde se va a perforar el pozo (sitio exacto). Un pozo se clasifica como exploratorio (“wild CAT”) si se perfora con el propósito de descubrir un
nuevo yacimiento, o de desarrollo si se perfora con el fin de explotar un yacimiento conocido. Usualmente son los geólogos quienes recomiendan la localización de los pozos exploratorios, mientras que el departamento de ingeniería de yacimientos recomienda la localización de los pozos de desarrollo.
Figura 3. Locación del pozo El grupo de ingeniería de perforación se encarga de hacer los diseños preliminares y la estimación de costos. Usualmente para la perforación se contrata una compañía de servicios especializada en perforar.
El departamento de ingeniería de perforación
entrega a la compañía contratada todas las especificaciones del trabajo. En áreas donde los costos no pueden ser estimados con razonable exactitud, el contrato se hace pagando por día ($/día). Si las experiencias previas han mostrado lo rutinario de la perforación el contrato se hace pagando por pie 18
perforado. En algunos casos, el contrato se basa en costo/pie hasta cierto punto o formación, y en costo/día en adelante. El siguiente paso es la preparación de la locación, la construcción de vías de acceso y el traslado e instalación del equipo.
Figura 4. Pozo en perforación Se construye el contrapozo.
Figura 5. Contrapozo Se procede a perforar el pozo.
19
1.4 PERFORACIÓN CON EL MÉTODO DE PERCUSIÓN O CABLE. Este fue el primer método importante utilizado para perforar pozos de petróleo. Se usó durante el siglo XIX y en las dos primeras décadas del siglo XX. Todavía se usa hoy para perforar pozos de agua poco profundos en formaciones duras. El método consiste esencialmente en perforar un pozo mediante golpes repetidos con una broca fija a una sarta de perforación (un trozo largo de acero suspendido de un cable de perforación). La sarta provee el peso necesario para forzar la broca en el interior del suelo. El agujero se mantiene vacío, excepto por un poco de agua en el fondo. Después de perforar unos pocos pies, se retira la broca y se remueven los cortes con una "cuchara de achique" (un tubo abierto con una válvula en el fondo). El método por cable es sencillo y barato pero solamente es eficaz para pozos superficiales por lo lento del proceso.
Figura 6. Perforación por percusión o cable
20
2. PERFORACIÓN ROTATORIA
2.1 INTRODUCCIÓN. Con pocas excepciones, todos los pozos petrolíferos y/o gasíferos perforados hoy en día utilizan el método rotatorio, el cual fue introducido alrededor de 1.900. En el se usa una broca cuya función es crear un agujero mediante la rotura de la roca subterránea. La broca va fracturando la roca al tiempo que gira en la formación. Cualquiera que sea el tipo de broca debe hacérsele rotar para que perfore. La energía de rotación se transmite por medio de "la sarta de perforación", la cual consta de porciones de tubería de acero de alta resistencia (tubería de perforación) y de aproximadamente 30 pies de largo y de 3½ a 5 pulgadas de diámetro. Cada tubo tiene una conexión especial de acero que puede transmitir el torque y sin embargo ser conectada y desconectada rápida y repetidamente con seguridad. A medida que se va perforando se va agregando nueva tubería de perforación. Tubería de pared gruesa (lastra barrenas o collares) en el extremo inferior de la sarta, inmediatamente por encima de la broca, provee el peso necesario para perforar. La “kelly”, también forma parte de la sarta. Otras partes del equipo son: la “swivel” que va unida al gancho, y éste a su vez a las poleas
viajeras y fijas. Los cortes se llevan a superficie por medio del fluido de perforación, el cual se hace circular por medio de una bomba. De un tanque en superficie se hace pasar al interior de la kelly, la tubería de perforación, los collares y la broca, regresando por la parte anular entre el hueco y la tubería, hasta llegar a superficie. Los cortes que son arrastrados se depositan, y el fluido libre de éstos, recibe un tratamiento y vuelve nuevamente a la circulación. El fluido de perforación debe tener ciertas características para cumplir sus funciones. 21
La sarta de perforación debe ser sacada cada vez que sea necesario cambiar la broca, la cual se gasta con el uso. Para esta operación la tubería se saca de a 1, 2, ó 3 tubos dependiendo de la capacidad de la torre. Después del cambio de la broca se baja nuevamente la tubería, y se pone en marcha la circulación del fluido. Luego se pone en funcionamiento la broca. La Figura 2 muestra las partes que componen un equipo de perforación rotatoria.
2.2 EQUIPOS DE PERFORACIÓN ROTATORIA. Dependiendo de sí la perforación se desea hacer en tierra firme o en zonas acuosas (mares, lagos, ríos) los equipos de perforación adquieren diferentes configuraciones, aunque sus componentes y principios de operación son los mismos.
2.2.1 Equipos de perforación en tierra ("land rigs"). Los principales factores de diseño de estos equipos son su portabilidad, en particular de la torre, y la máxima profundidad de operación.
2.2.1.1 Equipos convencionales. La torre es armada y desarmada, parte por parte, en el sitio exacto donde se va a perforar. En algunos casos se deja en este sitio después de terminado el pozo. En la actualidad, debido a los altos costos, se están construyendo de modo que puedan ser rehusadas.
Los diferentes
componentes del equipo son montados sobre patines ("skid") para poder moverlos fácilmente.
22
Figura 7. Equipo de perforación rotaria
23
2.2.1.2 Equipos móviles. Se pueden dividir como se muestra a continuación. Torre levadiza ("jacknife" o "cantiléver"): La torre se arma por paquetes utilizando pines, después de lo cual queda tendida sobre el suelo. Para ponerla en pie se utiliza el sistema de levantamiento propio del equipo.
Mástiles portátiles ("portable mast"): La torre va montada sobre un camión, en el que van también los motores
y el malacate como una sola
unidad. En este caso la torre puede ser entera o telescópica. Estas últimas son llevadas a la posición vertical y extendida por pistones hidráulicos. Los mástiles portátiles se usan para profundidades moderadas.
Figura 8. Proceso de instalación de torre levadiza 2.2.2 Equipos de perforación en agua. En este caso los principales factores de diseño son la portabilidad y la máxima profundidad del agua donde se puede perforar.
24
2.2.2.1 Equipos soportados en el fondo (1,8). Plataformas: Son usadas tanto para perforación como para producción. Normalmente la perforación de pozos de desarrollo costa afuera es hecha desde plataformas fijas.
Después de que los programas de exploración
indican que hay suficiente petróleo, de modo que se justifique la inversión, una o más plataformas se construyen y desde ahí se perforan varios pozos dirigidos. Esto último hace necesario que la plataforma se ubique en un sitio tal que el campo se desarrolle lo mejor posible. Las plataformas enterizas ("self-contained") se usan en aguas profundas. Son plataformas montadas sobre pilotes de concreto, construidas en tamaños grandes para dar espacio suficiente a todo el equipo y personal. Los costos de instalación son altos y en caso de un reventón se pierde todo el equipo. El uso de una combinación plataforma-barcaza ("tendered") es más económico y de más fácil aplicación en áreas exploratorias. Una plataforma pequeña contiene la subestructura, el malacate, la mesa rotaria y los motores. Una barcaza adicional lleva el resto del equipo, la tubería, el agua dulce y los alojamientos. Su ventaja es la movilidad y el bajo costo de instalación. Como desventaja está la pérdida de tiempo por vientos y corrientes marinas, caso en el cual la barcaza se debe alejar para evitar que choque con la plataforma. En general, donde se va a instalar cualquier equipo soportado en el fondo se debe hacer un estudio de suelos del área donde se va a localizar el equipo, para poder establecer las condiciones de diseño de la estructura. Normalmente, en estas mismas plataformas se instala el equipo de cabeza de pozo o equipo de producción. Cuando la profundidad del agua es tal que no se justifica económicamente la construcción de una plataforma, se utiliza un equipo flotante para perforar el pozo y el equipo de producción se instala en el fondo. 25
Barcaza ("bargue"): También conocidos como equipos sumergibles. Generalmente son usados para perforar en aguas tierra adentro (lagos, pantanos, etc.) donde no existe la acción de las olas y la profundidad del agua es máxima de 20 pies. La barcaza contiene el equipo completo y se desplaza hasta hacer coincidir la abertura de la mesa con la proyección del punto exacto donde se va a perforar.
Luego la barcaza es inundada.
Completada la perforación, se bombea el agua y el equipo se puede trasladar a otra locación. También se pueden usar en profundidades entre 20 y 40 pies, rellenando el sitio de la locación con grava para que la barcaza repose.
Plataforma auto elevadiza ("jack-up"): Son los equipos móviles más usados, de los soportados en el fondo. Consta de una plataforma que posee en sus extremos unos tubos o patas corredizas que se pueden deslizar libremente hacia arriba o hacia abajo, siendo accionado este movimiento por medio de un "gato hidráulico". La plataforma se remolca a la locación con las "patas" elevadas.
Allí, "las patas" se bajan hasta el fondo fijando la
plataforma. El equipo puede ser levantado con el gato para evitar la acción de las olas. Están limitados a profundidades de hasta 350 pies. El hecho de estar soportados en el fondo los hace menos vulnerables a condiciones climáticas adversas.
Figura 9. Plataforma Jack-up y plataforma enteriza 26
2.2.2.2 Equipos flotantes. Equipos semisumergibles: Se conocen también como unidades de columna estabilizada. Estos equipos pueden ser inundados como como las barcazas, por lo que pueden perforar flotando o soportados en el fondo. Sin embargo, los modernos equipos semisumergibles son más caros que las plataformas auto elevadizas, por lo que se usan en aguas de tal profundidad que es imposible descansar el equipo en el fondo. Se usan en en profundidades de hasta 6.000 pies.
Algunos de estos equipos utilizan grandes motores para ser
posicionados dinámicamente sobre el hueco. Son muy usados en el mar del Norte donde la acción de las olas es muy severa. Presentan una desventaja, aunque son conocidos como los más estables de los equipos flotantes: cuando el equipo es cargado con la tubería y el material necesario para perforar, el piso del equipo que está de 40 a 70 pies por encima del nivel del agua pierde estabilidad y aumenta el peligro de zozobra.
Buques de perforación ("Drill Ship"): Son unidades completamente móviles operadas en aguas profundas. profundas.
La cuadrilla del buque debe
acompañar la cuadrilla de perforación lo que aumenta los costos, aunque son más baratos que los equipos semisumergibles.
Su gran ventaja es la
facilidad para transportar el equipo de un pozo a otro, pero su uso se limita a zonas donde la acción del mar no es muy severa. Con algunos buques se logra perforar en profundidades de hasta 13.000 pies. Algunos de estos equipos tienen forma de barcaza y deben ser ser remolcados. Para mejorar su estabilidad poseen un sistema de lastre o anclaje, sin embargo su capacidad para operar con vientos y olas fuertes es limitada.
27
Figura 10. Thunder Horse, New Orleans Figura 11. Buque perforador Neptune es la mayor plataforma semisumergible Discoverer jamás construida.
2.3 PARTES BÁSICAS DE UN EQUIPO DE PERFORACIÓN
Figura 12. Partes básicas de un equipo de perforación
28
Aunque los equipos de perforación difieren en su apariencia y método de despliegue, todos los equipos rotatorios tienen básicamente la misma configuración. Los principales componentes de un equipo rotatorio son: Generadores de potencia. Sistema de levantamiento. Sistema circulatorio del fluido de perforación. Sistema rotatorio. Sistema de control de pozo. Sistema de monitoreo del pozo.
2.3.1 Generadores de potencia (1). La mayor parte de la potencia generada es consumida cuando se baja o se levanta la tubería de perforación o de revestimiento al pozo, y por el sistema circulatorio del fluido de perforación. Las otras partes del equipo consumen muy poca potencia. Los motores son los centros de generación de esta potencia para ser transmitida al malacate y a las bombas del fluido de perforación. Estos gastos de potencia no ocurren al mismo tiempo y los mismos motores pueden ser usados para las dos operaciones. Cada motor puede generar entre 250 y 2.000 hp. La potencia total requerida por la mayoría de estos equipos varía entre 1.000 y 3.000 hp. Los motores se instalan sencillos, dobles o triples acoplados en serie. Los primeros motores usados fueron motores a vapor, pero se desecharon por ser muy costosos. En los equipos modernos se usan motores de combustión interna o motores eléctricos. Los eléctricos son más costosos pues requieren suministro de potencia adicional, pero transmiten fácilmente la potencia a las varias partes del equipo. Los motores de combustión combustión interna son los más usados en la industria del petróleo por su comodidad. Un factor muy importante que se debe tener en cuenta es el consumo de combustible, pues de esto depende la eficiencia del motor.
29
CWf H
PT
(1)
Donde: PT: potencia teórica desarrollada por el motor, hp (watt). Wf: rata de consumo de combustible, lbm/hr (kgm/s). H:
calor de combustión, BTU/lbm (J/kgm).
C:
constante que depende de las unidades usadas = 3,934*10-4 (1.0).
Tabla 1. Propiedades de algunos combustibles (1). Combustible Densidad Calor de Combustión (lb/gal)
(BTU/lbm)
Diesel
7,2
19.000
Gasolina
6,6
20.000
Butano
4,7
21.000
Metano
Gas
24000
Para calcular la eficiencia del motor se debe hacer el planteamiento que se muestra a continuación. Cuando, por ejemplo, el motor transmite su potencia al malacate se tiene que:
Pr = W =F* d F * v F * * r t t
Pr = C1 * T *
(2)
C2 * N * F * r
Donde: Pr :
Potencia usada por el malacate, hp (watt).
N:
frecuencia de rotación del malacate, rev/min (rev/s).
: V:
Velocidad angular, rad/min (rad/s). velocidad de la línea, pie/min (m/s). 30
torque, lbf-pie (J).
T:
W: trabajo, lbf-pie (J). r :
radio del malacate, pie (m).
d:
distancia, pie (m).
t:
tiempo, min (s).
F:
fuerza, lbf (N).
C1:
constante que depende de las unidades usadas = 3,03*10 -5 (1,0)
C2= constante que depende de las unidades usadas = 1,9*10-4 (1,0)
Finalmente, la eficiencia se calcula como:
E
Pr
(3)
PT
Los motores se especifican por: Tipo, modelo, marca, serie, potencia según rpm, sistema de acople, tipo de transmisión ("Compound", compuesta por clotches, uniones, ejes, cadenas, y ruedas dentadas). Ejemplo (14):
Marca: Caterpillar Modelo: DC-1650 POTENCIA
Tipo: combustión interna. Serie: 452 RPM
400
1200
350
1000
300
800
200
600
31
2.3.2
Sistema de levantamiento. Dos de las operaciones más comunes en
perforación son: conectar o adicionar nueva tubería a la sarta de perforación para profundizar y hacer viajes de tubería. Esto último se refiere al proceso de remover la sarta de perforación del hueco para cambiar una porción ensamblada dentro del mismo (por ejemplo, cambio de la broca). Este sistema provee el medio para realizar estas operaciones.
Los principales componentes son: la torre, la
subestructura, el malacate, el juego de poleas y los elevadores.
Figura 13. Componentes del sistema de levantamiento 2.3.2.1 La torre ("Derrick"). Elemento que soporta las cargas en la operación y da el espacio vertical necesario para bajar y sacar sartas de tubería al pozo. Permite almacenar dichas sartas paradas y recostadas en tramos de 1, 2 ó 3 tubos (paradas sencillas, dobles o triples).
Las torres pueden ser portátiles
(llamadas más comúnmente mástiles) o convencionales. Las convencionales se 32
arman por lo general remachando unos a otros los miembros de la estructura y se usan principalmente en áreas de formaciones duras o profundas. Las portátiles se usan en pozos poco profundos por su comodidad en armar y desarmar, y por su fácil transporte.
Figura 14. Algunos ejemplos de torres Los principales factores que se tienen en cuenta en el diseño de una torre son: Las cargas compresivas: la torre debe soportar con seguridad todas las cargas que se vayan a usar en el pozo sobre el cual se coloca; es decir, debe resistir el colapso causado por las cargas verticales. Probablemente la carga máxima vertical que se le impone se da al halar la sarta de perforación cuando ésta se ha pegado en el pozo. El total de esta carga, excluyendo el peso de la torre,
33
con un factor de seguridad de cuatro, es el llamado "capacidad de carga segura API": Wt
n
4 n
(4)
Wg
Donde:
Wt:
capacidad de carga segura API, lbf (N).
Wg:
peso que cuelga del gancho más el peso del juego de poleas, lbf (N).
n:
número de líneas enhebradas entre las poleas que van ancladas al tope de la torre y el bloque viajero.
Las cargas al viento: la torre debe también diseñarse para soportar el empuje máximo del viento al cual estará expuesta. El momento más crítico se presenta cuando la velocidad del viento se ejerce perpendicularmente a la torre. Para este caso se propone la siguiente ecuación empírica(1): Wv
Cv
2
(5)
Donde:
Wv: cargas al viento, lbf/pie 2 (N/m2). v : velocidad del viento, millas/hr (m/s). C = constante que depende de las unidades usadas = 0,004 (0,4288). También se debe considerar si la tubería está recostada sobre la torre. Las torres se especifican por: altura máxima de la estructura desde el piso (100 160 pies), capacidad de carga estática (500.000 - 2'000.000 lbf) y tipo). Ejemplo (14):
34
Marca: Dreco Tipo: Mástil levadizo Modelo Altura (pies) Base(pies) Capacidad (Lbf) M09712-420 97 12x12 420000 M12713-420 127 13.6x13.6 420000 M13321-700 133 15x15 550000
2.3.2.2 La subestructura. Andamiaje sobre el cual se colocan la torre, los motores, la consola de mando, y sobre el cual se para la tubería que se recuesta a la torre. En ella va siempre instalada la mesa rotaria que se ubica encima del centro del pozo. En su interior se instalan las válvulas preventoras de reventones. La subestructura debe ser lo suficientemente fuerte para soportar con seguridad las cargas a las que está sometida y tener altura suficiente para dar cabida a las preventoras y al personal.
Figura 15. Subestructura
35
Se especifican por: dimensiones (ancho, largo, altura), capacidad de carga estática, y por su tipo (Fija: hecha en una sola estructura, Telescópica: de altura variable, y "Box on box": armables en secciones o paquetes). Ejemplo: Fija, 8 pies de altura, 36 pies de longitud, 7 pies de ancho y 430.000 lbf de capacidad de carga estática.
2.3.2.3 El malacate ("Draw-works").
Pieza clave del equipo que recibe la
potencia de los motores. Sus partes principales son: El tambor: transmite el torque requerido para subir o bajar las sartas, y almacena el cable de perforación. La transmisión: provee el medio necesario para cambiar fácilmente la dirección y la velocidad del bloque viajero. Los cabezas de gato: son dos cilindros ubicados en los extremos del malacate, con los cuales se realizan operaciones de apretar o soltar conexiones de la sarta. El freno hidrométrico: freno hidráulico que se usa cuando se baja tubería para disminuir su velocidad Consola de mando: en ella, el perforador maneja el malacate.
36
Figura 16. Malacate y sus partes El malacate se especifica por: potencia de entrada y potencia de entrega, tamaño del tambor, tipo de transmisión y dimensiones.
2.3.2.4 Juego de poleas. Está compuesto por el bloque o corona, el bloque viajero, el gancho y el cable de perforación.
Figura 17. Componentes del juego de poleas 37
Bloque o corona ("Crown Block"): Conjunto de poleas fijas ancladas en el tope de la torre, a través de las cuales pasa el cable que hace subir o bajar las poleas viajeras. A mayor número de poleas menor es la eficiencia del malacate Se especifican por: marca, tamaño de las poleas (diámetro), tamaño de las ranuras y capacidad de carga dinámica.
Bloque viajero ("Traveling block"): Conjunto de poleas adyacentes montadas en una cubierta de lámina.
Va acoplado, en su parte inferior, al gancho
formando un solo conjunto. Se especifica por: tamaño de las poleas, número de poleas que contiene, tamaño de ranura y capacidad de carga.
Gancho ("Hook"): va unido al bloque viajero y de él se cuelga la sarta mediante los brazos y el elevador, o mediante la "swivel". Se especifican por la marca, el tipo (ganchos para trabajos livianos y ganchos para trabajos pesados) y la capacidad de carga.
Cable de perforación ("Drilling line" o "Wire rope"): elemento de alambres de acero trenzados con núcleo de fibra o de acero. Está formado por hilos que forman torones y por un núcleo. Se fabrican armando alambres de menor diámetro en torones, los que a su vez se retuercen alrededor de un alma de acero para formar el cable.
Figura 18. Partes del cable de perforación
38
El trenzado de un cable describe la dirección en la que los alambres y los torones están envueltos. Existen arreglos típicos: Tendido regular-derecho: los torones se enrollan a la derecha (torcidos en dirección de la mano derecha cuando se ven desde una punta), y los alambres que forman cada torón se dirigen en sentido contrario a la dirección en que se enrollan los torones. Tendido regular-izquierdo: los torones se enrollan a la izquierda, y los alambres en cada torón se dirigen en sentido contrario. Tendido derecho-derecho: tanto los torones como los alambres que conforman éstos, van enrollados hacia la derecha. El cable se enhebra a través de las poleas viajeras y la corona, con una punta amarrada al malacate y otra pasando por el anclaje al tambor de reserva. La porción de cable que se mueve entre el malacate y la corona se denomina “línea viva” y la que llega al anclaje se denomina “línea muerta”. Para cumplir
sus funciones, el cable debe tener las siguientes propiedades: Resistencia: depende del acero y del diámetro o calibre. Flexibilidad: depende del mayor o menor número de alambres por torón. Elasticidad: factor de seguridad adicional para cuando es sometido a cargas imprevistas. Se obtiene con longitud y clase de trenzado. Resistencia a la abrasión: aumenta con el área expuesta a las poleas. Resistencia a la deformación: se debe al exceso de carga. Los más resistentes son los de alma de acero. 39
El cable se especifica por (1): Tipo de trenzado, número de torones, número de hilos por torón, tipo de núcleo y tamaño (diámetro) medido entre torones opuestos. En perforación se usan cables de 1 1/8 pulgada, 1 1/4 pulgada, 1 1/2 pulgada, 1-3/4 pulgada, 2 pulgadas, 6x19 alma alma de acero. La tabla 2 muestra las propiedades de los cables de perforación más usados (6x19).
Tabla 2. Propiedades de los los cables de perforación (6x19) más usados (1). Diámetro nominal
Masa
Resistencia nominal
(pulg)
(lbm/pie)
(lbf)
1-1/8
2,34
113.000
1-1/4
2,89
138.800
1-1/2
4,16
197.800
1-3/4
5,67
266.000
2
7,39
344.000
Con el movimiento arriba y abajo de las poleas, el cable efectúa trabajo. Este trabajo se calcula y se acumula en Toneladas-milla con el fin de correr el cable y cambiar los puntos de contacto con las poleas o de fricción con el tambor del malacate. Por esta razón se elabora un programa de corrida y corte de cable para aprovechar al máximo su trabajo. trabajo. Las Toneladas-milla se calculan cada que que se hace un viaje o se corre revestimiento, incluyendo el trabajo realizado mientras se perfora.
Estas Toneladas-milla calculadas se van acumulando y cada
determinada cantidad de trabajo se corre el cable una determinada cantidad de pies. Periódicamente se corta lo que se ha corrido. Generalmente se efectúan 3 ó 4 corridas de longitudes entre 20 y 40 pies y se corta el exceso de cable en la última. Es práctica común en equipos grandes, correr 21 pies de cable cada 500 Toneladas-milla y cortar 84 pies al final de la cuarta corrida. Para “correr” el cable, se descarga el bloque viajero sobre la subestructura, se le quita el seguro al 40
anclaje y se enrolla en el malacate la longitud longitud de cable que se desea correr; por último se asegura nuevamente el anclaje. De esta forma se cambian los puntos de contacto del cable con las poleas. El API recomienda las siguientes fórmulas para calcular el trabajo realizado por el cable de perforación (2), mientras se perfora y durante un viaje de tubería:
Tm v
H E
H K1
(6)
H K 2
K 1 C1Wa B K 2 C 3 C 4 M C 5 X X L Ca
B 1
Wa B
C2
(7)
m
Donde:
Tmv :
trabajo hecho por el cable en un viaje completo de tubería a la profundidad H, Toneladas-milla (J).
B m
Ca
:
factor de boyanza para el acero (asume
:
Densidad del fluido de perforación, lbm/gal (Kgm/m 3 ).
:
peso de los collares en el aire, lbf/pie (N/m).
acero =
65,6 lbm/gal).
Wa :
peso de la tubería de perforación perfora ción en el aire, lbf/pie (N/m).
H
:
profundidad del hueco, pies (m).
E
:
longitud de una parada de tubería, pies (m).
L
:
longitud total de los collares, pies (m).
M
:
peso total de las poleas, el gancho y el elevador, lbf (N).
Las ecuaciones 6 y 7 utilizan loas siguientes constantes de conversión de unidades: 41
C1 =
0,0000000946 (0,042).
C2 =
0,015 (8,346x10-6).
C3 =
0,000000379(8,9).
C4 =
1(0,2246).
C5 =
0,5(1,1023).
TmP
3 TmV 2
(8)
TmV 1
Donde:
Tmp :
trabajo realizado al perforar entre una profundidad H 1 y otra H 2,
Toneladas-milla
(J).
2.3.2.5 Elevador ("Elevator"). Accesorios colocados al gancho por medio de unos brazos y formados por dos secciones para abrir y cerrar de forma que puedan abrazar el cuello de los los tubos. Pueden ser de hueco recto o de hueco cónico (18 ), o de cuñas para cuellos cuellos lisos. Se especifican por su marca, tipo y capacidad de carga.
Los brazos del elevador (“links”) son una pareja de
elementos cilíndricos con ojos en sus extremos para conectar al gancho arriba y al elevador abajo; se especifican por: distancia entre ojos, diámetro del cuerpo y capacidad de carga.
2.3.2.6 Cálculos necesarios sobre el sistema de levantamiento. La principal función del juego de poleas es proporcionar una ventaja mecánica que permita manejar fácilmente grandes cargas. Sea:
VMT = W/F v
(9)
Donde:
VMT : ventaja mecánica teórica = W/Fv. W
: peso que cuelga del gancho, lbf (N).
Fv
: tensión en la línea viva, lbf (N). 42
Si no hay fricción, W = nFv, donde n es el número de líneas que pasan por el bloque viajero (el uso de 6, 8, 10 ó 12 líneas es común dependiendo de la carga):
VMT = n
(10)
Por otro lado se tiene: Pi
Fv Vv
Ph
WVh
E
Ph / Pi
Donde:
Pi
: potencia de entrada al juego de poleas, hp (watt).
Ph
: potencia de salida o potencia del gancho, hp (watt).
E
: eficiencia del juego de poleas.
Vv, Vh : Velocidad de la línea viva y del gancho respectivamente, pie/min (m/s).
Figura 19. Diagramas de cargas del bloque viajero y el bloque corona
43
Teniendo en cuenta que Vv= nVh y despreciando la fricción, se puede mostrar que E=100%. Sin embargo, la fricción entre el cable y las poleas existe y debe tenerse en cuenta. Valores aproximados de la eficiencia del juego de poleas se muestran en la tabla 3. En general, se puede usar una disminución en la eficiencia del 2% por cada línea.
Tabla 3. Eficiencia promedio del juego de poleas (1). n
E
6
0,874
8
0,841
10
0,810
12
0,770
14
0,740
Considerando la fricción, tenemos que W es diferente de nFv y por tanto:
E
Fv
Ph
W Vv n
W
Pi
Fv Vv
Fv n
W
(11)
En
Ahora si Pi es la potencia de entrega del malacate:
Pi Fv Vv C
WVh E
(12)
C: constante de conversión de unidades = 3,03*10 -5 (1,0) Con la ecuación 12 se puede calcular la tensión de la línea viva, lo que me sirve para seleccionar el cable de perforación. 44
Otro factor que se debe tener en cuenta es la distribución de cargas sobre la torre. Debido al arreglo del juego de poleas, las cargas impuestas a la torre son diferentes a las cargas que soporta el gancho. La carga impuesta a la torre ( Fd) es:
Fm: tensión de la línea muerta, lbf (N). La fricción con las poleas restringe el movimiento de la línea viva, incrementándose la carga sobre la torre desde W/n en la primera polea (línea muerta) hasta W/En en la última (línea viva). Esto es, Fv = W/En y Fm = W/n, de donde:
Fd W
W
W
En
n
1 E En
En
W
(13)
La carga impuesta a la torre no se distribuye por igual en todas las patas de ésta. Generalmente el malacate se localiza en un lado del piso de la torre y la tensión de la línea viva se distribuye solamente en dos de sus patas mientras que el efecto de la tensión de la línea muerta solo se siente en la pata a la cual está amarrada. Para este arreglo las cargas se distribuyen como se muestra en la tabla 4 y en la figura 14, donde el malacate se ubica entre las patas 1 y 2, y la línea muerta se amarra a la pata 4.
45
Tabla 4. Distribución de cargas en las patas de la torre. Carga total
Carga A
Carga B
Carga C
Carga D
Gancho
W
W/4
W/4
W/4
W/4
Línea viva
W/En
--
--
W/2En
W/2En
Línea muerta
W/n
W/n
--
--
--
Total
Fd
W(n+4)/4n
W/4
W(En+2)/4En W(En+2)/4En
Figura 20. Distribución de las cargas en la subestructura
Otro cálculo importante es el de la eficiencia de la torre ( Ed) a partir de la capacidad de carga segura API (Ecuación 4):
Ed
Fd Wt
E n E n
1
1
(14)
4
2.3.3 Sistema circulatorio de lodo. La principal función del sistema circulatorio del fluido de perforación es la remoción de los cortes de roca del hueco a medida que la perforación progresa.
El fluido de perforación más común es una
46
suspensión de arcilla y otros materiales en agua, y se denomina lodo de perforación.
Figura 21. Sistema circulatorio del fluido de perforación
47
El fluido de perforación sigue el siguiente recorrido (Figura 20): De los tanques de succión a las bombas de lodo. De las bombas sale a alta presión, y pasa por las conexiones en superficie hasta la sarta de perforación. Por el interior de la sarta hasta la broca. A través de las boquillas de la broca, y de éstas por el espacio anular entre el hueco y la sarta de perforación, saliendo a superficie. A través del equipo para remover contaminantes, hasta el tanque de succión.
2.3.3.1 Bombas de lodo ("Mud Pumps"). Son accesorios que impulsan el fluido de perforación a presión y volúmenes deseados. Con excepción de algunos tipos experimentales, se usan las bombas reciprocantes tipo pistón de desplazamiento positivo. Las ventajas de estas bombas son: Habilidad para manejar fluidos con alto contenido de sólidos, muchos de los cuales son abrasivos. Facilidad de operación y mantenimiento. Amplio rango de volúmenes y presiones, usando diferentes camisas y pistones. Habilidad para bombear partículas sólidas. Son muy seguras. En general, son de dos cilindros y dos pistones ("duplex") o de tres cilindros y tres pistones (triplex). En las bombas "dúplex", mientras los pistones se mueven hacia adelante descargan fluido y lo succionan por detrás, al regresar sucede lo contrario; por esta razón se dice que son de "doble acción". En las bombas triplex, los tres pistones únicamente descargan fluido en el camino de ida, y lo succionan al regresar, por ello se denominan de "acción sencilla". Las bombas triplex son más livianas y compactas, por lo que son relativamente más usadas. 48
Para los dos tipos de bomba, la velocidad a la que se mueven los pistones determina la cantidad de fluido que puede manejar. Esta velocidad se mide en emboladas o "strokes" por minuto, donde una embolada corresponde a una ida y vuelta del pistón. Los "SPM" ("strokes" por minuto) que pueda desarrollar la bomba dependen de la potencia de los motores y del sistema de transmisión. Generalmente se instalan dos bombas son instaladas en el equipo. Para la mayoría de los huecos de superficie ambas bombas son usadas en paralelo para poder alcanzar los grandes volúmenes de bombeo requeridos. En la parte más profundas del pozo solamente se necesita una bomba y la primera se mantiene en “stand -bye”, para ser usada cuando la otra requiere de mantenimiento.
Las
bombas reciben la potencia de los motores del malacate por transmisión con cadenas o correas (bandas), o tienen acoplado su propio motor. Se especifican por: marca, modelo, tipo, máxima presión y máximo caudal entregado con cada tamaño de camisa (diámetro interno del cilindro), máximo tamaño de camisa y recorrido (longitud) del pistón. Ejemplo (14): Marca: Continental Emsco
Tipo: Dúplex
Modelo: DC-1650
SPM)Máx: 70
Pot. Entrada: 1925 hp.
Pot. Salida: 1636 hp.
Diámetro camisa (Pulg.) Caudal máx.(gal/min)
7-1/2"x18"x3 1/2".
Presión máx. (lpc)
7½
859
3.262
7¼
798
3.520
7
734
3.817
6¾
676
4.146
6½
619
4.530
6¼
565
4.960
6
512
5.469
49
La eficiencia de una bomba será el producto de la eficiencia mecánica y la volumétrica. La eficiencia mecánica puede ser del 90%, mientras la volumétrica puede acercarse mucho a 100%. Generalmente son más eficientes las bombas "triplex".
Figura 22. Bomba de lodo “triplex” Para determinar el caudal o volumen de fluido por unidad de tiempo que puede manejar una bomba, es necesario conocer: la longitud del pistón ( S), el diámetro de la camisa ( D), el diámetro de la varilla del pistón ( d), el número de emboladas por minuto (N) y la eficiencia volumétrica ( Ev). Si la bomba es de doble acción, cuando el pistón viaja de un extremo a otro y regresa, desplaza un volumen equivalente a:
2
4
D S
+
4
D
2
2
d S
Así, el volumen total desplazado en un ciclo ("stroke") de la bomba, será:
4
2D 2
d
2
S
50
Si además, la bomba es dúplex (dos pistones), el volumen que desplaza en N emboladas, para una eficiencia volumétrica E V es:
Q
2π 4
2
2
S 2D
d NEV d 2 NE V F b N
Q CS 2D 2
(15)
Donde:
Q:
caudal o galonaje de la bomba, gal/min (m 3/s).
S:
recorrido del pistón, pulg (m).
D:
diámetro de la camisa, pulg (m).
d:
diámetro de la varilla del pistón, pulg (m).
N:
número de strokes, st/min (st/s).
Ev: eficiencia volumétrica, fracción. Fb: factor de la bomba, gal/st (m 3/st). C:
constante de conversión de unidades = 0,0068 (1,5708).
Si la bomba es triplex de acción sencilla, se puede mostrar que:
Q
3 4
2
SD NE V 2
Q CSD NE V
(16)
Fb N
Donde: C: constante de conversión de unidades = 0,0102 (2,3562). También se puede conocer la potencia hidráulica desarrollada por la bomba :
(17) Donde: 51
HP: P=Ps-Pd:
potencia de la bomba, hp (watts) presión ganada en la bomba, lpc (Pa)
Pd:
presión de descarga, lpc (Pa)
Ps:
presión de succión, lpc (Pa)
C:
constante de conversión de unidades = 1.714 (1,0)
Si la presión de succión de la bomba es esencialmente la presión atmosférica, la caída de presión a través de ella es prácticamente la presión de descarga. Para una potencia hidráulica dada, la presión máxima de descarga y la rata de flujo se pueden cambiar variando el número de “strokes” o el diámetro de la
camisa. Una camisa pequeña desarrolla altas presiones pero bajos volúmenes de flujo. Circulando caudales pequeños, se reduce la potencia necesaria y como es obvio, el combustible.
Debido a problemas de mantenimiento del equipo,
presiones cercanas a 3.000 psig, pocas veces se desarrollan. Al Perforar con altas presiones y altos caudales se requiere mayor potencia, aumentando con ello el desgaste de la parte hidráulica de la bomba y por lo tanto los costos. El operador generalmente establece la presión máxima de trabajo que, en su concepto, le permitirá una operación económica.
2.3.3.2 Conductos en superficie. El lodo sale de las bombas y debe llevarse hasta el interior de la sarta de perforación. Los conductos que comunican estas partes son: Tubería de pared gruesa que comunica la bomba con el "manifold" colocado en el piso del equipo. A la salida de la bomba se coloca una cámara que contiene aire, separada del fluido de perforación por un diafragma.
Esta cámara se
coloca en la tubería de descarga para evitar las cargas de impacto sobre ésta, resultado del flujo pulsante del fluido de perforación. La línea de descarga contiene también una válvula de alivio de presión para prevenir la ruptura de la 52
línea, en caso de que se accione la bomba estando las válvulas cerradas, o de algún taponamiento. El "manifold" que consiste de un juego de válvulas que me permiten llevar el fluido de perforación desde y hasta donde se desee. El "stand pipe" y la manguera rotaria ("rotary hose") permiten una conexión flexible con la sarta, para lograr un movimiento vertical libre de ésta.
La
manguera rotaria es un elemento tubular de caucho (varias lonas) con alma de acero (varias mallas), flexible y de alta resistencia a la presión interna. Permite el paso del lodo del "stand pipe" a la "swivel", a la cual se conecta en el cuello de ganso. Se acopla con uniones de golpe y su longitud varía entre 40 y 50 pies. El "stand pipe" se une a las tuberías de superficie con una manguera flexible, la cual además de permitir una fácil conexión con el "stand pipe" ayuda a absorber el flujo pulsante del fluido de perforación. La línea de retorno (“Flow line”) co munica el anular del pozo con los tanques de
lodo. A través de ella retorna a superficie el fluido de perforación procedente del pozo.
2.3.3.3 Tanques de Lodo ("Mud tanks"). Son depósitos metálicos donde se almacena el fluido de perforación. Son tanques rectangulares abiertos por encima y divididos
en
compartimientos
con
capacidades entre 100 y 500 bls.
Tanque de descarga. Es el tanque donde primero cae el fluido procedente del pozo en su ciclo circulante, a través del "flow line". En él se instala el equipo de control de sólidos.
Rumba ("shale shaker"): saca los cortes de mayor tamaño, al pasar el lodo por una malla vibratoria. Puede ser sencilla, doble o triple. 53
Figura 23. Shale shaker Desarenador ("Desander"): elimina partículas de arena por efecto de la fuerza centrífuga al pasar el lodo a presión por unos conos o hidrociclones (2 ó 4 conos).
Desarcillador ("Desilter"): elimina las partículas sólidas de tamaño limo al pasar el lodo a presión por hidrociclones de menor tamaño (generalmente 12 conos).
Desgasificador ("Degasser"): es un separador de gas que desgasifica el lodo por acción del impacto o vacío.
Figura 24. Desilter & Mud Cleaner 54
Tanque de sedimentación y reserva. En éste se termina de purificar el fluido de perforación. Lleva instalado, por lo general, un limpiador de lodo ("mud cleaner") cuya función es eliminar partículas de tamaño micrón. Semejante al Desarcillador pero con una malla más fina.
Tanques de succión. Es el tanque donde se acondiciona químicamente el lodo. Posee un compartimiento (compartimiento de la píldora) donde se preparan baches para perforaciones especiales. Tiene instaladas las tolvas de mezcla ("mud hopper").
Piscina de lodo. Es un tanque de reserva construido en tierra. Almacena fluido de perforación contaminado y cortes de perforación. También se usa para almacenar fluidos de formación producidos durante la perforación. Por consideraciones ambientales, la piscina se aísla con un plástico especial o con una lechada de cemento, para prevenir la contaminación de aguas subterráneas
Figura 25. Piscinas de desecho
55
Este sistema incluye todo el equipo usado para
2.3.4 Sistema rotatorio.
imprimirle rotación a la broca. Las principales partes de este sistema son: la “swivel”, la “kelly”, la transmisión de rotación a la mesa, la mesa rotaria, y la sarta
de perforación (Figura 26).
Figura 26. Sistema rotatorio 2.3.4.1 .La “Swivel”. Elemento clave. Contiene una unión giratoria que soporta
el peso de la sarta y permite el paso del fluido de perforación al interior de la 56
misma, al tiempo que le posibilita girar, sin que el juego de poleas rote. Se cuelga del gancho mediante un accesorio en “U” y recibe el lodo procedente de la bomba
a través de la manguera rotaria, conectada en el cuello de ganso. La swivel se especifica según su capacidad de carga. 2.3.4.2 La “kelly”.
Primer tubo que se co necta por debajo de la “swivel”.
Transmite la rotación a la sarta por su configuración externa de caras planas (barra cuadrada o hexagonal) y permite el paso del fluido de perforación de la swivel a la sarta de perforación. La mesa rotaria le transmite el torque a la “kelly” a través del”kelly bushing” o adaptador, el cual se conecta a la mesa rotaria en la caja de la mesa o “master bushing”. La rosca de la “kelly” es derecha en la parte
baja e izquierda en la parte superior para permitir la normal rotación de la sarta de perforación. Un substituto (“kelly saver sub”) es usado entre la “kelly” y la sarta
para proteger la rosca inferior del desgaste. Se especifica por: Tipo, longitud y distancia entre caras opuestas.
2.3.4.3 Mesa rotaria (“Rotary table”). Transmite la rotación a la “kelly”.
La
abertura de la mesa rotaria donde se conecta el”master bushing”, debe ser de un
tamaño tal que permita el paso de la mayor broca que se va a correr en el pozo. Además, la parte interna del “master bushing” tiene f orma cónica para aceptar
cuñas, las cuales agarran la sarta de perforación para prevenir que la tubería se vaya al hueco en el momento de adicionar o retirar un tubo de la sarta. La mesa lleva una grapa (“perro”) para asegurarla al soltar un tubo con las llaves, sin él la
mesa girará con la llave por la libertad de rotación que ésta ofrece. La potencia puede transmitirse a la mesa directamente o sacarse del malacate por transmisión con cadenas y ejes. Entre la mesa rotaria y la transmisión se coloca a su vez una transmisión hidráulica, para prevenir cargas de impacto y torques excesivos. Un torque excesivo puede traer como consecuencia una falla por torsión, con el consecuente rompimiento superficial de la sarta de perforación. La mesa rotaria se identifica por el máximo tamaño de broca que puede pasar a través de ella y por sus dimensiones. 57
Figura 27. Mesa rotaria
2.3.4.4 La sarta de perforación (”Drill String”)”. Tubería de perforación (”Drill pipe”).
La mayor parte de la sarta está
compuesta de tubería de perforación. Son elementos tubulares de alta resistencia a los esfuerzos, torneados en caliente y sin costura. El API clasifica los tubos de perforación de acuerdo a su diámetro externo, peso nominal, grado de acero, y rango o longitud. Los diámetros externos más comunes son 2-7/8, 3-1/2, 4-1/2, 5, 5-1/2 pulgadas. De éstos los más usados son 3-1/2 y 4-1/2, rango 2 (entre 27 y 32 pies de largo). Dado que cada tubo tiene una longitud propia, cada uno debe ser medido y registrado para conocer la profundidad total real. En cuanto al grado de acero, las tuberías se fabrican de composición variada para proporcionarles diversas categorías de resistencia al material.
Los grados de acero más
comunes son N80, C75, D, E, X95, G105, S135 Y V150. Las dimensiones y propiedades de algunos tipos de éstas tuberías se encuentran en las tablas 5 y 6. Los tubos también se pueden clasificar, de acuerdo a su desgaste, en tubería nueva y tipo Premium. Estos últimos son clase 1 (de 0 a 20 % de desgaste), clase 2 (de 20 a 30 % de desgaste) y clase 3 (mas de 30 % de desgaste). 58
Para armar la sarta de perforación, los tubos se unen unos a otros en los”tool joint” o uniones. Cada tubo tiene una unión en cada extremo; la primera termina
en caja y la segunda en pin. La unión va soldada integralmente al cuerpo del tubo (”Integral Joint”) y tiene un diámetro externo mayor. Las uniones también
se especifican por su tipo de rosca. La configuración de éstas es variada por cambios en el buzamiento o conicidad de la rosca, por cambios en la geometría de los hilos (crestas, valles, hilos planos, etc.) y por variación en el número de hilos por pulgada y en la longitud de la rosca. Ejemplos : API regular, FH (”Full Hole”), XH (” Extra Hole”), SH (”Slim Hole”), IF (“Internal Flush”). Generalmente, los tubos son de rosca redonda. La rosca en”V” fue usada, pero presenta fallas
frecuentes debido a la concentración de esfuerzos en su base. Algunas veces la cara externa de la unión se recubre con carburo de tungsteno para reducir el desgaste por la fricción del tubo con las paredes del hueco cuando está rotando. Ensamblaje de fondo o “ BHA” (“Bottom Hole Assembly”). Termina de
completar la sarta de perforación y está conformada por los collares de perforación, los acoples y los estabilizadores, entre otros elementos.
Collares de perforación (”Drill collar ”). También se denominan lastra barrenas. Son tubos pesados de pared gruesa que se conectan por encima de la broca con el propósito de proporcionar el peso requerido para el avance del hueco. La tubería de perforación debe mantenerse siempre en tensión, por lo que el peso sobre la broca debe proceder únicamente de los collares (trabajan en compresión). Las roscas de los collares son hechas con torno en el cuerpo del tubo. La superficie externa de éstos puede ser lisa o acanalada. También se especifican por su diámetro externo, peso, grado de acero y longitud, (tabla 7).
59
Figura 28. Sarta de perforación
60
Tabla 5. Resistencia a los esfuerzos de tubos de perforación API (1). DIMENSIONES
*
RESISTENCIA AL
RESISTENCIA AL
COLAPSO *
ESTALLIDO*
(lpc)
(lpc)
LA TENSIÓN* (1000 lbf)
Diámetro
Peso
Externo
Nominal
(pulg)
(lbf/pie)
2-3/8
4,85
6850**
11040
13250 7110 10500 14700
2-3/8
6,65
11440
2-7/8
6,85
2-7/8
10,40
3-1/2
9,50
3-1/2
13,30
3-1/2
15,50
4
11,85
4
14,00
4-1/2
13,75
4-1/2
16,60
4-1/2
20,00
5
16,25
5
19,50
5-1/2
D
E
G
D
E
RESISTENCIA A
G
D
E
G
70
98
137
15600
18720 11350 15470 21660 101
138
194
10470
12560
136
190
16510
19810 12120 16530 23140 157
214
300
10040
12110
194
272
10350
14110
16940 10120 13800 19320 199
272
380
12300
16770
20130 12350 16840 23570 237
323
452
8410
10310
231
323
11350
14630 7940 10830 15160 209
285
400
7200
8920
7900 11070
270
378
7620
10390
12470 7210
9830 13760 242
331
463
9510
12960
15560 9200 12540 17560 302
412
577
6970
8640
7770 10880
328
459
7390
10000
12090 6970
9500 13300 290
396
554
21,90
6610
84440
10350 6320
8610 12060 321
437
612
5-1/2
24,70
7670
10460
12560 7260
9900 13860 365
497
696
5-9/16
19,00 **
4580
5640
5090
6950
267
365
5-9/16
22,20 **
5480
6740
6090
8300
317
432
5-9/16
25,25 **
6730
8290
7180
9790
369
503
6-5/8
22,20 **
3260
4020
4160
5530
307
418
6-5/8
25,20 **
4010
4810
4790
6540
359
489
6-5/8
31,90 **
5020
6170
6275
8540
463
631
**
12110
8330
6160
Estos valores no consideran factores de seguridad.
** Tubería no API.
61
9910 13870 9520 13340
8600 12040
9150
685
Tabla 6. Dimensiones de los principales tubos de perforación, API (3).
Diámetro
Peso
Diámetro
Diámetro útil para
Externo
Nominal
Interno
desplazamiento de
(pulg)
(lbf/pie)
(pulg)
herramientas (pulg)
2-3/8
4,85
1,995
1,437
2-3/8
6,65
1,815
1,125
2-7/8
6,85
2,441
1,875
2-7/8
10,40
2,151
1,187
3-1/2
9,50
2,992
2,250
3-1/2
13,30
2,764
1,875
3-1/2
15,50
2,602
1,750
4
11,85
3,476
2,937
4
14,00
3,340
2,375
4-1/2
13,75
3,958
3,156
4-1/2
16,60
3,826
2,812
4-1/2
20,00
3,640
2,812
5
16,25
4,408
3,750
5
19,50
4,276
3,687
5-1/2
21,90
4,778
3,812
5-1/2
24,70
4,670
3,500
5-9/16
19,00
4,975
4,125
5-9/16
22,20
4,859
3,812
5-9/16
25,25
4,733
3,500
6-5/8
22,20
6,065
5,187
6-5/8
25,20
5,965
5,000
6-5/8
31,90
5,761
4,625
62
Tabla 7. Peso en lbf/pie de diversos tipos de collares de perforación (3). Diámetro Externo (pulg) 2-7/8 3 3-1/8 3-1/4 3-1/2 3-3/4 4 4-1/8 4-1/4 4-1/2 4-3/4 5 5-1/4 5-1/2 5-3/4 6 6-1/4 6-1/2 6-3/4 7 7-1/4 7-1/2 7-3/4 8 8-1/4 8-1/2 9 9-1/2 9-3/4 10 11 12
Diámetro Interno (pulg) 1 19 21 23 26 30 35 40 43 46 51
1-1/4 1-1/2 1-3/4 18 20 22 24 29 33 39 41 44 50
16 18 20 22 27 32 37 39 42 48 54 61 68 75 82 90 98 107 116 125 134 144 154 165 176 187 210 234 248 261 317 379
35 37 40 46 52 59 65 73 80 88 96 105 114 123 132 142 152 163 174 185 208 232 245 259 315 377
2
32 35 38 43 50 56 63 70 78 85 94 102 11 120 130 139 150 160 171 182 206 230 243 257 313 374
2-1/4 2-1/2
29 32 35 41 47 53 60 67 75 83 91 99 108 117 127 137 147 157 168 179 203 227 240 254 310 371
63
44 50 57 64 72 79 88 96 105 114 124 133 144 154 165 176 200 224 237 251 307 368
3
64 72 80 89 98 107 116 126 136 147 158 169 192 216 229 243 299 361
3-1/4 3-1/2 3-3/4
60 68 76 85 93 103 112 122 132 143 154 165 188 212 225 239 295 357
72 80 89 98 108 117 128 138 149 160 184 209 221 235 291 352
93 103 113 123 133 144 155 179 206 216 230 286 347
4
84 93 102 112 122 133 150 174 198 211 225 281 342
Acoples o sustitutos. Me permiten unir dos roscas diferentes en cuanto a tipo o diámetros. Pueden ser: caja-pin, caja-caja y pin-pin. Se conocen también como “crossover”. Uno de los sustitutos más comunes es el “ bit-sub” el cual
une la broca con los collares; es un acople caja-caja. Tubería de perforación pesada (“Heavy weight drill pipe”). Son tubos de
perforación de pared gruesa (menor diámetro interno que los normales). Poseen abultamientos externos en el cuerpo del tubo y sus uniones son mas largas. Pueden trabajar en compresión o en tensión y se colocan entre la tubería de perforación y los collares, para suavizar el cambio de rigidez y de diámetro externo en la sarta.
Figura 29. Tubería de perforación pesada Ayudan a mantener el hueco recto y
Estabilizadores (“Stabilizer sub”).
permiten que el BHA baje centrado. Son unos tubos cortos con aletas que le dan un diámetro mayor.
Se aconseja usar tres o más estabilizadores, 64
distribuidos en la sarta. Generalmente se colocan cerca de la broca o en los collares.
Figura 30. Estabilizadores
Herramientas para el manejo de tubería. Llaves manuales (”Manual Tongs”). Son llaves de potencia operadas manualmente y utilizadas para apretar y aflojar conexiones de la sarta. Van colgadas de cables a la torre y provistas de un contrapeso para su fácil manejo. Poseen quijadas reemplazables. Se comunican con los cabeza de gato con cadenas. Para apretar se usa el cabeza de gato derecho y para aflojar el izquierdo.
Llaves de Potencia (”Power Tongs”). También se usan para apretar y aflojar conexiones de la sarta. Son llaves operadas hidráulica o neumáticamente.
65
Figura 31. Llaves manuales y de potencia para tubería de perforación Cuñas. Accesorios que encajan en la mesa rotaria y cuya función es soportar la sarta por contacto radial de superficies dentadas. Pueden ser manuales, neumáticas o hidráulicas.
Figura 32. Cuñas para tubería de perforación Grapas de Seguridad. Son cuñas que se ajustan a los collares con tornillos, para evitar que éstos se resbalen de las cuñas de la rotaria.
Martillos. Se colocan arriba de los collares para ser usados en caso de que la sarta se pegue. Pueden ser mecánicos o hidráulicos.
Otras herramientas: Llaves de cadena, llaves de tubo, absorvedores de vibraciones y rimadores (“roller reamer”). 66
2.3.4.5
Manejo de tubería. Los tubos deben ser manejados con cuidado para
evitar que fallen durante la perforación y asegurar una mayor vida útil. A continuación se dan algunas recomendaciones generales para el manejo de los tubos que conforman la sarta: Se deben colocar protectores a las roscas. No golpear, ni dejar caer la tubería de grandes alturas. Siempre, almacenar los tubos sobre burros correctamente espaciados. Lavar y engrasar las roscas antes y después de cada conexión. Conectar los tubos apretando con el torque adecuado. No se debe exceder la resistencia a la torsión que recomienda el fabricante. Instalar las llaves en las uniones. Revisar periódicamente la tubería. Calibrar el diámetro en el centro y en los extremos. Revisar que las roscas no tenga talladuras ni golpes.
Si los posee, es
necesario rectificar la rosca haciendo una nueva sobre el metal del cuerpo del tubo. Revisar que la rosca no esté fisurada. Se observan principalmente los valles, que son más propensos a las fisuras haciendo pasar un campo electromagnético que imante bien (la caja y el pin). Previamente la rosca se ha limpiado con ACPM. Se agrega limadura de metal fina, la cual es atraída por el metal imantado. Se sopla y se observan los posibles grumos de limadura que quedan principalmente en las fisuras.
67
Revisar el borde de la rosca. Este debe estar pulido y perpendicular a la línea de centro de las roscas. Para corregir esta falla se usan discos esmeriladores que pulen de nuevo la cara. Aplicar inhibidores de corrosión.
2.3.4.6 Cálculos y Diseños. 2.3.4.6.1 Capacidad de un tubo. El término se refiere al volumen que hay al interior del tubo, por unidad de longitud. Se calcula como: Vi C ID
2
(18)
Vi: capacidad interna del tubo, pie 3/pie (m3/m) ID: diámetro interno del tubo, pulg. (m). C: constante que depende de las unidades usadas = 0,00545 (0,7854) 2.3.4.6.2 Capacidad anular. Se refiere al volumen que se encierra en el anular hueco-tubería, por unidad de longitud. Se aplica también al anular que se forma entre dos tubos concéntricos (por ejemplo el anular revestimiento-tubo de perforación). Se calcula como: (19)
Va C * D 2 2 D1 2
Va: capacidad anular, pie 3/pie (m3/m). D2
: Diámetro mayor del anular, pulg. (m).
D 1 :
Diámetro menor del anular, pulg. (m).
C: constante que depende de las unidades usadas = 0,00545 (0,7854)
68
2.3.4.6.3 Desplazamiento. Es el volumen sólido del tubo, por unidad de longitud. Para calcularlo se tiene:
VD C* OD2 ID2
(20)
VD : Capacidad anular, pie3/pie (m3/m).
OD: diámetro externo del tubo, pulg. (m). ID: diámetro interno del tubo, pulg. (m). C: constante que depende de las unidades usadas = 0,00545 (0,7854) En la ecuación 19, no se tiene en cuenta el efecto del mayor espesor de las uniones.
Cuando se requiere un dato más exacto se debe recurrir a tablas
elaboradas por las compañías fabricantes de tubería (tabla 8).
69
Tabla 8. Desplazamiento promedio de tubería de perforación-Rango 2 (1). Diámetro
Peso
Externo
Nominal
Tipo de
en el aire
(pulg)
(lbf/pie)
unión
(lbm/pie)
pie/bbl
bbl/pie
2-3/8
6.65
IF
6.90
398.42
0.00251
2-7/8
10.40
IF
10.90
251.9
0.00397
SH
10.40
263.0
0.00379
FH
13.90
197.6
0.00506
SH
13.40
204.9
0.00480
IF
13.80
199.2
0.00502
15.50
IF
16.02
171.5
0.00583
14.00
FH
15.10
181.8
0.00550
IF
15.10
176.1
0.00568
FH
17.80
154.3
0.00648
XH
18.00
152.7
0.00655
SH
17.00
161.6
0.00619
IF
17.70
155.3
0.00644
XH
21.40
128.5
0.00778
FH
21.30
129.0
0.00775
SH
20.50
134.0
0.00746
IF
21.20
129.5
0.00772
22.82
XH
24.10
114.0
0.00877
32.94
XH
36.28
75.7
0.00132
19.50
XH
20.60
133.3
0.00750
25.60
XH
26.18
107.4
0.00932
42.00
XH
45.20
60.8
0.01650
3-1/2
4 4-1/2
13.30
16.60
20.00
5
Peso real
70
Desplazamiento
2.3.4.6.4 Diseño de la sarta de perforación. Las sartas de perforación se deben diseñar de forma que permitan: Dar peso a la broca. Reducir al mínimo las vibraciones de la sarta. Optimizar el rendimiento de la broca. Perforar un hueco de diámetro constante (pleno calibre) y con mínima desviación. De acuerdo a los esfuerzos y presiones que se generan en el pozo, se selecciona la tubería que se debe usar para que se cumplan los objetivos planteados, sin que la tubería falle. El API (3) recomienda la siguiente secuencia de cálculos que se deben realizar.
Número de collares a utilizar: depende del peso que se le debe colocar a la broca para que se perfore en forma óptima. Este, es recomendado por los fabricantes de brocas y depende del tipo de éstas que se utilice. En el capítulo 3 se desarrollará mejor este aspecto. El peso que se le coloque a la broca debe provenir de los collares (pueden trabajar en compresión) teniendo en cuenta el efecto del empuje del fluido de perforación que hay en el hueco. Este empuje se considera al multiplicar el peso del tubo en el aire por el factor de boyanza (ecuación 7). Así:
NC
WB
(21)
C a L dc (cos )B * FS
Donde:
NC
: número de collares necesarios.
WB
: Peso necesario sobre la broca.
Ca
: peso de los collares en el aire, lbf/pie (N/m). 71
Ldc
: longitud de cada collar, pie (m).
B
: factor de boyanza (ecuación 7).
Fs
: facto de seguridad (se recomienda tomarlo igual a 0,85). : ángulo del hueco con respecto a la vertical.
Si se debe recurrir a varios tipos de collares, el peso total sobre la broca se debe distribuir entre ellos. En caso de no disponer del número de collares suficiente para proveer el peso necesario, lo que haga falta se ajusta adicionando a la sarta tubería de perforación pesada (“heavy weight”):
WB NHW
FS
C a L dc NC d B
(22)
C HW L HW B
Donde:
NHW : número de tubos de perforación pesados necesarios. NCd : número de collares disponibles. CHW : peso de los tubos de perforación pesados en el aire, lbf/pie (N/m). LHW : longitud de cada tubo de perforación pesado, pie (m). En caso de disponer de los collares necesarios se acostumbra colocar de todas formas algunos tubos de perforación pesados, por encima de los collares, para suavizar el cambio de rigidez y de diámetro externo en la sarta.
Selección de la tubería de perforación: una vez calculado el número de collares se procede a diseñar el resto de la sarta, esto es a seleccionar el número y tipo de tubos de perforación que se van a utilizar. Para ello se debe conocer la resistencia de los tubos a los esfuerzos que actúan en el hueco. Estos valores se pueden conocer mediante tablas (sección 2.3.4.4), aunque también existe la posibilidad de calcularlos mediante ecuaciones que se pueden deducir analíticamente (4). 72
Al diseñar la sarta de perforación se busca seleccionar el tipo de tubería de perforación (grado de acero) que resista todos los esfuerzos que se generan en el pozo y que haga el diseño lo más económico posible. Para ello se combinan varios grados de acero de forma que se utilicen los tubos más resistentes en aquellos puntos donde los esfuerzos son más críticos, y los tubos más económicos donde no se presentan mayores problemas. Lo anterior hace que a través de la sarta se tengan varias secciones de tubería, cada una de longitud diferente dependiendo de su resistencia a los esfuerzos presentes. Los esfuerzos que soporta la tubería son: Presión interna: el punto crítico, para una sección dada, se encuentra en su extremo superior. Esta presión la genera el fluido de perforación que hay en el interior de la sarta. Se calcula con la siguiente ecuación: Pi
( Pd Ph
ΔP s ΔP ds
(23)
) * FS
Donde:
Pi :
presión interna ejercida sobre el extremo superior de la sección diseñada, lpc (Pa).
Pd:
presión de descarga de la bomba, lpc (Pa).
Ph:
presión hidrostática, del fluido de perforación, ejercida sobre el extremo superior de la sección diseñada, lpc (Pa).
Ps :
Pérdidas de presión del fluido de perforación a través del equipo de superficie, lpc (Pa).
Pds : Pérdidas de presión que sufre el fluido de perforación a través del interior
de la sarta hasta llegar al extremo superior de la sección diseñada, lpc (Pa).
FS:
factor de seguridad (se recomienda tomar 1,1).
73
El valor calculado con la ecuación 23, debe ser menor que la resistencia al estallido (presión interna) dada en la tabla 5. Presión de colapso: se debe a la columna de fluido que hay en el anular huecosarta de perforación. Para una sección dada, el punto mas crítico se encuentra en su extremo inferior, cuando la tubería está vacía por dentro. Se recomienda calcularla con la siguiente ecuación:
Pc
ρ m Hi
C
(24)
* FS
Pc: presión de colapso ejercida sobre el extremo inferior de la sección, lpc(Pa). Hi: profundidad a la que se encuentra el extremo inferior de la sección, pie (m). m
: densidad del fluido de perforación, lbm/gal (Kg/m 3).
C= 19,251 (0,102). FS:
factor de seguridad (se recomienda tomar 1,125).
El valor calculado con la ecuación 24 debe ser menor que la resistencia al colapso dada en la tabla 5. Tensión: como se verá a continuación el diseño que se propone en este trabajo toma como base la resistencia a la tensión de la tubería. Este esfuerzo se presenta como resultado del peso de la tubería que cuelga del punto que se analiza. Por lo anterior, el punto más crítico se ubica en el extremo superior de cada sección. Existen varios métodos para hacer el diseño pero él mas recomendado, selecciona las secciones de abajo hacia arriba calculando la longitud de cada una con base en los esfuerzos longitudinales (esfuerzos de tensión) presentes y 74
su resistencia a ellos. Se considera que en el fondo del pozo las fuerzas que actúan longitudinalmente son las mas críticas o las que tienden en mayor grado a deformar la tubería. Conocidos los tipos de tubería disponibles, se procede a calcular la longitud de cada sección. Como el cálculo comienza de abajo hacia arriba, para la primera sección se puede utilizar el tipo de tubería menos fino ya que sobre ésta los esfuerzos por tensión son menores. La última sección deberá soportar mayores esfuerzos de este tipo, por lo tanto en ella se debe usar un acero de más calidad. Es claro que cada sección estará conformada por varios tubos. Una vez calculada la longitud de cada sección se verifica si la tubería seleccionada resiste las otras fuerzas que se presentan (presiones externas e internas). Obviamente la suma de las longitudes de las secciones de tubería, incluyendo los collares, me dará la profundidad total del pozo que se va a perforar. Para cada uno de los esfuerzos anteriores, si después de confrontar valores, el esfuerzo real es mayor que la resistencia de la tubería se debe recalcular la longitud de la sección o utilizar una tubería más resistente. Cuando ya se ha calculado la longitud adecuada se procede a calcular, de igual forma, la siguiente sección, con un tipo de tubería cuya resistencia a la tensión sea mayor que la anterior. Para calcular la longitud de cada sección se utiliza la siguiente ecuación:
LDP
R T 0,9 Wa B
OP
WBH Wa
(25)
Donde:
LDP : longitud de la sección diseñada, pie (m). RT
: resistencia a la tensión de los tubos seleccionados, lbf (N).
Wa
: peso de la tubería de perforación en el aire, lbf/pie (N/m).
WBH : peso en el aire de la tubería que cuelga de la sección calculada, lbf (N). 75
B
: factor de boyanza (ecuación 7).
OP
: margen de esfuerzo adicional disponible (“Over pull”), lbf (N).
El margen de esfuerzo adicional (“Over Pull”) es la diferencia que se quiere
tener entre la resistencia de la tubería a la tensión y la magnitud real del esfuerzo al que es sometida la tubería. Este margen se deja para prevenir esfuerzos adicionales que se puedan presentar, como por ejemplo el generado al tensionar la sarta en casos de pega de la misma.
2.3.5 Sistema de Control de Pozos. Este sistema previene el flujo incontrolado de fluidos de la formación hacia el pozo. Cuando la broca penetra una formación permeable que tiene una presión mayor que la hidrostática ejercida por el fluido de perforación, los fluidos de la formación empezarán a desplazar el lodo del pozo. Se denomina “Kick”, a e se flujo repentino de fluidos de la formación dentro del
pozo, en presencia del fluido de perforación. El sistema de control de pozos debe permitir: Prevenir el “Kick”.
Detectar el kick. Controlar un “Kick”:
Cerrar el pozo en la superficie. Circular el pozo bajo presión para remover los fluidos de formación e incrementar la densidad del lodo. Mover la sarta bajo presión. Cambiar la dirección de flujo lejos del equipo y del personal.
76
Figura 33. Esquema del sistema de control de pozo Si el sistema de control falla, resulta un flujo incontrolado de fluidos de formación que es denominado reventón (“Blow Out”).
Este hecho es quizás, el menos
deseable cuando se perfora. Puede causar pérdida de personal, del equipo, de las reservas de gas y aceite, y del pozo. Lo anterior sin contar los daños causados al medio ambiente, cercano al pozo.
77
2.3.5.1 Prevención de un flujo imprevisto. Durante la perforación de un pozo la prevención de un flujo imprevisto de fluidos de la formación hacia el pozo se logra utilizando un fluido de perforación de una densidad tal, que su columna hidrostática ejerza una presión mayor que la que tiene la formación que se atraviesa. Lo importante es utilizar el fluido de perforación adecuado. Cuando se hace un viaje de tubería, la circulación del fluido de perforación se detiene y se retira un volumen significativo de tubería es removido del hueco. Esto hace que el nivel del fluido en el pozo baje, disminuyendo la presión hidrostática de la columna y posibilitándose la formación de un “Kick”. Para prevenirlo se debe mantener el hueco lleno, para lo cual se bombea fluido de perforación de tal forma que se reemplace el volumen de tubería que se saco. Este fluido se toma de un tanque
especial
denominado
tanque
de
viaje
(“Trip
Tank”)
utiliz ando,
normalmente, una bomba especial para ello. El tanque de viaje es llenado periódicamente usando las bombas de lodo. Si en el equipo no existe tanque de viaje, el hueco debe llenarse usando la bomba de lodo.
2.3.5.2 Detección de un “Kick”. La detección de un “Kick” cuando se perfora, se
logra usualmente gracias a un indicador de volumen en los tanques de lodo, o por un indicador de flujo. Ambos aparatos detectan un incremento en el flujo que retorna procedente del pozo por el anular, tomando como referencia el retorno normal. Los indicadores de volumen usan flotadores en los tanques que se conectan a traductores eléctricos o neumáticos y a un registrador en el piso de la torre. El registro indica el volumen de las piscinas activas. Cuando el volumen aumenta o disminuye significativamente, se pueden activar alarmas sónicas o luminosas. Un aumento de nivel indica que los fluidos de la formación están entrando al pozo y una disminución indica que el fluido se está perdiendo hacia una formación. En el primer caso es muy posible que se esté formando un “Kick” y en el segundo hay pérdidas de circulación. Los indicadores de flujo detectan un “Kick” más rápidamente. En este caso se tiene un medidor de flujo tipo paleta 78
colocado en la línea por donde r etorna el lodo (“flow line”). Además, se tiene un medidor de strokes de la bomba. La diferencia entre estos dos datos me indican ganancia o pérdida de flujo. Si el flujo por el “flow line” es mayor, puede estar ocurriendo un “kick”. Si es menor hay pérd idas de circulación.
Cuando se está haciendo un viaje, la detección se hace por medio de un indicador de hueco lleno. El propósito de éste es medir el volumen de lodo requerido para llenar el hueco cuando se han sacado X tubos. Si el volumen de lodo requerido para llenar el hueco es menor que el volumen de los tubos removidos, un “kick”
puede estar en progreso.
2.3.5.3 Control de un “Kick”.
Cuando un “Kick” está en progreso se hace
necesario controlarlo antes de que ocurra un reventón. Las preventoras de reventones (“Blow Out Preventors”, BOP) son accesorios que se instalan en la
cabeza del pozo y su función es controlar los flujos imprevistos por el espacio anular hueco-sarta de perforación o impedir flujos desde el pozo cuando no hay sarta dentro de él.
Deben además, permitir el movimiento de la tubería sin
descargar la presión del pozo y permitir que sea circulado fluido de perforación en presencia del “kick”. En una operación normal se deben utilizar paquetes de preventoras (“BOP Stock”) de varios ti pos.
Preventoras de arietes (“RAMS”).
Emplean sellos de tamaño fijo,
dependiendo de la tubería que se tiene en el pozo, que se cierran herméticamente para impedir el flujo de fluidos. Pueden ser de tubería, ciegos o cortantes. Arietes de Tubería (“Pipe RAMS”): su tamaño es fijo y depende de la tubería
que haya en el pozo. Tienen aberturas semicirculares que cierran herméticamente contra el tubo impidiendo el flujo por el anular. Se usa un tamaño de ariete para cada tamaño de tubería que se tenga en la sarta. 79
Figura 34. Válvula tipo ariete Arietes Ciegos (“Blind RAM”): cierran cuando no hay tubería en el hueco. Si
inadvertidamente son cerrados cuando la sarta está en el hueco, el tubo será aplastado pero el flujo del “kick” no cesará ya que los arietes no se ajustan bien.
Arietes Cortantes (“Shear RAMS”): son arietes ciegos diseñados para cortar la
sarta cuando se cierran y ésta se encuentra en el pozo. La sarta caerá al hueco pero el flujo del kick será detenido. Este ariete cortante es usado solo cuando las demás preventoras fallan. Todo tipo de ariete está disponible para presiones de trabajo de 2000, 5000, 10000 y 15000 lpc. Preventora
Anular
(“Anular
Preventers”). También
conocidas como
preventoras esféricas. Utilizan un sello circular de caucho endurecido, que accionado hidraúlicamente puede cerrar el flujo anular contra cualquier tamaño de tubería, aún contra la kelly y en casos extremos sin tubería en el pozo o contra los collares. Se especifican por marca, tipo y presión de trabajo.
80
Figura 35. Válvula tipo anular Normalmente se utilizan dos o tres preventoras de ariete y una preventora anular en el tope. Tanto la preventora anular como las de ariete son cerradas hidraúlicamente. Además, los arietes tienen un cerrado manual tipo rosca, usado cuando el sistema hidraúlico falla. Acumuladores (“Accumulators”). Son accesorios usados para operar a
control remoto las preventoras. Los sistemas hidráulicos modernos para cerrar las BOP'S son acumuladores de fluido a alta presión. El acumulador es capaz de suministrar fluido suficiente, a alta presión, para cerrar todas las unidades del BOP'S al menos una vez. Los acumuladores son cilindros que tienen capacidades de 40, 80 ó 120 galones, y presiones máximas de operación de 1500 a 3000 psi. Una bomba independiente mantiene constante la presión de los acumuladores de modo que puedan ser usados en cualquier momento. Por seguridad se mantiene en “stand -bye” una bomba para los acumuladores. El fluido acumulado usualmente es un aceite hidráulico no corrosivo, con un bajo punto de congelamiento. Además, debe tener buenas características lubricantes y ser compatible con las partes de caucho del sistema de control. Un conjunto 81
de cilindros, pre cargado con nitrógeno también puede ser usado.
Los
acumuladores están equipados con un sistema regulador de presión, de forma que si los acumuladores se descargan la bomba comienza a funcionar automáticamente, cargando de nuevo los cilindros. “Manifold”. Es un sistema de circulación a alta presión utilizado en
operaciones de control de pozos. El “kick” normalmente es circulado desde el
pozo a través de un choke ajustable que es controlado desde un panel en el piso del equipo. El choke debe mantener suficiente presión, de tal modo que la presión en el fondo del pozo, ejercida por el fluido, sea ligeramente mayor que la presión de la formación. De no ser así, los fluidos de formación continúan entrando al pozo. El arreglo del “manifold” se basa en la magn itud de la presión
de formación en el área y en el procedimiento de control de pozos usado por el operador. Un separador de gas permite que cualquier gas producido por la formación, sea venteado Cuando un “kick” es detectado durante un viaje de tubería, lo mejor es forzar la sarta hacia abajo (“stripping”) con la preventora anular cerrada, para permitir la
eficiente circulación de los fluidos de formación desde el pozo. La habilidad para variar la presión de cierre en las preventoras es importante cuando se requiere esta operación. El espacio entre los arietes es proporcionado por el “drilling spool”
que al mismo tiempo permite conectar las líneas de alta presión en un punto dado. Estas líneas de alta presión hacen posible circular en reversa y controlar el flujo con el BOP'S cerrado. El conducto usado para circular en reversa es llamado el “kill line” y la línea para controlar el flujo incluye un choke, un manifold y líneas de flujo. El “drilling spool” debe tener un espacio interior lo suficientement e grande
para permitir el paso de todos los revestimientos, sin tener que quitar las preventoras. El BOP's es conectado al revestimiento de superficie en la parte superior (“casing head”) soldado o conectado al primer tubo cementado en el
pozo. En esta parte se tienen salidas para permitir la descarga de presiones que podrían acumularse entre las sartas de revestimiento. 82
Un panel de control para operar las BOP'S se coloca en el piso de la torre para un fácil acceso del perforador.
Los controles están marcados claramente y son
identificables con el arreglo de BOP'S que se tenga. Los arreglos de BOP'S pueden variar mucho y dependen de la magnitud de la presión de formación en el área y del tipo de procedimiento de control de pozos usado por el operador. Existe un tipo de válvula (“Internal BOP”) que puede ser colocada en la parte superior de
la sarta, cuando el pozo esté fluyendo durante un viaje.
2.3.6 Sistema de monitoria del pozo.
Por consideraciones de seguridad y
eficiencia se hace necesario llevar una constante monitoria del pozo para detectar problemas de perforación rápidamente.
Este sistema permite controlar
parámetros tales como: profundidad, rata de penetración, cargas soportadas por el gancho, velocidad de la mesa rotaria, presión de la bomba, densidad del lodo, nivel de las piscinas, rata de flujo, etc. Todas estas operaciones se controlan con base en señales que se leen en instrumentos instalados en el pozo.
Indicador de peso. Consta de un reloj que muestra las tensiones a las que es sometido el cable de perforación en la línea muerta o en el anclaje, y que relaciona tal tensión con el peso que soporta. Tiene dos agujas que muestran el peso total de la sarta y el peso aplicado sobre la broca. El elemento detector puede estar ubicado en el anclaje del cable o directamente en contacto con la línea muerta.
Indicadores de torque. Es un reloj que recibe una señal de un elemento controlador en contacto con la cadena de transmisión de potencia a la mesa. Cuando la sarta coge torque trata de pegarse y la mesa intenta pararse, tensionando la cadena. Se presiona un rodillo y éste envía un impulso hidráulico al reloj indicando en la escala las lbf-pie de torque equivalente o una medida arbitraria y proporcional al torque.
83
Manómetros. Son indicadores de presión de las bombas. Deben ubicarse junto al perforador para captar anomalías y actuar en forma rápida. Una variación en la presión indica un problema que debe ser ubicado.
Indicador de SPM. Instrumento que cuenta los golpes (emboladas) por minuto de la bomba y envía una señal al tablero de instrumentos.
Totalizador de SPM. Totaliza todos los golpes de la bomba. Alarmas PVT. Instrumentos instalados para controlar el volumen de lodo en los tanques e indican si hay pérdidas o ganancias de fluido durante la operación previniendo la ocurrencia de un reventón o una pérdida drástica de circulación.
Se colocan flotadores en los tanques que envían señales
eléctricas al panel de instrumentos y accionan alarmas sonoras y/o luminosas.
Sapo. Instrumento que registra en una carta los factores que afectan la rata de penetración y la profundidad del pozo.
Telemetría.
Es una forma de medir a distancia los parámetros de la
operación. La técnica conocida como MWD (“Meassurement While Drilling”)
permite registrar, simultáneamente con la perforación, todos los parámetros involucrados. Es especialmente útil cuando se perforan pozos desviados.
2.4. OTROS SISTEMAS DE ROTACIÓN.
2.4.1. Sistema “Top Drive” (13) . Algunas veces, para transmitir la rotación a la
sarta, se instala un”power -swivel” exactamente debajo de la “swivel” convencional.
La sarta de perforación va conectada a este elemento, evitándose el uso de la 84
“Kelly”, la “Kelly bushing” y la mesa rotaria. La rotación se genera en un motor
hidráulico incorporado al ”power -swivel”. Estos aparatos están disponibles en un amplio rango de velocidades y combinaciones de torques. El sistema en el cual se utiliza esta forma de perforar se conoce como “Top Drive”.
Con la introducción de este sistema muchas operaciones relacionadas con el manejo de tubería se han mejorado e incluso eliminado.
Figura 36. Ejemplo de sistema “Top Drive” El motor junto con un manejador de tubería viaja arriba y abajo de la torre mediante unos rieles a través de los cuales se deslizan. El motor es levantado por el bloque viajero y se conecta por debajo de la “swivel”. Cuando se perfora con mesa rotaria la “kelly” debe ser desconectada para hacer un viaje de tubería,
siendo necesario conectarla de nuevo al completar el viaje o cuando la tubería se pega. Durante la perforación para adicionar un tubo a la sarta, éste se debe 85
conectar en la “ratonera”. Con el sistema “Top Drive” el tiempo gastado en esta
maniobra se reduce ostensiblemente
2.4.2. Motores de fondo. Cuando se requiere desviar el pozo y mientras se perfora la sección desviada, la sarta de perforación no puede rotar pues no se podría mantener la dirección del pozo.
Figura 37. Partes del motor de fondo En estos casos se conecta un motor de fondo directamente a la broca, el cual es accionado hidráulicamente por acción del fluido de perforación que está circulando. El fluido bombeado por la sarta mueve un rotor el cual transmite la rotación por una unión universal al eje inferior donde se conecta la broca. De esta forma gira sin que rote la sarta de perforación. La longitud de estos motores es de aproximadamente 30 pies y vienen en tamaños de 1-½, 2, 2-1/4, 3-½, 4-¾, 6, 6-½ y 7 ¾ Pulg. Pueden ser de alta velocidad y bajo torque o de baja velocidad y alto torque.
86
3. BROCAS PARA PERFORACIÓN ROTATORIA
La broca (“bit”) es el elemento que corta la formación a medida que rota,
aplicándole al mismo tiempo fuerza de compresión (peso). En el sistema rotatorio, el agujero se construye bajando la columna de tubería y collares hasta que la broca toca o se acerca al al punto donde se va a perforar, para luego establecer la circulación del fluido de perforación por el interior de la sarta, siendo descargado por unos conductos o boquillas que posee la broca. Esta circulación hace que el pozo y la broca se mantengan limpios. Posteriormente, se establece la rotación de la sarta por medio de la mesa rotatoria y se baja ésta lentamente por medio del malacate, hasta que se aplique el peso apropiado para la perforación. La broca va conectada a la parte inferior de los collares de perforación mediante el “bit sub” y para que perfore bien, se optimiza el peso que se le debe aplicar, su
velocidad de rotación y la hidráulica del fluido de perforación.
3.1 TIPOS DE BROCAS (1). En general, las brocas usadas en la perforación rotatoria se clasifican en: brocas de conos y brocas de arrastre. Es muy importante seleccionar el tipo de broca adecuado según la formación que se desea atravesar, pues una mala selección implica costos de perforación adicionales.
3.1.1 Brocas de conos. En éstas, el elemento cortante es un cono que se puede mover independientemente del cuerpo de la broca. Normalmente contienen tres conos, caso en el cual se denominan tricónicas. Si el cortador es fabricado sobre el cono se habla de brocas de dientes y si va incrustado se habla de brocas de 87
insertos. En el último caso el cortador se fabrica de carburo de tungsteno. Las brocas de insertos pueden rotar a mayor velocidad que las brocas convencionales y pueden trabajar con altos pesos.
(a)
(b)
Figura 38. Brocas tricónicas. (a) de dientes. (b) de insertos Existen diferentes tipos de dientes y conos, por lo que se usan en varias clases de formaciones. Dientes de acero largos sirven para perforar formaciones suaves y dientes cortos menos espaciados son utilizados en la perforación de formaciones duras. Los dientes se limpian por el paso del fluido de perforación a través de las boquillas de la broca, por las cuales sale en forma de chorro y choca con la superficie de los dientes. El cojinete, es la pieza que une los conos con el cuerpo de la broca y se encarga de transmitir a éstos la carga suministrada por la sarta, permitiéndole al mismo tiempo que rote. Hay tre s tipos básicos de cojinetes: “standard”, sellados y “journal”.
3.1.2 Brocas de arrastre ó de fricción.
Poseen elementos cortantes fijos
integrados al cuerpo de la broca por lo que rotan como una sola unidad, cortando la formación en forma de raspador. Sus principales características de diseño son: 88
el número y la forma del elemento cortante, el tamaño y localización de los conductos por donde se descarga el fluido de perforación, y el material de construcción del cuerpo y los elementos cortantes. Su ventaja sobre las brocas de conos consiste en que por no tener partes móviles, no se requiere energía adicional para moverlas.
3.1.2.1 Brocas de paletas. Constan de paletas cortadoras fijas (cuchillas), integradas al cuerpo de la broca, que pueden rotar con éste como una sola unidad. Cuando tienen una sola cuchilla en forma de barra se denominan “cola de pescado” las cuales fueron quizás las primeras brocas usadas, y aunque en la
actualidad no son muy comunes podrían utilizarse en formaciones blandas poco profundas.
3.1.2.2 Brocas de diamante natural. Se comportan bien en formaciones que tienen un modo plástico de fallar. Constan de un cuerpo de carburo de tungsteno y una corona compuesta por muchos diamantes incrustados en la matriz. Si la broca trabaja bien, solamente los diamantes deben tocar el fondo del pozo. La matriz está provista de guías o caminos de flujo que dirigen el fluido de perforación sobre la cara de la broca permitiendo que éste limpie y enfríe los diamantes. La porción cilíndrica vertical de la corona que lleva los diamantes, se denomina sección calibradora (“gage”), y al hablar de la forma de la corona se habla de su “perfil”. El fluido de perforación sale por el centro de la corona y se distribuye
uniformemente por las guías. Por lo anterior, la presión cae debido a la alta velocidad del flujo confinado por la matriz de la broca y el fondo del hueco, es decir, si la broca no está asentada en el fondo del hueco, la presión no cae.
89
El tamaño y número de diamantes usados, depende de la dureza de la formación. Brocas para formaciones duras tienen diamantes más pequeños (de 0,07 a 0,125 quilates) y para formaciones blandas las piedras son más grandes (0,75-2 quilates). Un quilate equivale a 0,2 gramos, y debido a que algunas veces se está más interesado en el tamaño que en el peso, se habla también del número de piedras por quilate (SPC). Estas brocas son diseñadas para ser operadas a determinadas tasas de flujo y caída de presión a través de la cara de la broca. Los fabricantes de brocas usualmente dan estimativos de estos parámetros de operación.
3.1.2.3 Brocas de diamante policristalino (PDC). El elemento cortante consta de una capa de pequeños cristales de diamante policristalino sintético de aproximadamente 1/64 pulgadas de espesor, adheridos a una matriz de carburo de tungsteno por un proceso a alta temperatura y alta presión. Las brocas PDC se han usado con éxito en secciones uniformes de carbonatos o evaporitas, areniscas y arcillas, aunque presentan problemas de embotamiento en formaciones pegajosas muy suaves, y alta abrasión y ruptura en formaciones abrasivas y duras. Generalmente usan una boquilla especial con cuerpo de acero y guías de lubricación labradas en la matriz de la broca. Otros rasgos de diseño importantes son: La forma o perfil de la corona de la broca, el tamaño, forma y número de cortadores usados, y la inclinación del cortador con respecto a la superficie de la formación expuesta.
90
Figura 39. Brocas PDC 3.1.2.4 Brocas de Diamante Policristalino Termoestable (TSP). Son brocas cuyos dientes son fabricados de diamante sintético de mayor estabilidad que los PDC, a altas temperaturas, ya que éstos últimos sufren degradación térmica a temperaturas superiores a 700 oC.
3.2 CLASIFICACIÓN IADC DE LAS BROCAS (5 ). La IADC (“International Asociation of Drilling Contractors”) presenta un código para clasificar en forma universal las brocas de diferentes fabricantes. Este código está sujeto a revisiones periódicas.
3.2.1 Clasificación IADC de brocas de conos. En esta clasificación, para las brocas de conos se utiliza un código de tres dígitos. El primero se denomina número serie, el segundo número tipo y el tercero número de rasgo. El código, actualmente, se aplica así:
91
Número serie: los dígitos 1, 2 y 3 se usan para brocas de conos con dientes para formaciones de dureza baja, media y alta respectivamente. Las series 4 a 8 se usan para brocas de inserto, variando el número según la dureza de la formación (4 para formaciones blandas y 8 para formaciones extremadamente duras). Número tipo: representa una subclasificación de dureza (de 1a 4) para cada número serie. Número de rasgo: se identifica con un número de 1 a 8, que representa características especiales de la broca, como tipo de cojinete (1= cojinete sin sellos de grasa), etc.
3.2.2 Clasificación IADC de brocas de arrastre. En este caso se utiliza un código de una letra y tres dígitos para clasificar las brocas. El primero identifica el tipo de material del cuerpo, utilizando S para acero y M para matriz de carburo de tungsteno. La densidad de los cortadores se identifica con el segundo dígito, reservando del uno al cuatro para brocas PDC y del seis al ocho para brocas de diamante natural. En brocas PDC la densidad es función del número total de cortadores, uno representa baja densidad y cuatro altas densidades. Para brocas de diamante natural la densidad de cortadores es función del número de piedras por quilate (SPC). Seis identifica una densidad de cortadores de 3 SPC o menos, siete implica que 3
dos cortadores entre 14 y 24 mm y tres indica cortadores menores de 14 mm (no se incluyen los cortadores de 9 mm que se clasifican como cuatro). Si la broca no es PDC el tercer dígito indica el tipo de cortador que se utiliza: uno representa brocas de diamante natural, dos brocas TSP, tres combinaciones de TSP y diamante natural y el cuatro se utiliza para brocas impregnadas. El cuarto dígito es función del perfil de la broca. Las brocas PDC de cola de pescado se identifican con el número 1. En brocas TSP o de diamante natural el 1 representa perfiles planos. Dos, tres y cuatro, representan, en orden ascendente, la longitud del perfil.
3.3 SELECCIÓN Y EVALUACIÓN DE LA BROCA. Una buena evaluación de una broca usada sirve de base para saber si ésta se utilizó bien y me permite seleccionar mejor las brocas a usar en zonas de características similares.
Esta evaluación implica analizar el desgaste del
elemento cortante, de los cojinetes, y en general, de todos los componentes de la broca. La broca usada me permite conocer lo que está pasando en el hueco, los problemas que podemos encontrar en la próxima corrida y cómo podemos cambiar las condiciones de operación para aumentar la tasa de penetración, mejorando con esto los beneficios económicos. La industria ha desarrollado un método de codificación para cuantificar el desgaste de la broca, siguiendo las recomendaciones de la IADC (6). Este código utiliza ocho dígitos, como se muestra en la tabla 9, los cuales se describen a continuación.
93
Tabla 9. Graduación del desgaste de las brocas (6) Estructura
Principal
Ubicación
Estado
Cortadora
característica
del
Cojinetes/
del desgaste
desgaste
sellos
(3)
(4)
(5)
Interior
Exterior
(1)
(2)
Calibre
Otras
Motivo de la
Características
sacada de la
de desgaste
broca
(7)
(8)
(6)
(1) Describe el estado de la estructura cortadora en las 2/3 partes interiores de la broca. Usa una escala de 0 a 8 para indicar: En brocas de dientes: “0” implica que no hay pérdida, desgaste y/o rotura de la estructura cortante. “8” indica pérdida total de la estructura. En brocas de insertos: “0” indica que no hay insertos perdidos, gastados y/o rotos. “8” indica que todos los insert os están perdidos, gastados y/o rotos. En brocas de diamante, PDC o TSP: “0” indica que no hay pérdida, desgaste y/o rotura de la estructura cortante. “8” indica pérdida total de la estructura.
(2) Utiliza la misma escala anterior para cuantificar el desgaste en el tercio exterior de la broca. (3) Utiliza un código de dos letras para indicar la característica principal del desgaste de la broca (sólo la principal). Por ejemplo: CC: cono fisurado (Cracked cone). BT: Dientes rotos (Broken teeth). PN: Boquillas o canales de flujo tapados (Plugged nozzles).
94
(4) Indica la ubicación del desgaste descrito en (3). Depende del tipo de broca, por ejemplo, para brocas tricónicas: N (hilera interior), M (hilera del medio), H (hilera exterior), A (todas las hileras). (5) Para cojinetes sin sello, usa una escala de 0 a 8 para estimar su vida útil (0 si no hay desgaste, 8 sin vida remanente). Para cojinetes con sello se usa una letra: E (sellos efectivos), F (sellos fallados), D (broca sin cojinetes). (6) Indica mediante un número el estado del calibre de la broca (“gage”): 1 la broca conserva su calibre, 8/16 indica que a cada lado se desgastó 8/16 de pulgada. (7) Se plantean otras características de desgaste, usando el mismo código descrito en (3). (8) Se plantea el motivo por el cual se sacó la broca. Ejemplos: BHA (Cambio de la sarta de perforación), CM (Tratamiento del fluido - “condition mud”), LN: Boquilla perdida (“lost nozzle”).
Con todos estos datos se elabora un reporte de las brocas que se corren en un pozo, adicionando otros parámetros como: horas de trabajo, pies perforados, velocidad de rotación, peso colocado, hidráulica utilizada y en general toda la información que se tenga. Este reporte se denomina “BIT RECORD” y su análisis
permite optimizar las brocas a usar en otras perforaciones.
3.4 FACTORES QUE AFECTAN LA VELOCIDAD DE PENETRACIÓN. La velocidad de penetración, es un factor que influye directamente sobre el costo total de una perforación. Esta es afectada por parámetros como los que se analizan a continuación.
95
3.4.1 Tipo de broca.
En general, las brocas de conos presentan tasas de
penetración más altas en cualquier tipo de formación, si se usan dientes largos, pero a medida que se profundiza el hueco los dientes se destruyen mas fácilmente por el incremento en la dureza de la roca. Las brocas de arrastre se diseñan para obtener una tasa de perforación dada y en ellas la penetración en la roca depende del número de cortadores usados. Ninguna broca sirve para todo tipo de formación. La experiencia obtenida por el perforador y el análisis del “bit record” son fundamentales para una buena selección.
3.4.2 Tipo de formación. La resistencia a los esfuerzos de la roca afecta la tasa de penetración. La permeabilidad y la mineralogía de la roca también deben tenerse en cuenta.
3.4.3 Fluido de perforación. La tasa de penetración está influenciada por las propiedades del fluido de perforación por su efecto lubricante sobre la broca. La composición química también influye sobre la vida de ésta. La tasa de penetración tiende a disminuir con incrementos en densidad, viscosidad y contenido de sólidos en el fluido y tiende a aumentar con incrementos en la tasa de filtración. Además, la densidad, el contenido de sólidos y las características de filtración del lodo controlan la presión diferencial a través de la zona que se está perforando. La viscosidad del fluido controla las pérdidas de presión en la sarta de perforación y de este modo, permite que haya mayor energía hidráulica en la broca para su adecuada limpieza.
3.4.4 Condiciones de operación. El efecto del peso colocado sobre la broca y la velocidad de rotación son los factores más importantes. La tasa de penetración aumenta a medida que se aumenta el peso sobre la broca hasta que se alcance un valor superior límite por encima del cual los aumentos no son significativos. Por otro lado, la tasa de penetración aumenta linealmente con la velocidad de rotación (rpm), a valores bajos de dicha velocidad. A valores altos la respuesta es más pobre, debido a que la limpieza del fondo del hueco se hace inadecuada. Los 96
fabricantes recomiendan el rango de peso y rotación dentro de los cuales se debe operar la broca, para obtener una tasa de penetración óptima.
3.4.5 Hidráulica de la broca. La tasa de penetración está directamente relacionada con el nivel hidráulico alcanzado en la broca, cuando ocurre la producción de cortes. A bajos pesos sobre la broca y bajos valores de velocidad de rotación, la hidráulica requerida para limpiar el hueco es baja, mientras que si más peso y/o velocidad es aplicada, mayor debe ser el nivel hidráulico para remover los cortes tan rápido como éstos sean generados. Si la hidráulica no es suficiente para remover los cortes, la tasa de penetración disminuye debido a que la broca estará retriturándolos.
3.5 GENERALIDADES PARA LA SELECCIÓN DE BROCAS. La selección de la broca más adecuada para la perforación, así como los parámetros óptimos, debe hacerse por ensayo y error, teniendo en cuenta el costo por unidad de intervalo perforado. Esta se debe basar en una correcta evaluación de las brocas usadas, registros de brocas de los pozos vecinos, registros eléctricos de los mismos, cálculos de costos, propiedades del lodo programado y otros criterios de igual importancia como son: diámetro y tipo de broca, tasa de penetración, profundidad de salida de la broca y parámetros hidráulicos utilizados. La constante evaluación de las brocas usadas será la base para escoger la próxima broca a ser corrida.
97
4. REVESTIMIENTO DE POZOS.
A medida que la perforación de un pozo de petróleo o gas progresa, se hace necesario revestir las paredes del hueco abierto con una tubería de acero llamada "casing" o revestimiento. Para ello se bajan al pozo varios tubos conectados entre sí, formando un a “sarta de revestimiento”. Dicha sarta se cementa contra las paredes del hueco y queda instalada en forma definitiva, aún después de abandonar el pozo.
Figura 40. Esquemas de sartas de revestimiento
98
El revestimiento, junto con el cemento, cumple seis objetivos fundame ntales: Prevenir la contaminación de estratos superiores como arenas de agua fresca. Prevenir derrumbes de las paredes del hueco. Evitar la intercomunicación entre estratos. Evitar la comunicación de estratos productivos. Aislar zonas con presiones anormales. Servir de soporte al equipo de superficie (“well head assembly”) y a otros
accesorios cuando es necesario instalar métodos de levantamiento artificial para la producción del pozo.
4.1 ESPECIFICACIÓN DEL REVESTIMIENTO. Los tubos que componen una sarta de revestimiento se especifican con seis propiedades:
Diámetro externo: Se usan tamaños de 4 a 30 pulgadas, siendo más comunes los de 5, 5-1/2, 6, 6-5/8, 7, 9-5/8, 10-3/4, 13-3/8 y 20 pulgadas.
Espesor de la pared del tubo: Está determinado por los diámetros externo e interno.
Peso nominal: El diámetro externo y el espesor de la pared determinan esta propiedad. Es el peso promedio del tubo por unidad de longitud, ajustado para compensar por roscas y uniones.
Grado del material de construcción (acero): Esta clasificación se basa en la resistencia a los esfuerzos por tensión de los diferentes tipos de acero (“Yield 99
Strenght”). El Instituto Americano del Petróleo (API) reconoce los cinco grados
de acero mostrados en la tabla 10.
Rango o Longitud: Al igual que para los tubos de perforación tenemos rango 1 (tubos de16-25 pies), rango 2 (tubos de25 -34 pies) y rango 3 (tubos de 34 pies o más).
Roscas y Uniones: Los tubos individuales son usualmente conectados por medio de uniones.
Las uniones son gradadas de la misma forma que el
revestimiento y las propiedades físicas de éstas deben ser al menos iguales a las de los tubos que están uniendo. Cada tubo lleva una unión independiente. Finalmente las uniones pueden ser cortas o largas de acuerdo con la longitud de las roscas. Cuando el revestimiento es corrido en el pozo, las uniones quedan tensionadas debido al peso suspendido de ellas, por lo que deben ser lo suficientemente resistentes a la deformación ocasionada por las fuerzas axiales a las cuales están sujetas. Adicionalmente deben impedir fugas. Por todo lo anterior, es muy importante el tipo de rosca que se use. La rosca redonda de 8 hilos por pulgada es muy usada (rosca 8 rd). Existe un tipo de unión, no avalada por el API, que lleva una rosca especial conocida como "Buttress" y que se usa en casos en los cuales sobre el revestimiento existen cargas muy altas por su especial resistencia a los esfuerzos.
100
Tabla 10. Grados de Acero reconocidos por el API (4) MÍNIMA RESISTENCIA A
MÁXIMA RESISTENCIA A
GRADO DE ACERO
LA TENSIÓN (lpc) (*)
LA TENSIÓN (lpc)
F-25
25.000
40.000
H-40
40.000
60.000
J-55
55.000
75.000
N-80
80.000
90.000
P-110
110.000
125.000
(*) La resistencia mínima a la tensión se define como la tensión requerida para producir una elongación del 0,5% de la longitud total (para el grado P-110 se toma una elongación del 0,6%).
La tabla 11, me permite conocer las dimensiones de diversos tipos de revestimiento. El diámetro de deriva (“Drift Diameter”) es ot ra dimensión
importante y se refiere al máximo tamaño de herramienta que puede ser corrida por el interior del tubo, sin que ésta se pegue.
101
Tabla 11. Dimensiones de los tubos de revestimiento más utilizados (4).
Diámetro Externo (pulg)
Peso Nominal (lbf/Pie)
4-1/2
9,50 11,60 13,50 15,10 11,50 13,00 15,00 18,00 13,00 14,00 15,50 17,00 20,00 23,00 15,00 18,00 20,00 23,00 26,00 17,00 20,00 24,00 28,00 32,00 17,00 20,00 23,00 26,00 29,00 32,00 35,00 38,00 20,00 24,00 26,40 29,70 33,70 39,00
5
5-1/2
6
6-5/8
7
7-5/8
Espesor Grados Diámetro tubo de Interno (Pulg) Acero (pulg) 0,205 0,250 0,290 0,337 0,220 0,253 0,296 0,362 0,228 0,244 0,275 0,304 0,361 0,415 0,238 0,288 0,324 0,380 0,434 0,245 0,288 0,352 0,415 0,475 0,231 0,272 0,317 0,362 0,408 0,453 0,498 0,540 0,250 0,300 0,328 0,375 0,430 0,500
F,H,J J,N,P N,P P F,J J J,N,P N,P F H,J J J,N,P N,P N,P F H,J,N N N,P P F H,J J,N,P N,P N,P F,H H,J J,N J,N,P N,P N,P N,P N,P F H J,N N,P N,P N,P
102
4,090 4,000 3,920 3,826 4,560 4,494 4,408 4,276 5,044 5,012 4,950 4,892 4,778 4,670 5,524 5,424 5,352 5,240 5,132 6,135 6,049 5,921 5,795 5,675 6,538 6,456 6,366 6,276 6,184 6,094 6,004 5,920 7,125 7,025 6,969 6,875 6,765 6,625
Diámetro de deriva (pulg)
Diámetro unión (pulg)
3,965 3,875 3,795 3,701 4,435 4,369 4,283 4,151 4,919 4,887 4,825 4,767 4,653 4,545 5,399 5,299 5,227 5,115 5,007 6,010 5,924 5,796 5,666 5,550 6,413 6,331 6,241 6,151 6,059 5,969 5,879 5,795 7,000 6,900 6,844 6,750 6,640 6,500
5,000 5,000 5,000 5,000 5,563 5,563 5,563 5,563 6.050 6.050 6.050 6.050 6.050 6.050 6.625 6.625 6.625 6.625 6.625 7,390 7,390 7,390 7,390 7,390 7,656 7,656 7,656 7,656 7,656 7,656 7,656 7,656 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500 8,500
Tabla 11. Dimensiones de los tubos de revestimiento más utilizados (Continuación.) Diámetro Peso Externo Nominal (pulg) (lbf/Pie) 8-5/8 24,00 28,00 32,00 36,00 40,00 44,00 49,00 9-5/8 29,30 32,30 36,00 40,00 43,50 47,00 53,50 10-3/4 32,75 40,50 45,50 51,00 55,50 60,70 65,70 11-3/4 38,00 42,00 47,00 54,00 60,00 13-3/8 48,00 54,50 61,00 68,00 72,00 16 55,00 65,00 75,00 84,00 20 94,00
Espesor tubo (Pulg) 0,264 0,304 0,352 0,400 0,450 0,500 0,557 0,281 0,312 0,352 0,395 0,435 0,472 0,545 0,279 0,350 0,400 0,450 0,495 0,545 0,595 0,300 0,333 0,375 0,435 0,489 0,330 0,380 0,430 0,480 0,514 0,312 0,375 0,438 0,495 0,438
Grados Diámetro de Acero Interno (pulg) F,J 8,097 H 8,017 H,J 7,921 J,N 7,825 N,P 7,725 N,P 7,625 N,P 7,511 F 9,063 H 9,001 H,J 8,921 J,N 8,835 N,P 8,755 N,P 8,681 N,P 8,535 F,H 10,192 H,J 10,050 J 9,950 J,N,P 9,850 N,P 9,760 P 9,660 P 9,560 F 11,150 H 11,084 J 11,000 J 10,880 J,N 10,772 F,H 12,715 J 12,615 J 12,515 J 12,415 N 12,347 F 15,376 H 15,250 J 15,124 J 15,010 F,H 19,124
103
Diámetro de deriva (pulg) 7,972 7,892 7,796 7,700 7,600 7,500 7,386 8,907 8,845 8,765 8,679 8,599 8,525 8,379 10,036 9,894 9,794 9,694 9,604 9,504 9,404 10,994 10,928 10,844 10,724 10,616 12,559 12,459 12,359 12,259 12,191 15,188 15,062 14,938 14,822 18,936
Diámetro unión (pulg) 9,625 9,625 9,625 9,625 9,625 9,625 9,625 10,625 10,625 10,625 10,625 10,625 10,625 10,625 11,750 11,750 11,750 11,750 11,750 11,750 11,750 12,750 12,750 12,750 12,750 12,750 14,375 14,375 14,375 14,375 14,375 17,000 17,000 17,000 17,000 21,000
4.2 TIPOS DE REVESTIMIENTO.
Una sarta de revestimiento se caracteriza porque todos los tubos que la conforman tienen el mismo diámetro externo. Sin embargo, las otras propiedades (diámetro interno, grado de acero, tipo de unión, peso) pueden ser diferentes. Cuando en una sarta se tienen tubos con propiedades diferentes se dice que está conformada por varias secciones, donde cada una se caracteriza por tener una longitud continua de tubos con el mismo grado de acero, diámetro interno y tipo de unión. Una sarta de revestimiento con más de una sección se denomina “sarta
combinada" y una conformada por una sola se denomina "sarta sencilla". Durante la perforación de un pozo se hace necesario bajar mas de una sarta de revestimiento, todas colgadas de la cabeza del pozo, donde cada una cumple con una función principal. De acuerdo con su función principal, estas sartas se clasifican en: revestimiento de superficie, revestimiento intermedio y revestimiento de producción. Todos ellos van colgados de superficie, donde se sostienen por medio de unas cuñas que se instalan en la cabeza del pozo ("well head assembly").
4.2.1 Revestimiento de Superficie. Es el primer revestimiento que se baja y se cementa. Está compuesto de 500 a 1.000 pies de tubería aproximadamente, dependiendo del campo donde se trabaje. Generalmente es una sarta sencilla y sus funciones principales son: Controlar los derrumbes de capas superficiales no consolidadas. Suministrar un medio para que el lodo retorne a superficie. Proteger las arenas de agua dulce de posibles contaminaciones con lodo, agua salada, gas y/o aceite de zonas bajas. Suministrar un medio de agarre para las válvulas y accesorios que hay que colocar en la cabeza del pozo (“casing head”, BOP's, “flow line”, árbol de
104
navidad, etc.). De este punto se cuelgan los revestimientos adicionales que se instalan en el pozo. Una vez se baja y se cementa este revestimiento, se puede conectar el equipo de cabeza de pozo ("well head assembly").
Figura 41. Ensamblaje de Cabeza de Pozo 4.2.2 Revestimiento Intermedio. Generalmente es una sarta combinada. La decisión de bajar este revestimiento depende de la profundidad a la que se vaya a perforar y de las formaciones geológicas que se encuentren. Pozos de moderada profundidad no lo necesitan, mientras que en pozos muy profundos puede hacerse necesario bajar más de una sarta de este tipo. Las principales funciones de este revestimiento son:
105
Evitar la contaminación del lodo con fluidos de formación, haciendo su control difícil y costoso. Evitar derrumbes de la pared del hueco que pueden atascar la tubería.
4.2.3 Revestimiento de Producción.
Es el último, y más profundo de los
revestimientos que se bajan al pozo. Su función principal es aislar las zonas productivas. Algunas veces el petróleo fluye a través de éste, haciendo las veces de tubería de producción.
Si el revestimiento de producción se coloca hasta la parte superior de la formación resulta una "terminación en hueco abierto". Si el extremo inferior se coloca debajo del horizonte productor, se hace necesario perforar la tubería para permitir la comunicación entre el interior de ella y la formación productora. Con ésto resulta una “terminación de revestimiento cañoneado o perforado". Los revestimientos
intermedios y el de producción cuelgan de superficie, sostenidos por unas cuñas que se instalan entre la parte externa del revestimiento y el equipo de cabeza de pozo. Una vez se cementa la sarta, ésta se tensiona con la ayuda del elevador del cual cuelga, se meten las cuñas y se suelta del elevador. La tubería que sobre, por encima del espacio donde quedaron las cuñas ("Drilling spool") se corta y se retira.
4.2.4 Revestimientos Auxiliares (“Liners”).
Un “liner” es una sarta de
revestimiento que se coloca desde el fondo del pozo hasta un punto aproximadamente 100 pies por encima de la parte inferior del último revestimiento bajado, donde se suspende de un colgador. Los “liner” se usan en sitios donde durante la perforación se requiere colocar la sarta de revestimiento de producción antes de llegar a la profundidad total del pozo y se considera innecesario extender hasta la superficie una sarta más. Su función es similar a la del revestimiento de producción y su ventaja sobre una sarta convencional es económica, pués como ésta no cuelga de superficie, se requiere menos tubería. Sin embargo, se pueden presentar problemas por fallas en e l punto donde se suspende el “liner”. 106
Los revestimientos auxiliares son hechos, generalmente, de acero J-55 y se especifican de la misma forma que los revestimientos normales. La tabla 12 muestra las propiedades de estos tubos. Hay también “liners” para ob jetivos
especiales tales como los ranurados, los perforados o los empacados con grava que se colocan contra las zonas productoras para evitar que se arene el pozo. Los “liner” se cementan contra las paredes del pozo o se aseguran con empaques.
Tabla 12. Propiedades de “liners” API (4). DI METRO
ESPESOR
PESO TUBO LISO
DI METRO
EXTERNO (Pulg)
(Pulg)
(Lbf/Pie)
INTERNO (Pulg)
3 1/2
0.289
9.91
2.992
4
0.286
11.34
3.428
4 1/2
0.290
13.04
3.920
5
0.362
17.93
4.276
5 1/2
0.361
19.81
4.778
6 5/8
0.417
27.65
5.791
4.2.5 Tubo Conductor. Cuando se comienza a perforar el pozo, el fluido de perforación no tiene un conducto que lo haga llegar a los tanques de lodo. Además, en terrenos superficiales muy inestables, la acción de lavado y erosión del fluido de perforación puede formar una gran cavidad en la superficie. Para solucionar esto, se hace necesario colocar un tubo conductor para comenzar a perforar, que será por tanto la sarta de revestimiento de mayor diámetro en el pozo. Esta sarta se instala forzándola en el terreno o haciendo un hueco de gran diámetro y poca longitud.
107
4.3 PARÁMETROS IMPORTANTES. Cuando el revestimiento es asentado en el hueco, está sujeto a varias fuerzas ocasionadas por las presiones externas e internas y por las cargas axiales que actúan sobre él. Las presiones externas tienden a colapsar el revestimiento y las presiones internas a estallarlo. Las cargas axiales pueden ser esfuerzos de tensión debidos al peso de la tubería o de compresión debido al empuje ejercido por el fluido de perforación.
La tensión tiene un efecto pronunciado pues tiende a estirar la
tubería disminuyendo la resistencia a los esfuerzos de ésta. Al diseñar una sarta de revestimiento se deben seleccionar los pesos y grados de acero más económicos, que aseguren que los tubos no van a fallar por las fuerzas a las cuales el revestimiento está sometido. Como estas fuerzas no son uniformes y varían con profundidad es posible usar una sarta combinada que ofrezca mayores ventajas. Así, los grados y pesos más "costosos" pueden ser reservados para las secciones de la sarta que están expuestas a fuerzas más severas, obteniéndose un ahorro en costos y material.
La selección del tamaño del
revestimiento, peso, grado y uniones para una situación dada, constituye un problema económico e ingenieril de gran importancia
4.3.1 Resistencia a la Tensión. Como ya se mencionó, las fuerzas que tratan de tensionar un tubo, se deben al peso de la tubería que hay colgando debajo del punto que se esté analizando. Por lo anterior, las mayores cargas por tensión se dan en la parte superior de la sarta, y si se analiza un tubo individualmente este punto crítico se ubica en la unión del mismo. La carga por tensión que un tubo puede soportar, en ese punto crítico, sin fallar se denomina "Resistencia a la tensión en la unión" ("Joint Strenght") y depende del grado del acero, del diámetro, del peso del revestimiento, y del tipo de unión.
108
El API recomienda las siguientes ecuaciones empíricas para calcular la resistencia promedio a la tensión en las uniones, dependiendo de si estas son largas o cortas (4): RTC = C1K (33,71 - C2OD) (C2(OD-t) - 0,071) (C3t-0,742)
(25)
RTL = C4k (25,58 - C2OD) (C2 (OD-t) - 0,071) (C3t - 0,742)
(26)
Donde: RTC, RTL :
Resistencia a la tensión de un tubo de revestimiento en la unión, si está es corta o larga respectivamente, lbf (N).
OD:
Diámetro externo del revestimiento, pulg (m).
t:
Espesor de la pared del tubo, pulg (m).
K:
Constante dada por la tabla 13.
Las siguientes constantes son función de las unidades utilizadas: C1 =
1,0 (4,452).
C2 =
1,0 (39,37).
C3 =
24,45 (962,6).
C4 =
1,647 (7,3323).
La Tabla 14 muestra los valores de la R TL y RTC calculados con las ecuaciones 25 y 26, para tubos comerciales.
109
Tabla 13: Constante utilizada en las ecuaciones 25 y 26 (4). Grado de Acero
k
F-25
134
H-40
182
J-55
243
N-80
282
P-110
369
En lo visto hasta el momento, se analizó el efecto de las cargas por tensión sobre las uniones. En algunos casos puede suceder que el tubo falle primero a lo largo de su longitud, es decir a cargas por debajo del R T calculado con las ecuaciones 25 ó 26. Esta situación debe también ser analizada. Sobre el tubo, el esfuerzo al cual se puede dar una deformación permanente se denomina la "mínima resistencia a la tensión" (" minimum yield strength") y su valor depende del grado del acero (tabla 10). Si la carga axial es lo suficientemente grande para que ocurra una deformación permanente a lo largo del tubo, ésta se dará mas facilmente en las roscas ya que en ese punto se tiene un área seccional menor, y el máximo valor que puede soportar será:
(27)
Fa = RTm * Ar Donde: Fa:
Carga axial que puede soportar el tubo, lbf (N).
RTm: Resistencia mínima a la tensión (tabla 10), lpc (Pa). Ar :
Área seccional del tubo en las roscas, pulg2 (m2).
110
111
112
Los valores de Ar se dan en la tabla 15, así como los de F a para tubos API. Como se verá mas adelante, al diseñar una sarta de revestimiento se tienen en cuenta tanto los esfuerzos sobre las uniones como los que actúan sobre el cuerpo del tubo, y de los dos valores se trabaja con el menor.
4.3.2 Resistencia a las Presiones Externas. Cuando la sarta de revestimiento está en el pozo, actúan externamente sobre ella una serie de fuerzas debido principalmente a la presión hidrostática del fluido de perforación que hay almacenado en el anular hueco-sarta (o sarta-sarta cuando previamente se ha instalado otro revestimiento) o a las presiones de las formaciones con las cuales está en contacto. Si en un determinado punto de la sarta, las presiones externas son mayores que las ejercidas internamente, en ese mismo punto, el tubo tiende a aplastarse o colapsarse. Si al colapso sigue una deformación permanente el revestimiento experimenta una falla plástica.
La capacidad del revestimiento de soportar
presiones externas, sin sufrir deformación alguna, se denomina "resistencia al colapso”. Si la deformación no es permanente se habla de una deformación
elástica. Varios autores han investigado la forma de calcular la resistencia al colapso de la tubería de revestimiento. En general se ha encontrado que ésta depende de la razón diámetro de la tubería/espesor de la misma ( ), del tipo de acero y de las cargas axiales a las que esté sometido el revestimiento. Con base en lo anterior se han desarrollado muchas ecuaciones basadas en trabajos matemáticos y empíricos, de las cuales las más utilizadas se muestran a continuación (4):
113
Tabla 15. Resistencia a cargas axiales de revestimiento API (4)
OD
Peso
Espesor
(pulg) 5 5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 6 6 6 6 6 6,625 6,625 6,625 6,625 6,625 7 7 7 7 7 7 7 7 7,625 7,625 7,625 7,625 7,625 7,625 8,625 8,625 8,625 8,625 8,625 8,625 8,625
(lbf/pie) 15 18 13 14 15,5 17 20 23 15 18 20 23 26 17 20 24 28 32 17 20 23 26 29 32 35 38 20 24 26,4 29,7 33,7 39 24 28 32 36 40 44 49
(pulg) 0,296 0,362 0,228 0,244 0,275 0,304 0,361 0,415 0,238 0,288 0,324 0,38 0,434 0,245 0,288 0,352 0,415 0,475 0,231 0,272 0,317 0,362 0,408 0,453 0,498 0,54 0,25 0,3 0,328 0,375 0,43 0,5 0,264 0,304 0,352 0,4 0,45 0,5 0,557
Area seccional en roscas pulg2 3,271 4,171 2,561 2,814 3,299 3,747 4,613 5,414 2,981 3,841 4,45 5,382 6,262 3,444 4,267 5,47 6,666 7,71 3,361 4,198 5,105 5,998 6,899 7,766 8,622 9,408 4,115 5,213 5,828 6,85 8,029 9,501 5,02 6,032 7,234 8,421 9,642 10,848 12,203
Resistencia a cargas axiales, lbf Grado Grado Grado Grado Grado F25 H40 J55 N80 P110 179905 261680 359810 333680 458810 64025 112560 154770 181445 206085 299760 412170 369040 507430 433120 595540 74525 153640 211255 307280 356000 430560 592020 688820 86100 170680 234685 300850 437600 601700 533280 733260 616800 848100 84025 134440 167920 230890 280775 408400 329890 479840 659780 551920 758890 621280 854260 689760 948420 752640 1034880 102875 208520 320540 466240 548000 753500 642320 883190 760080 1045110 125500 276100 241280 289360 397870 463155 673680 771360 1060620 867840 1193280 976240 1342330 114
Tabla 15. Resistencia a cargas axiales de revestimiento (continuación)
OD
Peso
(pulg) (lbf/pie) 9,625 29,3 9,625 32,3 9,625 36 9,625 40 9,625 43,5 9,625 47 9,625 53,5 10,75 32,75 10,75 40,5 10,75 45,5 10,75 51 10,75 55,5 10,75 60,7 10,75 65,7 11,75 38 11,75 42 11,75 47 11,75 54 11,75 60 13,375 48 13,375 54,5 13,375 61 13,375 68 13,375 72 16 55 16 65 16 75 16 84 20 94
Espesor (pulg) 0,281 0,312 0,352 0,395 0,435 0,472 0,545 0,279 0,35 0,4 0,45 0,495 0,545 0,595 0,3 0,333 0,375 0,435 0,489 0,33 0,38 0,43 0,48 0,514 0,312 0,375 0,438 0,495 0,438
Area seccional en roscas pulg2 6,11 6,99 8,116 9,315 10,421 11,434 13,408 6,788 9,045 10,616 12,171 13,557 15,082 16,592 8,178 9,331 10,788 12,849 14,687 10,546 12,535 14,508 16,468 17,791 11,812 14,841 17,847 20,546 22,456
Resistencia a cargas axiales, lbf Grado Grado Grado Grado Grado F25 H40 J55 N80 P110 152750 279600 324640 446380 512325 745200 833680 1146310 914720 1257740 1072640 1474880 169700 271520 361800 497475 583880 669405 973680 1338810 1084560 1491270 1659020 1825120 204450 373240 593340 706695 807785 1174960 263650 421840 689425 797940 905740 1423280 295300 593640 981585 1130030 561400 898240
115
Presión de colapso con deformación elástica:
C1
Pc
1
(27)
2
Presión de colapso con deformación plástica para Pc C 2 * R TP
14:
(28)
1 2
Presión de colapso con deformación plástica para >14:
Pc C 3 * R TP
1, 877
(29)
0,0345
Presión de colapso para tubería F-25, con B 43,5:
P c
65000
C 4
(30)
1040
Presión de colapso para tubería F-25, con B > 43,5:
Pc
C5
(31)
3
Donde: Pc:
Presión de colapso del tubo, lpc (Pa)
RTP: Resistencia promedio a las tensión (Tabla 16), Ipc (Pa) :
Diámetro externo/espesor, pulgadas (m/m) 116
Las constantes de las ecuaciones 27-31 dependen de las unidades usadas: así: C1=
46,95 x 106 (32,40x1010)
C2 = 1,50 (10.350) C3 = 1,00 (6.900) C4 = 1,00 (6.900) C5 = 37,66 x 106 (26x1010) Puede ocurrir que la tubería falle plásticamente sin que pase por el rango elástico, por lo tanto la ecuación que se utilice para calcular la resistencia al colapso depende de cual de estas deformaciones ocurre primero. La tabla 16 nos muestra los máximos valores de
que puede tener un tubo para que falle plásticamente.
Finalmente, para el cálculo de Pc se hacen las siguientes recomendaciones: Para el grado de acero F-25 se usan las ecuaciones 30 y31. Para grados H40, J55 y N80 y P110 se calcula la relación
y si ésta es
menor que el máximo dado por la tabla 16, se usan las ecuaciones 28 ó 29. En caso contrario se usa la ecuación 27.
Tabla 16. Datos necesarios para el cálculo de Pc (4) Máximos valores de
para
Resistencia promedia a la
GRADO DE ACERO
que colapse plásticamente
tensión, (lpc)
H-40
40,02
50.000
J-55
30,73
65.000
N-80
23,91
85.000
P-110
18,57
123.000
La Tabla 17 presenta los datos de resistencia al colapso de los revestimientos API, basados en las ecuaciones anteriores. Para tubería H-40 con B 30, se utilizan 117
resultados experimentales, pues se ha encontrado que éstos no se justan a los dados por las ecuaciones. Como ya se mencionó, las cargas axiales de tensión tienden a estirar la tubería. Esto afecta la resistencia del tubo a las presiones externas especialmente en el rango plástico, por lo que el valor de Pc calculado con la ecuación 28-31 se debe corregir. Para ello el API (4) recomienda la siguiente ecuación: Pcc
Pc / K K 2
3P 2
(32)
P
(33)
K 2 t OD t R Tp
Donde: Pcc:
Presión de colapso corregida, lpc (Pa).
Pc:
Presión de colapso del tubo, lpc (Pa).
RTP: Resistencia promedio a la tensión (Tabla 16), Ipc (Pa) OD:
Diámetro externo del revestimiento, pulg (m).
t:
Espesor de la pared del tubo, pulg (m).
P:
Peso real de la tubería que cuelga del punto de análisis, lbf (N).
Se acostumbra multiplicar el peso P por el factor de flotación (ecuación 7), para tener en cuenta el peso real, y tomar un exceso de un 20% para considerar tensiones extras que se apliquen a la tubería.
118
Tabla 17. Resistencia al colapso de revestimientos API (4) Diámetro Peso externo (lbf/pie) (pulg) 4,500 9,500 4,500 11,600 4,500 13,500 4,500 15,100 5,000 11,500 5,000 13,000 5,000 15,000 5,000 18,000 5,500 13,000 5,500 14,000 5,500 15,500 5,500 17,000 5,500 20,000 5,500 23,000 6,000 15,000 6,000 18,000 6,000 20,000 6,000 23,000 6,000 26,000 6,625 17,000 6,625 20,000 6,625 24,000 6,625 28,000 6,625 32,000 7,000 17,000 7,000 20,000 7,000 23,000 7,000 26,000 7,000 29,000 7,000 32,000 7,000 35,000 7,000 38,000 7,625 20,000 7,625 24,000 7,625 26,400 7,625 29,700 7,625 33,700 7,625 39,000
Espesor (pulg)
BETA
0,205 0,250 0,29 0,337 0,220 0,253 0,296 0,362 0,228 0,244 0,275 0,304 0,361 0,415 0,238 0,288 0,324 0,380 0,434 0,245 0,288 0,352 0,415 0,475 0,231 0,272 0,317 0,362 0,408 0,453 0,498 0,540 0,250 0,300 0,328 0,375 0,430 0,500
21,951 18,000 15,517 13,353 22,727 19,763 16,892 13,812 24,123 22,541 20,000 18,092 15,235 13,253 25,210 20,833 18,519 15,789 13,825 27,041 23,003 18,821 15,964 13,947 30,303 25,735 22,082 19,337 17,157 15,453 14,056 12,963 30,500 25,417 23,247 20,333 17,733 15,250
Resistencia al colapso, lpc Grado Grado Grado Grado F25 H40 J55 N80 1921 2550 3316 4536 5931 7349 1820
3126 3931 4980
Grado P110 8583 10635 12782
6513 8563
9424 12391
5886 7539 8895
8517 10910 12871
1655 2439
3170 3858 4501
1538 2780
3614
4726 5683 7172
10378 12380
1364 2355
1105
1372 1922
3061 4240
2498 3283 4067
5544 7062 8486
7855 10219 12280
4293 5318 6367 7392 8418 9077
7221 9213 10697 12181 13135
3931 4914 6065 7529
6178 8776 10896
1091 1967 3006
119
Tabla 17. Resistencia al colapso de revestimientos API (Continuación) Diámetro Peso externo (lbf/pie) (pulg) 8,625 24,000 8,625 28,000 8,625 32,000 8,625 36,000 8,625 40,000 8,625 44,000 8,625 49,000 9,625 29,300 9,625 32,300 9,625 36,000 9,625 40,000 9,625 43,500 9,625 47,000 9,625 53,500 10,750 32,750 10,750 40,500 10,750 45,500 10,750 51,000 10,750 55,500 10,750 60,700 10,750 65,700 11,750 38,000 11,750 42,000 11,750 47,000 11,750 54,000 11,750 60,000 13,375 48,000 13,375 54,500 13,375 61,000 13,375 68,000 13,375 72,000 16,000 55,000 16,000 65,000 16,000 75,000 16,000 84,000 20,000 94,000
Espesor (pulg)
BETA
0,264 0,304 0,352 0,400 0,450 0,500 0,557 0,281 0,312 0,352 0,395 0,435 0,472 0,545 0,279 0,350 0,400 0,450 0,495 0,545 0,595 0,300 0,333 0,375 0,435 0,489 0,330 0,380 0,430 0,480 0,514 0,312 0,375 0,438 0,495 0,438
32,670 28,372 24,503 21,563 19,167 17,250 15,485 34,253 30,849 27,344 24,367 22,126 20,392 17,661 38,530 38,530 30,714 26,875 23,889 21,717 19,725 18,067 39,167 35,285 31,333 27,011 24,029 40,530 40,530 35,197 31,105 27,865 26,021 51,282 42,667 36,530 32,323 45,662 45,662
Resistencia al colapso, lpc Grado Grado Grado Grado F25 H40 J55 N80 950 1433 1583 2105 2737 3416 4467 5392 6316 7371 858 1317 1707 2219 2764 3529 4278 4891 6101 647 830 1340 1730 2297 2865 3746 4414
620 940 1629 2274 2835 564
3684
740 1141 1665 2136 2882
279 640 1018 1480 396
120
520
Grado P110
7422 9140 10666
4754 6123 8829
3751 5037 6789 8921
4.3.3 Resistencia a las Presiones Internas. El revestimiento también debe resistir las cargas o presiones internas que actúan sobre él. Normalmente, las presiones externas son mayores que las internas, caso en el cual no se presentan problemas, pero si ocurre lo contrario en algún punto el revestimiento puede fallar. La presión interna a la cual el revestimiento falla se denomina "Presión de estallido". A partir de pruebas de laboratorio se han desarrollado ecuaciones que permiten calcular la "resistencia al estallido" de los revestimientos, entre las cuales el API recomienda la siguiente (4): 1,75 * R Tm
Pi
(34)
Donde: Pi:
Resistencia a la presión interna, lpc (Pa)
RTm: Resistencia mínima a la tensión (tabla 10), lpc (Pa). :
Diámetro externo/espesor, pulg/pulg (m/m)
La Tabla 18 muestra los valores de la presión interna que puede resistir un revestimiento API sin estallarse. En la parte superior de la sarta la presión interna es despreciable, debido a que cerca de la superficie la presión de la formación es poca y la columna de fluido en el anular es mínima. mínima. Por lo tanto, cualquier cualquier presión interna producto por ejemplo, ejemplo, de la entrada de fluidos de formación al interior del revestimiento o de operaciones de cementación, puede hacer que la tubería se estalle e stalle más fácilmente en este sitio que en la parte inferior. Es por ello que en las las secciones superiores se debe poner especial cuidado a este factor.
121
Tabla 18. Resistencia a la presión interna de revestimientos API (4) Diámetro Peso Externo (pulg) (lbf/pie) 4,500 9,500 4,500 11,600 4,500 13,500 4,500 15,100 5,000 11,500 5,000 13,000 5,000 15,000 5,000 18,000 5,500 13,000 5,500 14,000 5,500 15,500 5,500 17,000 5,500 20,000 5,500 23,000 6,000 15,000 6,000 18,000 6,000 20,000 6,000 23,000 6,000 26,000 6,625 17,000 6,625 20,000 6,625 24,000 6,625 28,000 6,625 32,000 7,000 17,000 7,000 20,000 7,000 23,000 7,000 26,000 7,000 29,000 7,000 32,000 7,000 35,000 7,000 38,000 7,625 20,000 7,625 24,000 7,625 26,400 7,625 29,700 7,625 33,700 7,625 39,000
Espesor
BETA
(pulg) 0,205 0,250 0,29 0,337 0,220 0,253 0,296 0,362 0,228 0,244 0,275 0,304 0,361 0,415 0,238 0,288 0,324 0,380 0,434 0,245 0,288 0,352 0,415 0,475 0,231 0,272 0,317 0,362 0,408 0,453 0,498 0,540 0,250 0,300 0,328 0,375 0,430 0,500
21,951 18,000 15,517 13,353 22,727 19,763 16,892 13,812 24,123 22,541 20,000 18,092 15,235 13,253 25,210 20,833 18,519 15,789 13,825 27,041 23,003 18,821 15,964 13,947 30,303 25,735 22,082 19,337 17,157 15,453 14,056 12,963 30,500 25,417 23,247 20,333 17,733 15,250
Resistencia a la presión interna, lpc Grado Grado Grado Grado Grado F25 H40 J55 N80 P110 1993 3189 4385 5347 7778 10694 9022 12406 14416 1925 4235 4870 5698 8288 11396 10136 13937 1814 3105 4270 4813 5320 7738 10640 9189 12635 10564 14525 1735 3360 4620 6720 7560 8867 12192 13924 1618 3043 4184 5114 7438 10228 8770 12058 10038 13802 1444 2310 2720 3740 4359 6340 4978 7240 9955 8160 11220 9060 12458 9960 13695 10800 14850 1434 2754 4140 6022 6885 9467 7895 10856 9180 12623
122
Tabla 18. (Continuación) Diámetro Externo (pulg) 8,625 8,625 8,625 8,625 8,625 8,625 8,625 9,625 9,625 9,625 9,625 9,625 9,625 9,625 10,750 10,750 10,750 10,750 10,750 10,750 10,750 11,750 11,750 11,750 11,750 11,750 13,375 13,375 13,375 13,375 13,375 16,000 16,000 16,000 16,000 20,000
Peso
Espesor
BETA
(lbf/pie) 24,000 28,000 32,000 36,000 40,000 44,000 49,000 29,300 32,300 36,000 40,000 43,500 47,000 53,500 32,750 40,500 45,500 51,000 55,500 60,700 65,700 38,000 42,000 47,000 54,000 60,000 48,000 54,500 61,000 68,000 72,000 55,000 65,000 75,000 84,000 94,000
(pulg) 0,264 0,304 0,352 0,400 0,450 0,500 0,557 0,281 0,312 0,352 0,395 0,435 0,472 0,545 0,279 0,350 0,400 0,450 0,495 0,545 0,595 0,300 0,333 0,375 0,435 0,489 0,330 0,380 0,430 0,480 0,514 0,312 0,375 0,438 0,495 0,438
32,670 28,372 24,503 21,563 19,167 17,250 15,485 34,253 30,849 27,344 24,367 22,126 20,392 17,661 38,530 30,714 26,875 23,889 21,717 19,725 18,067 39,167 35,285 31,333 27,011 24,029 40,530 35,197 31,105 27,865 26,021 51,282 42,667 36,530 32,323 45,662
Resistencia a la presión interna, lpc Grado Grado Grado Grado Grado F25 H40 J55 N80 P110 1339 2946 2467 2857 3928 4464 6493 7304 10043 8116 11159 9041 12432 1277 2269 2560 3520 3950 5745 6327 8700 6865 9440 7927 10900 1135 1817 2279 3134 3581 4029 5860 8058 6447 8864 9759 10655 1117 1984 3072 3563 4006 5826 1079 1727 2735 3094 3454 5380 853 1641 2635 2978 958 1533
123
4.4 DISEÑO DE SARTAS DE REVESTIMIENTO.
4.4.1 Programa de Revestimiento y Brocas. Antes de colocar la sarta, inclusive antes de perforar, es importante programar los tamaños (diámetros) de revestimientos que se van a bajar, lo cual influirá obviamente sobre el tamaño de las brocas que se puedan correr en el pozo. Al seleccionar el tamaño de los revestimientos se deben tener en cuenta factores como: Costos de perforación: al aumentar el diámetro del hueco aumentan los costos de perforación y completamiento. Equipos que se desea instalar en el pozo: esto depende de los métodos de producción esperados, de las posibilidades de completamiento múltiple, del tipo de fluido a producir, etc. Producción estimada: el tamaño de los revestimientos fija el tamaño de la tubería de producción que se pueda instalar. Número de sartas de revestimiento: si las condiciones de perforación esperadas implican el uso de una o más sartas intermedias, el diámetro máximo de la tubería de producción es limitado. Experiencias del área: la experiencia que se tenga de otros pozos en áreas y situaciones similares son determinantes a la hora de seleccionar el diámetro del revestimiento. Disponibilidad de tubería: este factor se debe tener en cuenta desde el principio de la programación del pozo.
124
Lo primero que se debe definir es el (los) tamaño(s) posible de la tubería de producción (diámetro externo) teniendo en cuenta los factores mencionados. Este me define el tamaño de la sarta de revestimiento de producción y de la broca que se debe usar para perforar este hueco, la cual a su vez debe pasar por el interior del revestimiento intermedio quedando también definido su tamaño. De esta forma se continúa hasta seleccionar el tamaño de la broca que perforará el hueco de superficie. En la selección del tamaño del hueco (o broca) por el que pase un revestimiento dado, es necesario considerar el diámetro de la unión y proveer un espacio libre suficiente para la costra de lodo y para los raspadores y los centralizadores. Además, se deben tener en cuenta ciertas condiciones del hueco, como derrumbes e irregularidades del mismo.
La tabla 19 recomienda el mínimo
tamaño de broca que debe ser usado para perforar un hueco en el que se puedan bajar los diferentes tamaños de revestimientos API.
Figura 42. Ejemplo de programa de revestimiento y brocas.
125
En resumen el procedimiento recomendado es el siguiente: Se selecciona el tamaño (diámetro externo) del revestimiento de producción de acuerdo al tamaño (diámetro externo) de la tubería de producción (tener en cuenta las pautas dadas anteriormente). De la tabla 19 selecciono el mínimo tamaño de broca que debe usarse para perforar un hueco en el que quepa este tamaño de revestimiento.
Si la
formación es muy blanda debe tomarse una broca más grande. Tabla 19. Tamaños de brocas recomendados para correr revestimientos API (4,9) Diámetro externo
Diámetro
Espacio hueco-
Mínimo tamaño
Mínimo tamaño
del revestimiento
de la unión
revestimiento
de hueco
de broca
(pulg)
(pulg)
(pulg)
(pulg)
(pulg)
4,500
5,000
1,000
6,000
6
5,000
5,563
1,250
6,813
7
5,500
6,050
1,250
7,300
7-3/8
6,000
6,625
1,750
8,375
8-3/8
6,625
7,390
1,750
9,140
9-1/2
7,000
7,656
2,000
9,656
9-3/4
7,625
8,500
2,500
11,000
11
8,625
9,625
3,000
12,625
13-3/4
9,625
10,625
3,25
13,875
14-3/4
10,750
11,750
3,25
15,000
15
11,750
12,750
3,500
16,250
17
13,375
14,375
3,500
17,875
18
16,000
17,000
3,500
20,500
20-3/4
20,000
21,000
3,500
24,500
25-1/2
El tamaño del revestimiento intermedio debe ser tal, que permita el paso de la broca seleccionada en el paso anterior. Para ello tengo en cuenta que el diámetro de deriva del revestimiento ("drift Diameter"), definido al final de la 126
sección 4.1, debe ser mayor que la broca que vaya a pasar por su interior. Este diámetro se conoce de la tabla 11. Si son necesarios mas revestimientos intermedios se repiten los dos pasos anteriores. Si no es necesario ningún revestimiento intermedio se omiten los pasos 2 y 3. Con la ayuda de la tabla 19 se selecciona el tamaño de broca requerido para perforar el hueco intermedio. El revestimiento de superficie debe permitir el paso de la broca seleccionada en el paso anterior. Nuevamente se va a la tabla 11 para seleccionar su diámetro externo. Finalmente se determina el tamaño de las brocas para perforar el hueco de superficie usando la tabla 19. Este procedimiento se da a manera de recomendación. El ingeniero puede basarse en otros conceptos para elaborar el programa.
4.4.2 Factores de seguridad. La resistencia a la tensión en las uniones (R TC, RTL), la carga axial por tensión (F m), la presión de colapso (Pc o Pcc) y la resistencia a la presión interna (P i), indican las máximas fuerzas desarrolladas a las cuales el revestimiento puede estar sujeto sin que falle. Sin embargo, no es conveniente someter un material a los máximos esfuerzos permisibles calculados, dado que muchas de éstos se determinan como un promedio empírico o semiempírico, y las propiedades de algún tubo individual pueden alejarse de este promedio. Debido a lo anterior, se introduce el concepto de factor de seguridad, el cual se define como la razón entre el máximo esfuerzo permisible y el que realmente se presenta. Esto es: FST = RT/W
(35)
FSa = Fa/W
(36) 127
FSc = PCC/Pe
(37)
FSi = Pi/Pf
(38)
Donde:
FST, FSa, FSc, FSi: factores de seguridad para la resistencia a la tensión en las uniones, la carga axial por tensión, la presión de colapso y la resistencia a la presión interna respectivamente.
RT, Fa, Pcc, Pi: resistencia a la tensión en las uniones, carga axial por tensión, presión de colapso corregida y resistencia a la presión interna respectivamente.
W: peso de la tubería que cuelga del punto de análisis Pe: presión externa que actúa sobre el punto de análisis. Normalmente se debe a la columna de fluido de perforación que hay en el anular.
Pf : presión interna que actúa sobre el punto de análisis. Normalmente se debe a la presión de formación en el fondo del pozo.
Los factores de seguridad son mayores o iguales de uno, dependiendo principalmente de: La confiabilidad y aproximación de los valores de los esfuerzos usados para el diseño. Mientras más se aproximen al valor real, más próximo a uno puede ser este factor. La similitud entre las condiciones reales y las condiciones de laboratorio usadas en la determinación de las resistencias teóricas de la tubería.
128
La confiabilidad y aproximación de las suposiciones de cargas reales usadas para el diseño. La posibilidad y consecuencias de un fracaso. En general, para el diseño, se usan las peores condiciones posibles. Por ejemplo para el colapso, es común asumir que la tubería está vacía y que la presión externa resulta de la columna ejercida por el fluido de perforación en el anular. Cuando se considera la presión interna se asume que la presión externa es cero y que la presión interna se debe a la presión del yacimiento (presencia de un "reventón").
Finalmente en los cálculos de cargas axiales se desprecian las
fuerzas boyantes. En la mayoría de los casos, los factores de seguridad por colapso varían entre 1,0 y 1,5, por estallido entre 1.0 y 1,75 y por tensión y cargas axiales entre 1,5 y 2,0,
4.4.3 Diseño de sartas sencillas. Como ya se mencionó una sarta sencilla es aquella que está conformada por una sola sección de tubería, es decir todos los tubos son iguales (tipo de unión, diámetro interno, peso nominal, etc). Normalmente el revestimiento de superficie es una sarta sencilla. La tubería escogida debe cumplir con las especificaciones necesarias para soportar las distintas cargas a que va a ser sometida. También hay que tener en cuenta la clase y tipo de tubería disponible en el campo y, el factor económico. De acuerdo a todo esto se diseña la sarta de perforación más adecuada. Para el diseño siempre se deben tener en cuenta las condiciones más críticas. El procedimiento que se propone en este trabajo comienza los cálculos diseñando por colapso. Para diseñar la sarta se deben conocer los siguientes datos: tubería disponible, profundidad de asentamiento del revestimiento, diámetro externo del 129
revestimiento, programa del fluido de perforación (densidades usadas), gradiente de presión de formación y factores de seguridad a usar. El procedimiento es el siguiente: 1) Se descarta de la tubería disponible, aquella que presente problemas por estallido. El punto más crítico se presenta cuando al seguir perforando ocurre un "reventón" y toda la presión del yacimiento actúa al interior del revestimiento (anular revestimiento-tubería de perforación). Para ello se requiere conocer la presión de formación, valor que se compara con la resistencia a la presión interna (Pi) de la tubería (tabla 18). Se debe cumplir que:
(39)
Pi > Pf *FSi Donde:
Pi:
resistencia a la presión interna (tabla 18), lpc (Pa).
Pf :
presión de formación en el fondo del pozo, lpc (Pa).
FSi:
factor de seguridad por estallido.
2) La situación más crítica por colapso se asume cuando la tubería está vacía y toda la columna hidrostática de lodo en el anular actúa sobre la tubería externamente. Por lo tanto, el punto más crítico será en el fondo del pozo y la tubería seleccionada debe tener una resistencia al colapso de por lo menos: Pe
C * FS c *
l
(40)
*h
Donde:
Pe:
presión externa que debe resistir el revestimiento a la profundidad de asentamiento, lpc (Pa)
FSc: factor de seguridad por colapso. 130
l:
densidad del fluido de perforación, lbm/gal (Kg/m3).
h:
profundidad de asentamiento del revestimiento, pies (m).
C:
constante que depende de las unidades usadas = 0,052 (9,8).
De los tubos no descartados en el paso 1, y con ayuda de la tabla 17, se selecciona la tubería cuya resistencia al colapso sea mayor que el valor obtenido con la ecuación 40. De todas las posibilidades se escoge la menos costosa, la cual corresponde generalmente a la de menor peso nominal. Esto ayuda adicionalmente a que las cargas axiales sean menores. 3) Debido a las cargas axiales la resistencia al colapso (Pc) hay que corregirla, para lo cual se usa la ecuación 32. Si Pcc es mayor que Pe, la tubería seleccionada es la adecuada. En caso contrario, se escoge una tubería de mayor resistencia al colapso y repito este paso. 4) Se verifica si el revestimiento seleccionado resiste a las cargas axiales. Para ello se asume, por costos, que se usarán uniones cortas y se obtiene el valor de RTC y Fa de las tablas 14 y 15 respectivamente. El punto mas crítico por tensión se encuentra en el tope de la sarta, punto en el cual se debe cumplir que: RTC > W * FS T
(41)
Fa > W * FS a
(42)
Si la condición 42 no se cumple debo seleccionar una nueva tubería, de mayor resistencia a las cargas axiales y repetir los pasos 3-4. Si se cumple la condición 42 pero no la 41, queda la opción de repetir el paso 4 considerando uniones largas. En este caso:
(43)
RTL > W * FS T
131
Si tampoco se cumple la condición 43 se debe seleccionar otra tubería, de mayor resistencia a las cargas axiales y repetir los pasos 3-4. Finalmente la tubería que se selecciona es aquella que cumple con las condiciones establecidas en los pasos anteriores. Recuerde que en lugar de las tablas planteadas en este procedimiento, también es posible usar las ecuaciones respectivas (sección 4.3).
4.4.4 Diseño de las sartas combinadas. Como ya se mencionó una sarta combinada es aquella que está conformada por varias secciones de tubería. Se usan para satisfacer los factores de diseño deseados con los menores costos posibles. Nuevamente en este diseño se deben tener en cuenta las condiciones más críticas. Si las fuerzas que tratan de colapsar la tubería se deben a la presión hidrostática ejercida por el fluido de perforación, éstas serán máximas en el fondo del pozo y mínimas en superficie. Por el contrario, las fuerzas que tratan de fallar el revestimiento longitudinalmente se deben al peso de la sarta, y serán máximas en superficie y mínimas en el fondo del pozo. Por lo tanto, la tubería que se use en el fondo debe ser muy resistente al colapso y la que se use cerca a la superficie muy resistente a las cargas axiales. El procedimiento que se propone en este trabajo selecciona la tubería del fondo hacia superficie por lo que inicialmente se le da más importancia al colapso. Los datos requeridos son los mismos planteados para el diseño de sartas sencillas. La sarta quedará compuesta por N secciones, cada una de las cuales tendrá una longitud L(N), con N aumentando del fondo del pozo hacia superficie. El procedimiento es el siguiente: 1) Como en el caso del diseño de sartas sencillas, se descarta de la tubería disponible, aquella que pueda tener problemas por estallido (condición 39). 2) Se diseña la sección 1. 132
2.1)
Calcular la presión externa en el punto mas crítico de la sección (parte inferior) utilizando la ecuación 40.
2.2)
Seleccionar el tipo de tubería a usar, de forma que su resistencia al colapso, Pc (1), sea mayor que la presión calculada en 2.1.
2.3)
Seleccionar el tipo de tubería que conformará la sección 2. Esta se ve menos afectada por las presiones externas que la sección 1, por lo que se puede seleccionar un tipo de tubería cuya resistencia al colapso, Pc (2), sea menor que Pc (1).
2.4)
Para la sección 2, el punto mas crítico por colapso se encuentra a su profundidad de asentamiento, X 2. El valor de X 2 define la longitud de la sección 1. Pc (2), se ve afectada por el peso de la sección 1, y por tanto se debe corregir su valor. Para ello uso la ecuación 32, teniendo en cuenta el siguiente procedimiento:
2.4.1 La máxima profundidad a la cual se puede asentar la sección 2 se halla de la ecuación 40:
X2
Pc 2 C * FS c *
(44) l
2.4.2 El peso real de la sección 1, P(1), será:
P (1)= 1,2 * B * w (1) * (L-X 2)
(45)
Donde:
B:
factor de boyanza.
L:
profundidad total de asentamiento del revestimiento, pie (m)
133
2.4.3 Calcular K con la ecuación 33, teniendo en cuenta que t y R TP son propiedades de los tubos seleccionados para la sección 2. 2.4.4 Calcular Pcc (ecuación 32). Como P cc es menor que P c, debo recalcular X2, lo que lleva a recalcular P (1) y P c. Lo anterior obliga a introducir un procedimiento iterativo, en el que se repiten los pasos 2.4.1-2.4.4, hasta que dos Pcc calculados consecutivamente sean prácticamente iguales. Cuando esto ocurra, el último P cc calculado es el real. 2.5
Se determina la longitud real de la sección 1. El último P cc calculado en el paso 2.4.4, permite calcular el valor real de X 2, con la ecuación 44.
L (1) = L - X 2.
(46)
2.6 Finalmente se Calcula, teniendo en cuenta las cargas axiales, la longitud máxima posible para la sección:
W1
R TC (ó R TL ) FS T
má x
L(1) máx
ó
W1
má x
Fa FS a
W(1) MÁX w (1)
(47)
(48)
Donde:
W (1)máx:
peso máximo de la sección 1, lbf (N). Se toma el menor valor De los calculados con la ecuación 47.
L (1)máx:
longitud máxima posible para la sección 1, pie (m).
RTC (ó RTL): resistencia a la tensión en las uniones (tabla 14). El uso de Uniones largas o cortas depende de su disponibilidad, lbf(N).
Fa:
carga axial que puede soportar el tubo, lbf (N).
FST, FSa :
factores de seguridad para la resistencia a la tensión en las Uniones y la carga axial por tensión. 134
peso nominal de la sección 1, lbf/pie (N/m).
W (1):
Si L (1)máx es mayor que L(1), la tubería seleccionada no presentará problemas debido a las cargas axiales. En caso contrario habrá que seleccionar otra tubería más resistente, y comenzar de nuevo los cálculos. 3) Se determina la longitud de la sección 2. Para ello repito los pasos 2.3-2.6 teniendo en cuenta que los subíndices de las ecuaciones se deben redefinir y que: Pc 3 C * FS c *
X3
(49) l
P (2) = 1,2 * B * (w(1) * L(1) + w(2) * (X 2-X3))
(50)
L (2) = X2 - X3.
(51)
W
2
má x
L(2) má x
R TC (ó R TL ) w 1 *L 1 ó FS T
W
2
W (2) MÁX w (2)
má x
Fa FS a
w 1 *L 1
(52)
(53)
4) Se determina la longitud de las secciones siguientes. En general para determinar la longitud de la sección i,
se repiten los paso 2.3 - 2.6,
redefiniendo los subíndices, esto es:
Xi
1
Pc i 1 C * FS c *
(54) l
i 1
Pi
1,2 * B *
w j * L j
wi * Xi
j 1
135
Xi
1
(55)
L (2) = Xi - Xi+1.
Wi
Wi
má x
má x
L(i) máx
(56)
R TC (ó R TL ) FS T (Fa ) i
i
1
FS a
j
1
i
i
1
j
1
w j * L j
ó
(57)
w j * L j
W(i) MÁX w(i)
(58)
5) A medida que la profundidad disminuye, el colapso pierde importancia y comienzan a prevalecer las cargas axiales. Llega un momento en el cual L
(i)máx es menor que Xi (paso 2.3), lo que quiere decir que con esta sección no puedo completar el revestimiento y no se puede seleccionar para la sección (i+1) una tubería menos resistente. A partir de ese punto se le debe dar prelación a las cargas axiales sobre el colapso y la longitud de la sección se calcula como:
Li
W i má x wi
(59)
6) En adelante la secciones (i+1,..., N) estarán compuestas por tubería cada vez más resistentes a las cargas axiales. El procedimiento continúa hasta que se completa la longitud total del pozo. 7) Los resultados se organizan en una tabla, que permita visualizar el diseño completo, el cual debe ser adaptado a condiciones reales. Por ejemplo, los tubos vienen de longitudes definidas y difícilmente es posible encontrar un número de tubos cuya longitud real coincida con la calculada teóricamente para la sección.
136
5. CEMENTACIÓN DE POZOS.
Cada sarta de revestimiento debe cementarse, una vez puesta en su lugar. Para ello se prepara una mezcla de cemento y agua que se bombea a través de la tubería y se coloca en el espacio anular hueco-revestimiento. La cantidad de mezcla que se bombee depende del volumen del espacio anular que se desea cementar y de la altura hasta la cual se quiere hacer llegar la lechada en dicho anular. El cemento, junto con el revestimiento, cumple las siguientes funciones: Cuando se requiere tubería conductora, ésta se debe cementar para evitar que el fluido de perforación circule fuera de ella y origine erosión en el hueco de superficie (que es lo que se supone debe evitar esta tubería). El revestimiento superficial se cementa para proteger y sellar formaciones de agua dulce, dar fortaleza para colocar las válvulas y conexiones de superficie (necesarias para manejar los fluidos producidos), suministrar un ancla para el equipo preventor de reventones y dar un apoyo en superficie a las columnas de revestimiento más profundas. El revestimiento intermedio se cementa para sellar las formaciones con presiones anormales, aislar formaciones no consolidadas y tapar zonas de pérdida de circulación. El revestimiento de producción se cementa para evitar la producción de zonas que contengan fluidos, prevenir intercomunicaciones de flujo de varias formaciones, y evitar el reblandecimiento de otras, con lo que se reduciría la productividad del pozo.
137
El cemento protege la tubería de sustancias corrosivas que existen en las formaciones que atraviesa el pozo. El cemento protege el revestimiento de presiones externas. El cemento sella zonas no productivas y zonas con fluidos no deseables.
Figura 43. Equipo de cementación 5.1 MATERIALES USADOS EN LA CEMENTACIÓN DE POZOS. Con pocas excepciones, el cemento portland es el constituyente principal de la mayoría de los materiales cementantes. Es el cemento ordinario usado en la construcción.
Sin embargo, para cementar los revestimientos se requieren
características adicionales de bombeabilidad a altas presiones y temperaturas, por lo que se hace necesario modificar estos cementos con aditivos que cambien las especificaciones del cemento portland, para adaptarlo a las necesidades de la industria petrolera.
Cementar un pozo es sencillo, pero se requiere mucho
cuidado ya que una mala cementación puede acarrear la pérdida del pozo o incrementar bastante los costos del mismo si se tiene que recurrir a trabajos
138
correctivos muy complejos.
El conocimiento del equipo y de la mezcla es
fundamental.
5.1.1 Requisitos de los Cementos. La viscosidad debe ser controlada constantemente. La lechada de cemento debe poseer una viscosidad tal, que permita un desplazamiento eficiente desde superficie para colocarla en la posición deseada por medio del equipo de bombeo del que se disponga, además de permitir una buena adherencia con la formación y la tubería de revestimiento. Lo anterior garantiza un sello positivo entre el revestimiento y la formación. En gran medida, esto depende de la cantidad de agua que se le agregue al cemento. El área superficial de las partículas y los aditivos que se agreguen a la mezcla influyen sobre la cantidad de agua a agregar. El API recomienda usar 5,2 galones de agua por saco de cemento puro clase A ó B. Si con la mezcla se usan aditivos esta relación varía. Las compañías cementantes (Halliburton, BJ Hughes, etc.) elaboran tablas en las que aparece la relación agua cemento aconsejada para cada tipo de cemento con o sin aditivo. El cemento requiere una determinada resistencia a la compresión para soportar la sarta de revestimiento. El tiempo que la mezcla demora, después de bombeado, para adquirir dicha fuerza se denomina "tiempo de espera del cemento (WOC)" y su valor debe ser mínimo. En general, la resistencia a la compresión se determina a 100 F, 24 horas después de fraguado.
La
mayoría de los operadores esperan hasta que el cemento tenga una resistencia mínima de 500 lpc, lo que se puede obtener en 4 horas con cemento básico más aceleradores, y buena experiencia para mezclarlos. El cemento debe tener suficiente fuerza para evitar fallas mecánicas (no debe resquebrajarse). 139
Debe ser químicamente inerte a cualquier formación o fluido con que pueda estar en contacto. Debe ser lo suficientemente estable para no deteriorarse, descomponerse o perder propiedades durante el tiempo que esté en uso, que puede ser de muchos años (buen tiempo de consistencia). El cemento debe ser impermeable, cuando ha fraguado, para que los fluidos no fluyan a través de él. La densidad de la mezcla debe ser muy similar a la densidad del lodo con el cual se está perforando, así se evitan reventones y pérdidas de circulación durante la cementación. La mezcla de cemento debe tener un tiempo de fluidez para poderse bombear y colocar en su lugar, con cierto margen de seguridad en caso de presentarse algún problema mientras se bombea. Se define el tiempo de fluidez o tiempo de bombeabilidad, como el tiempo necesario para que la lechada alcance 100 poises de viscosidad; es una propiedad que depende mucho de la presión y la temperatura. A medida que la temperatura aumenta la lechada de cemento se deshidrata, ocasionando que su bombeabilidad disminuya. La presión impuesta por la columna hidrostática de los fluidos de perforación también disminuye el tiempo de bombeabilidad. Las pérdidas de filtrado para una mezcla de cemento puro son muy altas, especialmente en pozos profundos, por lo que esta puede deshidratarse fácilmente al entrar en contacto con una formación porosa, aumentando la viscosidad de la lechada. Los factores que más influyen sobre las pérdidas de filtrado son el tiempo, la presión, la temperatura y la permeabilidad de la formación. Un valor óptimo en 30 minutos con 1.000 lpc de presión es 100 cm3, pero el cemento puro puede llegar a perder hasta 1.000 cm 3 en 30 140
minutos. Entre 0-100 cm3 se dice que hay un buen control, entre 100-500 cm3 el control es moderado, de 500 a 1000 cm 3 se habla de un control regular y más de 1000 cm3 indica que no hay control (12).
5.1.2 Cemento Básico. El cemento es un material fino con grandes propiedades de endurecimiento que resulta de pulverizar la escoria que se produce al calcinar, a temperaturas de 2.600 - 3.000 oF, materiales calcáreos con cierto porcentaje de arcilla. Este producto en contacto con agua forma una mezcla espesa que lentamente se va endureciendo hasta formar un sólido fuerte y compacto. El cemento tiene una gravedad específica de 3,14 y un saco de cemento americano contiene 94 libras y tiene un volumen de un pie cúbico. En Colombia los sacos de cemento vienen de 50 Kilogramos. El Instituto Americano del Petróleo (API) estableció un sistema para clasificar los cementos de acuerdo a las propiedades físicas y químicas exigidas (10). Los cementos clase A y B son llamados cementos Portland y son los más económicos. El cemento clase A es el mismo que se usa en las construcciones civiles. El cemento clase C tiene un aditivo que permite el fraguado rápido. Los cementos clase D, E y F se conocen como cementos retardados. Esta propiedad la deben a un compuesto orgánico agregado en su fabricación. Los cementos clase G y H son fabricados bajo estrictas recomendaciones químicas. La tabla 20 describa en forma más detallada la clasificación API de los cementos. Los más usados son los cementos clase A y clase G, con algunos aditivos.
141
Tabla 20. Clasificación API de los cementos (10). Clase
Profundidad (pies)
Características Usado cuando no se requieren propiedades especiales.
A
0-6000
Económico. Se usa a temperaturas hasta de 170 F °
Usado cuando se necesita alta o moderada resistencia a B
0-6000
los Sulfatos, con temperaturas de hasta 170 F. °
Rápida compactación y alta resistencia a los Sulfatos, C
0-6000
para temperaturas de hasta 170 F. °
Usado cuando se tienen condiciones de presión y temperatura relativamente altas. Alta y moderada D
6000-10000
resistencia a los sulfatos para temperaturas ente 170 y 260 F. °
Usado a altas condiciones de presión y temperatura. Alta E
10000-14000 y moderada resistencia a los sulfatos, con temperaturas
entre 170 y 290 F °
Para altas presiones y temperaturas. Alta y moderada F
10000-16000 resistencia a los sulfatos, para temperaturas entre 230 y
320 F. °
Compatible con aceleradores y retardantes. Puede G
0-8000
reemplazar los cementos clase A-E, con los aditivos apropiados. Usado para temperaturas de hasta 270 F. °
Puede ser usado con aceleradores y retardantes para H
0-8000
J
1200016000
cubrir temperaturas y profundidades variadas Puede ser usado con aceleradores y retardantes para cubrir temperaturas en un amplio rango.
142
5.1.3 Aditivos para el Cemento. El uso de aditivos es muy simple y flexible. Todas las mezclas agua-cemento que actualmente se usan en la industria petrolera, contienen algún aditivo para variar alguna propiedad de la mezcla original. Las casas fabricantes recomiendan que aditivo usar, según la clase de cemento.
Aceleradores: Se usan para acelerar la reacción entre el agua y el cemento acortando el tiempo de espera, el tiempo de bombeabilidad y aumentando la resistencia inicial a la compresión. Todo lo anterior implica ahorro de tiempo al equipo de perforación. Para temperaturas inferiores a 100 F, la lechada necesita de 1 a 2 días para desarrollar una resistencia a la compresión de 500 lpc. Generalmente, se requiere un acelerador para temperaturas inferiores a 120 F y su uso es indispensable a temperaturas inferiores a 75 F. Las lechadas usadas en pozos poco profundos a baja temperatura necesitan aceleradores para acortar el tiempo de espera. Los siguientes aceleradores son muy usados: cloruro de sodio, cloruro de calcio, yeso y agua salada.
Retardadores: Las lechadas de cemento fraguan rápidamente a temperaturas de fondo mayores de 110 F. Un retardador es un aditivo usado para aumentar el tiempo de fragüe y el tiempo de bombeabilidad del cemento. Además, muchos retardadores aumentan la consistencia (viscosidad) de la lechada. Los retardadores más usados son: lignosulfonatos de sodio y calcio, celulosa modificada, ácidos orgánicos y materiales orgánicos.
Extendedores: Las lechadas de bajo peso (extendidas) se usan para reducir la presión hidrostática sobre formaciones débiles, aumentar el rendimiento del cemento y reducir costos. Básicamente, lo que hacen estos aditivos es permitir que se le agregue más agua a la lechada. Dan alto rendimiento y son económicos. El material básico de estos aditivos es la bentonita. 143
Aditivos para Aumentar Peso: Se usan en zonas donde es necesario el control hidrostático para evitar reventones. Incrementan la densidad, limitan y mantienen la presión y mejoran el desplazamiento del lodo. Los aditivos más usados para aumentar el peso o la densidad de la lechada son barita, hemetita, arena y sal.
Aditivos para Pérdidas de Filtrado: a medida que el agua se filtra hacia las formaciones con las cuales la lechada entra en contacto, la densidad de la mezcla aumenta y cambian sus características. Esto puede ocasionar que la tubería se pegue, que el cemento fragüe antes de tiempo, que se pierda el retorno a superficie y que se requieran presiones de circulación en las bombas demasiado altas. Estos aditivos protegen formaciones sensibles (arcillas) de hinchamiento, previenen la deshidratación de la lechada y mejoran las cementaciones a presión. Algunos controladores de filtrado son: polímeros orgánicos y cementos con bentonita y dispersantes. Los aditivos para pérdida de fluido no deben usarse con agua salada.
Aditivos para Pérdida de Circulación: En formaciones cavernosas, altamente permeables y/o fracturadas, la lechada se puede perder hacia la formación. Muchos materiales se usan para controlar estas pérdidas y pueden ser fibrosos, granulares, laminados o semisólidos, siempre y cuando no actúen como retardadores. Entre los materiales usados tenemos: madera, corteza y aserrín (fibrosos); gilsonita, carbón, perlita y cáscara de nuez (granulares); mica, nylon y celofán (laminados); cemento-yeso y lechadas de bentonita (semisólidos). Uno de los más usados es la gilsonita por ser inerte y tener baja gravedad específica, además de necesitar poca agua para ser mezclada.
Aditivos contra la Retrogradación: Evitan la pérdida de la resistencia a la compresión, el aumento de permeabilidad, y la pérdida de integridad del cemento a altas temperaturas (por encima de 230 F, para cemento portland).
144
Los aditivos usados en este caso son en general productos que contengan sílica (silica flúor, silica sand, etc.).
Preventoras de Espuma: El aire que queda dentro de la espuma no deja medir bien la densidad de la lechada, lo cual dificulta su control. Generalmente se usa un polvo blanco mezclado en seco con el cemento, (comercialmente se conoce como D-6).
Inducidores de Flujo (Dispersantes o reductores de presión): Se agregan al cemento para reducir la fricción de la lechada, reduciendo la viscosidad aparente, con lo que se permite su bombeo en flujo turbulento
5.1.4 Cementos Especiales. Algunas veces se requieren cementos y aditivos especiales para trabajos especiales, tales como cementación de pozos geotermales o cementaciones en zonas polares. En esta clasificación se incluyen, entre otros, cementos expandidos, cementos pozolánicos, cementos con yeso, cementos con aceite de diesel (Diacel-Oil-Cement), y emulsiones de cementoagua y aceite.
Cementos Pozolánicos: Es una mezcla de cemento portland y un material de sílica con hidróxido de calcio, que en presencia de agua desarrolla propiedades cementantes. Este material puede ser ceniza volcánica o arcilla rica en contenido de sílica. Las pozolanas no tienen propiedades cementantes, pero usadas con agua y cal forman un compuesto de características iguales al cemento. La sílica de las pozolanas se combina con la cal del cemento portland, resultando un cemento más resistente al ataque de soluciones de sulfato y agua de mar.
Cementos con Yeso: Son usados para reparar trabajos de cementaciones primarias. Fraguan rápidamente e inmediatamente adquieren alta resistencia.
145
Se mezclan con los cementos API clases A, B, G o H, siendo usados en pozos poco profundos.
Cementos Diesel-aceite: Para controlar el agua durante la perforación, se utilizan lechadas con Diesel. Están compuestos básicamente por cementos API clases A, B, G o H, mezclados con diesel, queroseno y un surfactante. Tienen un tiempo de bombeo ilimitado, y no fraguan a menos que se ubiquen en zonas con agua. Allí la lechada absorbe el agua y el cemento fragua. La función del surfactante es reducir la cantidad de hidrocarburos necesaria para humectar las partículas de cemento. Estos cementos se utilizan principalmente para cementar zonas con acuíferos.
Cementos Expandibles: A ciertas condiciones de fondo de pozo, es necesario disponer de un cemento que se expanda contra el revoque de filtrado en las paredes del pozo y del revestimiento. Los cementos expandibles comerciales son cementos portland con un agregado de sulfoaluminato de calcio, sulfato de calcio y caliza.
5.1.5 Fluidos Espaciadores. Un fluido espaciador, es cualquier fluido que se bombea adelante y detrás de la lechada, para separarla del fluido de perforación o del fluido con el cual se desplaza. Si es posible, el espaciador debe ser más liviano que la lechada pero más pesado que el lodo. Un espaciador con el peso apropiado reduce el acanalamiento, mejora el desplazamiento y ayuda a controlar la presión hidrostática en el espacio anular.
Se usan como espaciadores,
soluciones acuosas no ácidas, geles base agua, soluciones base aceite, etc.
146
5.2 EQUIPO BÁSICO DE CEMENTACIÓN.
5.2.1 Equipo de Superficie. El cemento se mezcla con agua para formar una lechada de peso específico predeterminado. La mezcla se efectúa en superficie con el uso de vasijas especialmente diseñadas o "tolvas" para luego ser bombeada al interior de la tubería de revestimiento. En un "camión de cementación" van instaladas las bombas desde donde se bombea el agua para preparar la lechada, y llevar ésta hacia el pozo (figura 5). Antes de llevar la mezcla al pozo, se hace pasar por un sistema cíclico de circulación hasta homogeneizarla. Constantemente se debe medir y controlar su densidad y de acuerdo a su valor se regula la salida de cemento o el paso de agua para obtener el valor deseado. Una vez se ha mezclado la cantidad conveniente de trabajo se debe usar algún fluido desplazante para colocar la lechada en la posición deseada. Este generalmente se desplaza con las bombas del equipo de perforación La mayoría de los pozos están llenos de lodo cuando comienza la cementación. A medida que se bombea cemento, éste desplaza lodo por el espacio anular hasta hacerlo regresar a los tanques de descarga.
Este retorno debe vigilarse
estrechamente ya que es un indicio del desplazamiento.
Si no regresa lodo
mientras se está bombeando, cemento o lodo se está perdiendo en las formaciones.
Cuando esto pasa queda la duda de la correcta colocación del
cemento.
147
Figura 44. Equipo de superficie
5.2.2 Zapato Guía ("Guide Shoe"). Consiste básicamente de una sección corta de tubo de acero con su extremo inferior redondeado. Se coloca en la parte inferior de la sarta de revestimiento para facilitar su paso a través de las irregularidades del hueco, haciendo dicho paso lo más suave posible para evitar cualquier derrumbe de las paredes del hueco. Contiene, por lo general, una válvula que permite mantener la tubería llena, ejerciéndose un efecto de flotación que disminuye la carga sobre la torre. Puede llevar también una válvula flotadora para evitar que la lechada de cemento se devuelva.
5.2.3 Collar Flotador ("Float Collar"). Se coloca en el revestimiento, un tubo arriba del zapato. Además de servir de unión entre los dos primeros tubos de la sarta, sirve de elemento de flotación. Se transforma por medios mecánicos en una válvula de retención que permite al fluido circular del interior de la tubería al espacio anular, pero no del anular al interior de la tubería. Está hecho de un material perforable y sirve de asiento a los tapones de cementación. 148
5.2.4 Cabeza de Cementación. Esta pieza se coloca en la parte superior del tubo de revestimiento más superficial (el que asoma a la superficie). Se une por medio de mangueras de acero a los sistemas de mezclado y bombeo del cemento. Posee dos cámaras donde se alojan los tapones de cementación.
Figura 45. Cabeza de cementación 5.2.5 Tapones de cementación. Son dispositivos que se introducen en la tubería de revestimiento durante la operación de bombeo del cemento. Son fabricados de caucho y baquelita. Se usan dos tapones, los cuales separan la lechada del fluido en el pozo y del fluido desplazante. Al mismo tiempo, el tapón inferior limpia la pared interior de la tubería del lodo y el tapón superior de la mezcla agua-cemento. Los tapones son retenidos por el collar flotador. El tapón inferior lleva un diafragma que se rompe a presiones entre 300 y 400 lpc, permitiendo la continuación del flujo de la lechada de cemento. El tapón superior es una pieza casi sólida y al llegar al 149
collar flotador obstruye el flujo, lo que indica que la mezcla agua - cemento ha sido colocada en su sitio. Esto se detecta en superficie porque inmediatamente se sube la presión en la bomba.
5.2.6 Centralizadores ("centralizers").
Son herramientas que se colocan
rodeando el revestimiento para mantenerlo centrado en el hueco. La centralización de la tubería permite que el espesor del cemento sea uniforme alrededor de toda la sarta, evitando un desbalance en las presiones externas, lo que podría originar un problema posterior. Se acostumbra colocar un centralizador entre el zapato y el collar, otro en la unión del segundo con el tercer tubo y en adelante uno cada dos tubos hasta 40 pies por debajo del tope esperado para el cemento en el anular.
Figura 46. Centralizadores 5.2.7 Raspadores ("wall cleaner").
Son herramientas que se colocan en la
tubería de revestimiento para limpiar el revoque que se forma en la pared del pozo y que puede reducir la efectividad de la cementación. Se distribuyen en la sarta de revestimiento, desde 20 pies por encima del fondo del horizonte productor hasta 20 150
pies por debajo del tope del mismo, con un espaciamiento de 20 pies entre raspadores. Están constituidos por alambres cortos arreglados verticalmente, en espiral o circularmente.
Figura 47. Raspadores
5.3 TIPOS DE CEMENTACIÓN. En general se habla de cementaciones primarias cuando nos referimos a la cementación de una sarta de revestimiento, y de cementaciones secundarias cuando se trata de trabajos hechos al pozo posteriormente.
5.3.1 Cementación Primaria. En una sola Etapa: El cemento se introduce en la tolva y se mezcla con agua. Toda la mezcla calculada se bombea por dentro del revestimiento. Una vez bombeada, se desplaza con otro fluido hasta calcular que la lechada está en el sitio deseado. Entre el lodo y el cemento, y entre el cemento y el fluido desplazante van los tapones que son introducidos por la cabeza de cementación. Cuando el tapón trasero (lechada - fluido desplazante) llega al collar, la presión de desplazamiento sube rápidamente indicando que el desplazamiento ha terminado. Para confirmar esto, se debe calcular el volumen y el tiempo de desplazamiento. Al terminar hay que dejar las líneas con una determinada presión en superficie, mientras el 151
cemento fragua, para evitar que se devuelva en caso de que el collar falle, la cual se calcula de: Ps = Pfp + Pl - Pfd
(60)
Donde: Ps:
Presión necesaria en superficie, lpc (Pa).
Pfp:
Presión hidrostática ejercida por el fluido de perforación, lpc (Pa).
Pl:
Presión hidrostática ejercida por la lechada en el anular, lpc (Pa).
Pfd:
Presión hidrostática ejercida por el fluido de desplazamiento, lpc (Pa).
La figura 47 esquematiza esta situación.
Figura 48. Balance de presiones en el pozo durante cementación primaria
152
Cementación por Etapas: Generalmente, si el revestimiento está asentado a una profundidad considerable se cementa por etapas, con el fin de que la cementación sea mejor y más económica. Además se busca que las presiones de desplazamiento no sean muy altas. El anular queda divido en secciones, donde en cada una habrá una lechada diferente. El revestimiento lleva unas válvulas especiales a la altura donde se piensa debe comenzar cada etapa y a través de ella se inyecta la lechada correspondiente.
5.3.2 Cementación Secundaria. En el completamiento de un pozo, se debe evaluar el estado del cemento frente a las zonas de interés: presencia, calidad y aislamiento hidráulico.
Esto se hace mediante registros sónicos.
De la
interpretación de éstos se establecen las zonas donde quedo defectuosa la cementación primaria. Se hace entonces una cementación correctiva ("Squeeze") en la que se inyecta cemento a través de perforaciones en el revestimiento hechas para tal fin o circulando la lechada por detrás del revestimiento, buscando siempre no fracturar ni la formación ni el cemento. Otros casos de cementación secundaria son: abandono de zonas agotadas o de pozos en forma definitiva, taponamiento de las perforaciones para posterior recañoneo y reparación de revestimientos rotos.
5.4 PRUEBAS DEL CEMENTO.
Al preparar una mezcla agua-cemento se deben conocer sus propiedades para asegurar una buena cementación. Para ello se deben realizar varias pruebas, algunas de las cuales se hacen en el campo y otras en el laboratorio.
153
5.4.1 Filtrado. Esta prueba se realiza en un aparato llamado filtro prensa. El API normatiza este ensayo para medir el filtrado en 30 minutos con presiones entre 100 y 1.000 lpc. En el procedimiento emplea un conjunto filtrante que contiene un soporte, un cilindro y una malla No. 325 soportada por una malla 60.Como ya se mencionó el filtrado del cemento puro es alto, aproximadamente de 1.000 cm 3 en un filtro prensa a 1.000 lpc de presión. Para una cementación primaria debe reducirse la filtración a un rango de 150 a 400 cm 3.
5.4.2 Densidad. Esta propiedad varía de acuerdo a los aditivos usados. En las operaciones de campo la densidad se mide con una balanza de lodos. En el laboratorio se deben usar balanzas presurizadas, 30 lpc aproximadamente, para reducir las burbujas de aire atrapadas en la mezcla.
5.4.3 Tiempo de Bombeabilidad. Se considera la mezcla no fraguada mientras tenga condiciones de bombeabilidad. El API considera el tiempo de fraguado como el tiempo medido desde la preparación de la mezcla hasta que haya alcanzado 100 poises de viscosidad. Se mide en un aparato llamado "consistómetro", en el que se pueden simular las condiciones del pozo, temperaturas hasta 500 oF y presiones hasta 25.000 lpc. El tiempo de bombeabilidad depende del tipo de trabajo, de las condiciones del pozo y del volumen y tipo de cemento que se utilice. Por ejemplo, para profundidades entre 6.000 y 8.000 pies el tiempo de bombeabilidad es del orden de las tres horas.
5.4.4 Resistencia a la Compresión. El API recomienda que la consistencia de un cemento después de 24 horas de fraguado no debe ser menor de 500 lpc. El cemento puro ofrece resistencias más altas, sin embargo el uso de aditivos puede alterarla, por lo que se deben realizar pruebas de resistencia a la compresión cada que se varíe la concentración de algún aditivo.
5.4.5 Permeabilidad. El API especifica los métodos para determinar esta propiedad usando permeámetros. El cemento fraguado tiene una permeabilidad 154
mucho menor que la de las formaciones, y a través de pruebas de campo se ha mostrado que disminuye con el tiempo y con la temperatura, y que después de 7 días es demasiado baja para ser medida. La permeabilidad del cemento al gas es más alta, pero su determinación es bastante difícil.
5.5 CÁLCULOS BÁSICOS EN UNA CEMENTACIÓN.
5.5.1 Volumen de Lechada: Será igual a la suma de todos los volúmenes de las secciones del pozo donde quedará cemento. Para una mejor visualización, la figura 8 muestra un esquema del pozo.
VMEZCLA V1
C
V2
C
V3
C
π
v3
(61)
2
π
Dh
4
4
v2
IDr h1
4
π
v1
IDs
2
2
(62) 2
ODr h 2
(63)
2
(64)
ODr h 3
Donde: Vmezcla:
Volumen de lechada necesario, pie3 (m3). V1, V2, V3: Volumen de las secciones interior del revestimiento, Anular hueco - revestimiento a cementar, y anular revestimiento Superficial -revestimiento a cementar, respectivamente, pie 3 (m3).
h1, h2, h3: ODr , IDr :
altura de las secciones, pie (m) Diámetro externo e interno del revestimiento a cementar, pulg (m) 155
IDs:
Diámetro interno del revestimiento superficial, pulg (m).
Dh:
Diámetro del hueco a cementar, pulg (m).
C:
Constante que depende de las unidades usadas = 0,00694 (1,0).
La ecuación 61 varía dependiendo de la geometría particular del pozo a cementar. Dependiendo del diseño de la sarta y del pozo es posible que se deban considerar secciones adicionales. Otra forma de realizar los cálculos es comenzar por calcular las capacidades de las diferentes secciones, esto es, el volumen por cada pie de longitud:
C anulares
C
C tuberías
C
4
(65)
D 2 2 D1 2
(66)
2 ID 4
Vsección= Canulares*h ó Ctuberías*h
(67)
Figura 49. Esquema para el cálculo del volumen de lechada 156
Las compañías de cementación elaboran tablas (10) donde se puede leer directamente la capacidad de la sección que se desee. Otro aspecto a tener en cuenta es el siguiente. Realmente, el diámetro del pozo es diferente del diámetro de la broca debido al movimiento de ésta, a la circulación, al chorro del lodo que sale por las boquillas y a la inestabilidad de las formaciones que se atraviesan. Es por esto, que se recomienda adicionar al volumen de mezcla calculado un exceso, para llenar todo todo el anular requerido. El exceso varía de una zona a otra y se determina con base en las experiencias del área. En formaciones formaciones poco consolidadas con tendencia a formar cavernas se pueden requerir excesos hasta del 100% y más.
A medida que avanza la
perforación se requiere menos exceso ya que las formaciones son más duras y el tamaño del hueco tiende a acercarse al tamaño tamaño de la broca. Este exceso se tiene en cuenta únicamente en el anular hueco abierto-revestimiento y normalmente varía entre 20 y 40%. Una estimación relativamente exacta puede hacerse a partir de un registro de tamaño de hueco ("caliper"), consistente en una sonda que se baja con cable cable dentro del hueco y que a medida que se saca va calibrando el diámetro del hoyo. Del registro, se puede calcular un diámetro promedio cada 10 pies por ejemplo. Con éste, se calcula el volumen anular para esos 10 pies y sumando se halla el volumen exacto del anular. Aun en este caso se debe agregar un pequeño exceso.
5.5.2 Rendimiento del Cemento. Se define como el volumen de mezcla que obtengo a partir de un saco de cemento. Para determinarlo necesito conocer el requerimiento de agua, que como ya se mencionó depende del tipo de cemento y aditivos usados. Las compañías de cementación suministran tablas (10) de las cuales se puede conocer este dato, que normalmente se encuentra en galones de agua por saco de cemento. Se debe tener en cuenta que la mayoría de tablas de 157
cementación están hechas por compañías americanas, esto es con base en sacos de 94 lbm por lo que se deben corregir los valores leídos si se está trabajando con sacos de 100 lbm. Para el cálculo se suponen volúmenes aditivos, de forma que el rendimiento será la suma de los volúmenes de agua, aditivos y cemento requeridos tomando como base un saco de cemento. En la práctica, la cantidad de aditivos sólidos a utilizar se da en lbm de aditivo por cada 100 lbm de cemento puro y la de aditivos líquidos en galones de aditivo por saco de cemento puro. En el caso de aditivos sólidos basta dividir el requerimiento en lbm, por su densidad para obtener el volumen. Recuerde que se debe tener en cuenta, si los sacos son de 94 o de 100 lbm. R = ((Requerimiento de agua) + (volumen de aditivo))/saco de cemento puro)i + (volumen de un saco de cemento sin tener en cuenta su porosidad).
(68)
5.5.3 Número de Sacos de Cemento Requeridos. Se obtienen dividiendo el volumen total necesario de lechada por el rendimiento del cemento.
Nsacos= Volumen de lechada/Rendimiento
(69)
5.5.4 Cálculo del Desplazamiento. El volumen de fluido de desplazamiento requerido se acostumbra calcularlo en barriles para poder medirlos en los tanques del camión de cementación. Vdesplazamiento = Ctubería* longitud desde el collar hasta superficie
(70)
Acá, se debe considerar si la sarta es combinada. En este caso el revestimiento puede tener distintos diámetros internos dependiendo de cada sección de la sarta y se debe calcular el volumen interno de cada sección, sin considerar el primer tubo
158
(sección zapato-collar), para luego sumarlos. También se debe considerar la altura de la mesa rotatoria.
5. 5.5 Requerimiento total de Agua. Agua = Requerimiento (gal/saco)* Nsacos
(71)
Adicionalmente, se debe tener en cuenta un exceso de agua, por ejemplo, para operaciones de limpieza.
5.5.6 Cálculo de la Cantidad de Aditivos Requeridos. En este caso, se aconseja calcular primero la cantidad total requerida de cemento. El cálculo depende de sí los aditivos son sólidos o líquidos. Asumiendo sacos sa cos de cemento de 94 lbm: Aditivos (lbm) = (lbm aditivo/100 lbm de cemento puro)*N sacos*94
(72)
Aditivos (galones) = (Gal aditivo/saco de cemento puro)*N sacos
(73)
5.5.7 Tiempo de Operación. Se entiende por tiempo de operación, el tiempo transcurrido desde que se empieza a preparar y bombear la lechada, hasta que la mezcla ha sido colocada en su sitio. sitio. Por lo tanto, se debe estimar el tiempo necesario para la mezcla, el desplazamiento y unos 10 minutos más para soltar los tapones. Además, se debe tener en cuenta un tiempo de seguridad, para reparar posibles daños, hacer cambios de tanques de almacenamiento, etc. El tiempo de mezcla (t mezcla) depende de la capacidad de mezcla y de bombeo del equipo de cementación disponible. Como punto de referencia puede tomarse de 2 a 5 BPM (Barriles por minuto). Se calcula como:
159
t mezcla
Requerimie nto total de agua para mezcla Capacidad de la bomba del equipo de cementació n
(74)
El desplazamiento de la lechada se hace bombeando un fluido, puede ser lodo, después de terminar de bombear la lechada. Para ello se utiliza, normalmente, la bomba del equipo de perforación por lo que el tiempo de desplazamiento (tdesplazamiento) se calcula como:
t desplazami ento
Vdesplazami ento Capacidadde la bombadelequipode perforación
(75)
5.6 PROGRAMA PARA BAJAR REVESTIMIENTO Y CEMENTAR.
A continuación se presentan los pasos que se deben seguir para bajar y cementar una sarta de revestimiento. El procedimiento propuesto puede variar dependiendo de las circunstancias particulares del pozo. Se verifica que la tubería que se va a introducir, esté colocada de acuerdo con el diseño preparado. Los tubos se bajan de acuerdo al diseño de la sarta. Se recomienda numerarlos según el orden de bajada y definir en cuales de ellos irán instalados raspadores y/o centralizadores. Se revisa que el zapato guía y el collar flotador sean los recomendados. Se mide tubo por tubo, para la primera tanda y se colocan los anillos para los raspadores de acuerdo a lo programado. Se verifica que los tubos tengan su protector de roscas y estén libres en su interior. Se verifica que los centralizadores y los raspadores se coloquen de acuerdo a lo programado.
160
Se continúa midiendo cada tubo hasta que la sumatoria corresponda con la profundidad programada. Se debe asegurar que la tubería esté colocada de acuerdo a las secciones diseñadas. Se bajan los tubos según el orden establecido. Cuando se alcance la profundidad programada se sostiene la sarta del elevador y se colocan el cabezal de cementación y las líneas necesarias. Se circula fluido de perforación para homogenizar el lodo que hay en el hueco. A medida que se bajan los tubos, se debe llenar periódicamente la sarta con lodo, para evitar que el revestimiento
se colapse y para disminuir la carga
impuesta a la torre. Se debe revisar que los tapones de cementación estén bien colocados en el cabezal de cementación. Se revisa el
programa de cementación con el operador de la compañía de
cementación. Se suelta el tapón de abajo y se comienza a mezclar y bombear lechada. Se revisa la densidad de la mezcla y se avisa al operador si no se tiene la densidad programada para hacer los correctivos del caso. Esto se hace varias veces durante la cementación. Al terminar de bombear la mezcla agua-cemento, se sue lta el tapón superior y se comienza a desplazar. Debe asegurarse que durante la operación se tiene buena circulación, observando el retorno por el anular en superficie. Se verifica continuamente el volumen de desplazamiento bombeado. Cuando se acerque al volumen calculado el operador debe disminuir la tasa de bombeo. Cuando el tapón superior llegue al collar flotador, la cementación ha terminado. Se revisa que al quitar la
presión, no haya circulación en reversa. Si ésta
se presenta, la válvula de retención del collar flotador falló y está entrando lechada de cemento a la tubería. En este caso, se debe circular nuevamente fluido desplazante y cerrar el pozo con la presión de llegada del tapón al collar flotador. Se espera fragüe del cemento. Se prepara el informe de la cementación. 161
Se procede a conectar la sarta en la superficie con el equipo de cabeza del pozo. La tubería se afianza con cuñas de una "campana" que se fija al revestimiento de mayor diámetro. Las cuñas tienen bordes estriados que agarran la tubería por fuera. El peso de la tubería tiende a jalar las cuñas hacia abajo, dentro de la campana que disminuye su diámetro interno hacia abajo, haciendo con ello que las cuñas sujeten la tubería con mayor firmeza. Una vez sujeta la tubería, se corta con soplete cualquier sobrante en su longitud. El procedimiento seguido se conoce como “anclaje de la tubería". Este método no debe producir esfuerzos
mayores de los que la tubería puede resistir según el diseño. Los factores que producen esfuerzos sobre el revestimiento, una vez cementado son: la presión de formación, la temperatura de formación, los movimientos terrestres, la presión interna, y la temperatura interna.
5.7 CEMENTACIONES CON PROCEDIMIENTOS ESPECIALES.
5.7.1. Cementación con tubería de perforación. El revestimiento se baja hasta la profundidad total y luego se baja la tubería de perforación centrada en el revestimiento, con un adaptador roscado y un centralizador en el último tubo. El zapato o el collar se diseñan de modo que acepten el adaptador. Este procedimiento se utiliza cuando se requiere evitar posibles colapsos de la tubería, no presupuestados en el diseño de la sarta y para reducir el tiempo y el volumen de desplazamiento. El procedimiento que se debe seguir es el siguiente: Se corre el revestimiento hasta la profundidad total y se fija 2 ó 3 pies por encima de la mesa rotaria. El adaptador y el centralizador se conectan a la tubería de perforación. Se baja la sarta de perforación hasta que asiente sobre el collar (o el zapato). La parte donde asienta el adaptador es biselada para, junto con el centralizador, 162
ayudar a asegurar que la tubería asienta sobre el collar o el zapato, aún en pozos desviados. Cuando el adaptador asienta, se aplica peso a la tubería para mantenerlo sobre el collar o el zapato. Se establece la circulación. Se bombea hasta que el tapón asiente, se desconecta el adaptador y se saca la sarta de perforación. Cuando no se usa tapón, la medida del fluido desplazante puede ser crítica.
5.7.2 Cementación por etapas.
Son muchas las aplicaciones de la cementación por etapas. En ocasiones, por economía, es posible usar una lechada liviana para llenar la mayor parte del pozo y una lechada principal de alta resistencia en zonas críticas. En algunos casos también se usa una lechada removedora que tiene propiedades especiales para una buena remoción del lodo delante de la lechada principal. También en pozos de considerable profundidad y cuando el espacio anular a llenar es grande, se usa la cementación por etapas para que las presiones de desplazamiento sean bajas y la cementación quede mejor. En resumen, se usa la cementación por etapas cuando se requieren dos lechadas diferentes o cuando la presión de desplazamiento en una sola etapa es muy alta. Se usa principalmente para cementar el revestimiento intermedio o el de producción. Otra aplicación se da, cuando se sabe que la presión hidrostática de la columna de cemento en el anular va a ser mayor que la presión de fractura de la formación, o cuando excede la resistencia al colapso del revestimiento. Cuando el revestimiento se cementa en dos etapas, la primera etapa se hace como en una cementación convencional. La segunda etapa se coloca en el anular a través de puertas localizadas en el "collar de cementación por etapas" localizado en la sarta de revestimiento. Una camisa dentro del collar mantiene las puertas 163
cerradas mientras se desplaza la primera etapa y se baja para cementar la segunda. Las camisas se mantienen en su posición inicial por medio de pines rompibles y en su posición final por medio de anillos. Estas camisas tienen sillas internas, movibles por medio de tapones. Los collares de cementación por etapas se pueden operar de dos formas diferentes.
Cada manera requiere un juego diferente de tapones aunque los
collares sean los mismos. El método de caída libre se usa cuando el cemento de la primera etapa no llena el anular hasta el collar. En estos casos, el collar se coloca a una distancia relativamente lejana del fondo. Después de abrir la herramienta se establece circulación mientras se espera que fragüe la primera etapa. El método de desplazamiento se usa cuando el cemento llena el anular desde el fondo hasta el collar o por encima. Se usa en pozos profundos o desviados donde el tapón de caída libre gasta demasiado tiempo para llegar a su destino. Los volúmenes de fluido se deben calcular con exactitud y se deben medir con cuidado. Es una operación continua hasta que se completan todas las etapas. También se puede cementar el revestimiento en tres etapas, caso en el cual se emplean dos collares de cementación y un juego especial de tapones. Se puede hacer por el método de caída libre en todas las etapas o por el método de desplazamiento en las 2 primeras y caída libre en la tercera. El collar superior de cementación por etapas se abre siempre con un tapón de caída libre.
5.7.3 Cementación de Revestimientos Auxiliares ("liner"). En estos casos se tienen algunas características especiales. Por lo general el espacio anular es pequeño, el revestimiento no se rota, las tasas de bombeo son restringidas para evitar fractura de la formación y es difícil lograr un desplazamiento efectivo del lodo. Como ya se mencionó los objetivos de un revestimiento auxiliar son controlar el pozo, bajar los costos del revestimiento, y ahorrar tiempo (Instalación rápida).
164
Normalmente el revestimiento auxiliar se baja con tubería de perforación y se usan herramientas especiales para correrlo, asentarlo y cementarlo. El zapato flotador se coloca en el fondo del “liner” y tiene una válvula cheque para evitar el contraflujo
de la lechada. Se puede usar encima del zapato, un collar flotador para reforzar. El Collar de Asentamiento se coloca un tubo por encima del collar flotador o dos o más tubos por encima del zapato flotador. Sirve para sujetar y formar sello con el tapón del revestimiento auxiliar. Evita que el tapón se devuelva cuando falla una válvula cheque y que rote cuando se está perforando. La cementación de estos revestimientos auxiliares presenta algunos problemas específicos que deben ser considerados: Espacio anular: Es el problema principal en los trabajos con revestimiento auxiliar. No es raro correr un revestimiento auxiliar de 5 pulgadas de diámetro externo por debajo de un revestimiento de 7 pulgadas para revestir un hueco de 6 1/8 pulgadas. Si queda centrado, el espacio anular libre es de únicamente 9/16 pulgadas. Un espacio anular pequeño aumenta las pérdidas de presión cuando se cementa lo cual incrementa las posibilidades de pérdida de circulación. Además, la contaminación del cemento por el lodo aumenta con un espacio anular pequeño. Falta del movimiento del “liner” cuando se cementa: El movimiento del
revestimiento durante la cementación es esencial para que el trabajo quede bien. El revestimiento auxiliar raras veces se puede rotar antes de bombear el cemento. Contaminación: La reacción entre el lodo y el cemento pueden generar alta viscosidad en el contacto, lo cual aumenta las pérdidas de presión en el anular. Altas presiones de bombeo pueden fracturar las formaciones débiles.
165
5.7.4 Cementaciones Remédiales. Son trabajos en los que se mete a presión, la lechada de cemento en un punto determinado del pozo. Algunas aplicaciones de estos trabajos son: Reparar cementaciones primarias que quedan defectuosas. Disminuir la producción de agua. Abandonar temporalmente una zona productora. Reparar daños del revestimiento. Disminuir pérdidas de circulación en hueco abierto mientras se perfora. Controlar un pozo. Completar la cementación primaria de revestimientos auxiliares.
5.8 TAPONES BALANCEADOS DE CEMENTO. En algunas ocasiones, un hoyo debe ser obstruido con un tapón de cemento, lo que consiste en colocar en un determinado punto del pozo una cantidad específica de cemento de modo que se cubra un sector del mismo.
5.8.1 Uso de los Tapones de Cemento. Si durante la perforación se corta el retorno de lodo, y los aditivos para pérdidas de circulación no dan resultado, nos queda la posibilidad de colocar un tapón de cemento. La lechada también puede ir a la zona problema, pero fraguará en ella y la consolidará. Si el tapón fragua dentro del pozo, se debe perforar el cemento para seguir con la perforación. Si se pierde una herramienta en el pozo durante la perforación, y los trabajos de pesca resultan negativos, queda la alternativa de fijar un tapón de cemento arriba de la herramienta perdida ("pescado") para luego desviar el pozo ("sidetrack"). Esto puede ser necesario también, en el caso de un pozo dirigido
166
que se haya salido de su curso. En este caso el tapón sirve de soporte a las herramientas que se utilizan para desviar. Un tapón puede proporcionar una base firme para los empaques de las herramientas usadas en una prueba de formación en hoyo abierto ("DST: Drillstem-testing"). En muchos pozos, antes de bajar la tubería de producción se hace una DST para determinar si la zona de interés es productiva o no. En esos casos se hace necesario aislar el anular por encima y por debajo de la herramienta. Sin embargo, si las paredes del hueco no son firmes el tapón no hace buen sello y puede ser necesario colocar un tapón de cemento que cubra las paredes. El tapón se perfora luego y los empaques encuentran una zona donde se pueden asentar. Para aislar y abandonar una zona que ha dejado de producir o que produce fluidos innecesarios (agua, gas) se puede colocar un tapón balanceado de cemento. Una alternativa a esta operación es hacer una cementación a presión o bajar un tapón mecánico. Todo pozo, tarde o temprano, tiene que ser abandonado lo que implica hacer uno o más tapones de cemento. Otros son temporalmente abandonados luego de la perforación hasta que puedan completarse. Los pozos secos también deben ser abandonados después de perforados y ensayados. Este tipo de tapones balanceados son los más frecuentes.
5.8.2 Métodos de Colocación. Los tapones de cemento, generalmente se colocan en huecos no revestidos y se usa tubería de trabajo (tubería de perforación) para colocar el cemento en el sitio requerido. Como el hueco siempre está lleno de fluido de perforación se requiere que entre la lechada y el lodo se coloque cierta porción de un fluido espaciador que mejore la eficiencia de fraguado del cemento. Para colocar el tapón se baja la tubería de trabajo hasta la profundidad a la cual se desea que quede el fondo del tapón. Se bombea entonces, un volumen predefinido de un fluido espaciador (generalmente agua para mejorar la eficiencia de fraguado del cemento) y luego la cantidad de lechada que se requiere. Nuevamente se 167
bombea fluido espaciador y luego lodo para terminar de desplazar las columnas. Si los cálculos de volúmenes de fluidos están bien hechos, la lechada debe quedar ubicada parte en el anular hueco-tubería de trabajo y parte en el fondo de la tubería, de modo que al retirar esta última el tapón quede a la profundidad deseada. Para diseñar la colocación del tapón se requiere balancear las columnas de cemento, agua y lodo en el hueco, debido a que estos fluidos tienen diferente gravedad específica. La figura 49 muestra como se deben balancear las columnas de fluidos durante la colocación del tapón y después de retirar la tubería del pozo.
5.8.3. Cálculos Tapón Balanceado. El tapón se debe colocar de tal manera que se elimine la tendencia del cemento a continuar el flujo o a devolverse cuando se para el bombeo y se saca la tubería, haciendo que el nivel del cemento, del fluido espaciador y del lodo tengan la misma longitud, tanto en la tubería como en el anular, durante el trabajo. Básicamente se debe calcular el volumen de los fluidos que se desplazarán en el pozo (figura 49). Los datos requeridos son: Profundidad final e inicial del intervalo donde se espera quede el cemento (H 1 y H2). Diámetros externos (ODt) e internos (IDt) de la tubería usada para el trabajo. Diámetro de la sección donde quedará el tapón (D h). Datos del cemento a utilizar: tipo, aditivos, requerimiento de agua.
168
Figura 50. Estado de las columnas de fluidos mientras se coloca el tapón y después de retirar la tubería de trabajo A continuación se muestran los cálculos que se deben realizar. Calcular las capacidades de las secciones involucradas en el trabajo, usando las ecuaciones 64 y 65.
C anular C 4 Dh 2 OD t 2
(76)
C tubería C 4 ID t 2
(77)
C hueco C 4 D h 2
(78)
Donde: Canular , Ctubería, Chueco: capacidades de las secciones involucradas, pie3/pie (m 3/m) ODt, IDt: Diámetro externo e interno de la tubería de trabajo, pulg (m). Dh: Diámetro del hueco, pulg (m). C: constante de conversión de unidades = 0.00694 (1). 169
Calcular el volumen requerido de lechada. Vc
C hueco H1
(79)
H2
Vc: Volumen de lechada, pie 3 (m3) H1, H2: Profundidades entre las cuales se espera quede el tapón, pie (m). Calcular el rendimiento del cemento siguiendo el procedimiento mostrado en la sección 5.5.2. Calcular el número de sacos de cemento, la cantidad de aditivos y el volumen de agua requeridos para la mezcla, siguiendo el procedimiento presentado en las secciones 5.5.3, 5.5.4 y 5.5.5. Calcular la altura del tapón en el anular (H c).
Vc = Canular *Hc + Ctubería*Hc
Hc
Vc C anular
(80)
C tubería
Calcular el volumen del colchón trasero de fluido espaciador (V w2) de modo que las columnas queden balanceadas. El volumen del colchón delantero de fluido espaciador (Vw1) debe conocerse. El colchón dentro de la tubería debe tener la misma altura que en el espacio anular. Vw2 = Ctubería*Ha Vw1 = Canular *Ha
Vw 2
C tubería * V w1 C anular
(81)
170
Calculo el volumen de desplazamiento necesario.
Vd = Ctubería*H1 - Vw2 - Ctubería *Hc
(82)
Los cálculos planteados en esta sección asumen un llenado máximo, o sea que no se consideran pérdidas de circulación en el hueco. En un pozo revestido esto es exacto, pero en un hueco abierto el tope del cemento se encontrará por debajo del punto calculado, dependiendo del volumen absorbido por el pozo.
5.8.4. Programa de Trabajo. Probar las líneas. Bajar la tubería de trabajo hasta la profundidad del tapón. Bombear el colchón delantero (V w1). Preparar y bombear la lechada. Bombear el colchón trasero (V w2). Desplazar, con el mismo fluido que había originalmente en el pozo. Abrir las líneas de retorno a los tanques de la unidad. Se levantan unos cuanto tubos despacio y si las columnas quedaron balanceadas no debe haber flujo, ni a la rumba ni por la tubería. En general, la tubería se sube hasta quedar 4 pies por encima del tapón. Subir la tubería unos 1.000 pies por encima del tapón y circular en reversa con poca potencia en las bombas, hasta observar un posible retorno de cemento en superficie. Se requiere baja velocidad para tratar de no dar turbulencia al tapón. Espero hasta obtener retorno limpio (Para limpiar la tubería). Sacar la tubería. A medida que se saca la tubería, se va llenando el anular con lodo, pues el pozo debe permanecer lleno. Esperar que fragüe el cemento. Algunas recomendaciones adicionales son: 171
Aunque se saca la tubería lentamente (así debe ser) los fluidos en el anular tienen más área y tienden a caer más rápidamente que los fluidos de la tubería. Para no desbalancear las columnas, cuando la lechada de cemento es más densa que el lodo, se recomienda usar de medio a un barril de lodo desplazante menos que el calculado. Si la lechada es menos densa no se aconseja este procedimiento. Los cálculos no serán exactos a menos que las condiciones del pozo sean uniformes cuando se pone el tapón, que la densidad del lodo sea igual en todo el pozo, y que la lechada se prepare de igual densidad. El volumen de las uniones se debe tener en cuenta en pozos profundos. Inicialmente se puede circular, para homogenizar el lodo. El mantenimiento previo y posterior del equipo debe hacerse en cada trabajo.
172
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174
ANEXOS. Problemas 1. Durante la operación de un motor diesel se obtienen los siguientes datos: Velocidad del motor
Torque
Consumo de combustible
(rpm)
(lbf-pie)
(gal/hr)
400
1.850
10,0
600
1.800
13.1
800
1.700
16,8
1.000
1.600
20,5
1.200
1.350
26,0
Calcular la potencia desarrollada por el motor para cada velocidad. Así mismo, calcular para cada caso la eficiencia del motor.
2. Se está perforando un pozo a 11.000 pies de profundidad y se requiere cambiar la broca. La sarta de perforación está compuesta por 500 pies de collares de 5 ½ pulgadas y 68,0 lbf /pie y tubería de 3 ½ pulgadas-13,3 lbf/pie. El bloqueo, el gancho y el elevador pesan 24.450 lbf y se está usando un lodo de 12,2 lbm/gal. Calcular el trabajo realizado al perforar de 6.000 a 11.000 pies y al hacer
un
viaje redondo a 11.000 pies para cambiar la broca.
3. Un equipo de perforación debe levantar una carga de 200.000 lbf. El malacate puede suministrar 800 hp y entre el bloque viajero y la corona hay 10 líneas enhebradas. Calcular la tensión en la línea viva, la velocidad del gancho, la potencia disponible en el gancho y la eficiencia de la torre. 175
4. Una bomba dúplex con dimensiones 6 ½ x 18 x 2 ½ pulg, desarrolla 20 SPM y 3.000 lpcm, por 10 minutos, con el tanque de succión aislado de la línea de retorno del lodo. El tanque de succión tiene 7 pies de ancho y 20 de largo y su nivel cae 18 pulgadas durante este período. Calcule el factor de la bomba, su eficiencia volumétrica y la potencia que desarrolla.
5. Se está perforando un pozo a 9.000 pies de profundidad, con una sarta compuesta por 500 pies de collares de 5 ½ pulg y 67,3 lbf /pie, y tubería de perforación de 3 ½ pulg y 15,5 lbf/pie.
El diámetro del hueco tiene en
promedio 10 pulg. de diámetro. Calcule el volumen de lodo que hay en el hueco y el que habría que agregar si saco toda la sarta y necesito mantener el pozo lleno.
6. Se está perforando un pozo a 8.580 pies para lo cual se están circulando 500 Gal/min de un lodo de densidad 12 lbm/gal. La sarta de perforación está compuesta por: 7980 pies de tubería de perforación, grado E de 5 Pulgadas y 16,25 90 pies de “Heavy wate”, de 5 Pulg y 49,3 lbf /Pie (ID = 3 Pulg)
510 pies de collares, de 5 Pulg y 56 lb/Pie. Over Pull necesario = 100.000 lbf Se usa una broca J11 con las siguientes características: Diámetro = 8 ¾ pulg Peso necesario= 2000 a 3000 lbf/Pulg. Rotación =
60 a 45 rpm.
Bomba de lodo: Triplex Diámetro del pistón = 6 pulg. Longitud del pistón = 11 Pulg. Eficiencia volumétrica = 90% 176
lbf Pie
Juego de poleas: Peso = 500 lbf Número de líneas = 8
a. Está bien diseñada la sarta de perforación? Haría alguna recomendación? b. Seleccione el cable de perforación. c. Calcule la eficiencia de la torre. d. Si se requiere que circulen 500 Gal/min de lodo, cuántos strokes hay que colocarle a la bomba?
e. Al sacar toda la sarta, la tubería sale vacía. Hubo que agregar 100 galones de lodo para mantener el hueco lleno. Hay algún problema?
7
Diseñar un programa de revestimiento y brocas para un pozo exploratorio a 12.000 pies. Se piensa que el revestimiento superficial se bajará a 1.000 pies y que el revestimiento de producción debe ser de 5,5 pulg. El revestimiento intermedio se asentará aproximadamente a 8.000 pies.
8
Diseñar un revestimiento de superficie a una profundidad de 1.000.
El
revestimiento de superficie tiene un tamaño de 13 3/8 pulgadas y se trabajará con los siguientes factores de seguridad: Fsc = 1,125; Fsi = 1,33; FsT = 2,000; Fsa = 1,20. Se usa lodo de 10,5lbm/gal y el gradiente de formación es de 0,4 lpc/pie.
9
Diseñar una sarta combinada de 5 ½ pulg a 10.000 pies, para un pozo donde el peso del lodo es 11,5 lbm/gal. y el gradiente de formación esperado es de 0,4 lpc/pie. Use las peores condiciones de carga y asuma los siguientes factores de seguridad: Fsc = 1,125; FsT = 2,00; Fsa = 1,25 y Fsi = 1,00. 177
10. Se cementa un revestimiento a 10.000 pies con una mezcla de 14 lbm/gal. El tapón y la mezcla se desplazan con aceite de gravedad específica 0,85. Se llenó el anular hasta 1000 pies por debajo de la superficie y el pozo se terminó de perforar con lodo de 11 lbm/gal. Qué presión se debe mantener en superficie?
11. Información del Pozo: Revestimiento de 13 3/8 Pulg y 54,5 lbm/pie a 1.700 pies. Agujero de 12 ¼ pulg hasta el fondo (5.500 pies). Densidad del Lodo 13,5 lb/gal.
Información del Trabajo: Revestimiento de 9 5/8 pulg. Intervalo (pie)
Grado
Peso (lbf/pie)
Longitud (pie)
0- 3000
J-55
36
3000
3000 - 5500
J-55
40
2500
Horizonte productor de 5200a 5400 pies. Collar Flotador 40 pies arriba del zapato. Tope del cemento: 300 pies por encima del zapato de 13 3/8 pulg. Lechada de Cemento: Cemento clase G con 4% de bentonita. Exceso 25%. Usar 20 barriles de “spacer 1000 Q” delante del cemento. Mezclado a alta presión, 2 ½ BPM.
Bomba del equipo: Duplex 18 x 6 ½ x 2.5 pulg, doble acción. Eficiencia 90%. Determine:
a.
Cantidad de centralizadores.
b.
Cantidad de raspadores.
c.
Densidad aproximada de la mezcla.
d.
Sacos de cemento necesarios.
e.
Sacos de bentonita necesarios. 178
