APTES-5 DISEÑO DE SARTAS

A pun tes de sartas ar tas de per per f oración or ación Diseño de Sartas Sartas e Hidráulica Hidráulica de de la

I NTRODUCCI ÓN. .............................................................................................................................................

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DI SEÑO DE SARTAS DE PERF ORACI ÓN................................................................................................

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Ti pos de de Sartas Sartas de Per Per for ación..........................................................................................................................................

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Cri teri os de Estabil idad en la Sart Sart a de Per Per for ación. .......................................................................................................... 98 Pr ocedimi ento par a un dise di señ ñ o de sar sarta ta de perf oraci or ación: ón: .................................................................................................. 103

H ERRAMI ENTAS ESPEC ESPECII AL ES DE PERFORACI PERFORACI ÓN. ....................................................................... 104 DI SEÑO DE SARTAS DE PERF ORACIÓN ORACIÓN PARA EL POZO TCA. ................................................... 110 Etapa de 26” a 900m. Sarta Em pacada. pacada. .......................................................................................................................... 110 Etapa de 17½” de 900m a 1800m. Sarta Empacada. ....................................................................................................... 111 Etapa de 17½” de 1800m a 2800m. Sarta Empacada. ..................................................................................................... 112

Etapa de 12 ¼” de 2800m a 4620m. Sarta con Sistema Rotatorio (Estabilizada-Orientada). ........................................... 113 Etapa de 8½” de 4620m a 5140m. Sarta Empacada. ....................................................................................................... 114 Etapa de 5¼” de 5140m a 5580m. Sarta Empacada. ....................................................................................................... 115

H I DRÁUL DRÁUL I CA DE LA PERFORACIÓN. PERFORACIÓN. ...................................................................................................

117

Ti pos de F lui do: ..............................................................................................................................................................

117

M odelos Reológicos: .......................................................................................................................................................

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DI SEÑO DE L A H I DRÁUL DRÁUL I CA DE LA PERFORACIÓN. PERFORACIÓN. .................................................................... 119

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A pun tes de sartas ar tas de per per f oración or ación Diseño de Sartas Sartas e Hidráulica Hidráulica de de la

I NTRODU CCI ÓN. Para poder alcanzar el objetivo del pozo, a la profundidad deseada, es necesario tender una línea kilométrica formada por el enrosque de tuberías. Esta línea kilométrica llamada sarta de perforación contiene todos los accesorios para realizar la perforación en el fondo del pozo y el elemento que permite esto y que va a la punta de la sarta de perforación es la barrena. De acuerdo a las necesidades de cada etapa de perforación a la sarta se le añaden o retiran accesorios tales como son estabilizadores, martillos, motores de fondo, sistemas rotatorios, barrenas, o la misma tubería de perforación la cual debe tener suficiente resistencia a la tensión en la parte superficial, dado que soporta todo el peso de los demás componentes. Una mala selección de algun tubular puede traer consigoi una desconexión o ruptura de si mismo mientras se esta esta perforando, ocasionando un “pez” en el fondo o un side track, y con ello pérdidas de tiempo reflejadas en un incremento del costo. Así mismo en cada una de las etapas se requiere de una hidráulica que cumpla con los objetivos de mejorar la eficiencia de la barrena y proveer un eficiente acarreo de los recortes de formación a superficie. El sistema hidráulico se integra por el equipo superficial, sarta de perforación, y espacio anular. El cálculo hidráulico en este sistema define el diámetro óptimo de las toberas de la barrena, con el que se obtiene la potencia hidráulica del flujo del fluido de perforación que promueva la óptima remoción de recortes, incremento en la velocidad de penetración y en la vida de la barrena. En consecuencia, una reducción en el costo total de la perforación.

DI SEÑO DE L AS SARTA S DE PERF ORACI ÓN. La sarta de perforación forma parte del equipo de perforación, y está formada por diferentes componentes tubulares de acero los cuales se unen por medio de conexiones, sometidos a diversos esfuerzos (tensión, compresión, presión interna y externa, fatiga, torsión, abrasión), estos esfuerzos deben ser inferiores al diseño de la sarta. Los componentes esenciales en forma secuencial del fondo del agujero hacia la superficie que conforman la sarta de perforación son:  Barrena: Herramienta de corte usada para triturar la formación durante el proceso de perforación (Fig.72).

Fig.72 Barrenas de perforación.

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A pun tes de sartas ar tas de per per f oración or ación Diseño de Sartas Sartas e Hidráulica Hidráulica de de la 

L astr astr abarr abarr ena (DC): Tubulares de acero de gran espesor de pared, usado para proveer el peso necesario a la barrena para incrustarse en la formación, mantener toda la sarta en tensión y así evitar que se pandee. Su forma puede ser en espiral con el fin de reducir el riesgo de pegaduras por presión diferencial (Fig.73).

Fig.73 Lastrabarrenas (Drill Collars). 

T u berí ber ía Pesada Pesada (H ( H W) : Esta tubería fabricada con un gran espesor de pared y uniones especiales extra largas con relación a la tubería de perforación normal, su principal función es la de hacer la transición de esfuerzos entre la tubería de perforación y lastrabarrenas, y así evitar la fatiga y el pandeo de los tubos de perforación (Fig.74).

Fig.74 Tubería pesada (Heavy Weight). 

Tu bería de Perf or ació aci ón (TP ( TP): ): Es un tubo de acero hueco, con una longitud aproximada de 9 mts el cual se enrosca por medio de conexiones especiales para integrar la sarta de perforación y son de diferente diámetro, libraje, y grados de tubería. Transmite la potencia por medio del movimiento rotatorio del piso del equipo a la barrena y permite circular el lodo (Fig. 75).

Fig.75 Tubería de Perforación (Drill Pipe).

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Apun tes de sartas de perforación Diseño de Sartas e Hidráulica de la 

F lecha Kelly: Componente tubular cuadrado o hexagonal que forma el extremo superior de la sarta de perforación, siendo el elemento que transmite la rotación a la sarta de perforación y a la barrena (Fig.76).

Fig.76 Flecha kelly. 

Un ión Gi ratori a (Swivel): Es un componente mecánico del sistema rotatorio que tiene como función soportar el peso de la sarta de perforación, permitir que la sarta gire durante el proceso de perforación y proveer un sello hermético durante el bombeo de fluido a presión a través del interior de la sarta (Fig.77).

Fig.77 Unión giratoria (Swivel). 

Sistema Top Dr ive: Es un equipo impulsado por un motor eléctrico independiente, imprimiéndole rotación a la sarta de perforación la cual está conectada en forma directa sin necesidad de una Flecha o de mesa rotaria (Fig. 78).

Fig.78 Sistema top drive.

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Apun tes de sartas de perforación Diseño de Sartas e Hidráulica de la

Ti pos de Sartas de Per foración. Dentro del diseño de las sartas de perforación existen tres tipos de ensamble los cuales se distinguen por la localización del punto neutro; siendo este el punto donde los esfuerzos axiales de tensión y compresión son iguales a cero, el punto neutro se mueve hacia arriba de la sarta al tiempo de cargar peso sobre la barrena por lo tanto mientras más peso se cargue a la barrena, más alto se encuentra el punto neutro. Cualquier peso por debajo del punto neutro esta en compresión y por arriba de este en tensión. Este punto se recomienda localizar en tuberías de pared gruesa (DC o HW) nunca sobre la tubería de perforación o uniones de la sarta (Fig. 79).

Sarta Tipo 1: De las tres combinaciones esta es la más simple; está compuesta de lastrabarrenas y tubería de perforación. Es peso aplicado sobre la barrena se hace con los lastrabarrenas y el punto neutro está localizado sobre estos mismos.

T T

T

Sarta Tipo 2: Esta configuración se conforma de tubería pesada por tubería pesada por arriba de los lastrabarrenas y tubería de trabajo. En este mismo arreglo el punto neutro se mantiene sobre el cuerpo de los lastra barrenas.

H H T

Sarta Tipo 3: Este arreglo utiliza los lastrabarrenas solo para lograr un control direccional, mantener la verticalidad del pozo al reducir la vibración de la sarta. El peso que se le aplica a la barrena se aplica tanto con los lastrabarrenas como con la tubería pesada, el punto neutro cae sobre la tubería pesada. Con este mismo diseño se reduce la posibilidad de pegadura por presión diferencial y fallas en las conexiones de los lastrabarrena. En pozos direccionales este arreglo es el más recomendado.

H

TIP

TIP

TIP

O1

O2

O3

DC

DC

DC

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Fig.79 Tipos de sartas.


Cr iter ios de Estabil idad en l a Sarta de Perforación. Mientras se lleva a cabo el proceso de perforación existen fuerzas que gobiernan el ángulo de inclinación del pozo, las cuales se originan por la sarta de perforación sobre la barrena y que de acuerdo a las condiciones de operación (peso sobre barrena) y condiciones de la formación varían. Dichas fuerzas son la fuerza de gravedad y el peso que se le aplica a la barrena. La primera provoca un efecto de péndulo sobre la barrena y con ello la barrena tiende a incrementar el ángulo, mientras que la segunda un pandeo o deflexión y con ello un decremento en el ángulo. Por otro lado si se desea mantener el ángulo es necesario que ambas fuerzas se neutralicen. La resultante de estas fuerzas depende de la distancia de la barrena al punto donde la sarta hace contacto (flexión) con las paredes del agujero o la tubería de revestimiento a este punto se le conoce como punto de tangencia. Para poder mantener estas fuerzas bajo control, se utilizan fuerzas laterales las cuales nos proporciona el uso de los estabilizadores. Por lo tanto el manipular correctamente la posición y el número de estabilizadores en la sarta es fundamental para un buen control del ángulo del pozo (Fig.80).

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Fig.80 Fuerzas sobre la barrena.

De acuerdo a la posición que se tenga de los estabilizadores sobre la sarta de perforación pueden producirse tres efectos que ayudan en la construcción del pozo con respecto a la dirección que requiere.

Efecto de Pé ndu lo. Como ya se mencionó este efecto es ocasionado por la acción de la fuerza de gravedad, de esta misma manera este efecto puede aprovecharse colocándose por arriba de la barrena uno o dos estabilizadores sobre una sección de conexión entre lastrabarrenas. El efecto que tienen los estabilizadores es ser el punto de tangencia con esto evitar los efectos de flexión en los lastrabarrenas que generan las fuerzas laterales de pandeo y por ende la barrena de acuerdo a la distancia que se coloquen tiende a decrementar el ángulo de construcción del pozo (Fig.81).

Ç

Fig.81 Efecto de péndulo.

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Existen diseños de sartas que proporcionan una regla práctica para aparejos de fondo que se usan comúnmente para reducir el ángulo de inclinación. Estos arreglos son conocidos cono arreglos tipo péndulo. Fig.82.

Fig.82 Arreglos de sarta tipopéndulo.

Los arreglos 5 y 6 proporcionan la mejor respuesta al incremento de ángulo. En este tipo de arreglos cuando la inclinación es alta, el número de puntos de contacto entre la barrena y el primer estabilizador se incrementa causando una reducción en la fuerza de péndulo y por lo tanto una menor respuesta a reducir el ángulo del pozo arreglos 1 al 4.

Ef ecto F ul cro. El efecto fulcro es la deflexión que existe entre dos puntos de apoyo. Este efecto se lleva a cabo armando una sarta donde el estabilizador este justo arriba de la barrena actuara como fulcro. En los pozos direccionales con más de 13° el lastrabarrena por arriba del estabilizador tiende a pandearse hacia el lado bajo del agujero y con ello se forzara a la barrena hacia el lado alto y con ello se incrementa el ángulo (Fig.83).

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Fig.83 Efecto de fulcro.

La siguiente figura muestra los ensambles que se tienen comúnmente para incrementar ángulo:

+ç

Fig.84 Arreglos de sarta tipo fulcro.

Un ensamble típico de incremento de ángulo cuenta con un estabilizador a 1 o 1.5m por arriba de la barrena. Como se muestra en la figura la mejor respuesta en un ensamble a incrementar el ángulo se lleva a cabo con los arreglos 5 y 6. Para agujeros con inclinaciones menores a 8°, el arreglo 4 proporciona mayor fuerza de pandeo y con ello una mayor respuesta al incremento de ángulo que los arreglos 5 y 6. Mientras que para agujeros mayores a 8° la mayor respuesta al incremento de ángulo se obtiene con el arreglo 5 y 6. Los arreglos 4, 5 y 6 proporcionan incrementos de ángulo entre 2° y 5° cada 30 metros. Los arreglos 2 y 3 permiten incrementos medios de 1° a 3° cada 30 metros. El arreglo uno genera incrementos moderados y en ocasiones es usado para mantener el ángulo del pozo. Es importante mencionar que el ritmo de incremento del ángulo depende del aumento del peso sobre la barrena y del diámetro de lastrabarrenas; entre más pequeño sea con respecto al diámetro del agujero existe mayor espacio para flexionar el lastra barrena y con ello el incremento de la fuerza de pandeo.

Ef ecto de Em pacado. Para tener este efecto es necesario incrementar el área de la sección trasversal de un lastrabarrenas, esto incrementa su rigidez hasta 8 veces para esto es necesario usar combinaciones de lastrabarrenas y estabilizadores más grandes y pesados; con ello se minimiza el efecto de pandeo eliminando así los efectos anteriormente mencionados. Los estabilizadores en realidad tienen la función de incrementar o reducir paulatinamente el ángulo de inclinación del pozo, evitando un cambio repentino de ángulo (Fig.85).

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Fig.85 Efecto de empacado.

Los ensambles que manejan este principio son conocidos como sartas empacadas. La siguiente figura muestra los ensambles típicos usados para mantener ángulo:

Fig.86 Arreglos de sarta empacada.

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Los arreglos 1 y 2 tienen la característica de mantener el ángulo de incremento mientras que los arreglos 4 y 5 mantienen la reducción del ángulo del pozo. El arreglo número 3 mantiene el incremento de ángulo de pozos menores a 10° y mayores a este mantiene su reducción de ángulo.

Pr ocedimiento par a el diseñ o de la sarta de per for ación: Es importante mencionar que para el diseño de sartas de perforación es necesario contar con información como es la profundidad (metros), densidad (gr/cc), profundidad y diámetro de la última TR, diámetro de barrena y etapa direccional. Con ello se selecciona el número de componentes que integra la sarta y de acuerdo al tipo de sarta que se requiera la distribución de estos. Para este capítulo el diseño de sartas queda fuera, debido a que este y los cálculos durante este módulo en el diplomado se hicieron bajo software. Sin embargo en el anexo se muestra un ejemplo del diseño de una sarta de perforación así como las ecuaciones necesarias para realizarlo.

Un factor importante en el diseño de sartas es saber el margen de sobre tensión que se le puede dar a la tubería en caso de que esta quedase atrapada o presente fricción al salir del agujero es por ello tener en cuenta lo siguiente:

Capacidad de carga de Tensión (PT): Es la fuerza de tensión calculada para que el tubo ceda al estar en tensión. F actor de Di señ o en T ensión (F D): No es otra cosa más que un factor de seguridad que se usa para reducir la capacidad de carga en tensión del tubo y así obtener la máxima carga permisible al tubo. Carga Permi sibl e (CP): Es la carga máxima que la tubería cómodamente puede soportar, tomando en cuenta la posibilidad de dificultades. Capacidad de tensión reducida por el factor de seguridad. M argen de Sobretensión (M OP): Es el exceso en capacidad a la tensión que se tiene por arriba de la carga de trabajo para compensar dificultades como el arrastre, posibles atascamientos, aplaste por las cuñas y el efecto de la presión de circulación sobre la tensión. Carga de Tr abajo (CT): Es el máximo de tensión que se espera ocurra durante la operación normal.

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Capacidad de la Carga de Tensión (PT)

Capacidad Permisible (CP)

Carga de Trabajo (CT)

F.D. MOP

Carga de Tensión (1000 Lbs)

Fig.87 Cargas en el diseño de una sarta.

H erramientas Especiales de Perforación. Como se sabe el BHA (Bottom Hole Assembly) es la parte más baja de la sarta de perforación proporcionando rigidez y el peso requerido para perforar. Un BHA puede estar compuesto de muchos componentes diferentes como ampliadores, estabilizadores, motores de fondo o sistema rotatorio, LWD, MWD y otros componentes especializados dependiendo de los requerimientos de la perforación. Sin embargo en este capítulo solo se habla de las herramientas que se necesitan para el diseño de la perforación del pozo en cuestión.

Martillo: El martillo de perforación fue desarrollado especialmente para utilizarse en caso de que la sarta de perforación quede atrapada ya sea por un atrapamiento mecánico (hueco derrumbado, reventón, huecos de calibre pequeño, limpieza inadecuada, patas de perro y basura en el agujero o diferencial. Básicamente un martillo permite que la sarta de perforación estire y después convierte esa energía en una fuerza dinámica que actuara sobre la porción atrapada de la sarta de perforación, empujando o tensionando la sarta para liberarla y con ello ahorrar tiempo, equipo y dinero. Existen en el mercado tres tipos de martillos mecánico, hidráulico e hidromecánico (Fig.88).

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Fig.88 Martillo.

LWD (Logging While Drilling/Registrando Mientras se Perfora): El LWD es una herramienta dedicada a proporcionar mediciones e imágenes en tiempo real. La herramienta incluye cadenas de sensores que incluyen combinaciones de rayos gama, resistividad y densidad neutrón con el fin de permitir la correlación y evaluación de las formaciones atravesadas (Fig.89).

Fig.89 Sistema LWD.

M WD (M easur ing Whi le Dri lli ng/Mi diendo Mi entras se Perf ora): El MWD es un sistema de telemetría dedicada a proporcionar mediciones. Estas mediciones proporcionan parámetros de inclinación, y dirección del pozo, los cuales se determinan mediante un conjunto de acelerómetros, magnetómetros y giroscopios instalados en la herramienta. A partir de las mediciones de inclinación y dirección en cada estación o intervalo de la perforación y teniendo en cuenta la profundidad medida, se determinan valores de: profundidad vertical verdadera, severidad de la pata de perro, desplazamiento horizontal y coordenadas rectangulares de fondo. Tanto las herramientas MWD y LWD también proporcionan información mecánica sobre la sarta de perforación como lo son el torque, las ROP, peso sobre barrena así como la dirección de la misma, contribuyendo así a una mejor interpretación de las condiciones de operación y en tiempo real. Los equipos MWD y LWD se instalan en los lastrabarrenas

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especiales (lastrabarrenas antimagnéticos) especialmente diseñados para contener el conjunto de sensores y material electrónico (Fig.90).

Fig.90 Sistema MWD.

Motor de Fondo: El motor de fondo es una de las herramientas más utilizadas en el control direccional, estas herramientas usan el fluido de perforación como fuente de poder para hacer girar la barrena y con ello se elimina la necesidad de hacer girar la sarta, es decir al estar construyendo la trayectoria direccional (deslizando) la sarta se encuentra estática, la potencia de cada motor de pende de la configuración existente entre rotor/estator. Ambos, el rotor y el estator tienen lóbulos helicoidales que se unen para formar cavidades helicoidales selladas (Fig.91). El flujo del fluido de perforación a través de estas cavidades forza al rotor a moverse (Fig.92).

Estator. Rotor. Estator.

Dirección de la Rotación.

Rotor.

Flujo de Fluido. Caja de Alojamiento. Junta Universal. Fig.91 Parte de un Motor de Fondo.

Fig.92 Flujo de Fluido.

Para mejor desempeño de un motor de fondo, la sección de potencia debe ser integrada con la barrena y la formación a perforar .La velocidad y el torque de una unidad de potencia está directamente ligada al número de lóbulos del rotor y estator; a mayor número de lóbulos el torque es mayor y menos RPM (Fig.93). Existen tres configuraciones comunes de motores de fondo usadas en la región sur a la cual corresponde el pozo TCA estas son:

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Motores de alta velocidad / Bajo torque, son generalmente en configuración 1/2 utilizados para formaciones suaves. (Realmente esta configuración no se usa). Motores de mediana velocidad / Mediano torque, generalmente 4/5 o 5/6, utilizados para formaciones no tan suaves pero tampoco tan compactas. Motores de baja velocidad / Alto torque, este tipo de motores son utilizados (aquí en la región) en su mayoría en diámetros de 4 3/4" y se utilizan para perforar formaciones medianas a duras.

Fig.93 Relación Rotor/Estator.

Los motores de fondo poseen en su configuración un ensamble con un cople articulado el cual permite que el motor tenga un codo (Bent Housing) que permite un giro de cero a tres grados (Fig.94). El cople transmite el torque a un eje que va empotrado en un juego de balineras que le permiten transferir tanto la carga axial y lateral a la barrena. Algunos ejemplos de los ajustes son de 0.75°, 1.50°, 1.75°, 2.0° a mayor ajuste mayor agresividad, el ajuste depend e de las características del pozo a perforar.

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Apun tes de sartas de perforación Diseño de Sartas e Hidráulica de la Sección de Poder.

Codo Ajustable. Rotor.

Estabilizador. Estator. Caja de

Fig.94 Configuración de un motor de fondo.

Sistema Rotatori o: Los sistemas rotatorios son otro tipo de herramientas de fondo que sirven para el control de la dirección de un pozo. Esta herramienta permite cambiar el rumbo y la inclinación del agujero proporcionando un control direccional total en 2 o 3 direcciones por si solos al ejecutar una serie de comandos mediante pulsaciones desde superficie que viajan a través del lodo y que recibe la herramienta de fondo, sin la necesidad de sacar la herramienta para hacer cambios en el codo desviador para una nueva dirección. La herramienta a diferencia de los motores de fondo gira continuamente en sincronización con toda la sarta de perforación. Básicamente existen dos tipos de sistemas rotatorios; los de fuerza lateral directa o Push the Bit y Eje Excéntrico de la Barrena o Point de Bit. Fuerza Lateral Directa (Push the Bit). Las herramientas con este tipo de principio utilizan una fuerza aplicada sobre la pared del pozo por medio de aletas ubicadas sobre el cuerpo de la herramienta, las cuales al ser activadas se extienden dinámicamente de su posición en una cámara rotatoria, ocasionando un empuje a la barrena secuencialmente hacia el lado opuesto que viene a ser la dirección a la cual se requiere llevar el pozo (Fig.95).

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Apun tes de sartas de perforación Diseño de Sartas e Hidráulica de la Aleta Adentro

Aleta Fuera Fig.95 Configuración “Push the Bit”.

Eje Excéntrico de la Barrena (Point the Bit). Las herramientas con este tipo de configuraciones poseen un sistema de direccionamiento articulado dentro de una camisa no rotativa, el cual trabaja parecido a un motor de fondo pero electromecánicamente (Fig.96). El sistema posee básicamente un eje rotatorio, cojinete focal, cojinete elevador y un ensamblaje de anillos excéntricos los cuales al recibir órdenes por medio del cartucho electrónico que recibe comandos de movimiento a través de pulsos por medio del fluido de perforación se mueven excéntricamente dentro de la camisa no rotatoria haciendo que el eje rotatorio se doble entre los cojinetes dando como resultado que la barrena apunte en dirección contraria al movimiento excéntrico de los anillos (Fig.97).

Fig.96 Configuración “Point the Bit”.

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Fig.97 Movimiento excéntrico de los anillos de un SR.

DI SEÑO DE SARTAS DE PERFORACI ÓN PARA E L POZO XXX . De acuerdo a la necesidad en cada una de las etapas, se diseñaron las sartas de perforación sobre el software DSP-ONE, las consideraciones que se deben tomar en cuenta al momento de diseñar una sarta son: el perfil direccional, peso, arrastre que se puede generar en el agujero y torsión en la tubería. Sin embargo estos factores se analizan en el módulo hidráulico de la perforación del software. Para esta etapa solo se diseñó el tipo de sarta y sus componentes. Etapa de 26” a 900m. Sarta Empacada. En esta etapa lo que se desea es tener un control sobre la verticalidad del pozo, por ello es necesario usar una sarta empacada. Para ello en el arreglo de esta sarta es necesario contar con estabilizadores de aletas de 26 ”, se usa un lastrabarrenas de 9½” y otro de 8” con el fin de mantener bajo tensión la tubería. De acuerdo a la etapa y a la selección de barrenas, la barrena usada para dicha etapa es una tricónica d e 26”. Los estabilizadores estan a 9.5m de distancia después del primer estabilizador ubicado por arriba de la barrena, y con ello evitar algún incremento de ángulo (Fig.98).

La relación de rigidez de la sarta indica que no existen cambios bruscos de transición en los diámetros de la tubería.

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POZO XXX. SARTA 26”

Fig.98 Configuración de la sarta de perforación de 26”.

El margen de jalón máximo que se tiene en esta etapa en caso de tener algún problema en la perforación, como atascamiento de la sarta o resistencias es de 115.04Tons, teniendo en cuenta que la sarta esta sumergida en un lodo de densidad máxima de 1.30gr/cm3 (Tabla 16).

Tabla 16 Margen de jalón para sarta de 26”.

Etapa de 17½” de 900m a 1800m. Sarta Em pacada. Se debe seguir teniendo control sobre la verticalidad del pozo, se siguen manteniendo 3 estabilizadores ahora con aletas de 17½” al diseño se le agrega un martillo hidroneumático, en caso de posibles pegaduras por presión diferencial o empaquetamiento de la sarta. La barrena es tricónica del mismo diámetro que el agujero requiere, se incluye una válvula de contrapresión con el fin de que si existe una posible manifestación del pozo, se debe tener seguridad al meter o sacar la tubería a presión (stripping y snubbing) (Fig. 99).

Nuevamente la relación de rigidez está dentro de los parámetros recomendados.

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POZO XXX. SARTA 17½ ”

Fig.99 Configuración de la sarta de perforación de 17½”.

El margen de jalón máximo que se tiene en la etapa es de 92.32Tons, teniendo en cuenta que la sarta será sumergida en un lodo de densidad máxima de 1.44gr/cm3 (Tabla 17).

Tabla 17 Margen de jalón para sarta de 17½”.

Etapa de 17½” de 1800m a 2800m. Sarta Em pacada. El control sobre la verticalidad del pozo continúa, se siguen manteniendo 3 estabilizadores, martillo hidroneumático; la barrena se cambia por PDC de 17½” y válvula de contrapresión (Fig.100).

La relación de rigidez está dentro de los parámetros recomendados.

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POZO XXX. SARTA 17½”

Fig.100 Configuración de la sarta de perforación de 17½”, segunda etapa.

El margen de jalón máximo que se tiene en la etapa es de 76.46Tons, debido a que la resistencia mínima a la tensión la tiene la tubería grado X-75, tomando en cuenta que la sarta será sumergida en un lodo de densidad máxima de 1.48gr/cm3 (Tabla 18).

Tabla 18 Margen de jalón para sarta de 17½”, segunada etapa.

Etapa de 12 ¼” de 2800m a 4620m. Sarta con Sistema Rotator io (Estabil izada-Or ientada). Es importante recordar que en esta etapa comienza la construcción de ángulo de 15.24º a 3000m y debe mantenerse una sección tangente de 200 metros. El tipo de sarta que debe manejarse en esta etapa debe de llevar; un sistema que nos permita manejar el control sobre la dirección e incremento del ángulo en el pozo, por lo que se propone un sistema rotatorio que nos ayude al control direccional. Se recomienda llevar 2 estabilizadores para ayudar al sistema rotatorio a mantener ángulo en la sección tangente. Se incluye MWD para medición de parámetros de inclinación y azimuth primordialmente, así mismo obtener los datos de torsión, temperatura y peso sobre la barrena. Un LWD para registrar mientras se

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perfora y detectar la brecha KMS y la cima KSSF para así afinar el asentamiento de la TR de 9 ⅞”. El manejo de un martillo es importante debido al arrastre y posible atrapamiento que se puedan tener debido a la construcción del ángulo. Incluir válvula de contrapresión (VCP) ( Fig.101). La relación de rigidez se mantiene dentro de los parámetros recomendados.

POZO XXX. SARTA 12 ¼ ”

Fig.101 Configuración Sarta de Perforación de 12¼”.

El MOP de acuerdo a la tubería menos resistente es de 84.32Tons, la tubería estará sumergida en un lodo de densidad máxima de 1.88gr/cm3 (Tabla 19).

Tabla 19 Margen de Jalón para Sarta de 12¼”.

Etapa de 8½”, 4620 a 5140m. Sarta Empacada. Para esta etapa nuevamente se requiere un manejo de la verticalidad para llegar al objetivo, se agregan 3 estabilizadores para tener una sarta empacada, se mantiene el sistema MWD a fin de mantener medición del azimuth y la inclinación, y en caso de comenzar a incrementar o disminuir el

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ángulo detectarlo a tiempo; martillo y VCP. Barrena PDC de 8½” y en caso de presencia de pedernal cambiar a barrena Tricónica de insertos 517 (Fig. 102). SR dentro de los parámetros recomendados.

POZO XXX. SARTA 8½ ”

Fig.102 Configuración la sarta de perforación de 8½ “.

El MOP en esta etapa es de 71.27 Tons, lodo de densidad máxima de 1.08gr/cm3 (Tabla 20).

Tabla 20 Margen de jalón para sarta de 8½”.

Etapa de 5¼” de 5140m a 5580m. Sarta Empacada. Esta última etapa requiere la entrada a los objetivos de manera vertical, por lo tanto se debe llevar una sarta empacada; se diseñó una sarta con 3 estabilizadores, martillo hidráulico-mecánico, VCP, y MWD

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que nos estará enviando datos de inclinación y azimuth, datos importantes para saber que se está entrando al objetivo de la forma correcta en la que se diseñó el pozo (Fig. 103). SR dentro de los parámetros recomendados.

POZO XXX. SARTA 5¼ ”

Fig.103 Configuración la sarta de perforación de 5¼”.

El MOP mínimo de esta etapa es de 92.33 Tons, lodo de densidad máxima de 0.6/cc (Tabla 21).

Tabla 21 Margen de jalón para sarta de 5¼”.

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H I DRÁUL I CA DE LA PERF ORACI ÓN. Es pertinente aclarar que el fluido de perforación, independientemente de la velocidad de éste a través de las toberas de la barrena, no destruye la roca consolidada significativamente en ningún grado. Por lo tanto, en lo que a “hacer agujero” se refiere, la función de la hidráulica y fluido de perforación es eliminar los recortes del fondo del pozo y del agujero. La reología e hidráulica son estudios del comportamiento del fluido que están relacionados entre sí. La reología es el estudio del comportamiento de la manera en que la materia se deforma y fluye. Se trata de una disciplina que analiza principalmente la relación entre el esfuerzo de corte y la velocidad de corte, y el impacto que éstos tienen sobre las características de flujo dentro de los materiales tubulares y los espacios anulares. La hidráulica describe la manera en que el flujo de fluido crea y utiliza las presiones. En los fluidos de perforación, el comportamiento de flujo del fluido debe ser descrito usando modelos reológicos. Al tomar ciertas medidas en un fluido, es posible determinar la manera en que dicho fluido fluirá bajo diversas condiciones, incluyendo la temperatura, presión y velocidad de corte. En este capítulo no se hablaran de las propiedades reológicas ya que previamente en el capítulo de programa de fluidos de perforación se habla sobre de ellas.

Ti pos de F lu ido. Fluido Newtoniano: Un fluido newtoniano es un fluido cuya viscosidad puede considerarse constante en el tiempo. El esfuerzo de cedencia (esfuerzo requerido para iniciar el flujo) de un fluido newtoniano siempre será cero (0). La clase más simple de fluidos son agu a dulce, agua salada, aceite diesel, aceites minerales y sintéticos; el esfuerzo de corte es directamente proporcional a la velocidad de corte. Los fluidos newtonianos no suspenderán los recortes y el material densificante bajo condiciones estáticas, cuando son usados para perforar, el pozo debe ser sometido a circulaciones o barridos de limpieza periódicamente antes de realizar los viajes. Fluido No Newtoniano: Cuando un fluido se encuentra en arcillas o partículas coloidales, estás partículas tienden a “chocar” entre sí, aumentando el esfuerzo de corte o la fuerza requerida para mantener una velocidad de corte determinada. El esfuerzo de corte no aumenta en proporción directa a la velocidad de corte. Los fluidos que se comportan de esta manera son llamados no newtonianos, la mayoría de los fluidos de perforación son de este tipo. Para describir la viscosidad de un fluido no newtoniano a una velocidad de corte en particular, se usa una “viscosidad efectiva”, la cual se define como la relación (pendiente) de esfuerzo de corte a velocidad de corte determinada, la viscosidad efectiva disminuye cuando la velocidad de corte aumenta. La disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte tiene implicaciones importantes para los fluidos de perforación, porque nos proporciona lo que más deseamos:

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1. A altas velocidades (altas velocidades de corte) en TP y a través de la barrena, el lodo disminuye su viscosidad; esto reduce la presión de circulación y las pérdidas de presión. 2. A bajas velocidades (bajas velocidades de corte) dentro del EA, el lodo tiene una viscosidad más alta que facilita la limpieza del pozo. 3. A una velocidad ultra baja, la viscosidad del lodo alcanza su más alto nivel, y cuando el lodo no está circulando, éste desarrolla esfuerzos de gel que contribuyen a la suspensión de los materiales densificantes y de los recortes.

M odelos Reológicos. Es la descripción de la relación entre el esfuerzo de corte y la velocidad de corte. La ley de viscosidad de Newton es el modelo reológico que describe el comportamiento de flujo de los fluidos newtonianos. La mayoría de los fluidos de perforación son no newtonianos, no existe ningún modelo para describir con precisión las características de flujo de todos los fluidos de perforación. Numerosos modelos han sido desarrollados para describir el comportamiento de flujo de los fluidos no newtonianos: Plástico de Bingham. Usado frecuentemente para describir las características de flujo de los fluidos de perforación. Describe un fluido en el cual se requiere una fuerza finita para iniciar el flujo (PC) y que luego demuestra una viscosidad constante cuando la velocidad de corte aumenta (VP). La mayoría de los fluidos de perforación no son verdaderos fluidos de plásticos de Bingham. Para lodos típicos, si se hace una curva de consistencia para un fluido de perforación (datos de viscosímetro rotativo), se obtiene una curva no lineal que no pasa por el punto de origen. Ley Exponencial. Procura superar las deficiencias del modelo de flujo plástico de Bingham a bajas velocidades de corte. Supone que existe una relación lineal entre el esfuerzo de corte y la velocidad de corte. Sin embargo, como para los fluidos newtonianos, las curvas de esfuerzos de corte vs velocidad de corte para los fluidos que obedece a la ley exponencial pasan por el punto de origen. Este modelo describe un fluido en el cual el esfuerzo de corte aumenta según la velocidad de corte elevada matemáticamente a una potencia determinada. Ley Exponencial Modificada. El modelo de ley exponencial no describe totalmente a los fluidos de perforación, porque no tienen un esfuerzo de cedencia y calcula un valor demasiado bajo para LSRV (viscosidad a muy baja velocidad de corte). Este modelo también llamado Herschel-Burkley, puede ser utilizado para tomar en cuenta el esfuerzo requerido para iniciar el movimiento del fluido (esfuerzo de ced encia).

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Fig.104 Comparación de los Modelos Reológicos.

Las presiones críticas son la presión total del sistema (presión de bombeo), la pérdida de presión a través de la barrena y la pérdida de presión anular (convertida en DEC). La Presión Máxima Admisible de Circulación (PMAC) está limitada por las presiones nominales de las camisas interiores de las bombas y de las CSC, así como el número de bombas disponibles. A medida que los pozos se perforan a mayor profundidad y que se instala la TR, el gasto disminuye dentro de los pozos de diámetro reducido. Las presiones de circulación aumentan debido al aumento de la longitud de la columna de perforación y del EA, y debido a la reducción del diámetro de la columna de perforación. Las camisas de las bombas serán cambiadas de manera que tengan diámetros más pequeños y presiones nominales más altas. Esto aumenta la PMAC. Cualesquiera que sean las condiciones del pozo, la PMAC impone un límite teórico sobre el gasto. Por lo tanto, resulta imprescindible optimizar la hidráulica del fluido de perforación mediante el control de las propiedades reológicas del fluido, para evitar alcanzar este límite teórico. Reglas para optimización de la hidráulica: Mantener 30 a 60 GPM por pulgada de diámetro de la BNA. GASTO DE F LU JO:  





Mantener de 2.5 a 5 la potencia hidráulica por pulgada cuadrada POTENCI A HI DRAULI CA: 2 del diámetro de la barrena (HHP/Pulg ). CAIDA DE PRESI ON DE LA BN A: Hidráulicas diseñadas para un 50% a 65% de caída de presión a través de la barrena. VELOCIDAD EN AGUJERO: Una regla de dedo es que mantener una velocidad de 120pie/min (36.6m/min) son suficientes para asegurar una adecuada limpieza del espacio anular.

DI SEÑO DE L A H I DRÁUL I CA DE LA PERF ORACI ÓN. Una vez que las propiedades reológicas para un fluido han sido determinadas y modeladas para predecir el comportamiento del flujo, los cálculos de hidráulica son realizados para determinar: el

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efecto que este fluido en particular tendrá sobre las presiones del sistema para ello previamente se han diseñado las sartas de perforación, sobre el mismo software DSP-ONE; con estos datos se procedió a correr la hidráulica en cada etapa obteniendo como resultados: Etapa de 26” a 900m. Sarta Empacada. 3 Se cuenta con un lodo polimérico de 1.30gr/cm , con viscosidad plástica de 20cp y un punto de cedencia de 18, la configuración de la sarta se puede ver en la Fig 98. De acuerdo a las reglas de optimización de hidráulica se debe tener un gasto entre 30 y 60gpm por cada pulgada de diámetro de la barrena, teniendo como mínimo 780gpm y máximo 1560gpm. Se usa como modelo reológico Bingham. Los resultados obtenidos en el software son mostrados en la Fig.105.

Fig.105 Optimización de la Hidráulica Etapa de 26”.

Los resultados muestran un gasto de 1100gpm el cual está dentro del rango del gasto mínimo y máximo, el modelo aplicado al fluido fue el modelo de Bingham, la máxima potencia hidráulica (HSI) 2 es baja 0.66HP/pulg sin embargo, en etapas de diámetro grande es recomendable usar el principio de máximo impacto hidráulico, el cual supone que la limpieza del pozo es máxima cuando el fluido de perforación impacta la formación con fuerza máxima. Se dice que la fuerza máxima de impacto es máxima cuando la caída de presión a través de la barrena es de un 40% del total de presión disponible en superficie. En este caso el máximo impacto hidráulico (I.F.)es de:

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 ()  ( )  ( )        Dónde:

 

Q= gasto. Vn=Velocidad de tobera ρ=Densidad de lodo.

()   



 

Resolviendo:

 

   

 

 

        

     

El valor de I.F. representa tan solo el 2 0% de la presión disponible en superficie, esto es porque en esta etapa la formación es muy deleznable y probablemente con un porcentaje mayor se provoque un lavado al agujero. Para obtener el área total de flujo se usaran 4 toberas de 22/32. En esta etapa se pretende tener una velocidad de penetración de 15m/hr a unas 120 rpm. Se maneja que el fluido a condiciones 3 dinámicas tenga una DEC mínima de 1.39gr/cm y una máxima de 1.44gr/cm3, ambas por debajo del 3 gradiente de fractura de 2.15gr/cm . El porcentaje de sólidos concentrados es casi del 15% lo que da una eficiencia de transporte del 86%.

Etapa de 17½” de 900m a 1800m. Sarta Em pacada. 3 Se cuenta con un lodo de emulsión inversa de 1.44gr/cm , con viscosidad plástica de 23cp y un punto de cedencia de 18, la configuración de la sarta se puede ver en la figura 99. De acuerdo a las reglas de optimización de hidráulica, de acuerdo al diámetro de la barrena un gasto mínimo 525gpm y como máximo 1050gpm. Se usa como modelo reológico la ley de potencias. Los resultados obtenidos en el software son mostrados en la Fig.106.

Fig.106 Optimización de la Hidráulica Etapa de 17½”.

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Se tiene un gasto de 800gpm el cual se encuentra dentro del rango del gasto mínimo y máximo, la 2 máxima potencia hidráulica es de 2.47HP/pulg casi logrando el 2.5 que pide la recomendación hidráulica, se dice que para aplicar la máxima potencia hidráulica se requiere de una caída de presión en la barrena del 65% de la presión total disponible en superficie, sin embargo en esta etapa con tan 2 solo el 42% se logra casi llegar a los 2.5HP/pulg ; intentar llegar a este valor podría lograrse reduciendo el área total de flujo pero una reducción de esta dispararía la presión en superficie y probablemente las bombas no la alcancen. El área total de flujo se logra con 3 toberas de 18/32. En esta etapa se pretende tener una velocidad de penetración de 8m/hr a 120 rpm. En condiciones dinámicas la DEC mínima y máxima del fluido es de 1.46gr/cm3, estando debajo del gradiente de fractura de 2.53gr/cm3. El porcentaje de sólidos concentrados es casi del 8% lo que da una eficiencia de transporte del 92%.

Etapa de 17½”, 1800 a 2800m, Sarta Empacada. Recordemos que la etapa de 17½” se perforara en 2 fases y en esta segunda se usa lodo de emulsión inversa de 1.48gr/cm3, con viscosidad plástica de 24cp y un punto de cedencia de 17, la configuración de la sarta se puede observar en la figura 100. En esta etapa se mantiene el mínimo gasto de 525gpm y como máximo 1050gpm. Se usa como modelo reológico la ley de potencias. Los resultados obtenidos en el software son mostrados en la Fig.107.

Fig.107 Optimización de la hidráulica segunda etapa de 17½”.

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El gasto se mantiene en 800gpm, dentro del rango del gasto mínimo y máximo, la máxima potencia 2 hidráulica se reduce notablemente a 1.02HP/pulg debido al incremento de la longitud de la sarta y por ende el incremento de pérdidas por fricción. En este caso se vuelve a aplicar el principio de máximo impacto teniendo:

 

   

 

 

        

     

El I.F. representa el 17% de la presión disponible en superficie e intentarlo lleva a un porcentaje mayor que requiere de mayor presióny que probablemente las bombas no puedan generar. El área total de flujo se logra con 6 toberas de 16/32.La velocidad de penetración se mantiene en 8m/hr a 120 rpm. La DEC mínima y máxima del fluido será de 1.50gr/cm3 estando por debajo del gradiente de fractura de 2.53gr/cm3. El porcentaje de sólidos concentrados es casi del 8% lo que da una eficiencia de transporte del 92%.

Etapa de 12 ¼”, 2800m a 4620m, Sarta con Sistema Rotator io (Estabilizada-Or ientada). En la etapa de 12¼ ” se perfora la parte direccional, visualizando la configuración de la sarta en la figura 100, se cuenta con sistema rotatorio, el cual da dirección al pozo. En esta etapa el máximo impacto y la máxima potencia hidráulica no se aplica debido a la inclinación del pozo, sin embargo el mantener una velocidad anular de 36.6 m/min que es la recomendada, brinda una buena limpieza en el espacio anular, vital para que no se formen camas de recortes en la cara baja del pozo. El lodo sigue siendo de emulsión inversa con densidad de 1.88gr/cm3, viscosidad plástica de 40cp y punto cedente de 20. En esta etapa el mínimo gasto es de 367.5gpm y como máximo 735gpm. Se usa como modelo reológico la ley de potencias. Los resultados obtenidos en el software son mostrados a continuación.

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Fig.108 Optimización de la hidráulica, etapa de 12¼”.

Como era de esperarse el HSI es bajo, sin embargo la velocidad anular máxima está por arriba de la necesaria, aunado a esto el porcentaje de recortes es del 3% dando una eficiencia de limpieza del 97% lo cual se refiere a una óptima limpieza en el agujero con poca probabilidad de generar una cama de 2 recortes. Se requieren de 3 toberas de 12/32 y 3 de 13/32 para obtener un ATF de 0.720pulg . El gasto de 500 gpm está por arriba del mínimo y debajo del máximo, la DEC sigue manteniéndose por debajo del gradiente de fractura de esta etapa de 2.94gr/cm3. La caída de presión en la barrena es de 19.5%.

Etapa de 8½” , 4620m a 5140m, Sar ta Empacada. En esta etapa el pozo entra nuevamente a su verticalidad se ha dejado fuera de la sarta el sistema rotatorio y se lleva una sarta empacada. Se perfora con lodo de densidad de 1.10gr/cm3, con punto de cedencia de 16 y viscosidad plástica de 12, nuevamente se modela con Bingham. El gasto mínimo y máximo es de 255gpm y 510gpm respectivamente. Los resultados obtenidos para esta etapa son:

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Fig.109 Optimización de la hidráulica etapa de 8½”. 2

En esta etapa la optimización es por medio del HSI con un valor de 2.58HP/ pulg el cual está arriba del mínimo requerido en las recomendaciones de optimización. Se necesitan 5 toberas de 11/32 para 2 obtener un ATF de 0.464pulg . El gasto de 400 gpm está arriba del mínimo y debajo del máximo, la 3 DEC sigue manteniéndose por debajo del gradiente de fractura de esta etapa de 1.86gr/cm . La caída de presión en la barrena es de 30%.

Etapa de 5¼”, 5140m a 5580m, Sarta Em pacada. En esta última etapa la verticalidad debe seguirse manteniendo hasta alcanzar el objetivo. Se perfora con un lodo de baja densidad de 0.60gr/cm3, con punto de cedencia de 30 y viscosidad plástica de 22, el modelo reológico usado es Bingham. El gasto mínimo y máximo está en 157.5gpm y 315 gpm respectivamente. Los resultados obtenidos para esta etapa son:

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Fig.110 Optimización de la Hidráulica Etapa de 5 ¼”.

Se cuenta con un pobre HSI, optimizándose por máximo impacto; por lo cual haciendo los cálculos del I.F. se tiene:

 

   

 



        

  

   

Con ello se consigue una buena limpieza en el agujero. El gasto está dentro de los parámetros máximo y mínimo, es necesario contar con 2 toberas de 12/ 32 y 2 de 113/32. La velocidad de penetración en esta etapa debe ser de 5m/hr a 120 rpm. De toda la presión en superficie solo se tiene el 4.80% en la barrena. Como resumen del desarrollo anterior de hidráulica en la perforación para el pozo TCA, la siguiente tabla indica los valores requeridos en cada etapa:

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Tabla 22 Resumen de la hidráulica en la perforación.

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APTES-5 DISEÑO DE SARTAS

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