3. Perforación de Pozos

EXPLORACION Y PRODUCCION PARA NO PETROLEROS

FRANCISCO MORROS

Junio, 2003

CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN

4

2. HISTORIA DE LA PERFORACIÓN EN VENEZUELA

5

2.1. Pre-Nacionalización

5

2.2. Post-Nacionalización

7

3. SISTEMA DE PERFORACIÓN POR PERCUSIÓN

8

3.1. Fundamentos de la Perforación por Percusión

8

3.2. Componentes Principales del Taladro a Percusión

9

4. SISTEMA DE PERFORACIÓN ROTATORIA

10

4.1. Fundamentos de la Perforación Rotatoria

10

4.2. Componentes Principales del Taladro Rotatorio

11

4.3. Sistema de Fuerza Motriz

14

4.4. Sistema Rotatorio

15

4.5. Sistema de Circulación del Lodo de Perforación

18

4.6. Tipos de Fluidos de Perforación

22

4.7. Sistema para Sacar y Meter Tubería

23

4.8. Sarta de Perforación

27

5. OTROS MÉTODOS DE PERFORACIÓN

29

6. TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

34

6.1. Revestimiento Hincada

36

6.2. Revestimiento Conductor

37

6.3. Revestimiento de Superficie

38

6.4. Revestimiento Intermedio o de Protección

38

6.5. Revestimiento de Producción

39

6.6. Camisa de Producción ( Liner)

39

6.7. Diseño de Revestidores

40

6.8. Consideraciones Básicas para el Diseño de Revestidores

42

6.9. Cementación de Revestidores

43

6.10. Consideraciones de Diseño de la Cementación de Revestidores

44

6.11. Equipo de Cementación

44

OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

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CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN

4

2. HISTORIA DE LA PERFORACIÓN EN VENEZUELA

5

2.1. Pre-Nacionalización

5

2.2. Post-Nacionalización

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3. SISTEMA DE PERFORACIÓN POR PERCUSIÓN

8

3.1. Fundamentos de la Perforación por Percusión

8

3.2. Componentes Principales del Taladro a Percusión

9

4. SISTEMA DE PERFORACIÓN ROTATORIA

10

4.1. Fundamentos de la Perforación Rotatoria

10

4.2. Componentes Principales del Taladro Rotatorio

11

4.3. Sistema de Fuerza Motriz

14

4.4. Sistema Rotatorio

15

4.5. Sistema de Circulación del Lodo de Perforación

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4.6. Tipos de Fluidos de Perforación

22

4.7. Sistema para Sacar y Meter Tubería

23

4.8. Sarta de Perforación

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5. OTROS MÉTODOS DE PERFORACIÓN

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6.1. Revestimiento Hincada

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6.2. Revestimiento Conductor

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6.3. Revestimiento de Superficie

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6.4. Revestimiento Intermedio o de Protección

38

6.5. Revestimiento de Producción

39

6.6. Camisa de Producción ( Liner)

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6.7. Diseño de Revestidores

40

6.8. Consideraciones Básicas para el Diseño de Revestidores

42

6.9. Cementación de Revestidores

43

6.10. Consideraciones de Diseño de la Cementación de Revestidores

44

6.11. Equipo de Cementación

44


2

6.12. Clasificación API del Cemento

46

6.13. Diseño de Lechada de Cemento

47

6.14. Aditivos Utilizados en Cementaciones

48

6.15. Proceso de Cementación

49

7. PERFILAJE DE POZOS

51

8. TOMA DE NÚCLEOS Y MUESTRAS DE PARED

53

9. PRUEBAS DE FORMACIÓN CON TALADRO EN SITIO

56

10. PROGRAMA DE PERFORACIÓN

56

11. REPORTE DIARIO DE PERFORACIÓN

57

12. PROBLEMÁTICA ASOCIADA A LA PERFORACIÓN DE POZOS

59

12.1. Pérdida de Circulación

60

12.2. Reventones

60

12.3. Operaciones de Pesca

61

13. PROTECCIÓN INTEGRAL Y ENTRENAMIENTO DEL PERSONAL

61

14. COMPLETACIÓN DE POZOS

62

14.1. Factores que determinan el Diseño de la Completación de un Pozo

63

14.1 14.1.. Clas Clasiifica ficaci ción ón de las Comp Complletac etacio ione ness de Acue Acuerd rdoo a las las Car Caracte acterrísti ística cass

63

de Pozo.


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1. INTRODUCCIÓN Desde tiempos inmemorables se conoce de la perforación de pozos subterráneos por parte de la humanidad, con miras a satisfacer la imperiosa necesidad de consumo de agua potable. La elaboración de este tipo de pozo estaba enmarcada en el uso de implementos y materiales totalmente rudimentarios para tratar de penetrar las capas ó formaciones de la corteza terrestre, para lo cual el uso de cualquier herramienta sólida era utilizada para penetrar el subsuelo y alcanzar con hoyos someros, los manantiales de agua subterráneos. Era el caso, en que ocasionalmente en la búsqueda de agua subterráneas se presentaba la situación de la presencia de acumulaciones petrolíferas en estratos someros, cuyo fluido no era el objetivo trazado de localizar agua potable, por lo que el petróleo era un fluido indeseable sin ningún valor comercial . Es a partir de finales de l880 cuando en Estados Unidos se inicia la Industria Petrolera , la cual utiliza el petróleo como fuente de energía industrial. De esta manera las prácticas de perforación de pozos, principalmente para la búsqueda del hidrocarburo tan preciado, cada vez intensifica más y más el desarrollo de tecnologías que permitan la implementación del negocio petrolero. Los primeros pasos se inician utilizando la Tecnología de Perforación por Percusión basada , como su nombre lo indica, en utilizar el golpe directo de una barrena o mecha de perforación,

para profundizar el hoyo.

Posteriormente se incorpora el efecto de rotación continua de una barrena o mecha de perforación para abrir el hoyo, surgiendo la Tecnología de Perforación Rotatoria, base de las actuales tecnologías utilizadas hoy día. La Tecnología de Perforación de Pozos pasa a ser, de esta manera, la actividad fundamental

que permite confirmar la existencia o no de los yacimientos con

acumulaciones petrolíferas y/o de gas, previamente estimadas en base a un cúmulo de información generada de estudios previos de exploración.


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2. HISTORIA DE LA PERFORACIÓN EN VENEZUELA En cualquier escenario, cuando se trata de hablar de la Historia de la Perforación en Venezuela , hay que dividirla en dos grandes períodos: Pre-Nacionalización y Post Nacionalización de la Industria Petrolera Venezolana. 2.1. Período Pre-Nacionalización Este período comprende desde el inicio de la Industria Petrolera Venezolana en el año 1878 hasta finales de 1975 inclusive, cuando se decretó la Nacionalización de la Industria Petrolera en Venezuela y comprendió la época en la cual el régimen preponderante para la exploración y explotación

petrolera estaba enmarcado en el

otorgamiento de Concesiones por parte del Estado Venezolano, las cuales fueron otorgadas tanto a empresas extranjeras como a venezolanas. Sin embargo, hay que hacer hincapié en que fueron las empresas extranjeras las que lograron definir el gran potencial petrolífero de Venezuela. Es así como se inician las actividades petroleras en una concesión de 100 hectáreas otorgada por el Estado a Manuel Antonio Pulido en la hacienda La Alquitrana, a 15 km de Rubio, en el estado Táchira. Utilizando la tecnología de perforación por percusión se logró perforar varios pozos, que alcanzaron profundidades de hasta aproximadamente 90 pies, varios de los cuales resultaron productores. Entre 1912 y 1913 , la New York Bermúdez Co., realizó actividades en sus concesiones en el lago de asfalto de Guanoco, estado Sucre, encontrando petróleo pesado en el pozo Bababui-1. Uno de sus pozos alcanzó a producir hasta 900 barrilles diarios de crudo a una profundidad de aproximadamente 570 pies. En 1914 se perfora el célebre pozo Zumaque-1, actualmente en operación, el cual marca el descubrimiento de el Campo Mene Grande y en 1922 el pozo Barroso-2, descubre el Campo La Rosa, ambos situados en el estado Zulia, siendo en segundo de los pozos mencionados el que dió a conocer a Venezuela internacionalmente como un potencial productor de petróleo. El Barroso-2 tuvo la característica que produjo sin control durante diez días a un promedio de 100.000 barriles por día, consecuencia de un reventón durante la perforación del pozo.


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Hasta 1920 se utilizó en Venezuela la tecnología de perforación por percusión, específicamente en el occidente del país, lográndose perforar pozos de hasta 4.000 pies. En el oriente de Venezuela se perforó por percusión hasta el descubrimiento del Campo Quiriquire, estado Monagas, en 1928. A partir de dicho descubrimiento se comenzó a perforar con equipos rotatorios. Se concluye que luego de la etapa de perforación inicial, toda la perforación de los pozos en Venezuela se ha realizado utilizando la perforación rotatoria y la cantidad y tipo de los mismos, ha dependido de la oferta y la demanda, de los períodos de auge o de recesión de los mercados de hidrocarburos. En 1929 se llegó a terminar hasta 615 pozos en campos costaneros del Lago de Maracaibo, estado Zulia, tal como se puede observar en Fig. 2.1. A mediados de 1929 como consecuencia de una depresión económica se disminuyó la actividad de perforación . Toma auge de nuevo en 1957, luego de períodos de recesión de corta duración, lográndose terminar 1.813 pozos en el año. Entre 1957 y 1960 se presentó una reducción drástica en la perforación de los pozos, debido a sobreproducción a nivel mundial.

Figura 2.1. Estadística de Perforación de Pozos en Venezuela (1915 - 1985)


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En la década de los 60, el gobierno venezolano optó por la política de no otorgar mas concesiones, razón por la cual disminuyó drásticamente la exploración, la perforación de pozos de desarrollo y las inversiones en general. Se creó la empresa CVP, se aprobaron contratos de servicio con CVP, En 1970 se aprueba la Ley de Reversión de las Concesiones de Hidrocarburos, Ley que Reserva al Estado la Industria del Gas y otras leyes, incluyendo la creación el 30 de Agosto de 1875 de la empresa estadal Petróleos de Venezuela , S. A. Como consecuencia de lo anteriormente mencionado, se desarrolla un proceso de restricción de actividades , por parte de las empresas concesionarias, específicamente en la perforación de pozos, predominando la política de reducción de inversiones y gastos, concretándose en mínimo mantenimiento de las instalaciones. Se puede observar en la Fig. 2.1 que en el período 1960 a 1975 el promedio de terminación de pozos fue de 480 por año. 2.2. Período Post-Nacionalización Este período comprende desde el momento de la Nacionalización de la Industria Petrolera Venezolana, ocurrida el 1ro de enero de 1976 hasta nuestro días. Se incrementa la perforación de pozos con la incorporación de campañas de exploración en la Faja Petrolífera del Orinoco, en el oriente del país y de nuevas áreas costa afuera, así como también la perforación de pozos de desarrollo en áreas tradicionales. Un total de 1156 pozos se perforaron en el año 1982 , de los cuales 225 fueron exploratorios. Para finales de 1986 se contaba en el país con 153 taladros y aproximadamente el 50% eran propios, utilizados para las actividades de perforación , rehabilitación y servicios a pozos. Se diseñaron taladros específicos para acometer las actividades en el Lago de Maracaibo, desarrillándose tecnologías que en gran parte se ha utilizado para el desarrollo en operaciones costa afuera a nivel mundial. En los años 70 y principios de los 80 , se realizaron actividades costa afuera en la Ensenada de La Vela, estado Falcón, en la Cuenca de Carúpano, en el Golfo de Paria, en


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el Delta del Orinoco, en Golfo Triste y la Cuenca de Cariaco, perforándose alrededor de 72 pozos exploratorios, de los cuales 70 fueron evaluados. Entre 1980 y 1983 se realizó la actividad exploratoria mas importante , al perforarse 667 pozos en la Faja Petrolífera del Orinoco, cubriendo un área de 50.000 km2, alcanzándose profundidades de hasta 4.500 pies. Toda la información acumulada en la campaña de exploración de la Faja Petrolífera del Orinoco, permitió que a partir de los primeros años de la década del 90 se planificaron estudios de factibilidad de explotación de áreas en Zuata , Hamaca y Cerro Negro, que conllevaron a la consolidación de dos Asociaciones Estratégicas en el Area de Zuata , una en Cerro Negro y una en el área de Hamaca, hoy día en operación con el objetivo de producir hasta alrededor de 600.000 barriles por día de crudo extra-pesado, para ser procesado en complejos mejoradores instalados en el área de Jose , estado Anzoátegui, y ser convertido en crudo sintético para su exportación. Es muy importante señalar que el desarrollo de estos proyectos se basó en la perforación de pozos horizontales , con secciones horizontales entre 4.000 y 5.000 pies en promedio, instalaciones altamente automatizadas, consolidándose la amplia experiencia en crudos pesados con que contaba Venezuela y que la sitúa, hoy día, como uno de los principales productores de crudos pesados a nivel mundial. 3. SISTEMA DE PERFORACIÓN POR PERCUSIÓN 3.1. Fundamentos de la Perforación por Percusión Esta tecnología consiste en profundizar un hoyo fracturando las formaciones por el golpeteo de una barrena o mecha de perforación , conectada a barras suspendidas de un cable de acero. El peso de las barras de acero permite que sea más fuerte el impacto en la penetración de las formaciones. El trabajo se realiza en seco, razón por la cual es necesario sacar la barrena del hoyo, mezclar con agua los ripios en el hoyo para proceder a achicar el fondo del hoyo y posteriormente continuar con la perforación y de esta manera luego de varios ciclos llegar al objetivo final.


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Este método rudimentario, basado en la técnica de perforación de pozos de agua, rindió los resultados de la época y se puede decir que es adecuado para la perforación de hoyos someros en formaciones duras permitiendo tomar muestras representativas de las formaciones atravesadas. Otras ventaja está asociada a la perforación en seco, razón por la cual no daña las formaciones a lo largo del hoyo, además de ser un método económicamente competitivo. Tiene sus desventajas de ser un método muy lento en formaciones duras y de poca efectividad en formaciones blandas. Al perforarse en seco no hay control alguno sobre las formaciones que se atraviesan , corriendo el riesgo que puedan expeler sus fluidos al hoyo y hasta la superficie, produciéndose con facilidad reventones incontrolables al penetrar estratos petrolíferos de agua o gas, de excesiva presión. Es un método ya no utilizado en la Industria Petrolera, que tomando en cuenta sus ventajas y desventajas fue utilizado por alrededor de 60 años provechosamente en la industria. 3.2. Componentes Principales del Taladro a Percusión En la Fig. 3.1 se pueden observar los principales componentes de un taladro de perforación a percusión. Se puede apreciar el sistema motriz propulsado por vapor, correas y malacate de transmisión de fuerza, el cable de perforación de donde se sostienen las barras de acero (propulsor y conector) y la barrena que constituye el corazón del equipo.


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Figura 3.1. Partes Principales del Taladro a Percusión

4. SISTEMA DE PERFORACIÓN ROTATORIA 4.1. Fundamentos de la Perforación Rotatoria Se utilizó este sistemapor primera vez en 1901 , en el campo de Spindletop, Texas, USA. , con una serie de innovaciones que revolucionó el mundo de la perforación de pozos petroleros.


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Como toda innovación no fue bien recibido por las cuadrillas de perforación que con recelo se resistían a su implementación. Sin embargo a la larga se impuso y a pesar de los constantes desarrollos de la tecnología de perforación, se mantiene vigente su principio básico de rotación de la sarta de perforación, para lograr la preparación de los diferentes hoyos de un pozo petrolero. Entre las principales diferencias que se impusieron al nuevo taladro de perforación estaba el sistema para sacar y meter tubería, el sistema de circulación del lodo de perforación ( ya que se avanza en la perforación utilizando el denominado barro de perforación) y considerables cambios en la sarta de perforación . En términos generales la perforación de un pozo petrolero consiste en penetrar las formaciones de la corteza terrestre, utilizando adecuadas barrenas ó mechas de perforación a medida que se avanza en profundidad. Se perforan hoyos de diferentes diámetros de mayor a menor a lo largo del pozo. Cada hoyo se protege introduciendo y cementando tuberías de revestimiento de diámetros adecuados. En la Fig. 4.1 se muestra un corte de un pozo terminada la perforación, donde se observan los diferentes hoyos y tuberías de revestimiento cementadas a profundidades convenidas. 4.2. Componentes Principales del Taladro Rotatorio Los componentes principales de un taladro rotatorio son los siguientes y para una mayor compresión se pueden dividir en cinco sistemas: . Sistema de Fuerza Motriz . Sistema Rotatorio . Sistema de Circulación de Lodo de Perforación . Sistema para Sacar y Meter Tubería . Sarta de Perforación


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Figura 4.1. Programa Típico de Revestimiento de un Pozo


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La Fig. 4.2 nos muestra detalles de todas la partes que constituyen un taladro de perforación rotatoria y la interconexión de cada una de ellas.

1

2 3 4 11 5 6

7 8

Figura 4.2. Taladro de Perforación Rotatoria

Con este sistema de perforación rotatoria lo que se busca es la profundización del hoyo utilizando rotación continua de la barrena ó mecha de perforación, instalada


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en el extremo inferior de la sarta de perforación. Esta sarta de perforación está constituida por tubos de acero que le dan a la barrena suficiente peso en el fondo para avanzar en la perforación. Las barrena y la sarta de perforación giran debido al impulso que le da la mesa rotatoria, instalada en la plataforma del taladro de perforación, permitiendo

el movimiento rotatorio, base de esta tecnología de

perforación. Las operaciones combinadas de los cinco sistemas, arriba señalados, permiten cumplir a cabalidad con la planificación de perforación de las

localizaciones

seleccionadas. A continuación en detalle cada uno de los sistemas: 4.3. Sistema de Fuerza Motriz Este sistema suministra al resto de los equipos la suficiente energía para sus operaciones y está constituido básicamente por motores eléctricos, a gas o a diesel. De esta manera el diseño de los mismos debe cubrir los requerimientos de potencia para activar el sistema de sacar y meter tubería, el sistema rotatorio y el sistema de circulación del lodo de perforación. La máxima potencia está en función de la mayor profundidad que pueda hacerse con el taladro y de la carga más pesada representada por la tubería de revestimiento a instalar a mayor profundidad. Se debe disponer de potencia adicional a la potencia teórica estimada, como factor de seguridad , para casos eventuales de atasque de tubería de perforación o de revestidores durante actividades dentro del hoyo y se requiera tensionar o halar para liberar el atascamiento. Es por ello que la cabria en sí, debe tener suficiente resistencia para aguantar la tensión que se aplica al sistema de meter y sacar tubería. El sistema motriz está constituido generalmente por dos o más motores, con flexibilidad de intercambio en uso y aplicación de potencia utilizando engranajes, acoplamientos y embragues adecuados.


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A continuación una tabla que nos da una idea de la relación de profundidad y potencia del taladro para sacar y meter tubería, expresada la potencia en caballos de fuerza, HP: Profundidad

Potencia

(pies)

(HP)

1.300-2.200

550

2.100-3.000

750

2.400-3.800

1.000

3.600-4.800

1.500

3.600-5.400

2.100

3.900-7.600

2.500

4.800-9.100

3.000

4.4. Sistema Rotatorio Es parte esencial del componentes se logra

taladro o equipo de perforación.

En base a sus

realizar la perforación del pozo hasta la profundidad del

yacimiento petrolífero. Se compone de la mesa rotatoria, junta o unión giratoria, junta kelly o cuadrante, sarta de perforación, lastrabarrenas o barras de perforación y finalmente la barrena o mecha de perforación. En forma esquemática se resalta cada una de estas partes en la Fig. 4.3. La mesa rotatoria, como su nombre lo indica, proporciona el movimiento rotatorio que la sarta de perforación necesita y está situada en el centro del piso de la cabria, descanzando sobre un base fuerte, constituida por vigas de acero con reforzamientos apuntalados. Además de la función primordial de dar rotación a la sarta de perforación, debe sostener todo el peso de esta sarta cuando se realizan operaciones de enrosque o desenrosque de tuberías, así como también soportar la carga durante las corridas de tuberías de revestimiento en el hoyo.


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Figura 4.3. Sistema Rotatorio

La potencia requerida por la mesa rotatoria puede ser suministrada de forma independiente, acoplándose una unidad motriz exclusiva, pero generalmente la misma es suministrada por el Sistema de Fuerza Motriz del taladro, a través del malacate, por supuesto con transmisiones , acoples y mandos adecuado. Una foto de una mesa rotatoria puede observarse en la Fig. 4.4.


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Figura 4.4. Mesa Rotatoria

La unión giratoria cuelga del gancho del bloque viajero y lleva enroscada la junta kelly o cuadrante, que en su acoplamiento con la mesa rotatoria permite girar la sarta de perforación. En su parte superior la unión giratoria es fija y permite acoplar la manguera del lodo de perforación que permite su bombeo a través de la sarta de perforación hasta el fondo del pozo. Actualmente y como parte del auge de la tecnología a todo nivel, se cuenta con taladros que tienen uniones giratorias automotrices, que permiten la eliminación de la mesa rotatoria, taladros denominados Top Drive, en donde el movimiento de rotación se da desde la unión giratoria . La junta kelly o cuadrante es un tubo de configuración externa cuadrada, pudiendo ser en oportunidades hexagonal o redondo y acanalado, que transfiere el movimiento giratorio de la mesa rotatoria a la sarta de perforación. Tiene una longitud


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que varía entre 40 y 50 pies, con un diámetro nominal entre 2 ½ y 6 pulg y diámetro interno variando entre 1 ½ y 3 ½ pulg con un peso de hasta 1,6 toneladas. La junta kelly tiene rosca a la izquierda en su conexión superior y roca a la derecha en su conexión inferior con la sarta de perforación. Esto evita el desacoplamiento de la junta con el movimiento rotatorio. A medida que se avanza en la perforación la junta kelly se desplaza a través de la mesa rotatoria siempre en un movimiento rotatorio. Una vez que la longitud del kelly avanza hacia el pozo se ha perforado la longitud del kelly, ya que éste está acoplado a la tubería de perforación. En este momento, para seguir perforando, el perforador levanta la longitud del kelly, desencaja la mesa rotatoria, se colocan la cuñas a nivel de la tubería de perforación por debajo del kelly, se fija a la mesa rotatoria y es el momento que se puede desenroscar el kelly para agregar otro tubo de perforación a la sarta. Una vez agregado otro tubo de perforación se iza la sarta liberando las cuñas y se baja la parte superior del nuevo tubo hasta la mesa rotatoria para volver a acuñar y colgar la sarta otra vez y luego enroscarle una vez mas el kelly, izar, sacar las cuñas, acoplar el kelly a la mesa rotatoria, rotar y continuar profundizando en el hoyo otra vez la longitud del kelly. 4.5. Sistema de Circulación del Lodo de Perforación El sistema de circulación del fluido o lodo de perforación es parte esencial del taladro y por ende del sistema de perforación rotatoria , constituido por dos componentes principales: el equipo que forma el circuito de circulación del fluido y el fluido propiamente dicho. La Fig. 4.5 resalta en el taladro el sentido del fluido de perforación en el circuito cerrado, detallando las partes que lo integra.


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Figura 4.5. Sistema de Circulación del Fluido dePerforación

El proceso se inicia a nivel de succión del tanque de almacenamiento de lodo, denominado fosa de reserva o tanque de toma, para luego con presión adecuada a las características de

la

perforación del momento sea enviado al fondo del hoyo,

siguiendo el circuito descendiente a través de la tubería de descarga de la bomba, el tubo vertical o paral, la manguera del kelly o cuadrante, la junta rotatoria, el kelly, la


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sarta de perforación hasta llegar a la barrena en el fondo del hoyo, para luego ascender por el espacio anular creado entre la pared del hoyo y la parte externa de la sarta de perforación. Del espacio anular el lodo de perforación sale por la línea de regreso del lodo hasta un cernidor o zaranda, el cual separa los ripios o cortes de rocas del fluido o lodo de perforación, para seguir por un canal adecuado a una fosa o tanque de asentamiento, desde donde pasa a un tanque o fosa de acondicionamiento , que luego descarga en forma continua a la fosa de reserva o tanque de toma. De esta manera una y otra vez el fuido es succionado por las bombas para mantener la continuidad de la circulación durante las operaciones de perforación, de acuerdo con las condiciones establecidas por el perforador. En todo caso el sistema de circulación, esencialmente, es un circuito cerrado, el mismo lodo una vez acondicionado circula una y otra vez durante la perforación. En fin, el fluido o lodo de perforación es una mezcla de agua o crudo y arcilla para darle la densidad a la mezcla. Se le agrega aditivos químicos para conseguir propiedades adecuadas. Tal es el caso de la barita, comúnmente utilizada en los lodos de perforación, que le permite al mismo alcanzar el peso adecuado a la columna de lodo y la bentonita que se utiliza para darle viscosidad al lodo con el propósito de mantener los sólidos en suspensión. Los fluidos o lodos de perforación cumplen varias funciones en la perforación rotatoria: 1) Arrastra hasta la superficie el ripio o sólidos cortados por la barrena. 2) Mantiene bajo control la presión de las formaciones, 3) Mantiene la pared del hoyo en su sitio evitando derrumbes. 4) Enfría y lubrica la barrena mientras está perforando. El fluido de perforación debe ser bombeado a la presión y volumen adecuado, de manera de lograrse un continuo y eficaz arrastre de los ripios hasta la superficie, manteniendo limpio el fondo del hoyo y permitiendo mayor

eficiencia en la

perforación. Así que las características tixotrópicas del fluido y la velocidad por el espacio anular son muy importantes para logra una limpieza del hoyo. De pararse la perforación , por cualquier causa, las características del fluido de perforación deben ser OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

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las adecuadas para que no permitan que los ripios en suspensión caigan al fondo del pozo, bajo riesgo de que la barrena, las lastrabarrenas y la tubería de perforación se atasquen y se corra el riesgo de no poder recuperar las piezas y poder perder parte del hoyo. Por otro lado, el peso del lodo de perforación debe controlar las presiones de la formación que se van atravesando durante la perforación. A medida que se perfora se van encontrando yacimientos con presencia de gas, petróleo y/o agua, los cuales se encuentran a presiones bajas, medianas o altas, por lo que el lodo se debe acondicionar con el peso adecuado, para que la columna de lodo no permita la entrada al hoyo del los fluidos de dichas formaciones, evitando contaminaciones del lodo de perforación y en el caso mas drástico incontrolable flujo de dichos fluidos a la superficie, generando eventuales reventones. Por otro lado, otra función fundamental del lodo de perforación está asociada con el mantenimiento de la pared del hoyo en su sitio, esto fundamentalmente se logra ya que a medida que se circula el lodo de perforación, se va creando un revoque o capa fina flexible y poco permeable en la pared del hoyo, que impide la filtración excesiva de la parte líquida del lodo hacia las formaciones. Este espesor del lodo o revoque se mide en milímetros y es función de las características del lodo que se utiliza. Si se tiene excesiva filtración a la formación, causa que la formación se hinche y en consecuencia se reduce el diámetro del hoyo, ocasionando contratiempos a la sarta de perforación, dada la inestabilidad de la pared del hoyo que hasta puede causar desprendimientos. También los lodos de perforación cumplen la función de enfriar y lubricar la barrena o mecha de perforación, permitiendo prolongar la vida de los elemento de la barrena.

Al profundizar durante la perforación se encuentran temperaturas mas

elevadas. Se estima que el gradiente de temperatura puede ser de 1 a 1,3 °C por cada 55 metros de profundidad a lo que hay que sumarle el calor por fricción que genera la


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mecha al rotar en el fondo del hoyo, por lo que la circulación del lodo tiende a enfriarla. El fluido actúa también como lubricante de los componentes de la barrena ayudando a la rotación de la misma. Los chorros del fluido salen a alta velocidad a través de las boquillas de la barrena limpiando los elementos cortantes, asegurando la eficiencia de la perforación.

4.6. Tipos de Fluidos de Perforación Prácticamente los

fluidos de perforación se preparan en base a agua, a

derivados de petróleo o emulsiones, constituidos por tres partes principales: parte líquida, parte sólida de materiales solubles

que imprimen las características

tixotrópicas y por material insoluble de alta densidad que le impone el peso, y materiales químicos que se añaden directamente o en solución. -Fluido de Perforación a base de agua El agua es el líquido básico para perforar , es de fácil disponibilidad y a bajo costo, pero debe ser un agua acondicionada de cierta calidad ya que las sales disueltas, tales como calcio, magnesio y cloruros, tienden a contrarrestar las

condiciones

requeridas. Este tipo de fluido esta constituido por agua apropiada y sustancia coloidal , preferiblemente Bentonita que es un material de origen volcánico , compuesto de sílice y alúmina pulverizada . Se hincha al mojarse y su volumen se multiplica. El fluido resultante favorece la formación del revoque en la pared del hoyo. Se le agrega Barita que es un material pesado para aumentar el peso de la columna de fluido en el hoyo y controle las presiones de los yacimientos durante la perforación. Se utilizan otros químicos, tales como quebracho, soda cáustica,silicatos y arseniatos, con el propósito de lograr condiciones características de viscosidad, gelatinazación, pérdida de filtación, pH y contenido de sólidos, características de relevante importancia durante las operaciones de perforación.


22

-

Fluido de Perforación a base de petróleo

En ciertos casos se emplean fluidos de perforación en base a petróleo o sus derivados, crudo liviano, diesel fundamentalmente, al cual se le agrega negrohumo o asfalto para impartirle consistencia o viscosidad. Otros productos químicos tales como soda cáustica, cal cáustica , ácidos orgánicos en base a agua, son añadidos para acondicionar la propiedades requeridas, siendo un tipo de fluido que requiere un cuidadoso manejo, mas costoso, mucho aseo del taladro, mayor mantenimiento de sus propiedades físicas y siempre existe el riesgo de incendio en el taladro, dado su grado de volatilidad e inflamación. -

Otros tipos de fluidos de perforación

En muchos casos para mantener la fase acuosa requerida se puede utilizar agua salobre o un tratamiento con sulfato de calcio. En otras oportunidades cuando se requiere un pH muy alto se prepara el fluido en base a almidón. Es así como también una serie de aditivos pueden ser agregados tales como anticorrosivos, reductores o incrementadores de la viscosidad, disminuidores del filtrado, controladores de pH, lubricadores, antifermentantes, floculantes, arrastradores de pérdida de circulación, surfactantes, controladores de lutitas, emulsificadores y desemulsificadors, etc. Es importante señalar que el fluido de perforación representa aproximandamente el 10% del costo de la perforación , razón por la cual el buen manejo y control del mismo será un reflejo significativo del costo total de la operación. 4.7. Sistema para Sacar y Meter Tubería Durante todas las actividades de perforación incluyendo las subsecuentes etapas de corrida de revestimiento de los diferentes hoyos, se requiere contar con equipos robustos que nos permitan el levantamiento, aseguramiento y posterior corrida de las tuberías pesadas en el hoyo. Es por eso que todo un sistema está armado en el taladro de perforación que nos permite , con toda las normas de seguridad, acometer las actividades necesarias. Las principales partes que constituyen este sistema se pueden


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apreciar esquemáticamente en al Fig. 4.6, el malacate, la cabria o torre de perforación, el bloque corona, el bloque viajero, el gancho y el cable de perforación.

Figura 4.6. Sistema para sacar y meter tuberías El malacate se ubica entre las dos patas traseras de la cabria y constituye el centro de distribución de potencia para el sistema de sacar y meter tuberías. Su funcionamiento es directamente controlado por el perforador, el cual es el jefe inmediato de la cuadrilla de perforación. Consiste del carrete principal de diámetro y longitud dependiendo del tipo de taladro, en donde se enrollan cientos de metros de cable de perforación. El equipo se complementa con cadenas adecuadas de transmisión,


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acoplamientos, embragues y mandos, para transmitir la potencia que le imprime el sistema de fuerza motriz al carrete principal, o a los ejes que accionan carretes auxiliares que permiten las operaciones de sacar y meter tubería de perforación y de revestimiento, para manejar cualquier tipo de tubo, herramientas pesadas o cualquier material o implemento que sea necesario llevar al piso del taladro. De la misma manera la potencia recibida en el malacate se usa también para imprimir el movimiento rotatorio a la sarta de perforación. El perforador imprime al malacate bajas y altas velocidades, dependiendo de la carga que esté trabajando y realiza su objetivo en combinación con una serie de cables que enlazan un conjunto de poleas fijas en la cornisa o bloque corona con las poleas del bloque viajero. El cable de perforación que se enrolla y desenrolla del carrete del malacate, se enlaza con el juego de poleas fijas del bloque corona y con las poleas del bloque viajero. El cable de perforación está constituido por lo general de seis ramales torcidos, tal como se aprecia en la Fig. 4.7. Cada uno de los ramales a su vez por seis o nueve hebras exteriores torcidas que recubren a su vez otra capa de hebras que envuelven el centro del ramal. Todos estos ramales cubren el centro del cable que puede ser formado por fibras de acero o de otro material. La torcida de los cables se prefiere, para los cables de perforación a la derecha, lo hilos de los ramales pueden ser torcidos en el mismo sentido o en sentido contrario. Por las condiciones de trabajo a que es expuesto, el cable de perforación debe ser fuerte para resistir grandes tensiones, aguantar desgaste, ser flexible para su recorrido por las poleas cubriendo las acciones de enrosque y desenrosque sin debilitar su resistencia, debiendo además ser resistente a la corrosión y abrasión. Tiene un diámetro entre 22 mm a 44 mm, con resistencia mínima de ruptura por tensión variando entre 31 y 36 toneladas y máxima entre 75 y 139 toneladas. Con un peso por metro de cable que va desde 2 kg hasta 8,5 kg según su diámetro. La cabria de perforación o torre de perforación es una estructura que sirve de sostén para colgar las herramientas utilizadas para meter y sacar tuberías en el pozo. La OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

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sarta de tubería de revestimiento, por ejm en un pozo profundo puede pesar hasta 300 toneladas, razón por la cual la estructura de la cabria debe ser diseñada para soportar estos esfuerzos. Hoy día al terminar la perforación del pozo se retira la cabria del pozo y se muda al siguiente pozo a perforar, no se estila dejar la cabria en el pozo como ocurría en el pasado.

Figura 4.7. Configuración del Cable de Perforación

Actualmente se fabrican varios tipos de cabrias de naturaleza portátil y autopropulsada, montada en vehículos adecuado. Pueden ser telescópicas o trípodes, manteniendo su silueta tipo piramidal, siendo la mas común la rígida asentada en cuatro patas asegurada en las esquinas a una estructura metálica muy fuerte. El piso de la cabria se encuentra a aproximadamente 4 a 9 metros de la superficie, con espacio libre para trabajar con holgura con las tuberías al pozo. La altura libre hasta el piso de la cabria permite la instalación de tuberías y equipos de control que se instalan en superficie a boca de pozo. OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

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La altura de la cabria puede ser de 26 a 46 metros. A una altura entre 13 y 27 metros, según el tipo de cabria, va instalada una plataforma donde trabaja el encuellador cuando se saca o mete tubería al hoyo. Esta plataforma sirve también de soporte del arrumadero de tuberías, que por secciones de dos en dos (parejas) o de tres en tres (triples) se paran sobre el piso del taladro y se apoyan en la parte superior a la plataforma encuelladero. El número y carga de tubería que se puede arrumar varía dependiendo del tipo de taladro. En el tope de la cabria se encuentra el bloque corona, que es una base donde se instalan el conjunto de poleas fijas por donde el cable de perforación accionado desde el malacate, transmite la potencia que permite en conjunto con las poleas del bloque viajero , las actividades claves de sacar y meter tuberías. También se cuenta en este espacio un caballete que sirve para los trabajos de mantenimiento. El bloque viajero y el bloque corona constituyen el sistema de poleas ,está guindando por un cable, cuyo diámetro varía entre 2,5 cm y 3,8 cm, dependiendo del tipo de cabria y permite , como se ha mencionado anteriormente el trabajo mecánico de subir o bajar los enormes pesos que representan las tuberías al pozo. Este cable denominado cable vivo, como se puede observar está sometido constantemente a esfuerzos y por desgaste debe ser sustituido periódicamente del carrete del malacate. Un cable muerto está instalado con un dispositivo que indica el peso que soporta la cabria en un momento determinado. El bloque viajero es una pieza muy robusta que pesa hasta 12 toneladas, tiene un asa en su parte inferior del cual cuelga el gancho que sirve para sostener la unión giratoria del sistema de rotación durante la perforación. 4.8. La Sarta de Perforación La sarta de perforación está constituida por la tubería de perforación, las lastrabarrenas y la barrena de perforación o mecha de perforación. La tubería de perforación es una sarta de tubos de acero de especificaciones especiales y de aproximadamente 30 pies de longitud cada uno, enroscado en la parte superior a la junta kelly y en la inferior a las lastrabarrenas, que son tubos de acero especial, de pared muy gruesa, utilizadas para proporcionar el peso adecuado sobre la barrena ,


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además de dar rigidez a la parte inferior de la sarta, mantiene en tensión la tubería de perforación lográndose la verticalidad del hoyo. Las barrenas o mechas de perforación van conectadas a la parte inferior del último tubo de la sarta de lastrabarrenas. Su selección es en base al tipo de formación, su dureza, abrasividad, índice de perforación y diámetro del hoyo a perforar. Fotos de algunos tipos de barrenas se pueden observar en la Fig. 4.8

Figura 4.8. Diferentes Tipos de Barrenas

La sarta de perforación comúnmente se puede rotar a velocidades que varían entre 50 y 200 revoluciones por minuto y el peso sobre la barrena puede ser de hasta 36 toneladas. Es importante señalar que las condiciones de carga están asociadas con una buena limpieza de los ripios en el fondo del pozo, que permite una buena tasa de


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perforación, por lo que adecuados programas hidráulicos asociados al

lodo de

perforación deben ser considerados. 5. OTROS MÉTODOS DE PERFORACIÓN Continuamente se realizan innovaciones en materia de perforación de pozos, pero siempre manteniendo la esencia de la perforación rotatoria. No es fácil lograr la verticalidad de los pozos durante la perforación rotatoria, mientras más profundo es el hoyo mayor controles requieren para mantener la trayectoria vertical del mismo dado a los diferentes factores geológicos y mecánicos que se presentan. A raíz de las experiencias obtenidas de las desviaciones fortuitas durante el progreso de una perforación vertical, nació y se desarrolló el concepto de perforar en forma controlada manteniendo un grado de inclinación deseado, con rumbo y desplazamientos laterales y obtener así un hoyo desviado hacia un objetivo predeterminado. Surge así la perforación direccional, permitiendo intencionalmente perforar pozos desviados. Es así como se requiere de implementos desviadores o guiabarrenas fijos que permitan mantener el ángulo de desviación. La Fig. 5.1 muestra esquemáticamente cortes transversales de un hoyo vertical y su desviación normal y otro hoyo perforado intencionalmente desviado, para lo cual se usó perforación direccional. Esta tecnología tiene sus aplicaciones en operaciones en tierra, cerca de la costa , costa afuera y en forma muy ventajosa en diferentes circunstancias, tal es el caso cuando se tiene un objetivo y en superficie no se puede colocar el taladro directamente sobre el objetivo, por existencia de edificaciones o construcciones que lo impiden, se opta por ubicarlo a una distancia adecuada y se procede a direccionar el hoyo al objetivo. También se usa esta técnica cuando se tiene un reventón en un pozo y para controlarlo se perforan pozos direccionales hasta la formación productora y bombeando el fluido de perforación se puede controlar el pozo desbordado.


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Cuando por razones mecánicas insalvables se tiene que abandonar la parte inferior del pozo, se puede aprovechar la parte superior del mismo para llegar a otro objetivo mediante perforación direccional, ahorrando tiempo, inversiones y gastos. En el caso de rehabilitación de un pozo productor viejo se puede usar perforación direccional para perforar un nuevo objetivo en un estrato superior o inferior.

Figura 5.1. Cortes Transversales de Pozo Vertical y Pozo Desviado

La perforación direccional es muy utilizada en el caso de costa afuera y en aquellas áreas en tierra de gran impacto ambiental, es posible utilizando esta técnica el perforar un grupo de pozos, en macolla, desde una misma localización los cuales están muy cerca de nivel de superficie pero con el espaciamiento adecuado a nivel del yacimiento objetivo, sin ninguna interferencia en el drenaje de fluidos entre los pozos. Hoy día esta tecnología direccional ha alcanzado un máximo desarrollo con la perforación de pozos con secciones horizontales a lo largo del yacimiento productor,


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desarrollando campo con pozos horizontales, que se muestran con productividades mayores a una menor inversión en etapas de desarrollo. En Venezuela existe una amplia experiencia con la perforación de centenares de pozos horizontales en la Faja Petrolífera del Orinoco, base del desarrollo de campo en las Asociaciones Estratégicas en el área. Otra de las variantes de la

perforación rotatoria es la conocida

Turboperforación y Motores de Fondo, en la cual la barrena rota en el fondo del pozo accionada por un motor de fondo colocado en el extremo de la sarta de perforación, o por medio de una turbina hidráulica accionada por el fluido de perforación. Las Figs. 5.2 y 5.3 y 5.4 muestran esquemáticamente un corte transversal de un pozo direccional costa afuera , un taladro especialmente diseñado para perforar un pozo direccional desde superficie y el equipo de fondo de un equipo Turboperforador, respectivamente.


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Figura 5.2. Pozo Direccional Costa Afuera


32

Figura 5.3. Taladro Inclinado


33

Figura 5.4. Turbo-perforadora



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Como se ha venido mencionando anteriormente, las tuberías de revestimiento juegan un papel muy importante durante la perforación de un pozo petrolero, ya que deben ser corridas y cementadas en el hoyo a medida que se avanza en la perforación, con el propósito de ir protegiendo la integridad del pozo y lograr la consolidación del hoyo. Estas se introducen en el hoyo dependiendo de las características geológicas , de las presiones de fondo y de las presiones de fractura de las formaciones penetradas y de otras características y/o problemas que se encuentren durante la perforación. Es así, como en base a la información geofísica, geológica, recomendaciones de los ingenieros de perforación, datos de pozos vecinos, etc., la compañía operadora planifica un programa de revestimientos a los pozos que van a perforar. En la sección 4, Fig. 4.1, se puede observar un programa de corrida típico de revestidores en un pozo. La selección apropiada de las tuberías de revestimiento de un pozo es uno de los aspectos más importantes en la programación, planificación y operaciones de perforación. La capacidad de la sarta de revestimiento seleccionada para soportar las presiones y cargas para una serie dada de condiciones de operación, es un factor importante en la seguridad y economía del proceso de perforación y la futura vida productiva del pozo. Un programa de revestidores consta de tres etapas principalmente: - Asentamiento de la Zapata Punto de Asentamiento de la Zapata: la profundidad de asentamiento de la zapata de cualquiera de los revestidores, debe ser tal que, en caso de que ocurra una presencia de gas y bajo la hipótesis que el hoyo quede lleno de gas, no ocurra fractura de las formaciones descubiertas que quedan por debajo de la zapata; o en caso de que ocurra la arremetida de gas, se pueda contener y desplazar la burbuja de gas sin riesgo de fracturar las formaciones del hoyo descubierto que están por debajo de la zapata. Para determinar la profundidad de asentamiento de cada zapata, se debe tener en cuenta, principalmente: OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

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•

Los datos proporcionados por el geólogo y el geofísico sobre la litología del área (arcillas hinchables,sal) fluidos y presiones probables (zonas de pérdida de circulación, presiones anormales, etc).

•

.Datos de pozos vecinos.

•

.En caso de pozos desviados, la necesidad de cubrir la sección del punto de arranque de la desviación.

•

Diámetro mínimo del revestidor de producción, etc.

- Tipo de Revestidor - Presión de Trabajo del Cabezal del Pozo Estos tres elementos determinan la resistencia de la configuración del pozo contra los efectos de presión y cargas durante la perforación, ver Fig. 6.1.


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DIAMETRO R E V E S T ID O R / H O Y O EXPL0RATORIO

DESARROLLO

30”/36”

30”/36”

20”/26”

-

1 3 3 / 8 ” ” / 1 7 1 /2 ”

1 0 3 /4 ” / 1 4 3 /4 ”

Figura 6.1. Otros Ejemplos de Programas de Revestidores 1 /4 ” A continuación se detallan los diferentes tipos de tuberías de 9 5 /8 ” /y1 2diámetros

revestimiento ,diámetros y hoyos correspondientes, ver Fig. 6.2

7 ” / 8 1 /2 ” 2003 OPICA, Consultores. Derechos Reservados,

7 ” / 9 5 /8 ”

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Figura 6.2. Diámetro de Revestidores y Hoyo Respectivo

6.1. Revestimiento Hincada Son hincados, tanto en operaciones en tierra como en costa afuera, clavados en el suelo mediante martillos hidráulicos o vibratorios y son enterrados hasta el punto de repulsión ( 150- 250 golpes /pie), por lo que deben ser diseñados para soportar carga de impacto o martillo. Su diámetro varía entre 26 y 45 pulgadas dependiendo del programa de revestidores diseñado. Funciones: •

Proteger el suelo superficial no consolidado y blando de la erosión causada por el fluido de perforación que origina pérdidas de circulación, pegaduras y ensanchamientos.

•

En formaciones sumamente estables es utilizado para instalar un sistema de circulación completo.

•

Permite guiar la sarta de perforación y el resto de las tuberías de revestimiento dentro del hoyo.

6.2. Revestimiento Conductora Se baja a profundidades que van desde 100 pies hasta 1500 pies, en los casos de los pozos profundos se bajan dos sartas, uno de 30 pulgadas entre 100 y 300 pies de profundidad y la otra de 20 pulgadas de diámetro entre 1000 y 1500 pies de profundidad. Esta última sarta se cementa hasta la superficie o el lecho marino y es siempre la primera tubería de revestimiento sobre la cual se monta el

equipo

impiderreventones. El diámetro varía entre 18 5/8 a 30 pulgadas. Funciones:


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•

Actuar como soporte de las formaciones no consolidadas que se encuentran cerca de la superficie.

•

.Proteger formaciones de agua dulce superficiales de la contaminación con el fluido de perforación.

•

Proporciona protección en contra de formaciones someras de hidrocarburos.

•

Proporciona un sistema de circulación de lodo completo, sin erosionar los sedimentos superficiales que están por debajo del equipo y sus fundaciones, cuando se inicia la perforación.

•

Soportar el cabezal y las sartas de tuberías de revestimiento subsecuentes. Por lo tanto, los parámetros de diseño más críticos son los esfuerzos o cargas de compresión.

6.3. Revestimiento de Superficie Es la primera sarta que proporciona una completa protección durante la perforación profunda. Su profundidad de asentamiento se escoge de tal forma, que también aísle formaciones problemas, zonas de pérdida de circulación, presencia de hidrocarburos someros, arenas de agua o la sección de crecimiento de ángulo en pozos direccionales. Generalmente se cementa hasta la superficie. Su diámetro varía entre 18 5/8 y 13 3/8 de pulgadas y su profundidad de asentamiento está aproximadamente en los 1000 pies de profundidad. Para pozos profundos, ésta varía entre 1500 y 1900 pies de profundidad. 6.4. Revestimiento Intermedio o de Protección Se utiliza para asegurar

protección adecuada contra reventones en la

perforación de pozos profundos, para aislar formaciones que puedan causar problemas como fractura a nivel de la zapata de la última tubería de revestimiento cementada y/o pérdidas severas en la sección de hoyo desnudo.


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Por consiguiente, se debe colocar un revestidor intermedio en la zona de transición, arriba o debajo de presiones anormales significativas o en cualquier intervalo de hidrocarburos conocidos, cuando se evalúan horizontes no probados más profundos. Todo esto permite reducir el costo reducir el costo total de la perforación y completación del pozo. La cementación del revestidor juega un papel muy importante, esto para evitar comunicación detrás del revestidor entre las zonas de hidrocarburos y cualquier otro estrato indeseable. El diámetro más común de este revestidor es 9 5/8 pulgadas y su profundidad de asentamiento está alrededor de los 11.000 y 12.000 pies de profundidad. 6.5. Revestimiento de Producción Esta es la sarta de revestimiento a través de la cual el pozo será completado, producido y controlado durante toda su vida productiva, en la cual se pueden llevar a cabo muchas reparaciones y completaciones. Funciones: •

Aislar los intervalos productores, para facilitar control apropiado del yacimiento y prevenir el influjo de fluidos indeseados.

•

Permitir producción selectiva en múltiples zonas.

•

Evitar la comunicación entre el intervalo productor y los

estratos gasíferos

suprayacentes o estratos acuíferos subyacentes, mediante una adecuada cementación. Generalmente se cementa la sarta de revestimiento de producción hasta una altura de 500 pies sobre el tope de la formación de hidrocarburos más somera. Su diámetro es de 7 pulgadas y asentado hasta la profundidad total del pozo. 6.6. Camisa de Producción (Liner)


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Es una tubería corta de revestimiento que no se extiende hasta la superficie, sino que es colgada a corta distancia (500 pies) sobre la zapata de la tubería de revestimiento previa, extendiéndose hasta la profundidad total del pozo. Se cementa sobre toda su longitud para asegurar un sello con la sarta de revestimiento con la cual está colgada. Su diámetro es generalmente 4 ½ pulgadas. Funciones: •

Obtener una tubería de revestimiento de producción a bajo costo.

•

Disminuir la longitud de un conductor de flujo de diámetro reducido.

•

Reducir las cargas de tensión por limitaciones del equipo en pozos profundos.

6.7. Diseño de Revestidores El diseño de las sartas de revestidores generalmente está relacionado con la seguridad y economía para una operación específica. Siendo su objetivo primario lograr el propósito final de la perforación que consiste en evaluar la formación geológica y permitir la producción segura del pozo. El diseño básico consta de tres etapas básicas: •

Determinar los diámetros y longitudes de las sartas de revestimiento que serán corridas en el pozo.

•

Calcular los tipos y magnitudes de las condiciones de carga que serán encontradas.

•

Seleccionar los grados y pesos de revestidores que no fallarán cuando estén sujetos a esas cargas. Los tubulares usados para la perforación y producción de pozos se rigen de

acuerdo a especificaciones del “American Petroleum Institute” (API). Longitud de Tubería


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Representa el largo aproximado de un tubo o sección de una sarta de revestidor, dentro de esto encontramos:

RANGO

LONGITUD (PIES)

1 (R-1)

16-25

2 (R-2)

25-34

3 (R-3)

34-48

Conectores y Roscas Las roscas API para conectores se clasifican en: •

Rosca redonda API con acople corto (STC): roscas 8 redondo.

•

Rosca redonda API con acople largo (LTC): roscas 8 redondo.

•

Rosca Buttress con acople regular (BTC): Posee 5 roscas por pulgada.

•

Rosca Buttress con acople de dimensiones especiales Buttress: Posee 5 roscas por pulgada.

•

Rosca ( sin acople) integral bimetálica ( Extreme Line o Xline): Posee 6 roscas por pulgada.

Grados del Acero El grado o resistencia del acero es una designación que define las características de la cedencia del acero con el cual se manufactura el revestidor. El grado se generalmente se representa con un código alfanumérico. OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

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El API define tres grupos o grados de revestidores: (Ver Tabla 6.1)


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GRADO DE REVESTIDORES PARA SERVICIO GENERAL

GRADO DE REVESTIDORES DE ALTA RESISTENCIA

GRADO DE REVESTIDORES DE ALTA RESISTENCIA CON CEDENCIA CONTROLADA

Tabla 6.1. Clasificación de Grados de Revestidores según API

6.8. Consideraciones Básicas para el Diseño de Revestidores El diseño de las tuberías de revestimiento consiste en el análisis de las posibles condiciones que se encontrarían durante la perforación y/o producción del pozo y su efecto sobre las resistencias de dichos tubulares. Entre las principales consideraciones de presión y carga, encontramos: •

Colapso (Aplastamiento) Es la presión ejercida por la columna de lodo y que actúa en el espacio anular

entre el revestidor y el hoyo. La condición más crítica ocurre al final del revestidor, OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

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estando éste vacío y el lodo ejerciendo presión en el espacio anular. Por consiguiente, se debe considerar el revestidor de más bajo costo que tenga suficiente resistencia para igualar o exceder la carga por colapso con el factor de diseño (seguridad) apropiado (1.125). •

Estallido Son cargas asociadas a las presiones internas que se originan durante pruebas de

fuga, cementación, fracturamiento hidráulico, presión de cierre en caso de reventón, etc. Un criterio común de diseño es asumir que la presión de la formación es ejercida a todo lo largo de la sarta revestidora. La condición más crítica es cuando el pozo está lleno de gas de formación .El efecto es máximo en superficie y mínimo en el fondo. •

Tensión (Elongación) Cada tubo soporta el peso debajo de él, de aquí que exista la mayor tensión en el

tope de la sarta. La resistencia a la tensión depende del tipo de rosca utilizada. Comúnmente se desprecia el efecto de flotación en el lodo de perforación y los cálculos de diseño se efectúan considerando que el revestidor está colgado en el aire. 6.9. Cementación de Revestidores Esta es una operación que se realiza una vez que se ha bajado (corrido) el revestidor dentro del hoyo, y no es más, que la colocación de una lechada de cemento (mezcla de cemento seco más aditivos con agua) en el espacio anular, entre la tubería de revestimiento y la pared del hoyo, a presiones suficientes para que la mezcla de cemento sea desplazada a través de la zapata y ascienda por el espacio anular hasta la altura calculada (predeterminada). Esta operación puede hacerse en una o varias etapas. Finalidad Básicamente la cementación del revestidor tiene por finalidad: •

Proteger y soportar la tubería de revestimiento.


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•

Evitar el movimiento de fluidos a través del espacio anular ( detrás del revestidor).

Otros objetivos son: •

Proteger la sarta de revestimiento contra la corrosión.

•

Proteger la sarta durante los trabajos de cañoneo ( completación ).

•

Reforzar la sarta contra el aplastamiento (colapso) debido a fuerzas externas y reforzar los estratos acuíferos.

6.10. Consideraciones de Diseño de la Cementación de Revestidores Para el diseño y planificación de un programa de cementación se deben considerar los siguientes aspectos: •

Información de Pozos Vecinos

•

Características del revestidor a cementar.

•

Geometría del hoyo.

•

Tipo de lodo existente en el sistema.

•

Problemas presentados durante la perforación.

•

Tipo de cemento, lechada y aditivos a utilizar por la compañía de cementación.

•

Efectuar pruebas API para cada una de las lechadas de cemento.

•

Equipos y herramientas a utilizar por la compañía de cementación.

•

Centralización del revestidor.

6.11. Equipo de Cementación Debido a la

importancia de poseer el hoyo adecuado y con el fin de

proporcionarle integridad para las subsiguientes etapas de perforación, completación y producción, se cementa el espacio anular entre el revestidor y el hoyo. Esta operación


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requiere de equipos especiales ( Fig. 6.3) con el propósito de lograr el resultado deseado. Entre ellos encontramos: •

Zapata Guía: Es un dispositivo que refuerza la sección inferior de la tubería de revestimiento y facilita (guía) su descenso hasta la profundidad total donde se va a cementar el revestidor.

•

Cuello Flotador: refuerza la función dela zapata guía; está colocado a dos tubos de la zapata guía. Posee válvula de contrapesión o dispositivo diferencial para lograr el efecto de flotación de la sarta revestidora, evitar arremetidas a través del revestidor e impedir el flujo en sentido contrario a la mezcla. Otra función muy importante es que permite detener los tapones de cementación durante la operación misma.

•

Tapones Inferior y Superior: Sus funciones son la de limpiar la pared del revestidor durante el paso a través de éste y de servir como medio de separación entre el lodo y el cemento (tapón inferior) y entre el cemento y el fluido desplazante (tapón superior). El tapón inferior es de caucho y al asentarse en el cuello flotador permite el paso de la lechada de cemento. Por su parte, el tapón superior es de construcción sólida y al asentarse sobre el cuello flotador permite determinar que se ha desplazado completamente la lechada, al aumentar instantáneamente la presión de desplazamiento.

•

Centralizadores: Son dispositivos que permiten centrar la tubería de revestimiento con respecto a la pared del hoyo y para favorecer la uniformidad de la lechada en el espacio anular.

•

Limpiadores (Rascadores): Son dispositivos mecánicos que van acoplados al revestidor, con la finalidad de raspar y remover el exceso de revoque de la pared del hoyo y así permitir aumentar la eficacia de las propiedades de adhesión de la lechada de cemento a la formación.


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Figura 6.3 Equipos de Cementación 6.12. Clasificación API del Cemento El principal ingrediente de casi todos los cementos de perforación es el cemento Pórtland, un cemento artificial hecho quemando una mezcla de arcilla y caliza. Una lechada de cemento Pórtland y agua es ideal para ser usada en pozos, debido a que puede ser bombeada fácilmente y se endurece rápidamente en un ambiente bajo agua. El Ingeniero de Petróleo es el responsable de diseñar la lechada de cemento y técnicas de colocación para cada aplicación.


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Los cementos tienen ciertas características físicas y químicas y en base al uso que se les pueda dar en cuanto al rango de profundidad, presiones y temperaturas a soportar, etc., son clasificados por el API en:

6.13. Diseño de la lechada de cemento El diseño de la mezcla para lograr una lechada de cemento que cumpla con las exigencias operacionales debe considerar: •

Evitar exceder la presión de fractura de la formación. Para ello, se debe determinar la densidad máxima de la mezcla, la cual está en el orden de 1 lb/galón más pesada que el lodo utilizado durante la perforación.

•

Determinar la temperatura de fondo a partir de información sobre pozos vecinos, perfiles y correlaciones.

•

La pérdida de filtrado debe estimarse dependiendo del trabajo: -

Cementación de revestidores: 250 c.c./30min.


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•

Cementación de liner: 50 c.c./30 min.

Determinar el tipo de flujo turbulento o tapón para el desplazamiento, con la finalidad de conocer el tipo de cemento y espaciadores a utilizar.

•

Calcular las tasas de bombeo, utilizando la geometría del hoyo y los datos de tubería y del pozo.

•

Chequear la consistencia de la lechada en el laboratorio, utilizando la misma agua de mezcla que la del campo, densidad, rendimiento, etc.

•

Calcular el volumen total de cemento, agua, desplazamiento del tapón desde superficie hasta el cuello flotador.

6.14. Aditivos Utilizados en Cementaciones Los aditivos para los cementos tienen diversas aplicaciones para cambiar y mejorar las propiedades básicas, dependiendo del uso y las características requeridas. Estos aditivos pueden clasificarse según su aplicación principal en: •

Aceleradores: reducen el tiempo de fraguado del cemento en pozos de baja y alta temperatura (cloruro de calcio, sal a bajas concentraciones, yeso, etc).

•

Retardadores: incrementan el tiempo de espesamiento del cemento en pozos de alta temperatura ( lignosulfonato de calcio, sal a altas concentraciones, etc.)

•

Controladores de pérdida de filtrado: son agregados a la lechada para evitar filtraciones o pérdidas de fluidos hacia una formación permeable. Existen dos mecanismos de control de filtrado: - Viscosificación del agua de la mezcla: el cual hace que le sea más difícil fluir a través de la formación, - Entrapamiento del agua de mezcla en un reticulado de macromoléculas lo que se consigue con latex.


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•

Agentes para pérdida de circulación: en estos encontramos materiales sellantes como el celofán, cáscara de coco, Gilsonite, Perlitas, etc.

•

Agentes densificantes: permiten aumentar la densidad de la lechada cuando se deben contener altas presiones de formación ( arena Ottawa, barita, hematita, etc).

•

Reductores de fricción: permiten tener la lechada en flujo turbulento a tasas de bombeo reducidas, mediante disminución del punto de cedencia y la viscosidad plástica.

•

Aditivos para disminuir la densidad ( Gilsonita, Spherelite, Perlita, Bentonita, etc.).

•

Aditivos para aumentar la densidad ( Arena, barita, etc.) 6.15. Proceso de Cementación En la Fig. 6.4 se puede seguir el proceso de cementación que se explica a

continuación:

Figura 6.4. Diagrama del Proceso deCementación 1) Asegúrese del volumen de cemento calculado para la cementación planificada. En yacimientos en desarrollo si se tienen registros de calibración , es común OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

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calcular el volumen de cemento en base a los resultados de pozos anteriores. En áreas donde se desconoce el nivel de llenado, es aconsejable usar un volumen igual a 1.5 x el volumen indicado en el registro de calibración tomado al pozo. 2) En los trabajos de cementación es importante que no hayan demoras después que el cemento ha empezado a bajar por el interior del revestidor. Por lo tanto, hay que asegurarse de que todo el equipo de superficie esté en buenas condiciones, de que hay un múltiple de distribución conveniente y un tubo conector por si es necesario mover la tubería continuamente después que ha llegado al fondo (si se usan raspadores) y para cambiar las bombas de lodo a cemento y de cemento a lodo sin parar. 3)

Cuando el revestidor se ha bajado y asentado en el lugar deseado, es aconsejable circular un volumen equivalente al volumen interior de la tubería de revestimiento antes de iniciar el

desplazamiento del cemento. Esta

circulación ayudará a eliminar el lodo gelado y los ripios y tenderá a reducir la temperatura del fondo del pozo. También es una manera de asegurarse de que nada cayó dentro del revestidor cuando se estaba bajando, que pueda tapar el equipo flotador dejando el interior de la tubería llena de cemento. 4) Para reducir las posibilidades de contaminación, unos pocos barriles de agua o lodo de perforación de baja viscosidad que no sea dañino para el cemento, pueden ir antes de la lechada. 5) Siguiendo el fluido de baja viscosidad van el tapón de fondo y la lechada de cemento de la calidad deseada, 6) Inmediatamente antes de que la última parte del cemento se haya desplazado de los camiones bomba, baje el tapón superior siguiéndolo con el fluido de desplazamiento. 7) Aunque el cemento debe ser desplazado tan rápidamente como sea posible, recuerde que sólo se requiere cierta presión para romper la formación , de manera que la presión de desplazamiento debe mantenerse a un mínimo. OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

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Tampoco debe permitirse que el tapón de desplazamiento golpee el flotador a alta velocidad. Esto ha sido causa, a veces, de una falla por tensión en la tubería que se está cementando. Antes de empezar las operaciones , hay que calcular el máximo de presión requerida en la bomba para desplazar la columna de cemento hacia arriba por el espacio anular. Esto se deba a la diferencia en presión hidrostática del lodo dentro y

del lodo y el cemento fuera del

revestidor. 8) En caso que se pierda circulación durante el desplazamiento de la lechada, el gasto de las bombas debe reducirse al mínimo práctico para que el cemento se deshidrate y tapone las zonas por donde se estaba perdiendo circulación. 9) De acuerdo con las condiciones del pozo, el cemento usado, etc., no empiece a conectar niples, ni prosiga con las operaciones hasta que el cemento se haya fraguado lo suficiente para apoyar el revestidor firmemente. Durante

la

instalación de niples, a menos que sea absolutamente inevitable, no suelte toda la tensión de la columna permitiendo que el revestidor descanse en el cemento. El cemento tiene fuerza suficiente para apoyar el revestidor sin dañarlo, pero en columnas muy largas y donde hay zonas ensanchadas, las cargas de compresión pueden causar falla en la tubería debido al doblamiento frente a las cavidades. 10) El tiempo de WOC o tiempo de fraguado varía mucho según la resistencia del cemento o las regulaciones establecidas por los departamentos correspondientes. Con la mayoría de los cementos bajo condiciones normales de temperatura y presión, el tapón puede ser perforado dentro de 12 a 24 horas después que llegue al fondo. 7. PERFILAJE DE POZOS Durante el proceso de perforación o una vez concluida la misma, se procede a la toma de perfiles o registros eléctricos del pozo para detectar la posible existencia de hidrocarburos. El perfil se obtiene introduciendo sondas en el pozo, utilizando cables especiales. Las señales eléctricas, magnéticas, o de otro tipo, captadas por la sonda son


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transmitidas a receptores electrónicos instalados en superficie, a medida que la sonda se va desplazando dentro del pozo. Entre los registros o perfiles de pozos, mas comunes (Ver Fig. 7.1), utilizados en la industria petrolera a nivel mundial destacan los siguientes: •

Eléctrico, eléctrico de inducción, resistividad enfocada, resistividad de contacto, resistividad enfocada de contacto : Se basan en la resistividad que ofrecen la roca y los fluidos contenidos en ella , al paso de la corriente eléctrica. Indican la presencia y tipo de fluidos de la formación.

•

Densidad compensada, neutrón compensado, acústico compensado: Se utilizan para determinar la porosidad de la roca. Responden a las propiedades radioactivas acústicas de la roca.

•

Rayos Gamma: Identifica la litología de la formación.

•

Temperatura: Mide la temperatura dentro del hoyo.

•

Calibración: Mide el diámetro del hoyo

•

Buzamiento: Mide la inclinación de las capas penetradas por la barrena.

•

Inclinación: Mide el Azimut y la desviación con respecto a la vertical del hoyo.


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Figura 7.1. Perfiles de Pozos 8. TOMA DE NÚCLEOS Y MUESTRAS DE PARED La extracción de núcleos y muestras de pared de las formaciones, es la forma más precisa de obtener información necesaria para la su evaluación. En el caso de los núcleos representan fielmente el yacimiento y los fluidos , si los hay. Posterior a la toma son estudiados en detalle a nivel de laboratorio.


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El equipo convencional para extraer núcleos utiliza una barrena (cortanúcleo) distinta a la que se usa normalmente para perforar. A medida que se va cortando el núcleo éste va entrando en el portanúcleo inmediantamente colocado sobre la barrena, donde es retenido durante el proceso, y luego de cortado se puede extraer el portanúcleo hasta el piso del taladro, normalmente sacando la sarta de perforación. La Fig. 8.1 muestra las partes más importantes de esta herramienta. Las barreras contanúcleos tienen en su superficie cortante diamantes comerciales incrustados en la matriz de acero.

Figura 8.1. Cortanúcleo Convencional Una forma más sencilla de obtener muestras de la formación es la de extracción de muestras de pared. Estas no representa la abundancia de información que sobre el


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yacimiento y los fluidos provee un núcleo, pero es un método económico y rápido, generalmente produciendo información suficiente para dar una información de los fluidos contenidos en la roca. Existen dos tipos de equipos para la extracción de muestras de pared: el primero de tipo detonante que se mete en el pozo colgado de un cable. Se puede observar en la Fig. 8.2 . Se procede a disparar el cuerpo de la herramienta y los receptáculos que la integran penetran en la pared del hoyo para tomar la muestra. El segundo equipo de naturaleza mecánica-hidráulica, se introduce lateralmente en la formación y por la acción de la presión del fluido de perforación se puede tomar la muestra.

Figura 8.2. Extractores de Núcleos de la Pared del Hoyo


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9. PRUEBAS DE FORMACIÓN CON TALADRO EN SITIO En algunos casos es necesario evaluar una formación específica, para determinar sus condiciones de flujo y las características de los fluidos, proceso que se realiza antes de cementar el revestimiento de producción. Estas pruebas se logran haciendo fluir el pozo a través de la tubería de perforación, colocando una empacadura en la parte inferior de la tubería de perforación, para aislar el resto de la la formación que se desea probar de la parte superior del hoyo. El objetivo principal es determinar el tipo de fluido presente en la formación formación y particularmente la capacidad de producir por flujo natural. 10. PROGRAMA DE PERFORACIÓN Es muy importante señalar que previo a la perforación del pozo , se ha realizado un arduo trabajo de estudios geológicos, geofísicos y de yacimiento , que permiten la selección del área y sitio de la perforación. En todo todo campo se inicia la perforación de tipo exploratoria con el fin fin de confirmar la veracidad de los estudios previamente realizados, de manera de evaluar las condiciones geológicas de los yacimientos atravesados, a fin de proceder o no con una campaña de perforación de pozos de desarrollo que permitan la explotación comercial del campo. El área escogida puede estar dentro de un área probada en desarrollo y se quiera investigar la posibilidad de encontrar yacimientos arriba o abajo del yacimiento en explotación. Existen también casos en que el área de interés esté fuera del área probada y se propones pozos denominados de avanzada que extenderían el área de producción conocida. En Venezuela, la la exploración se inicia en áreas previamente asignadas ó en áreas recientemente asignadas, de acuerdo con las leyes y reglamentos que en Venezuela rige la materia el Ministerio de Energía y Minas y Petróleos de Venezuela, S.A., todo de acuerdo con la política implementada luego de la Nacionalización Petrolera en Venezuela .


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Todo pozo a ser perforado debe tener tener la autorización por escrito escrito del Ministerio Ministerio de Energía y Minas en Venezuela, por lo que Petróleos de Venezuela, S. A debe someter ante dicha instancia un Programa de

Perforación

detallando

fundamentalmente todas las actividades de perforación , comenzando con la la plena identificación de la localización a ser perforada, las tuberías de revestimiento a ser instaladas, paso por paso las actividades a realizar con el taladro de perforación, el programa de registros eléctricos a ser tomados tomados a diferentes profundidades, programa de cementación para cada tubería de revestimiento a ser cementada, diseño diseño e instrucciones para la instalación de la tubería de producción y detalles del equipo de producción programado, como método de levantamiento artificial de ser requerido. Por supuesto que el programa de perforación varía considerablemente dependiendo del tipo de pozo a ser perforado y del área asignada la localización. Incluye además, información de mapas estructurales y geológicos del área y de registros tomados en pozos vecinos, en caso de existir. 11. REPORTE DIARIO DE PERFORACIÓN Es un informe de primordial importancia durante la perforación de los pozos. Diariamente debe

ser preparado preparado y es donde se va acumulando la gran cantidad de

datos de lo acontecido en las diferentes operaciones durante la perforación, desde la mudanza del equipo a la localización hasta la salida par otro destino, luego de terminado, suspendido o abandonado el pozo. Es una referencia cronológica, que propiamente analizada y evaluada sirve para apreciar o valorar cómo se va conduciendo o condujo la perforación, cuál fue el comportamiento del equipo y las herramientas, tipo de materiales cantidad utilizada, inconvenientes y problemática que se presentaron, cuánto tiempo se se empleó en cada una de las tareas, accidentes personales y todo tipo de información de importancia. Todo este tipo de información se traduce por supuesto en costo asociado , de gran importancia para hacer modificaciones o correctivos a tiempo que permitan operaciones más eficientes y económicas.


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En él se detallan todos los renglones que comprenden los programas específicos planificados para la perforación: •

Programa de Barrenas

•

Programa de Fluidos de Perforación

•

Programa de Muestras y Núcleos

•

Programa de Registros

•

Programa de Revestidores

•

Programa de Cementación

•

Programa de Pruebas y Terminación

•

Programa de Contingencia Es así como diariamente se reporta todo tipo de información asociada a las

diferentes actividades que se realizan por períodos de 24 horas, tales como: •

Profundidad final de perforación, pies

•

Velocidad de perforación, pies/hora

•

Peso de la sarta de perforación, Ton

•

Peso de la sarta de perforación sobre la barrena, Ton

•

Esfuerzo de torsión de la sarta de perforación, Ton/pie

•

Revoluciones por minuto de la barrena, rpm

•

Presión de línea del lodo, lpc

•

Presión en espacio anular, lpc

•

Velocidad de las bombas, epm

•

Densidad del fluido de perforación, lbs/gal

•

Temperatura del fluido de perforación, °F

•

Volumen de fluido fluido de perforación perforación en cada tanque, bls

•

Ganancia o pérdida de fluido de perforación, bls

•

Esfuerzo de torsión de las tenazas, lbs/pie

•

Volumen de fluido para llenar el hoyo, bls

•

Información de costos, Bs


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Todo este tipo de información se recoge y se reporta en sitio , en forma computarizada y sirve al personal del taladro y a todo el personal involucrado en la perforación, para evaluar la normalidad de la situación o detectar y corregir a tiempo anormalidades. 12. PROBLEMÁTICA ASOCIADA A LA PERFORACIÓN DE POZOS En las operaciones de perforación, aún contando con el mejor de los equipos, los mejores materiales y de personal calificado, siempre es necesario tomar medidas preventivas para evitar inconvenientes, ya que existe una variedad de problemas que a veces pueden ser difíciles y costosos y de no prevenirlos pueden malogra el buen ritmo y los costos de la operación. Es por ello que en esta práctica aplica el dicho de que “no todo lo que brilla es oro” ya que debemos estar alertas a problemas, tales como: •

Derrumbes de las formaciones

•

Pérdida de circulación parcial o total de fluido de perforación

•

Desviación crítica del hoyo

•

Constricción del diámetro del hoyo

•

Torcedura del hoyo

•

Atascamiento de la sarta de perforación

•

Desenrosque de los elementos de la sarta y por ende tareas de pesca

•

Torcedura y desprendimiento de parte de la sarta

•

Arremetidas y reventones

•

Incendios Cualquiera de éstos, o combinaciones de algunos

de ellos, de surgir

complicaciones para su control, pueden resultar sumamente costosos y hasta ocasionar pérdida parcial o total del pozo, del taladro y en ocasiones de vidas humanas. A continuación se exponen brevemente los riesgos más severos y algunas medidas preventivas y correctivas:


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12.1. Pérdidas de Circulación Están representadas por la invasión del fluido o lodo de perforación a la formación, para lo cual se deben cumplir a la vez tres situaciones: 1) La formación debe ser suficientemente permeable para aceptar el lodo. 2) Los poros de la roca deben ser lo suficientemente grandes para impedir que las partículas sólidas que arrastra la corriente del lodo los obstruya. 3) La presión de la formación tiene que ser menor que la presión ejercida por la columna de lodo. Las dos últimas condiciones pueden ser parcialmente remediables. Si es posible, la presión de la columna de lodo puede ser disminuida, ajustanto su peso y se pueden agregar al fluido de perforación partículas más grandes, generalmente material inerte a la reacción química, para lograr obstruir parcial o totalmente los espacios porosos de la formación. Estos materiales se conocen con el nombre de “materiales para pérdida de circulación”. 12.2. Reventones Es uno de los riesgos más temidos y potencialmente del más costoso de los que puedan suceder durante la perforación de un pozo. Se puede generar lentamente , mediante arremetidas leves, o pueden generarse violentamente debido un drástico desequilibrio entre la presión de la formación sobre la presión ejercida por la columna de lodo, lo cual permite que los fluidos de la formación irrumpan violentamente en la superficie , sin que el personal del taladro tenga tiempo para controlar el flujo. La prevención para tratar de evitar que se produzca este problema está asociada con el control del peso del lodo, atención especial a las normas y prácticas de perforación concernientes a las propiedades y características del lodo, al manejo de la sarta de perforación especialmente metiendo y sacando tubería, tipos de formaciones que se están perforando y su efecto en el fluido de perforación, precauciones que se deben tomar cuando se atraviesan formaciones conocidas de alta presión, etc. OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

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12.3. Operaciones de Pesca El término de pesca se aplica a todas las operaciones que hay que realizar en el hoyo para rescatar piezas o secciones de la sarta de perforación u otros objetos que puedan caer en el hoyo . Uno de los problemas más comunes que se presenta es el atascamiento de la sarta de perforación. Cuando se llega a la certeza de no poder soltar la sarta de perforación tensionándola con el malacate y circulando agua o petróleo en el sitio donde se detecta el atascamiento, lo recomendables es hacer los preparativos para pescar la tubería y sacarla del hoyo. El equipo de pesca lo forma una extensa y variada colección de herramientas, que incluyen hasta artefactos magnéticos para recuperar pequeños objetos de metal ( conos de barrena por ejm.) , enchufes de pesca que pasan por encima de la parte exterior de la pieza buscada, arpones que se introducen dentro de la tubería y luego se afianzan en la pared interna, sartas para lavar cuando es necesario limpiar el espacio anular para posteriormente usar un enchufe de pesca, martillos hidráulicos, etc. 13. PROTECCIÓN INTREGRAL Y ENTRENAMIENTO DEL PERSONAL Los riesgos potenciales asociados a las operaciones de perforación , conllevan a un alto grado de preparación , adiestramiento y mucha atención y coordinación del personal, para prevenir y evitar accidentes que pudiesen lesionar al personal o causar daños a los equipos. Todas las operadoras petroleras mantienen vigentes programas de prevención de accidentes, para identificar factores de riesgo y llevar a cabo acciones correctivas, tales como: •

Familiarizar al personal con los programas y las normas de seguridad y protección ambiental propios y de otras organizaciones.

•

Revisar las normas de seguridad del trabajo en los taladros.

•

Establecer la frecuencia de inspección de los equipos de las empresas de servicio.

•

Promover la capacitación y el desarrollo del personal mediante cursos.


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Es así como, la capacitación, el desarrollo y la experiencia del personal son la clave del éxito en las operaciones de perforación. Por ello las operadoras de perforación deben mantener programas de adiestramiento técnico y administrativo a su personal, en el propio sitio de las operaciones o en instalaciones de campo, también en institutos especializados, universidades nacionales e internacionales. Se deben dictar constantemente cursos técnicos y prácticos sobre operaciones de perforación, ingeniería de perforación, prevención de reventones, control de pozos, lodos de perforación, terminación de pozos, etc. La mayor parte del personal de las empresas operadoras son personal fijo, el resto lo constituyen empleados de las empresas contratistas de perforación y de las compañías de servicio que prestan apoyo estas actividades. El trabajo diario del taladro lo hacen cuadrillas que trabajan turnos de ocho horas, las 24 horas del día. Un equipo generalmente tiene cuatro cuadrillas, tres para los turno y una de relevo. El personal total de una cuadrilla de perforación varía según el tipo de taladro, pero básicamente lo constituye un supervisor, disponible las 24 horas, dos asistentes, por turnos de 12 horas cada uno, un perforador, un encuellador y tres obreros de taladro para un turno regular. También se incluye en oportunidades un motorista o engrasador, un mecánico de taladro y un electricista, pero generalmente estas personas visitan varios taladros durante la guardia. 14. COMPLETACIÓN DE POZOS Se entiende por completación o terminación al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a otros usos, como inyección de agua, gas o vapor. Los trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubería lisa o ranurada, la realización de empaques con grava o el cañoneo del revestidor y finalmente, la instalación de la tubería de producción.


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14.1. Factores que determinan el Diseño de la Completación de un Pozo La productividad de un pozo y su futura vida productiva son afectados por el tipo de completación y los trabajos efectuados durante la misma. La selección de la completación tiene como principal objetivo obtener la máxima producción en la forma más eficiente y, por lo tanto , deben estudiarse cuidadosamente los factores que determinan dicha selección, tales como: a) Tasa de producción requerida. b) Reservas de zonas a completar. c) Mecanismos de producción de las zonas o yacimientos a completar. d) Necesidades futuras de estimulaciones. e) Requerimientos para el control de arenas. f) Futuras reparaciones. g) Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, bombeo de cavidad progresiva, electrosumergible, etc. h) Posibilidades futuras de proyectos de recuperación secundaria o recuperación adicional. i) Inversiones requeridas. 14.2. Clasificación de las Completaciones de Acuerdo a las Características del Pozo Básicamente existen tres tipos de completaciones de acuerdo a las características del pozo, a saber: a) Completación a Hueco Abierto. b) Completación con Forro o Tubería Ranurada. c) Completación con Tubería de Revestimiento Perforada. d) Completación sin tubería de Producción


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a) Completación a Hueco Abierto Este tipo de completación se realiza en zonas donde la formación está altamente compactada, siendo el intervalo de completación o producción normalmente grande ( 100 a 400 pies) y homogéneo en toda su longitud. Consiste en correr y cementar el revestidor de producción hasta el tope de la zona de interés, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Ver Fig. 14.1.

Figura 14.1. Completación a Hueco Abierto b) Completación con Forro o Tubería Ranurada Este tipo de completación se usa mucho en formaciones no compactas debido a problemas de producción de fragmentos de rocas y de la formación, donde se produce generalmente crudos pesados. En una completación con forro, el revestidor se asienta en el tope de la formación productora y se coloca un forro en el intervalo correspondiente a la formación productora. Dentro de este tipo de completaciones encontramos la siguiente clasificación: OPICA, Consultores. Derechos Reservados, 2003

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•

Completación con forro no cementado: En este tipo de completación un forro con o sin ranuras se coloca a lo largo de la sección o intervalo de interés. El forro con o sin rejillas puede ser empacado con grava para impedir el arrastre de la arena de la formación con la producción. (Fig. 14.2). Entre los requerimientos necesarios para que este tipo de completación se lleve a cabo, están los siguientes: formación no consolidada, formación de grandes espesores ( 100- 400 pies), formación homogénea a lo largo del intervalo de completación, etc.

Figura 14.2. Completación con Forro no Cementado •

Completación con forro perforado: en este caso, se instala un forro a lo largo de la sección o intervalo de producción. El forro se cementa y se cañonea selectivamente la zona productiva de interés. Fig. 14.3.


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Figura 14.3. Completación con Forro Perforado c) Completación con Revestidor Cañoneado Es el tipo de completación que más se usa hoy día, ya sea en pozos poco profundos ( 4.000-8.000 pies) como en pozos profundos ( 10.000 pies o más). En este caso, la tubería de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar, cañoneando selectivamente frente a las zonas de interés para establecer comunicación entre la formación y el hueco del pozo.( Fig. 14.4) .


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3. Perforación de Pozos

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