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UNIDAD ACADÉMICA MULTIDISCIPLINARIA REYNOSA- RODHE
''DISEÑO DE SARTAS DE PERFORACIÓN''
SEMINARIO DE INVESTIGACIÓN
PRESENTA:
JOSÉ LUIS GALVÁN PEÑA
INGENIERO PETROLERO
ASESOR:
AZAHEL TREVIÑO VILLEGAS
CONSEJERO:
JAVIER GARDUÑO ALMEYDA
COORDINADORA:
MARIA BLANCA GONZÁLEZ SALAZAR
CD. REYNOSA, TAM Mayo/2015
UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE TAMAULIPAS
UNIDAD ACADÉMICA MULTIDISCIPLINARIA REYNOSA RODHE
''DISEÑO DE SARTAS DE PERFORACIÓN''
SEMINARIO DE INVESTIGACIÓN
PRESENTA:
JOSÉ LUIS GALVÁN PEÑA
INGENIERO PETROLERO
ASESOR:
AZAHEL TREVIÑO VILLEGAS
CONSEJERO:
JAVIER GARDUÑO ALMEYDA
COORDINADORA:
MARIA BLANCA GONZÁLEZ SALAZAR
CD. REYNOSA, TAM Mayo/2015
DEDICATORIA
A mis padres
José Luis Galván Esqueda y Elsa Margarita Peña Rivera, ya que gracias a ellos tuve la oportunidad de estudiar una carrera y siempre me brindaron su apoyo incondicional para poder salir a delante y me brindaron sus sabios consejos para llegar hasta donde estoy.
A mis hermanas
Alejandra Galván Peña y Pamela Galván Peña, que siempre me brindaron su ayuda cuando la necesitaba y siempre me apoyaron durante el transcurso de mi carrera.
A mis abuelas
Luz María Rivera y Clara Esqueda que siempre me alentaron a estudiar y salir adelante.
AGRADECIMIENTO
Agradezco a la coordinadora de seminario la Dra. María Blanca González Salazar, por haberme brindado su apoyo durante este trabajo y tomarse el tiempo de atenderme cuando la necesitaba.
Así mismo le agradezco al Ingeniero Petrolero Javier Almeida que me apoyo durante el transcurso de esta investigación y me proporcionó información que me fue muy útil para poder realizar este trabajo.
ÍNDICE
Pagina
INTRODUCCIÓN 1
CAPÍTULO I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 3
1.1 Descripción del problema 3
1.2 Formulación del problema 3
1.2.1 Pregunta general 4
Objetivos de la investigación 4
1.3.1 Objetivo General 4
1.3.2 Objetivo específico 4
Justificación de la Investigación 4
1.5 Delimitación de la investigación 4
1. 6 Hipótesis 4
1.6.1 Identificación de Variables 5
Viabilidad 5
Viabilidad Técnica 5
CAPÍTULO II MARCO REFERENCIAL 7
2.1 MARCO TEÓRICO 7
2.1.1 Práctica de Diseño 7
2.1.2 Recopilación de la información 7
2.1.3 Selección de aparejo de fondo 8
2.1.3.1 Definir la configuración del ensamble de fondo 8
2.1.3.2 Determinar el diámetro de los lastrabarrenas 10
2.1.3.3 Calcular la longitud de los lastrabarrenas según la configuración definida 10
2.1.3.3.1. Calcular el factor de flotación F F (Adimensional), con la siguiente ecuación 10
2.1.3.3.2. Calcular la longitud mínima de lastrabarrenas LBM (m) con la siguiente ecuación 11
2.1.3.4. Determinar el cambio de diámetro adecuado entre secciones de la sarta. 11
2.1.3.5 Calcular la longitud de la tubería pesada según la configuración definida. 12
2.1.4 Diseño de la tubería de trabajo 12
2.1.4.1. Calcular la máxima tensión permisible y la tensión de trabajo para cada sección de tubería. 13
2.1.4.1.1 La máxima tensión permisible M TP (toneladas) se calcula con la siguiente ecuación 13
2.1.4.1.2 Establecer el margen de jalón MJ (toneladas). 13
2.1.4.1.3 Determinar la tensión de trabajo TT (toneladas) de cada una de las secciones de tubería de trabajo. 16
2.1.4.2 Calcular la máxima longitud de las secciones de tubería de trabajo (grado y peso). 16
2.1.4.3 Determinar la capacidad de presión interna y colapso de la tubería de trabajo. 17
2.1.4.3.1 Presión interna. 18
2.1.4.3.2 Presión de colapso. 18
2.1.5. Criterios de estabilización de la sarta de perforación 19
2.1.5.1 Principios de estabilización de aparejos de fondo. 20
2.1.5.2 Reglas prácticas para estabilizar la sarta de perforación. 24
2.1.5.2.1 Ensambles de fondo para incrementar el ángulo de inclinación. 24
2.1.5.2.2 Ensambles de fondo para reducir el ángulo de inclinación. 26
2.1.5.2.3 Ensambles de fondo para mantener el ángulo de inclinación. 27
2.2 MARCO CONCEPTUAL 29
2.2.1 Elementos que conforman la Sarta de perforación 29
2.2.2 Propiedades mecánicas de la tubería 31
2.2.3 Clasificación de la tubería 31
2.2.4 Esfuerzos a los que se somete la tubería 32
2.3 MARCO CONTEXTUAL 33
2.4 MARCO NORMATIVO 33
CAPÍTULO III METODOLOGÍA 37
3.1 Material y Métodos 37
3.1.1 Materiales 37
3.2 Tipo de investigación 38
3.2.1 Nivel de Investigación 38
3.2.2 Diseño de Investigación 39
3.2 Unidad de análisis 39
3.2.1 Población 39
3.2.2 Muestra 40
3.3 Tipo de muestreo 40
3.4 Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos 41
3.5 Técnicas de Procesamiento y Análisis de Datos 41
3.6 Plan de trabajo 42
3.7 Cronograma 45
CAPÍTULO IVRESULTADOS 46
CAPÍTULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 48
5.1 Conclusiones 48
5.2 Recomendaciones 49
BIBLIOGRAFIA 50
ANEXO 1 51
ÍNDICE DE TABLAS
Página
Tabla 1 Constante de efecto de cuñas 15
Tabla 2 Clasificación de la Tp 35
Tabla 3 Diseño de la sarta de la primera etapa 42
Tabla 4 Diseño de la sarta de la segunda etapa 43
Tabla 5 Diseño de la sarta de la tercera etapa 44
Tabla 6 Informe Final 46
Tabla 7 Informe final 46
Tabla 8 Informe Final 47
INDICE DE FIGURAS
Pagina
Figura 1 Configuraciones de ensambles de fondo 9
Figura 2 Fuerzas laterales en la barrena y componentes del ensamble de fondo 19
Figura 3 Fuerzas de Pandeo y Péndulo 21
Figura 4 Cambio de punto de tangencia y fuerzas laterales que actúan en la barrena 24
Figura 5 Ensambles de fondo para incrementar el ángulo de inclinación 25
Figura 6 Ensambles de fondo para reducir el ángulo de inclinación 27
Figura 7 Ensambles de fondo para mantener el ángulo de inclinación 28
Figura 8 Tensión 33
Figura 9 Colapso 34
Figura 10 Clasificación de la Tp 36
Figura 11 Diseño de la sarta de la primera etapa 42
Figura 12 Diseño de la sarta de la segunda etapa 43
Figura 13 Diseño de la sarta de la tercera etapa 44
INTRODUCCIÓN
Actualmente en la perforación de pozos petroleros ocurren problemas que pueden generar que se atrase el tiempo programado y esto a su vez hace que se incrementen los costos, o bien, dichos problemas pueden generar la pérdida total del pozo. Uno de los problemas más comunes que se pueden dar durante la perforación de un pozo petrolero es con las tuberías, ya sea porque se quede atrapada tubería, se colapse o por fugas en estas. En el proceso de la perforación de un pozo petrolero se requiere de un conjunto de tuberías, a lo que se le conoce como Sarta de perforación. La sarta de perforación es el enlace mecánico que conecta a la barrena de perforación que está en el fondo con el sistema de impulsión rotario que está en la superficie. El propósito principal de la sarta de perforación es de transmitir la torsión de la mesa rotatoria y la flecha Kelly hasta la barrena situada en el fondo del pozo. También sirve para circular fluido a fin de enfriar la barrena y remover los recortes.
La sarta de perforación cumple con los siguientes objetivos:
1. Transmitir rotación a la barrena
2. Transmitir y soportar cargas axiales
3. Transmitir y soportar cargas de torsión
4. Colocar el peso sobre la barrena para perforar
5. Guiar y controlar la trayectoria del pozo
6. Permitir la circulación de fluidos para limpiar el pozo y enfriar la barrena
Esta investigación tiene como objetivo proporcionar los criterios básicos para el diseño de sarta de perforación, aplicando una metodología práctica que contempla los principales esfuerzos a los que se somete una sarta durante la perforación de un pozo.
En el capítulo I de esta investigación se planteará el problema en base a objetivos específicos y se definirá la hipótesis para posteriormente explicar los criterios y los pasos que se deben tomar en cuenta para llevar a cabo un buen diseño de sarta de perforación lo cual se verá en el capítulo II. En el capítulo III se citará la metodología utilizada en esta investigación y posteriormente en los capítulos IV y V se verán los resultados y las Conclusiones respectivamente.
CAPÍTULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1 Descripción del problema
En el proceso de perforación de un pozo, la sarta es el componente del equipo de perforación que más se somete a esfuerzos, tales como lo son la tensión, compresión, presión interna y externa, doblez, fatiga, torsión, abrasión, erosión y corrosión.
La acción independiente o combinada de dichos esfuerzos puede causar problemas durante la perforación, tales como: desprendimientos, pegaduras por presión diferencial, altos arrastres y fugas en los elementos tubulares. Por supuesto, estos problemas son causa de altos costos y pérdidas de tiempo de perforación.
1.2 Formulación del problema
El principio fundamental que debe respetarse al diseñar una sarta de perforación es que los esfuerzos a que se someten sus componentes tubulares deben ser siempre inferiores a las resistencias de dichos componentes (estos son especificados en tablas ya establecidas por los fabricantes), sin deformarse permanentemente o alcanzar su límite elástico. Cuando el límite elástico de un componente tubular se rebasa, éste sufre una deformación permanente y, consecuentemente, una drástica reducción en su capacidad de resistencia. En la mayoría de los casos esta deformación es difícil de detectar visualmente, por lo que al continuar usando este elemento deformado ocasiona los problemas comunes de pesca o fugas.
1.2.1 Pregunta general
¿Qué criterios se deben tomar en cuenta para hacer un buen diseño de sartas de perforación?
1.3 Objetivos de la investigación
1.3.1 Objetivo General
Proporcionar los criterios básicos para el diseño de sartas de perforación, aplicando una metodología práctica que contempla los principales esfuerzos a los que se somete una sarta durante la perforación de un pozo.
1.3.2 Objetivo específico
Describir la metodología para seleccionar los principales componentes de la sarta (aparejo de fondo y tubería de trabajo).
Justificación de la Investigación
Lo que se busca con esta investigación es que se tome en cuenta los esfuerzos a los que la tubería será sometida mediante un buen diseño de sarta de perforación para de esta manera evitar este tipo de problemas y así poder beneficiar a PEMEX y/o a las industrias petroleras que realicen trabajos de perforación ya que en la actualidad debido al esfuerzo al que son sometidas las tuberías al momento de la perforación, ya que estas sufren daños que causan problemas a la perforación como los ya mencionados anteriormente: desprendimientos, pegaduras, fugas etc.
Delimitación de la investigación
Tema: Diseño de sartas de perforación
Lugar: Pozo Arcabuz 612
Ubicación: municipio de Miguel Alemán Tamaulipas
Periodo: Mayo – Junio 2014
Esta investigación de Diseño de sartas de perforación se implementara en el pozo Arcabuz 612 perteneciente a la cuenca de Burgos, el cual se encuentra ubicado en el municipio de Miguel Alemán Tamaulipas teniendo un periodo de duración de la perforación del mes de Mayo a Junio del 2014
6 Hipótesis
Un adecuado diseño de la sarta es fundamental para el éxito de la perforación, reducir los costos y el tiempo de perforación.
1.6.1 Identificación de Variables
Dependiente: Éxito de la perforación, reducción de costos y éxito de la perforación.
Independiente: Un adecuado Diseño de la sarta de perforación
1.7 Viabilidad
1.7.1 Viabilidad Técnica
El diseño de una sarta de perforación requiere de una buena planificación y ejecución, por lo que se necesita contar con personal técnico y operativo que sea capaz de interpretar la información que se requiera para realizar un buen diseño, así como también contar con los elementos necesarios para armar la sarta como lo son las lastrabarrenas, tubería pesada, martillo, estabilizadores, combinaciones etc.
CAPÍTULO II
MARCO REFERENCIAL
2.1 MARCO TEÓRICO
2.1.1 Práctica de Diseño
Para realizar un buen diseño de una sarta, se deben cumplir básicamente los siguientes puntos:
2.1.1.1 Recopilación de información
2.1.1.2 Selección del aparejo de fondo
2.1.1.3 Diseño de la tubería de trabajo
2.1.1.4 Criterios de estabilización de la sarta de perforación
2.1.2 Recopilación de la información
La información necesaria para el proceso de diseño y selección de la sarta se puede resumir en los siguientes puntos:
Profundidad total
Trayectoria y ángulo máximo
Peso sobre barrena requerido
Densidad de lodo
Factores de diseño para el peso sobre barrena
Factor de diseño a la tensión
Máximo margen de jalón
Inventario de tubulares y herramientas
Tabla de especificaciones de tuberías
Algunos Cálculos empleados en el diseño de sartas se basan en experiencias y condiciones esperadas durante la perforación, por lo que es necesario estudiar los pozos de correlación para determinar variables como: posibles arrastres, posibles pegaduras por presión diferencial e hidráulica.
2.1.3 Selección de aparejo de fondo
El diseño de la sarta de perforación se realiza de abajo hacia arriba, por lo que una vez que se cuenta con la información, se inicia el proceso de diseño seleccionando los lastrabarrenas y la tubería pesada. (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
2.1.3.1 Definir la configuración del ensamble de fondo
Existen tres tipos de configuraciones de ensambles de fondo, los cuales permiten mantener el punto neutro (punto en la sarta de perforación donde los esfuerzos de tensión y compresión son igual a cero) por debajo de la sección de la tubería de trabajo.
La selección del tipo de configuración se hace en función de la severidad de las condiciones de operación a las que estará sometida la sarta de perforación, determinada en pozos de correlación. (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Figura 1.- Configuraciones de ensambles de fondo (Proyecto Pemex-IMP)Figura 1.- Configuraciones de ensambles de fondo (Proyecto Pemex-IMP)
Figura 1.- Configuraciones de ensambles de fondo (Proyecto Pemex-IMP)
Figura 1.- Configuraciones de ensambles de fondo (Proyecto Pemex-IMP)
Tipo 1. Es la configuración más simple y está compuesta por lastrabarrenas y tubería de trabajo. El peso sobre la barrena se aplica con los lastrabarrenas y el punto neutro es localizado en los lastrabarrenas.
Tipo 2. Esta configuración utiliza tubería pesada por arriba de los lastrabarrenas, como transición entre lastrabarrenas y tubería de trabajo. En este arreglo, el peso sobre barrena también se aplica con los lastrabarrenas y el punto neutro es localizado dentro de la longitud de los mismos.
Tipo 3. Esta configuración utiliza lastrabarrenas únicamente para lograr el control direccional, mantener la verticalidad del pozo o reducir la vibración de la sarta de perforación. El peso sobre la barrena se aplica con los lastrabarrenas y la tubería pesada, y el punto neutro se localiza en la tubería pesada.
Esta configuración permite manejar el aparejo de fondo en forma rápida y sencilla, reduce la posibilidad de pegadura por presión diferencial y fallas en las conexiones de los lastrabarrenas. En la perforación direccional moderna; este arreglo es el más recomendado. (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
2.1.3.2 Determinar el diámetro de los lastrabarrenas
Cuando las posibilidades de pegaduras por presión diferencial sean mínimas, la experiencia establece que el diámetro de los lastrabarrenas debe ser el máximo permisible, de acuerdo con la geometría del pozo y el diámetro de la barrena2. Esto permitirá un mejor control direccional, menor longitud del ensamble de fondo, menor probabilidad de pegaduras por presión diferencial y menor margen de movimiento lateral (menor esfuerzo de pandeo y fatiga de las conexiones).
La siguiente ecuación proporciona una idea del diámetro mínimo de lastrabarrena d MBL (pg) requerido.
d MBL = 2 * d eCTR - d b
Donde d eCTR es el diámetro exterior del cople de la TR (pg) y d b es el diámetro de la barrena en pulgadas.
2.1.3.3 Calcular la longitud de los lastrabarrenas según la configuración definida.
Cuando el peso sobre la barrena es proporcionado únicamente por los lastrabarrenas (arreglos tipo 1 y 2), la longitud mínima de lastrabarrenas se calcula de la siguiente manera:
2.1.3.3.1. Calcular el factor de flotación F F (Adimensional), con la siguiente ecuación:
2.1.3.3.2. Calcular la longitud mínima de lastrabarrenas LBM (m) con la siguiente ecuación:
Donde P lodo es la densidad del lodo (gr/cm3), p SB es el máximo peso requerido por la barrena en toneladas, F d es un factor de diseño para asegurar que el punto neutro se ubique por debajo de la cima de los lastrabarrenas.
Este factor de diseño varía entre 1.1 y 1.2, siendo 1.15 el valor más común. P LB es el peso de los lastrabarrenas en el aire (lbs/pie) y θ es el ángulo del pozo con respecto a la vertical en grados.
Cuando el peso de la barrena es proporcionado por los lastrabarrenas y por la tubería pesada (arreglo tipo 3), el número de lastrabarrenas debe ser el mínimo necesario para controlar la desviación del pozo.
2.1.3.4. Determinar el cambio de diámetro adecuado entre secciones de la sarta.
En la práctica, para seleccionar los diámetros de tuberías pesada y de trabajo que minimicen los esfuerzos de transición por cambio de diámetro, se calcula la relación de rigidez R R (adimensional) entre la sección inferior y superior, dada por la siguiente ecuación
De acuerdo con la experiencia2, para perforación somera o con baja probabilidad de falla, R R debe ser menor de 5.5. Por otro lado, para perforación en condiciones más severas o con mayor probabilidad de falla R R debe mantenerse menor de 3.5.
2.1.3.5 Calcular la longitud de la tubería pesada según la configuración definida.
Cuando la tubería pesada se utiliza únicamente para reducir los niveles de esfuerzo en la zona de transición entre los lastrabarrenas y la tubería de trabajo (arreglo 2), el número de tramos de tubería pesada se selecciona de acuerdo con las condiciones de trabajo y la experiencia. Una práctica de campo recomendada es usar de nueve a diez tramos de tubería pesada. (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Por otro lado, cuando la tubería pesada se utiliza para reducir los niveles de esfuerzo en la zona de transición, entre los lastrabarrenas y la tubería de trabajo, y adicionalmente para proporcionar peso a la barrena (arreglo 3), la mínima longitud de tubería pesada L TP (m) se calcula con la siguiente ecuación:
2.1.4 Diseño de la tubería de trabajo
Después de calcular el diámetro y número de tramos de lastrabarrenas y de tubería pesada, se procede a diseñar la tubería de perforación, proceso en el cual se revisan las condiciones más críticas a las que será sometida la tubería y se comparan con su resistencia especificada en tablas.
2.1.4.1. Calcular la máxima tensión permisible y la tensión de trabajo para cada sección de tubería.
Para diseñar la tubería de trabajo bajo el criterio de la tensión, es necesario considerar los siguientes factores: a) resistencia a la tensión de la tubería R T proporcionada en tablas por el fabricante; b) factor de diseño a la tensión F dT , el cual se establece de acuerdo con la máxima tensión permisible M TP a la que estará expuesta la tubería; c) tensión de trabajo T T , a la que estará expuesta la tubería durante operaciones normales, y d) margen de jalón M J o tensión máxima a la que podrá someterse la tubería, sin rebasar la máxima tensión permisible establecida por la resistencia a la tensión de la tubería y el factor de diseño. (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
2.1.4.1.1 La máxima tensión permisible M TP (toneladas) se calcula con la siguiente ecuación:
Donde R T está en libras, como normalmente se reporta en tablas, y F dT es adimensional. Los valores típicos del factor de diseño a la tensión F dT varían en el rango de 1.0 a 1.152. El valor de este factor se define considerando la severidad de las condiciones de perforación de pozos de correlación y las condiciones o clasificación de la tubería en función de su desgaste.
2.1.4.1.2 Establecer el margen de jalón MJ (toneladas).
Las prácticas operativas establecen que para seleccionar el margen de jalón es necesario considerar principalmente las siguientes variables: 1) posibilidades de atrapamiento, 2) posibles arrastres durante la perforación, y 3) efecto de cuñas.
La primera variable se establece de acuerdo con la experiencia y las condiciones de perforación esperadas. El arrastre se puede obtener de pozos de correlación o estimar con la siguiente ecuación empírica. (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Donde A Sección (toneladas) es el arrastre por sección, P Sección (lbs/pie) es el peso en el aire del tubular de la sección y L Sección (m) es la longitud del tubular de la sección.
Para estimar el arrastre total de la sarta de perforación, se calculan los arrastres de las secciones comprendidas entre la barrena y el punto de desviación (KOP), usando la ecuación anterior, y se suman los mismos.
Adicionalmente, el efecto de cuñas resulta ser también un buen indicador para establecer el margen de jalón.
El esfuerzo de tensión E T que se causa al aplicar las cuñas, resulta en un esfuerzo compresivo E C alrededor del área del tubo donde trabajan las cuñas. Este esfuerzo compresivo reduce la resistencia a la tensión de la tubería.
La relación del esfuerzo de tensión sobre el esfuerzo compresivo (E T E C), conocida como constante de efecto de cuñas, permite determinar la reducción en resistencia a la tensión de la tubería por efecto de cuñas.
La siguiente tabla muestra los valores de esta constante para las tuberías más usadas en p erforación2, considerando longitudes de cuñas de 12 y 16 pulgadas.
Tabla I.- Constante de efecto de cuñas (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).Tabla I.- Constante de efecto de cuñas (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Tabla I.- Constante de efecto de cuñas (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Tabla I.- Constante de efecto de cuñas (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Por lo tanto, el margen de jalón mínimo debe ser mayor al arrastre calculado y satisfacer la siguiente ecuación:
Satisfaciendo esta ecuación, se garantiza que la tensión de trabajo afectada por las cuñas siempre sea menor a la máxima tensión permisible, es decir:
En la práctica los valores típicos del margen de jalón varían de 25 a 70 toneladas.
2.1.4.1.3 Determinar la tensión de trabajo TT (toneladas) de cada una de las secciones de tubería de trabajo.
La tensión de trabajo a la cual estará expuesta la tubería en condiciones normales es igual a la máxima tensión permisible menos el margen de jalón, y se calcula de la siguiente manera:
2.1.4.2 Calcular la máxima longitud de las secciones de tubería de trabajo (grado y peso).
El principio para calcular las longitudes, grados y pesos de las secciones de tubería de trabajo es mantener durante todo el proceso de perforación, y a lo largo de toda la sarta de trabajo, la tensión de la misma menor o igual a la máxima tensión permisible.
Bajo este principio, y de acuerdo con el arreglo de la sarta de trabajo seleccionado, la tubería de menor resistencia se coloca inmediatamente arriba de los lastrabarrenas o tubería pesada. La máxima longitud de esta primera sección de tubería de trabajo está limitada por la tensión de trabajo P T (SEC 1) determinada previamente, y se calcula con la siguiente ecuación:
Si la longitud de la primera sección no es suficiente para la profundidad total del pozo, la longitud máxima de la segunda sección se calcula con la siguiente ecuación:
Si, adicionalmente, es necesaria una tercera sección de tubería de trabajo, la longitud de ésta se calcula con la siguiente ecuación:
Donde P TT (SEC 1), P TT (SEC 2) y P TT (SEC 3) es el peso de la tubería de trabajo en lbs/pie de las secciones uno, dos y tres, respectivamente.
2.1.4.3 Determinar la capacidad de presión interna y colapso de la tubería de trabajo.
La premisa en este punto es comparar las condiciones más críticas a las que se someterá la tubería (adicionando un factor de seguridad) contra su resistencia.
Cabe mencionar que la falla de la tubería de perforación, ya sea por presión interna o de colapso, es una situación que difícilmente se da. Sin embargo, es necesario considerarla en el diseño de la sarta, por situaciones críticas que pudieran presentarse. (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
2.1.4.3.1 Presión interna.
La sarta de perforación está sujeta a una presión interna de cedencia cuando la presión interna ejercida es mayor que la presión externa. Esta diferencial de presión se puede presentar, por ejemplo, cuando se inducen presiones en la superficie para algún control de brote en el pozo o alguna operación de cementación forzada.
La condición que debe cumplirse para el diseño es:
Donde R pI es la resistencia a la presión interna de la tubería que se va a utilizar, p I es la máxima presión interna de trabajo esperada, y F dpI es el factor de diseño a la presión interna (adimensional). (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
2.1.4.3.2 Presión de colapso.
Fallas por presión de colapso pueden presentarse cuando se realizan pruebas de formación durante la perforación usando la sarta de perforación (prueba DST, drill stem test), o cuando se genera poca presión por el interior de la tubería, como en el caso de operaciones de perforación con aire, espuma o niebla. ("Drill Stem Design and Inspection, Third Edition", 1996)
En este caso, la condición que debe cumplirse para el diseño por presión de colapso es:
Donde R pC es la resistencia a la presión de colapso de la tubería que se va a utilizar, C p es la máxima presión de colapso de trabajo esperada, y F dpC es el factor de diseño a la presión de colapso (adimensional).
Los valores de resistencia al colapso y a la presión interna de las tuberías de perforación se encuentran en Tablas del API, así como en catálogos de fabricantes.
Los factores de diseño a la presión interna F dpI y colapso F dpC oscilan entre 1.1 y 1.5. Sin embargo, 1.3 es el valor más utilizado para ambos.
2.1.5. Criterios de estabilización de la sarta de perforación
Como se ilustra en la siguiente figura, los ensambles de fondo de las sartas de perforación originan fuerzas en la barrena que varían de acuerdo con las condiciones de operación (peso sobre barrena) y a las características de la formación. Durante la perforación estas fuerzas gobiernan el ángulo de inclinación del pozo. Para mantener bajo control estas fuerzas generadas en la barrena, y consecuentemente la inclinación del pozo, se utilizan las fuerzas laterales ejercidas por los estabilizadores al hacer contacto con las paredes del agujero o TR. ("Drill Stem Design and Inspection, Third Edition", 1996)
Figura 2.- Fuerzas laterales en la barrena y componentes del ensamble de fondo (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).Figura 2.- Fuerzas laterales en la barrena y componentes del ensamble de fondo (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Figura 2.- Fuerzas laterales en la barrena y componentes del ensamble de fondo (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Figura 2.- Fuerzas laterales en la barrena y componentes del ensamble de fondo (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Por lo tanto, la manipulación de la posición y el número de estabilizadores (puntos de tangencia o contacto) es fundamental para un buen control del ángulo del pozo.
Los algoritmos que permiten calcular las longitudes de la barrena al punto de tangencia y las fuerzas laterales que éstos originan en la barrena, son complejos. Sin embargo, los principios que gobiernan el comportamiento de un ensamble de fondo liso (sin estabilizadores) proporcionan las bases para determinar la posición y número de estabilizadores.
2.1.5.1 Principios de estabilización de aparejos de fondo.
Cuando se aplica peso sobre la barrena P SB, se originan dos fuerzas en la misma barrena: una fuerza negativa o de péndulo, causada por la gravedad, y una fuerza positiva o de pandeo, causada por el peso sobre la barrena, y la consecuente deflexión de los lastrabarrenas. La resultante de estas fuerzas laterales depende de la longitud del punto de tangencia L T (distancia de la barrena al primer punto donde el ensamble de fondo, por flambeo, hace contacto con las paredes del agujero o TR). (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
La tendencia de la barrena a incrementar el ángulo del pozo depende de la fuerza de pandeo, mientras que la tendencia a reducir el ángulo depende de la fuerza de péndulo. Por otro lado, la tendencia a mantener el ángulo ocurre cuando ambas fuerzas se neutralizan. Finalmente, si se tiene un buen control de la longitud del punto de tangencia con la posición adecuada de los estabilizadores en el ensamble de fondo, se tendrá también un buen control del ángulo del pozo.
Figura 3.- Fuerzas de Pandeo y Péndulo (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).Figura 3.- Fuerzas de Pandeo y Péndulo (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Figura 3.- Fuerzas de Pandeo y Péndulo (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Figura 3.- Fuerzas de Pandeo y Péndulo (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
La fuerza resultante en la barrena F B (toneladas), causada por las fuerzas de pandeo y péndulo, cuando se aplica peso sobre barrena, se puede determinar con la siguiente ecuación:
Donde L T (m) es la longitud de la barrena al primer punto de tangencia y (pulgadas) es el claro entre el agujero y el diámetro exterior del lastrabarrena.
Como pudo observase, la ecuación tiene dos incógnitas: la fuerza resultante en la barrena FB y la longitud de la barrena al primer punto de tangencia L T. Para calcular estas dos variables, se recomienda el siguiente procedimiento: (Advanced Oil Well Drilling Engineering Handbook. Program 10th Edition, 1st Revision, July 1995.)
1. Suponer la longitud de la barrena al primer punto de tangencia L T (m), para el peso sobre barrena P SB (toneladas) requerido. De acuerdo con la experiencia, se sugiere un valor inicial de 10 m.
2. Determinar, en tablas, el peso en el aire de los lastrabarrenas P LB (lbs/pie).
3. Calcular el factor de flotación F F.
4. Calcular la carga compresiva de los lastrabarrenas C CLB (toneladas) con la siguiente ecuación:
5. Determinar la rigidez de los lastrabarrenas R LB (lbs-pg2) con la siguiente ecuación:
6. Calcular la variable u (adimensional) con la siguiente ecuación:
7. Cal cular la función trascendental X (adimensional) con la siguiente expresión:
8. Calcular el claro entre el agujero y el diámetro exterior de los lastrabarrenas (pulgadas)
9. Calcular la longitud de la barrena al primer punto de tangencia L T (m) con la siguiente ecuación:
10. Si el valor de L T, calculado en el paso 9, es diferente del supuesto en el paso 1, calcular un promedio de ambos valores con la siguiente ecuación:
11. Tomar el valor de L T, calculado en el paso 10, como el nuevo valor de L T supuesto, y repetir los cálculos hasta que el valor de L T calculado en el paso 9 sea aproximadamente igual al supuesto.
12. Calcular la fuerza resultante en la barrena F B en toneladas.
Este proceso de cálculo nos permite determinar la longitud de la barrena al primer punto de tangencia y la fuerza resultante en la barrena. Si la fuerza resultante es positiva, el ángulo se incrementa; si es negativa, el ángulo se reduce; y si es cero, el ángulo se mantiene. (Advanced Oil Well Drilling Engineering Handbook.Program 10th Edition, 1st Revision, July 1995.)
Una vez determinada la fuerza resultante y la longitud del punto de tangencia, la colocación de un estabilizador a este nivel cambiará la posición de un subsecuente punto de tangencia hacia una posición superior, así como las respectivas fuerzas laterales que actúan en la barrena. Bajo este principio, puede obtenerse el número y posición de estabilizadores para incrementar, reducir o mantener el ángulo del pozo.
Figura 4.- Cambio de punto de tangencia y fuerzas laterales que actúan en la barrena (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).Figura 4.- Cambio de punto de tangencia y fuerzas laterales que actúan en la barrena (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Figura 4.- Cambio de punto de tangencia y fuerzas laterales que actúan en la barrena (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Figura 4.- Cambio de punto de tangencia y fuerzas laterales que actúan en la barrena (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
2.1.5.2 Reglas prácticas para estabilizar la sarta de perforación.
Como resultado de modelos complejos (3D), que consideran fuerzas de inclinación y direccional en la barrena, curvatura del agujero, diferentes diámetros de agujero y componentes del ensamble de fondo, rotación de la sarta y puntos de tangencia entre barrena y estabilizador y entre estabilizadores, a continuación se presentan algunas reglas prácticas para determinar el número y posición de los estabilizadores1. (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
2.1.5.2.1 Ensambles de fondo para incrementar el ángulo de inclinación.
En la siguiente figura se muestran los arreglos de ensamble de fondo comúnmente usados para incrementar el ángulo de inclinación.
Figura 5.- Ensambles de fondo para incrementar el ángulo de inclinación (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).Figura 5.- Ensambles de fondo para incrementar el ángulo de inclinación (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Figura 5.- Ensambles de fondo para incrementar el ángulo de inclinación (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Figura 5.- Ensambles de fondo para incrementar el ángulo de inclinación (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Un ensamble de fondo típico para incrementar el ángulo del pozo cuenta con un porta barrena estabilizador o un estabilizador a 1 ó 1.5 m de la barrena.
Este estabilizador permite que la flexión o pandeo que sufren los lastrabarrenas colocados arriba de este primer estabilizador, originado por el peso sobre barrena, se convierta en una fuerza lateral de pandeo, la cual tiende a incrementar el ángulo.
La mejor respuesta para incrementar el ángulo del pozo se obtiene con los arreglos 5 y 6. Esto ocurre porque la separación entre los dos primeros estabilizadores (27 m) permite la flexión de los lastrabarrenas (punto de contacto o tangencia entre estabilizadores) incrementando la fuerza lateral de pandeo.
En agujeros con inclinación menor a 8°, el arreglo de fondo número 4 proporciona mayor fuerza de pandeo o mayor respuesta a incrementar el ángulo que los arreglos 5 y 6. Sin embargo, para agujeros con inclinaciones mayores de 8° la mayor respuesta para incrementar el ángulo se obtiene con los arreglos 5 y 6. Estos tres arreglos de ensamble de fondo (4, 5, y 6) permiten incrementos de ángulo entre 2 y 5°/30 m.
Los arreglos 2 y 3 permiten incrementos de ángulo medianos (1 y 3°/30 m). Por otro lado, el arreglo 1 es utilizado para generar moderados incrementos de ángulo, de tal manera que, en ocasiones, éste se puede utilizar para mantener el ángulo del pozo. (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
En los arreglos de ensambles de fondo utilizados para incrementar el ángulo de inclinación, el aumento del peso sobre la barrena, dependiendo del diámetro del lastrabarrena, aumenta el ritmo de incremento de ángulo. A menor diámetro de lastrabarrena, relativo al diámetro del agujero, mayor será este ritmo de incremento, debido a que hay más espacio para la flexión o pandeo del lastrabarrena, efecto que causa el incremento de la fuerza lateral de pandeo. Adicionalmente, cuando la inclinación del agujero aumenta, estos arreglos tienden a mejorar su respuesta a incrementar el ángulo del pozo, debido a que, por gravedad, los lastrabarrenas tienden a pegarse a la parte baja de las paredes del agujero. Por lo tanto, es necesaria menor flexión del lastrabarrena para lograr puntos de contacto y aumentar las fuerzas laterales de pandeo.
2.1.5.2.2 Ensambles de fondo para reducir el ángulo de inclinación.
En la siguiente figura se muestran los ensambles de fondo comúnmente usados para reducir el ángulo de inclinación. A este tipo de arreglos se les conoce como arreglos tipo péndulo, debido a que la fuerza lateral, de péndulo, ejercida por la gravedad, es superior a la fuerza de pandeo, este efecto de péndulo se logra eliminando el estabilizador colocado arriba de la barrena e instalando el primer estabilizador antes del primer punto de tangencia para evitar con esto los efectos de flexión en los lastrabarrenas que generan las fuerzas laterales de pandeo.
Figura 6.- Ensambles de fondo para reducir el ángulo de inclinación (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).Figura 6.- Ensambles de fondo para reducir el ángulo de inclinación (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Figura 6.- Ensambles de fondo para reducir el ángulo de inclinación (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Figura 6.- Ensambles de fondo para reducir el ángulo de inclinación (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Los arreglos 5 y 6 proporcionan la mejor respuesta para reducir el ángulo de inclinación del pozo. En los arreglos de ensambles de fondo utilizados para reducir el ángulo de inclinación, 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, entonces, la distancia de la barrena al primer estabilizador debe reducirse, como se indica en los arreglos 1 al 4. Estos arreglos tipo péndulo son raramente usados para perforación direccional. En general, son más utilizados para controlar la desviación del pozo. (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
2.1.5.2.3 Ensambles de fondo para mantener el ángulo de inclinación.
Estos ensambles de fondo son conocidos como sartas empacadas.
La siguiente figura muestra las sartas empacadas comúnmente empleadas para mantener el ángulo de inclinación. Como se puede observar, en estos arreglos los estabilizadores se colocan de tal manera que las fuerzas laterales de pandeo y péndulo se neutralicen. Este efecto generalmente se logra colocando dos estabilizadores cerca de la barrena. El primero inmediatamente arriba de la barrena y el segundo a una longitud menor o igual a 6 m.
Figura 7.- Ensambles de fondo para mantener el ángulo de inclinación (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).Figura 7.- Ensambles de fondo para mantener el ángulo de inclinación (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Figura 7.- Ensambles de fondo para mantener el ángulo de inclinación (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Figura 7.- Ensambles de fondo para mantener el ángulo de inclinación (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Los ensambles de fondo empacados, en realidad tienen la función de incrementar o reducir paulatinamente el ángulo de inclinación del pozo, evitando un cambio repentino de ángulo. Una característica de estos ensambles de fondo es que la variación de las fuerzas laterales de pandeo y péndulo con cambios de peso sobre barrena deben ser nulos. (Proyecto Pemex-IMP 2ª Fase).
Los arreglos 1 y 2, tienen la característica de mantener el ángulo de incremento. Por otro lado, los arreglos 4 y 5 tienen la tendencia a mantener la reducción del ángulo del pozo. El arreglo número 3, para ángulos de inclinación menores a 10°, mantiene el incremento de ángulo, mientras que a inclinaciones mayores de 10° mantiene la reducción de ángulo.
2.2 MARCO CONCEPTUAL
Sarta de perforación: Es la que transmite la fuerza generada por la mesa rotaria o el TOP drive a la broca en el fondo del pozo y que también proporciona un medio para circular el lodo.
2.2.1 Elementos que conforman la Sarta de perforación:
Barrenas: Es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación, utilizada para cortar o triturar durante el proceso de la perforación. Su función es perforar los estratos de la roca mediante el vencimiento de su esfuerzo de compresión y de la rotación de la barrena.
Lastrabarrenas: Son barras de acero huecas utilizadas para auxiliar a la tubería de perforación y dar peso a la barrena durante las operaciones de perforación. También son conocidas como Drill Collars.
Heavy Weight: La tubería de perforación extra pesada (Heavy-Weight). Es y la tun componente e peso intermedio, para la sarta de perforación, entre los lastrabarrenas y a tubería de perforación. Proporcionando un cambio gradual de rigidez de la herramienta rígida a frágil tubería de perforación, reduciendo la fatiga de éste, al colocar tubería en el punto de transición. Son tubos de pared gruesa unidos entre sí, por juntas extra largas.
Estabilizadores y Herramienta que se utiliza en la Sarta de Perforación: Los aparejos de fondo originan fuerzas en la barrena que varían de acuerdo con las condiciones de operación (P.S.B) y a las características de la formación. Estas fuerzas gobiernan el ángulo de inclinación del pozo. Para mantener bajo control estas fuerzas generadas en la barrena, y consecuentemente la inclinación del pozo, se utilizan las fuerzas laterales ejercidas por los estabilizadores al hacer contacto con las paredes del pozo. Por lo tanto la manipulación de la posición y el número de estabilizador es (puntos tangenciales o contacto) es fundamental para un buen control del ángulo del pozo.
Martillos: Herramienta de percusión en la sarta. El principal propósito de correr un martillo de perforación es proporcionar una acción de golpeteo inmediato cuando la sarta este pagada. Existen diversas ventajas por tener un martillo como parte de la sarta de perforación. Cuando la sarta está pegada, el martillo está disponible inmediatamente, esto disminuye costosas operaciones de desviación o pesca, y en consecuencia ahorra tiempo equipo y dinero
Top drive (T.D): Es básicamente una combinación de mesa rotaria y Flecha. Está impulsado por un motor independiente y le imprime rotación a la sarta de perforación la cual está conectada en forma directa sin necesidad de una Flecha o de mesa rotaria. Se compone de una unión giratoria, motor de corriente alterna, sistema para control de torque así como del gancho, dos discos de freno con calibres hidráulicos, montados en la parte superior de cada motor, aguantan torsión en la sarta de tubería y ayuda a mantener la posición durante los trabajos direccionales.
La mayor parte de la Sarta la constituye la tubería de perforación. La sarta de perforación está constituida de tres partes principales:
a. Tubería de perforación o Drill Pipe
b. Conjunto de fondo o Bottom Hole Assembly (BHA)
c. Broca o Bit.
Tubería de perforación: Es la que constituye la mayor parte de la sarta de perforación y que generalmente esta en tensión, y cuyo peso es sostenido por la torre o castillo. La tubería de perforación de uso común esta laminada en caliente, taladrada sin costura al que luego se suelda las conexiones o tool joints. La tubería de perforación tiene una vida relativamente corta por lo que es importante un adecuado cuidado y selección. La parte más débil de la tubería de perforar es el cuerpo. Por lo que el drill pipe es la parte más débil de la sarta.
Partes de la tubería de perforación: Está constituido por dos partes las cuales son fabricadas separadamente y luego unidas mediante soldadura. Estas son:
a) Cuerpo o Body
b) Conexión o Tool joint: box and pn
2.2.2 PROPIEDADES MECÁNICAS DE LA TUBERÍA
Mínimo yield Strenght o Esfuerzo de Cedencia: Es el esfuerzo al cual el material exhibe un límite de desviación de la proporcionalidad del esfuerzo a la deformación. En otras palabras es el momento en que la deformación pasa de elástico a plástico.
Tensile Strenght o Esfuerzo de Estiramiento: Es el valor obtenido al dividir la carga máxima que produce rotura por el área seccional del tubo, también se le conoce como Ultimate Strenght (Esfuerzo final).
2.2.3 CLASIFICACIÓN DE LA TUBERÍA
Por inspección:
Drill pipe Nuevo: Tubería de perforación nuevos (Nominal) identificada por UNA BANDA BLANCA en el cuerpo a 36 pulgadas del pin.
Premium class: Primera clase hasta un 20% de desgaste uniforme de la pared comparado con el nominal identificada con DOS BANDAS BLANCAS en el cuerpo a 36 pulgadas del pin y de dos pulgadas de espesor.
Clase 2: Desde 20% a 35% de desgaste excéntrico de pared comparada con elnominal. Esta identificada con UNA BANDA AMARILLA
Clase 3: Desde 35% a 45% de desgaste uniforme de la pared comparado con el nominal. Esta identificada con UNA BANDA AZUL. RECHAZADOS BANDA ROJA
2.2.4 ESFUERZOS A LOS QUE ESTA SOMETIDA LA TUBERÍA.
Tensión: Tanto por su propio peso como por tensiones ocasionales debido a las operaciones.
Torsión: Se presenta debido al movimiento rotativo para perforar.
Flexión: Debido las características del pozo que nunca son verticales. Este esfuerzo se presenta más claramente en pozos dirigidos.
Colapso: Generalmente se presentan cuando se hacen los viajes en la que generalmente los chorros llegan taponados al fondo. En las pruebas de formación.
Presión Interna: Al bombear el fluido de perforación, al hacer trabajos de inyección.
Compresión: Cuando la tubería soporta la carga de su propio peso cuando al bajar se encuentra puentes, o en los pozos direccionales al rozar con las paredes del mismo. Cuando se sienta algún packer.
Actividad Química: Del lodo y otros elementos sobre el drill pipe. La combinación de estos esfuerzos fatiga más rápidamente a la tubería y la resultante de estas fuerzas es mucho más intensa que individualmente
2.3 MARCO CONTEXTUAL
El pozo arcabuz 612 se encuentra en el municipio de Miguel Alemán Tamaulipas el cual pertenece a la cuenca de Burgos que es la reserva de gas natural más importante de todo el país, esta comprende gran parte del noreste, dentro de territorios norteños de Tamaulipas, Nuevo León y Coahuila, contiene su epicentro en la pequeña ciudad de Burgos. De acuerdo con las expectativas y las cifras que maneja PEMEX, dicha cuenca es de gran relevancia tanto para el desarrollo regional como nacional.
2.4 MARCO NORMATIVO
El Instituto Americano del Petróleo API tiene establecido que para el diseño de sartas de trabajo sean considerados los tres esfuerzos principales a que son sometidas:
Tensión.- Una sarta de trabajo al estar suspendida verticalmente, sufrirá un esfuerzo axial llamado tensión, producto de su peso. El valor de este esfuerzo varía de cero en el punto neutro hasta un máximo en el punto de apoyo, es decir en la superficie. (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)
Figura 8.- Tensión (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)Figura 8.- Tensión (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)CompresiónTensiónPunto neutroKGProfEsfuerzos por tensión ( kgs, tons ó en lbs)Tensión Rpi se incrementaTensión Rpc se disminuyeCompresiónTensiónPunto neutroKGProfEsfuerzos por tensión ( kgs, tons ó en lbs)Tensión Rpi se incrementaTensión Rpc se disminuye
Figura 8.- Tensión (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)
Figura 8.- Tensión (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)
Compresión
Tensión
Punto neutro
KG
Prof
Esfuerzos por tensión ( kgs, tons ó en lbs)
Tensión Rpi se incrementa
Tensión Rpc se disminuye
Compresión
Tensión
Punto neutro
KG
Prof
Esfuerzos por tensión ( kgs, tons ó en lbs)
Tensión Rpi se incrementa
Tensión Rpc se disminuye
Si la tubería estuviera suspendida en el aire soportaría todo su peso. Si está sumergida en un fluido (lodo), disminuye su peso por el efecto de empuje, esto en función de la densidad del fluido; cambiando los esfuerzos de tensión a compresión a partir del punto neutro hacia abajo.
Colapso.- Este esfuerzo se debe principalmente al efecto de la presión exterior que ejerce la columna hidrostática de los fluidos de perforación. El valor de este esfuerzo aumente con la profundidad y su valor máximo estará en el extremo inferior de la tubería. (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)
Presión ceroPresión máximaEsfuerzos por colapso (kg/cm2, lb/pg2 ó en psi)Compresión Rpi se disminuyeCompresión Rpc se incrementaPresión ceroPresión máximaEsfuerzos por colapso (kg/cm2, lb/pg2 ó en psi)Compresión Rpi se disminuyeCompresión Rpc se incrementa
Presión cero
Presión
máxima
Esfuerzos por colapso (kg/cm2, lb/pg2 ó en psi)
Compresión Rpi se disminuye
Compresión Rpc se incrementa
Presión cero
Presión
máxima
Esfuerzos por colapso (kg/cm2, lb/pg2 ó en psi)
Compresión Rpi se disminuye
Compresión Rpc se incrementa
PiPePiPe
Pi
Pe
Pi
Pe
Figura 9. - Colapso (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)Figura 9. - Colapso (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)
Figura 9. - Colapso (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)
Figura 9. - Colapso (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)
Torsión.- La cantidad de esfuerzo por torsión que resiste una tubería bajo tensión debe calcularse en cada cambio de tubería. (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)
El Instituto Americano del Petróleo API ha establecido diversos lineamientos para la clasificación de la tubería de perforación en función del desgaste que está presente. ("Drill Stem Design and Inspection, Third Edition", 1996)
El desgaste afecta directamente a la resistencia del tubo.
Clasificación de la TP por usabilidad
Tipo
Descripción
Código de color
Clase I
Tubería nueva
Una franja blanca
Premium
Desgaste del 80%
Dos franjas blancas
Clase II
Desgaste del 65%
Una franja amarilla
Clase III
Desgaste del 55%
Una franja azul
Clase IV
Deshecho
Una franja roja
Tabla 2.- Clasificación de la TP (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)Tabla 2.- Clasificación de la TP (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)
Tabla 2.- Clasificación de la TP (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)
Tabla 2.- Clasificación de la TP (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)
Figura 10.- Clasificación de la TP (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)Figura 10.- Clasificación de la TP (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)
Figura 10.- Clasificación de la TP (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)
Figura 10.- Clasificación de la TP (API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.)
CAPÍTULO III
METODOLOGÍA
3.1 Material y Métodos
3.1.1 Materiales
Este pozo se perforo con el equipo PMP 06.
La perforación del pozo arcabuz 612 requirió de 3 etapas para llevar a cabo su perforación en las cuales fueron necesarios los siguientes materiales:
1 Etapa:
Barrena 12 ¾
Doble caja liso
Drill Collar (2)
Estabilizador
TP Heavy weight
Etapa:
Barrena 8 ½
Motor de Fondo
Estabilizador
Drill Colar Helicoidal
Combinación (2)
Drill Collar
TP Heavy weight (2)
Martillo
Etapa:
Barrena 6 ¼
Motor de Fondo
Estabilizador
Drill collar espiral 4 3/4 (9)
Combinaciones
TP Heavy weight (6)
Martillo
3.2 Tipo de investigación:
3.2.1 Nivel de Investigación
Investigación Descriptiva:
Según Tamayo y Tamayo (1990), la investigación descriptiva "comprende la descripción, registro, análisis e interpretación de la naturaleza actual, y la composición o proceso de los fenómenos. El enfoque se hace sobre conclusiones dominantes o sobre grupo de personas, grupo o cosas, se conduce o funciona en presente".
Según Sabino (1986) "La investigación de tipo descriptiva trabaja sobre realidades de hechos, y su característica fundamental es la de presentar una interpretación correcta. Para la investigación descriptiva, su preocupación primordial radica en descubrir algunas características fundamentales de conjuntos homogéneos de fenómenos, utilizando criterios sistemáticos que permitan poner de manifiesto su estructura o comportamiento. De esta forma se pueden obtener las notas que caracterizan a la realidad estudiada".
Esta investigación es de tipo descriptiva ya que se pretende conocer las situaciones que afectan a la sarta de perforación y tomando en cuenta estos factores se pudo realizar un buen diseño, para poder llevarla a cabo primeramente se examinaron las características del problema para posteriormente elaborar técnicas para la recolección de datos que se adecuaran al propósito del estudio y que de esta manera se nos permitiera encontrar una solución.
3.2.2 Diseño de Investigación:
Investigación Documental
''La investigación documental es una técnica que consiste en la selección y recopilación de información por medio de la lectura y crítica de documentos y materiales bibliográficos, de bibliotecas, hemerotecas, centros de documentación e información (Baena 1985)
Esta investigación se identifica como de tipo documental debido a que para conocer los pasos adecuados para un buen diseño de sartas de perforación fue necesario recurrir a fuentes de datos donde la información encontrada es proporcionada por personal especializado en este tema, así como también en fuentes de datos de las grandes empresas petroleras que realizan este tipo de trabajos de diseño de sartas de perforación.
3.2 Unidad de análisis
3.2.1 Población
"Es el conjunto total de individuos, objetos o medidas que poseen algunas características comunes observables en un lugar y en un momento determinado". (Balestrini, 2002)
La población en la que se llevó a cabo esta investigación fue en la Cuenca de Burgos la cual es la reserva de gas natural más importante de todo el país. De los 652 pozos perforados por PEMEX el año pasado, 402 se encuentran en esta cuenca, que en realidad comprende gran parte del noreste, dentro de territorios norteños de Tamaulipas, Nuevo León y Coahuila, contiene su epicentro en la pequeña ciudad de Burgos. De acuerdo con las expectativas y las cifras que maneja PEMEX, dicha cuenca es de gran relevancia tanto para el desarrollo regional como nacional.
Por el momento la producción diaria de gas en esa región alcanza los mil millones de pies cúbicos.
3.2.2 Muestra
"Una muestra es una parte representativa de una población, cuyas características deben reproducirse en ella, lo más exactamente posible". (Balestrini, 2002)
Para la toma de muestra de la investigación, se seleccionará un pozo que se encuentre en perforación para de este modo ir probándolo en base a su diseño de sarta de perforación que este no vaya teniendo problemas a medida que se va perforando.
3.3 Tipo de muestreo
Muestreo intencional u opinático
Este tipo de muestreo se caracteriza por un esfuerzo deliberado de obtener muestras '' representativas'' mediante la inclusión en la muestra de grupos supuestamente típicos. Esta investigación se basó en una muestra intencional u opinatico ya que se escogió el pozo arcabuz 612 por ser de conveniencia del investigador
3.4 Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos
"En el enfoque cualitativo, la recolección de datos ocurre completamente en los ambientes naturales y cotidianos de los sujetos e implica dos fases o etapas la inmersión inicial en el campo y recolección de los datos para el análisis". (Albert, 2007)
Se utilizaran los manuales y tablas ya establecidas por Pemex y otras compañías petroleras donde vienen las resistencias de las tuberías, los esfuerzos a los que pueden ser sometidas etc.
3.5 Técnicas de Procesamiento y Análisis de Datos
"Es la Técnica que consiste en la recolección de los datos primarios de entrada, que son evaluados y ordenados, para obtener información útil, que luego serán analizados por el usuario final, para que pueda tomar las decisiones o realizar las acciones que estime conveniente". (Mónica Montero, 2003)
Los datos que se analizaran en esta investigación son los que se darán diariamente en el reporte de perforación el cual es brindado por el reportologo que se encuentra en el pozo y que se encarga de plasmar detalladamente todo lo ocurrido en tiempo real en la perforación del pozo, para posteriormente en base a estos datos elaborar tablas y gráficas donde se representaran los costos y el éxito que tuvo la sarta en la perforación, así como los días que tardo en perforarse dicho pozo.
3.6 Plan de trabajo
Diseño de Sarta de la Primera Etapa a perforar
Tabla 3.- Diseño de la primera etapaTabla 3.- Diseño de la primera etapa
Tabla 3.- Diseño de la primera etapa
Tabla 3.- Diseño de la primera etapa
Figura 11.- Diseño de la primera etapaFigura 11.- Diseño de la primera etapa
Figura 11.- Diseño de la primera etapa
Figura 11.- Diseño de la primera etapa
Diseño de Sarta de la Segunda Etapa a perforar
Tabla 4.- Diseño de la segunda etapa
Figura 12.- Diseño de la segunda etapaFigura 12.- Diseño de la segunda etapa
Figura 12.- Diseño de la segunda etapa
Figura 12.- Diseño de la segunda etapa
Diseño de Sarta de la Tercera Etapa
Tabla 5.- Diseño de la tercera etapaTabla 5.- Diseño de la tercera etapa
Tabla 5.- Diseño de la tercera etapa
Tabla 5.- Diseño de la tercera etapa
Figura 13.- Diseño de la tercera etapaFigura 13.- Diseño de la tercera etapa
Figura 13.- Diseño de la tercera etapa
Figura 13.- Diseño de la tercera etapa
3.7 Cronograma
Actividad
MES
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Fecha de inicio de Perforación
Fecha de Terminación de la perforación
CAPÍTULO IV
RESULTADOS
Con base a esta investigación se comprobó que es de suma importancia la realización de un buen diseño de sarta de perforación para tener éxito en la culminación de los pozos, ya que de esta forma se pueden evitar contratiempos que generen tiempos de atraso en las operaciones de la perforación.
En base a la información recaudada se obtuvieron satisfactorios los resultados ya que gracias al buen diseño de la sarta de perforación no se tuvieron problemas mientras se perforo el pozo Arcabuz 612 lo cual nos dio como resultado que los costos en esta perforación se redujeran, como se muestra en las siguientes tablas.
Tabla 6.- Informe Final Arcabuz 612 PEMEXTabla 6.- Informe Final Arcabuz 612 PEMEX
Tabla 6.- Informe Final Arcabuz 612 PEMEX
Tabla 6.- Informe Final Arcabuz 612 PEMEX
Tabla 7.- Informe Final Arcabuz 612 PEMEXTabla 7.- Informe Final Arcabuz 612 PEMEX
Tabla 7.- Informe Final Arcabuz 612 PEMEX
Tabla 7.- Informe Final Arcabuz 612 PEMEX
Se comprobó que la perforación se llevó a cabo en menos días de los que se tenían programados ya que no se tuvieron tiempos de atraso debido al buen diseño de la sarta, de esta manera las compañías petroleras generan ganancias ya que se ahorran gastos debido a que sus días de operaciones se reducen. En la siguiente tabla se muestra la relación de los días que se tenían programados para realizar la perforación del pozo Arcabuz 612 y los días reales de esta.
Tabla 8.- Informe Final Arcabuz 612 PEMEXTabla 8.- Informe Final Arcabuz 612 PEMEX
Tabla 8.- Informe Final Arcabuz 612 PEMEX
Tabla 8.- Informe Final Arcabuz 612 PEMEX
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 Conclusiones
De acuerdo a la hipótesis planteada "Un adecuado diseño de la sarta es fundamental para el éxito de la perforación, reducir los costos y el tiempo de perforación", se concluyó que el buen diseño de la sarta de perforación es un elemento indispensable para que una perforación de un pozo petrolero tenga el éxito esperado. Quedando como aceptada la hipótesis empleada.
De acuerdo al objetivo general que fue '' Proporcionar los criterios básicos para el diseño de sartas de perforación, aplicando una metodología práctica que contempla los principales esfuerzos a los que se somete una sarta durante la perforación de un pozo'' Este se llevó a cabo correctamente, por consiguiente no se tuvo problemas en la perforación del pozo Arcabuz 612 y de esta manera se entregó el pozo sin problemas al área de producción generando importantes ganancias a PEMEX, por lo que se concluye que en una perforación de un pozo petrolero es indispensable contar con un buen diseñó que te lleve al éxito esperado.
De acuerdo al Objetivo específico ''describir la metodología para seleccionar los principales componentes de la sarta (aparejo de fondo y tubería de trabajo) '' Se elaboró el diseño de la sarta tomando en cuenta las especificaciones que se mencionaron en dicha metodología, logrando con esto la elaboración de un correcto diseño.
Finalmente se concluye que se deben tomar en cuenta los esfuerzos y presiones a los que la tubería se somete en la perforación de pozos petroleros, por lo que dichos datos se deben tomar en cuenta para la realización del diseño de sartas de perforación, el cual es algo fundamental para lograr el éxito de estos.
5.2 Recomendaciones
1. En situaciones donde la sarta de perforación estará sometida a condiciones extremadamente severas, como pozos de alta inclinación o de largo alcance, se recomienda diseñar la sarta tomando en cuenta esfuerzos combinados (tensión/colapso, tensión/torsión, etc.).
2. Durante el diseño de una sarta de perforación, se recomienda contar con tablas de especificaciones de tubería completas y actualizadas.
BIBLIOGRAFIA
American Petroleum Institute: Recomended Practices for Drill Stem Design and Operating Limits. API Recomended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.
Bourgoyne Jr., A.T., Chenevert, M.E., Millheim, K.K, y Young Jr., F.S. Applied Drilling Engineering; SPE Textbook Series.
Proyecto Pemex-IMP, Procedimientos para el Diseño de la Perforación de Pozos, 2a. Fase.
T H HILL ASSSOCIATES, Inc. Standar DS-1 "Drill Stem Design and Inspection, Third Edition", 1996
PETROLEUM EQUIPMENT GROUP ¨DRILL STRING Y CASING HANDLING EQUIPMENT¨
MITCHELL ENGINEERING: Advanced Oil Well Drilling Engineering Handbook & Computer. Program 10th Edition, 1st Revision, July 1995.
T H HILL ASSSOCIATES, Inc. Standar DS-1 "Drill Stem Design and Inspection, Third Edition", 1996
TF DE MEXICO, S. A., "JUNTAS PARA TUBERIA DE PERFORACION", CATALOGO 1983.
Hernán Ramos Jiménez, OPERACIÓN NIVEL III, Curso de Capacitación y Desarrollo de habilidades en Actividades de Perforación y Mantenimiento de pozos.
ANEXO 1
Nomenclatura
CCLB = Carga compresiva de los lastrabarrenas (ton)
DMLB = Diámetro mínimo de lastrabarrenas (pg)
DeCTR = Diámetro exterior del cople de la TR(pg)
de = Diámetro exterior de tubería (pg)
di = Diámetro interior de tubería (pg)
db = Diámetro de la barrena (in)
D = Profundidad (m)
ET = Esfuerzo de tensión (lb/pg²)
EC = Esfuerzo compresivo (lb/pg²)
FB = Fuerza resultante en la barrena (ton)
Fd = Factor de diseño (adimensional)
FdpI = Factor de diseño por presión interna (adimensional)
FdbC = Factor de diseño para la presión de colapso (adimensional)
FdT = Factor de diseño a la tensión (adimensional)
FF = Factor de flotación (adimensional)
LLB = Longitud mínima de lastrabarrenas (m)
LTB = Mínima longitud de tubería pesada (m)
LTT = Máxima longitud de una sección de tubería de trabajo (m)
LT = Longitud de la barrena al primer punto de tangencia (m)
= Claro entre el agujero y el diámetro exterior del lastrabarrena (pg)
MTP = Máxima tensión permisible (ton)
MJ = Margen de jalón (ton)
PID = Presión interna de diseño (lb/pg²)
PI = Presión interna (lb/pg²)
PCD = Presión de colapso de diseño (lb/pg²
PC = Presión de colapso, (lb/pg²)
PSB = Peso requerido por la barrena (ton)
PLB = Peso de los lastrabarrenas en el aire (lbs/pie)
PTP = Peso de la tubería pesada en el aire (lbs/pie)
RR = Relación de rigidez (adimensional)
RLB = Rigidez de los lastrabarrenas (lbs- pg²)
RT = Resistencia a la tensión de la tubería (ton)
TT = Determinar la tensión de trabajo
u = Variable (adimensional)
X = Función trascendental (adimensional)
P lodo = Densidad del lodo (gr/cm³)
Ө = Angulo del pozo con respecto a la vertical (grados)
